做深基础研究，奠定精细调整基础。针对常采单元构造复杂、动静态矛盾点多的问题，利用油藏工程、数值模拟等方法，开展构造精细刻画和剩余油研究；做好热采单元高周期吞吐后地下“三场分布”特征研究，在此基础上，开展注汽组合及注采参数优化、配套工艺优化、转蒸汽驱技术优化等工作。
做大滚动增储，拓展持续发展空间。梳理老区开发中存在的动静态矛盾，加强低序级断层识别、多物源区砂体精细刻画，理顺平面油水分布关系，实现扩边连片；加强“四性”关系评价，优选潜力井层实施验证，探寻油层增储潜力；加强地震资料应用，探索新圈闭增储潜力。力争全年实现增储100万吨以上，增油0.5万吨。
做精注采调整，提升常采稳产能力。开展套损井修复、欠注井层治理及注水井调剖调驱工作，提高水驱控制及动用程度；在“注上水、注够水、注好水”的基础上，开展主力层适时提限液、非主力层差异改造工作，发挥常采井层产能；优化实施泌125区注聚单元过程调控、调剖试验和差异化注采调整，加快王17断块注聚单元实施进度，提高注聚单元产量。力争常采单元自然递减控制在10%以内，产油24万吨以上。
做细热采管理，提高热能利用率。围绕油藏、井筒、地面三位一体，研究攻关检测技术，查找热能损失点，抓实“全程保干”工作。制定锅炉经济运行管理办法，降低锅炉运行故障率，推广相变换热节能技术，降低烟气热损失；应用新型保温技术，实现锅炉本体、注汽管线、注汽井口全面保温，降低地面热损失；完善井筒隔热工艺，配套应用隔热衬套、隔热补偿器，降低井筒热损失。
做优生产运行，确保实现产量目标。以作业运行保障率、注汽运行符合率、集输系统稳定率、注水水质合格率等“七率”为抓手，强化油水井全生命周期管理，增强老井稳产能力。以“生产运行效率提升年”活动为契机，以生产运行、油水井管理日志化为抓手，利用信息化电子巡检和现场巡查相结合的方式，提升运行保障能力。精细谋划，超前部署，狠抓落实，加快新井研究部署进度，加大措施论证实施力度，力争一季度部署新井25口，实施措施120井次，上半年部署新井40口，实施措施220井次。
