截至10月27日，冀东油田今年共完钻产能建设井134口，进尺46.6万米，已投产油井87口，平均单井日产油10.1吨，新井累计产油14.1万吨，呈现出产建工作进展快、单井产量高、实施效果好的局面。在产能建设过程中，这个油田坚持做到“三协同”。

方案设计与增储上产协同。针对油藏平面、层间、层内非均质性矛盾突出的实际，冀东油田科研人员创新思路，从层系组建、井网构建、能量巧用三大要素入手，以前期保持稳产、后期极限动用为目标，力求全面、均衡、精细协同开发。新区产建紧跟预探、油藏评价和储量升级，强化滚动开发潜力目标评价与筛选，加大块状挥发性等油藏发技术政策与部署设计研究力度，为硬增储稳上产奠定基础。老区产建按照“三查、三清、六分、一主攻”分类，重组挖潜思路，借助密闭取芯、数值模拟、微观驱油实验等手段定量定性刻画剩余油富集模式，完成高中深、南堡1-5区等6个区块开发调整总体设计，优选潜力目标18个。

产能部署与提高采收率协同。针对产能建设的复杂性，科研人员严格落实滚动开发程序，动态跟踪、动态调整，根据新钻井的钻探效果和获得的地质新认识，不断优化产建部署，及时完善地层对比、油藏构造和地质模型，做到早注水、早投产、早见效。同时，这个油田兼顾后续二次采油、三次采油提高采收率技术的应用，努力实现精细开发与极限动用。今年年初以来，科研人员重点开展了南堡陆地浅层气驱提高产能总体设计，以及堡古2等7个断块的注采方案研究和柳北2+3等5个断块的提高采收率方案研究。

技术攻关与矿场试验协同。针对低渗透油藏“一深、一长、三小、两强、两复杂”特点，科研人员扎实开展差异化压裂层段开发技术政策研究，细分低渗、特低渗油藏压裂开发方式，建立不同砂体压裂开发模式，优化缝网设计，精心论证注水时机、采油速度、单井产能、生产气油比等参数，高深北高5断块等矿场试验获得成功，压裂投产后新建产能5.1万吨。