具体任务及指标是：生产原油41.8万吨，注汽100万吨，注水170万立方米，滚动增储100万吨；含水控制在85.79%以内，自然递减控制在16.8%以内，综合递减控制在8.08%以内，油汽比大于0.165。

　　强化组织运行调整，做实产量优化工程。化产量压力为动力，精细谋划、超前部署、狠抓落实，努力赢得原油生产主动权，确保实现“首季开门红、半年硬过半、三季度保稳定、四季度再上产”工作目标。一是加快新井部署及实施力度，加快在研方案研究及审查实施进度，开展古城、王集等8个区域部署潜力论证，预计部署油井18口，新建产能1.51万吨；加大滚动勘探及储量动用力度，努力寻找新区产能建设阵地，持续在老区完善部署高效调整井，力争部署各类完善及高效调整井20口至30口，新建产能1.5万吨以上。二是加大措施论证实施力度，持续深化措施挖潜“两个” 转变，开展拉网式排查，根据工艺技术的新进展，进一步拓宽措施挖潜领域，全年实施措施450井次。三是提高老井精细管理水平，以提高热能利用率为核心，全力做好“汽”文章；牢固树立“水质达标率99%=0”的开发理念，全力做好“水”文章；充分利用信息化指挥平台，提高油井有效生产时率。

　　强化人力财力调整，做实基础研究工程。持续加强人才培养，重点培养一批地震解释、地质建模、油藏数模方面的技术人才，为进一步开展基础研究奠定人员基础。持续开展常采单元油藏精细描述及建模数模工作，根据潜力大小，稳步推进。持续开展热采单元“四场”分布特征及开发技术优化研究，形成一套高周期吞吐后的开发技术规范。持续加大动态监测力度，为基础研究和油藏调整挖潜奠定基础。

　　强化精细注采调整，做实水驱稳产工程。以油藏潜力分析为基础，强化高效注水和矢量井网调整，进一步提高储量有效动用，实现水驱稳产上产。重点做好欠注井治理、调剖调驱、矢量井网调整、采液结构调整，持续攻关普通稠油转水驱单元开发新技术，改善开发效果。

　　强化规划过程调整，做实三采增产工程。加快接替单元规划部署，强化注聚后差异化调整，加快泌124区上层系转驱方案，力争上半年进入现场。优化过程调整，改善开发效果，对泌125聚驱推广颗粒调剖工艺，试验多级分注工艺，对王17断块注聚后强化跟踪调整，及时实施细分重组。

　　强化思路技术调整，做实热采提效工程。针对现阶段开发存在的技术瓶颈，以问题为导向，深化基础研究，厘清潜力分布，通过开展面积组合吞吐技术优化、转方式开发研究、试验，努力实现热采开发效果进一步改善、开发效益进一步提升。

　　强化目标方法调整，做实滚动增储工程。由于老区经过多年梳理排查，滚动增储目标变得“更小、更隐蔽、品位更低”，下步深化厂院融合，强化滚动增储目标方法调整，力争实现年增储100万吨，年增油5000吨目标。