2017年，该厂生产原油46.5万吨，完成效益配产，比预算减亏1560万元，实现年度效益开发目标。
精细生产组织，确保原油产量目标完成
对采油厂而言，产量是效益的载体，只有增加有效产量，才能摊薄成本。
面对低油价“寒冬期”，采油二厂超前谋划，精心组织，以“全面增加经济可采储量和提高稠油开发效益”为重点，厘清开发工作要点，成立“SEC储量、基础研究、常采、热采、生产运行”五个项目组，抓实“新井、老井、措施”三条线运行，通过日跟踪、旬分析、月总结制度，确保产量目标完成。
该厂以提高新井产量贡献率为重点，紧盯钻井进度，超前组织新井投产，紧密跟踪分析试采井结果，及时评价増储建产能力。去年投产新井23口，日产油71.2吨，累计产油1.38万吨。为减少投资，利用废旧抽油机、管线、高架罐等，节约投资469万元。
该厂按照“规模选井、效益优先”的原则，结合作业定额降低的有利因素，加大措施研究、评价和实施力度，提高补产上产能力。去年老井实施措施431井次，累计增油4.6万吨。
根据油价回升、作业定额下降的“利好”，该厂对关停井逐井逐层开展潜力评价，加大复产力度。全年复产关停井198口，累计产油2.32万吨。
精细油藏认识，努力拓展增储增产空间
在当前油价持续低迷、投资大幅压缩的情况下，立足现有资源，精细油藏描述，最大限度的挖掘老区剩余油潜力，是实现效益开发的有效手段。
采油二厂牢固树立油气资源为根的理念，解放思想，转变观念，以探明、动用优质储量为目标，精细基础地质研究，加大老井复查滚动勘探和老区综合完善部署力度，改善老油田开发效果。
该厂围绕油田开发“潜力层、矛盾点、空白区”疑问，开展精细沉积、构造、储层、成藏研究，优选有利区带潜力井层，评价扩边、新层、新区滚动勘探潜力。去年，实施老井复查35井次，实现滚动增储100.77万吨，增油6643吨。
该厂根据区块开发矛盾，变区域研究为区块整体研究，分类型进行评价，通过整体把握、局部剖析、精雕细刻，明确剩余油分布，实施分类部署。去年，在王3断块、王17断块等区域部署完善新井23口，完钻投产17口，新增动用地质储量75万吨，增加产能46.5吨，累计生产原油8201万吨。
精细注采调整，改善水驱油藏开发效果
常采单元是效益开发的主阵地，采油二厂按照“因藏制宜、分类治理、效益优先”的原则，以做深块块研究为基础，持续推进精细注水工程，去年常采产量完成24万吨，占总产量比例51.7%，自然、综合递减得到有效控制。
该厂针对常采单元存在的开发矛盾，精细地质研究，围绕“注”、“采”两个方面进行立体调控，通过井网完善、转变流线、细分重组、井网转换、注采耦合、油层改造等技术措施，均衡地下流场，提高注水效益产量。全年实施各类措施443井次，增油3.16万吨。
去年4月1日，泌125区块注聚二期工程建设项目完工投运后，全面转为注聚开发。该厂通过加强过程管控确保注入质量，差异化调整注入及注采结构，实施油井堵水、水井调配等措施45井次，见效井14口，增油9000多吨。
该厂针对普通稠油转水驱后，平面窜流严重，出现的油井受效差异大的问题，优化实施多段塞、高强度调剖工艺，优化注水方式，强化分类分治。转水驱开发的6个区块20个井组，日均产油由23.7吨增加到57.3吨，累计增油1.78万吨。
精细注汽优化，提升稠油热采开发水平
采油二厂稠油热采开发区块经过高周期、高强度开发后，地下情况越来越复杂，汽窜加剧，剩余油难以有效动用。该厂优化注汽方案，精细过程管理，持续开展精细注汽、水平井治理、优化低成本工艺配套等技术攻关，挖掘剩余油潜力。
该厂依托“一轮一井一分析”平台，找准问题与潜力，严控“注汽六关”，优化注汽选井、参数、方式、组合、运行，实现由产量选井向效益选井、选层转变，由优化蒸汽量向优化蒸汽、氮气量相结合转变，由单井点蒸汽吞吐向区域整体动用转变，由逐井点组合向逐层组合转变，由月度运行结合向旬度运行结合转变，确保蒸汽发挥效果最大化。
该厂针对稠油热采水平井开井率低、产量贡献小的现状，根据不同油藏类型水平井开发中存在的突出问题，结合潜力大小、工艺现状对水平井逐井逐层进行潜力分析，完善改进水平井工艺配套技术，提出60口井治理意见。去年共实施78井次，阶段产油1.65万吨，油汽比0.18，预计周期结束后油汽比0.2，水平井效果得到一定改善。
