精细开发管理。年初，该厂制订了“降本硬稳产”工作目标，从调整油田开发管理体系入手，实行单井分级、油藏分类管理。以信息化为抓手，落实厂、所、区三级监控体系管理制度，强化单井日常跟踪，及时注采调配、调参和井筒诊断，共发现异常油井53井次，通过加药、热洗、强抽、换光杆等自扶躺手段，控制躺井27井次，并及时修复26井次，压缩躺井占产4天/井次，采油时率、油井利用率均提高2%，产量不正常井及时恢复率达90%以上，减少原油产量损失660吨；在油藏分类管理基础上，进一步开展注采单元分类管理。对6个区块36个注采单元进行分类评价，在保证水驱均衡的前提下，注水调配10井次，油井优化调参引效17井次，转流线、下调参15井次，油藏单元的稳升率达78%，较计划多产1660吨。
实践“藏油于技”。充分利用二氧化碳资源和技术优势，结合化学剂性质，针对高含水井，开展创新实践探索，加合创新形成了2C提高采收率技术系列。针对稠油底水油藏，应用HDC技术，完成兴北2口水平井试验，平均单井日增油11吨，含水均由98%降至10%，累计增油1035吨，HDC技术有望盘活苏北近400万吨稠油藏资源；针对中高渗“三高”油藏，在思路引领下，利用数模优化研究，摸索洗油、驱油机理，开展“水驱残余油”挖掘技术攻关，集成创新了“2C”提高残余油有效动用新技术，建立了单井吞吐和小井组注驱试验模式，洲20井见效显著，日产油由1吨增加并稳定至5-6吨，含水由98%降至65-80%，已累增油178.5吨，残余油“2C”开发技术打开了水驱油提高采收率的新局面。
做到“藏油于藏”。5月中旬，该厂及时转变思路，调整中高渗油藏采油速度，夯实下步可持续稳产基础，对帅垛、陈家舍、蔡家堡等20口油井的生产参数进行合理调整，同时优化对应水井的配注量，预计日产油将减少80吨。同时对华庄、鹤伦两个低效注气井组实施“只注不采”恢复能量试验，草舍泰州组选井实施二次注气以及张家垛油田探索注气油藏水气交替调堵驱油试验工作。
