有这样一组数字，对华北油田采油三厂精细管理作了最好诠释：原油产量连续14年稳定增长，连续10年保持百万吨以上，储量资源替换率连续12年大于1，同时有效控制了开发成本，与2000年前相比，在油水井数量增加一倍的情况下，用电量却下降了一半，步入良性发展轨道。
以提高开发水平和经济效益为关键点和着力点，把精细管理贯穿于生产经营全过程，推进发展方式转变，使这个厂焕发了生机和活力。
效益开发在精细中延伸
经过30来年的勘探开发，华北采油三厂管理的19个油田大都进入高含水、高采出程度、高储量动用程度的“三高”阶段，增储稳产难度日趋增大。
这个厂精细油藏评价，重新认识地下，实施评价建产一体化，通过对区带整体解剖，精细分析，创新认识，不放过任何一个疑点，寻找每个亮点，确定每个区块和每口井的产量接替增长点。在留107断块应用精细储层预测技术，发现岩性油藏，在4口评价井均获成功的基础上，整体进行滚动扩边、扩层、扩块，增加优质地质储量301万吨，目前日产195吨。路36断块是一个开发近20年的低效区块，2007年13口油井中只有3口井生产，日产油3.4吨。这个厂对这一断块的油藏地质特征及潜力进行精细再认识，利用现有地面系统、老井转注、水平井挖潜进行油田二次开发，日产油由3.4吨增加到85吨，使路36断块开发“起死回生”。
这个厂精细综合治理，重新认识现有油藏的潜力，重建老油田地质基础，对58个油藏进行精细描述，为油藏潜力认识和开发调整提供科学依据。河间油田已进入开发后期，通过精细描述油藏潜力，坚持老区调整与滚动挖潜相结合，对正常井实施“养颜术”，对不正常井实施“拯救术”，对潜力井实施“进补术”，产量由178吨提高到350吨，预期采收率可达到50%以上，让这个开发33年的油田“老而不衰”。
精细采油工程管理，有效遏制递减，提高油田采收率。这个厂通过强化水井措施和注水工艺改造，做到注够水、注好水、平稳注水。2009年水井措施比率占总措施井的40%以上，今年又在河间油田实施注水系统三级计量完善工程。目前，这个厂水驱储量控制程度由60%上升到69%，水驱储量运用程度由58%上升到64%，注水系统效率由41%提高到53%。
效益效率在精细中提升
华北采油三厂把全要素经济评价、全过程系统控制的方法贯穿于开发各环节，最大限度激发每个生产要素和岗位的效益潜力，努力实现油田最佳开发。
“一组一策”是这个厂提高油藏开发效益的重要体现。实施中，技术人员把以注水井为中心的地下最小开发单元（注采井组）作为最小的经营管理对象，通过细致分析研究、管理策划，提出针对性较强的开发措施，对井组开发管理水平和开发效益的提高起到重要作用。
宁15计量站是这个厂实施“一组一策”的缩影。这个站从收集各项基本数据开始，从每口井到每个井组建立井组精细一览表、注水井精细一览表、采油井精细一览表和班站成本核算记录及台账，再利用计算机将区块的大连通图变成小的井组连通图，共整理上万组数据，形成了精细管理网络。“一组一策”实施以来，全厂高效、有效井组增加150个，低效井组减少53个，高效、有效井组产量所占比例提高到85%以上。
围绕效益开发，实施地面工程简化、优化，提高系统效率效益，不让“大马”拉“小车”。这个厂对1984年开发的大王庄油田地面系统进行简化改造，原4座联合站停运2座，简化为接转站1座，停运计配站11座，停运13.8公里的外输管线1条，减少岗位23个；每年减少自用油3100吨，减少运行费用530万元。在留107断块等新区产能建设中，按照新油田优化原则，采用单井—计量站—联合站的布站方式建设，简化工艺，建设投资和运行费用大幅度降低。
这个厂实施成本管理细化，横向到机关科室，纵向到工区（大队），形成全方位成本管理。在采输工区、班站、岗位，实施单井、单站、单机、单项工程、单日为单位的“五单核算”管理，形成全员成本管理。每季度组织一次以注采井组为基本单元的经济活动分析，每月对采输单位实行吨油成本考核，对6项重点费用实行专项考核，对作业大队等辅助生产单位实行劳务收入、以收抵支考核，对机关科室实行专项费用包干考核，全过程强化成本控制。实施提高采油、注水、集输、电力四大系统效率工程，全面降低运行成本。目前，这个厂年用电总量已由2000年前的2.9亿千瓦时下降到1.5亿千瓦时，吨油耗电由301.7千瓦时下降到129.2千瓦时。
