众所周知，相比常规油田开发，稠油井开采具有高投入、高成本、高风险，低效益“三高一低”开发特点，对工艺技术配套的要求比常规油井开采要复杂得多。技术人员经过不断探索实践，根据不同区块稠油黏度和不同地质特点，积极研究应用成熟的技术和管理集成，合理配置工艺技术措施，探索形成了配套的工艺技术系列，在注气模式、井筒模式和机采工艺模式上为稠油开发精心配置了全新科技“套餐”，提高了稠油井开发效果。
在注气模式优化上，在经济评价的基础上，进行注气参数优化工作。通过对注气量、油层厚度、注气干度、注气强度等参数进行正交试验，优化注气参数设计，确定多周期吞吐最佳注气量、注气强度、注气干度。根据地层厚度和吞吐轮次确定合理的注气量，做到该多注的气不少注、该少注的气不多注。对原油黏度较低的井适当减少注气量，降低注气干度，主要是通过注气启动，实现常规开采，不按原来规定单井次注气量必须注够若干吨，减少不必要的成本投入。
在井筒模式优化上，根据稠油井黏度不同，主要配置了注气、挤防黏剂、注气掺热水伴输、注气泵上泵下掺水、加电加热杆5种工艺措施。在单井措施实施前，对各种工艺措施方案进行比较，选择效益期望值高的工艺措施方案，同时对抽油杆、管、泵等井下工具进行优选，严把下井管杆质量关、管柱试压关和完井资源录取关，提高单井措施效益。因稠油开采区块多，地面原油黏度高，稠油流动性差等特点，致使开采困难，常因供液不足或进泵困难导致停井次数增多，不能维持正常生产。技术人员选择GD827-1井作为电加热杆技术的实验井，电加热杆技术加热温度高（205℃）、热效率高，只需几分钟便可实现预热，并可实现过泵加热，使稠油在进泵前得以加热降黏，提高抽油泵的充满程度。该工艺操作方便，在停井不超过3小时的情况下，电加热不需要停，防止了稠油井特殊情况停井后一停一开造成井筒内稠油堆积堵塞的现象。例如：GD827-1井自2006年6月投产应用此工艺以来，油量已由最初的0.4吨提高到现在的8.0吨，不仅维持了正常生产，且产量正逐步实现攀升的趋势。
在机采工艺模式的优化上，根据稠油井生产特点采用长冲程、低冲次、长筒泵，根据黏度不同采用掺热水伴输、泵上泵下掺水降低回压生产等措施，充分发挥地层能量，提高单井日产水平。经过多次试验，确定了不同采油阶段的参数优化标准，优化机、杆、泵配置，形成“套餐制”组合。针对原油密度大、黏度高、出砂严重，对原油进泵阻力大，抽油杆下行困难的问题，选用57mm长泵，长冲程，慢冲次的工作制度，降低原油在管柱中流动的阻力，地面选取10型机或12型机配以调速电机。同时对油井机、杆、泵优化设计，提高泵效和机采效率，并利用双向保护抽油杆接箍以及管、杆优化设计技术，取得较好的防偏磨效果。