面对低油价冲击，采油四厂克服“毛巾已经拧干”“潜力已经挖尽”的畏难情绪，树立“长期过紧日子”“一切成本皆可降”的思想意识，明确了32项110条提质增效具体措施及其负责部门、完成时限。厂属各单位按照总体部署，围绕下达的提质增效指标，结合单位实际，制定切实有效的专项行动实施方案，逐级分解细化管控指标，通过压缩非生产性支出、精细油水井管理、劳动竞赛等举措强化成本指标受控。
优化产能建设，加强经济效益评价，对3个油田8个拟建产区块重新开展经济效益评价，将内部收益率达到8%以上的两个油田 3 个断块列入计划；提升油藏评价水平效率，目前已完成全年12口井产能建设任务，投产4口，累计产油912吨。
细化油气生产，加大低产低效区块治理力度，已完成12井工作量，日增油10.3吨，日增注112立方米；加强长停井治理恢复，计划恢复长停井18口，已恢复15口，其中油井7口水井8口，日增油9.6吨，日增注170立方米；打通杨税务天然气输送渠道，4月16日至今输送滞销天然气到永清站570多万立方米，累产混合轻烃96吨；实现了务三站、泉一站零散气回收1300万立方米。
深化挖潜压控，积极开拓外部市场，承接外输长庆陇东天然气项目，外派操作员工22人，优化长庆轮岗制度降低轮换频次；优化古大站处理工艺，停运 3 台脱水器并在 4 月上旬停用破乳剂，截至6月底，节约集输处理运行成本约 12 万元；将务 39-1 井柴油发电改为天然气发电，日用气量300立方米，日节约运行成本900元；加强技术管理，停用9口井电加热，优化 17 口井加热时间，每天节约电量4200千瓦时；完成各类参数调整89井次，单井平均日耗电下降 15.0 千瓦时，新增间开井68口，单井月开井时间减少 589.2 小时；创新应用分时段的注水方式，安56站注水系统效率提升 7.9%，预计年节约电费 10.5 万元；优化集输工艺，调整8条输油管线、8座热水炉水域温度、15座单井拉油点电加热棒、3 口内置穿芯电伴热井的运行方式，预计年节约天然气20万立方米、电费16万元。
强化科技创新，探索减氧空气、二氧化碳吞吐等提高采收率的新工艺和新技术，累计实施完成新技术井6口，正实施两口。微生物吞吐、二氧化碳吞吐措施初期平均单井日增油1.3吨，减氧空气吞吐/驱措施合计日增油16.2吨，累增油1336吨。全力推进油气生产物联网系统建设，5座拉油点合并值守、6座拉油点无人值守，合计减少岗位人员8人。