红河油田精细节点管理提升油田开发水平
截至2012年12月31日，该厂全年累计生产原油40.1万吨，完成年计划的100%，并创下2008年建厂以来原油产量记录新高。
四项技术提高原油产量
为进一步挖掘剩余油潜力，该厂继续贯彻落实油井的“一井一策”挖潜策略。根据不同井区的油藏地质特点和油井生产特征，制定切实可行的措施方案，充分挖掘油井措施增产潜力；制订了油水井措施监督实施办法，加大措施结构优化力度，优先实施增产潜力大的油井措施；严格落实日常生产管理制度，确保施工井的优质、高效完成；加强日常巡检力度，特别是对重点工序跟踪到位，确保施工质量。
为有效控制躺井，挖掘剩余资源。该厂按照地质先行、工艺跟进的思路，工艺研究所技术人员定期深入采油一线，和采油作业区技术人员一起联手为油井“把脉会诊”，逐口油井摸排，根据不同油井的“个性”，为每口油井建立详细的“健康档案”，并“量体裁衣”建立扶停井经济评价分析系统，实行“一井一策”的策略，逐步找到救活长停井的金钥匙。
通过老区调整、低效水平井治理、老井措施挖潜、优化扶停长停井等四项技术提高原油产量，有针对性地实施钻铣球座冲砂、复合解堵、压裂、补孔改层和泵升级等措施挖掘油井潜力，全年实施老区调整新井16口、实施低效水平井专项治理18口、实施普通油井措施16口、实施扶长停井18口，措施有效率达到85.7%，全年增加产量1.1万吨，增加恢复产能70余吨。
两项工作助推上产引擎
由于红河油田油藏类型多，区块构造复杂，油层厚和原油物性存在较大差异，造成水平井开发效果不同，部分原高产水平井出现含水急剧上升等问题。
工作中，油田技术人员加强油藏动态跟踪，开展递减规律研究，建立弹性开采期水平井产量、能量的递减模型；据此模型，对油井进行“把脉”将水平井递减期划分为放喷返排期、快速递减期、低速递减期、低能低液四个时期；针对这四期特征根据每口井的“病因”，研究制定了“预警调参、出砂井调参、被压窜井调参、放大压差增油调参、稳动液面调参”等五种调参控递减做法“对症下药”。
按照“四期五法”优化水平井参数，实施调参329井次，优化井的平均泵效由49.37%提高至53.81%，油田水平井总体优化率达95%以上，抽油机井平均机采系统效率达到30.09%。弹性开采初期自然递减率34.8%，与国内同类油藏对比低10个百分点。
同时，红河油田把信息化建设作为助推原油上产的引擎，重点从“统一规划、统一标准、统一设计、统一建设、统一平台、统一管理”入手，以打造“资源共享与交流”为根本出发点，全面加快油田数字化建设，实现了所辖油区2515平方公里的“零接触”。
通过信息化提升，该油田累计优化岗位定员近400人，基本实现了“电子巡井、人工巡站、远程监控、应急联动”新的生产组织方式。采油工足不出户，在监控室就可实现部分油田的动态管理，也使决策者在千里之外如临现场，给油井“把脉体检”和“开方下药”。信息化已成为油田的“千里眼”，使油田管理迈上了一个崭新台阶。
五项试验开启油藏增能之门
近年来，红河油田已发现并成为主力开发的储层有延9、长6、长8、长9层位。2011年，该厂通过运用水平井开发，又在长9储层开辟了新的建产区，单井产量得到大幅度提升，但油井产量下降较快。针对油藏原始地层能量低、油井能量下降快的动态特征，该厂技术人员加强科研攻关与试验，在矿场开展五项增能先导试验，探索致密砂岩油藏增能开发方式。
借鉴之前该油田105井区注水试验的经验，选择了CO2为介质。利用CO2气体注入井内，可增加地层的能量，可提高油藏的采收率。6月24日，红河油田首口实施CO2驱油试验井红河156井正式实施注气作业。
8月23日，该厂对红河56-2井成功实施首口同井采注试验，9月5日，该厂红河55平52井日产液从16.55方增至18.96方，含水从69%下降至41%，日增油5吨，成为首口同井采注井投产后最快受益井。
红河60井（区）延9层油藏是该厂2011年初投产的一般低渗透油藏，投产初期天然能量较充足，日产油量60吨，采油速度高达8%，实现了高速高效开发。但随着采出程度的增加，油藏能量逐渐下降，严重影响到油井的稳产。11月19日，该厂自主设计的首座污水处理、回注站——红河60注水站顺利投入运行，将区块生产的污水全部进行处理达标后，回注到油藏中，“一箭双雕”。
此外，在油田镇泾5和红河105井区长6老区，该厂开展了超前注水试验，通过老井从长8层上返到长6层进行注水补充能量，然后对应油井同样上返到长6层，目前部分油井已见到能量恢复的效果。