今年以来，西北油田分公司强化探、评价井及开发井的完井试油管理，加大科技创新力度，引进5项新技术，创新7项新工艺，试油建产率77.31%，探评井、开发井完井、测试优良率分别为96.4%和97.5%,高于年度目标6.4%和7.5%，提高完井时效3000多小时。
近年来，随着塔河油田勘探开发领域的进一步扩大，完井试油、动态监测等施工任务成倍增加，工程技术人员短缺的矛盾十分突出，成为制约塔河油田快速发展的瓶颈问题。
为了从根本上解决这一问题，分公司着眼于建设千万吨级大油田的发展要求，从优化人力资源配置着手，充分利用完井测试作业承包商市场逐步成熟的有利条件，退出完井、测试施工作业，以投标方式优30多家施工队伍，每季度对承包商队伍从企业资质、施工准备、进度控制、工程质量、体系建设、安全环保、技术措施、组织保证、服务态度等九个方面进行量化考核。同时，公开竞聘完井测试一级主管师等16个岗位的管理人员，实现了组织机构和人力资源的优化配置。
管理体制的改革极大地调动了管理人员的积极性，50名行业管理人员完成了1056井次的开工验收和质量管理等工作。
在创新管理体制、机制的同时，分公司结合塔河油田完井测试自身特点，引进5项新工艺：针对供液充足、抽汲速度慢的井，在诱喷排液时，使用气举方式替代抽汲作业，气举排液的速度，由每小时12方提高到15方，效率提高了25%；在S3-1等3口井成功引用负压射－采联工艺，射孔后无需诱喷作业，其瞬间解堵功能有效防止了油气层污染；在T912CH井成功引用遇油膨胀封隔器完井工艺，无需对水平井段进行下套管和固井作业，实现了井下分层、分段开采和井下控水；在S3-4井成功引用增效复合射孔测试联作工艺，解释人工裂缝长度1.39m，比常规射孔人工裂缝长度增加了1倍，有效地沟通了地层的天然裂缝，改善了油气流动通道；在S61、T301、TK422井成功应用 TCP监测识别系统，准确检查套管的变形、弯曲、断裂及孔眼、内壁腐蚀等情况，提高了数据识别准确度和射孔作业的质量。
与此同时，结合塔河油田探、评井、开发井特点，还创新7项新技术： 研发井口套管余留保护装置，有效保护套管，缩短换装井口时间，使常规完井早投产1.5小时；在AD区块TK626井通过气举配合产液剖面测，改进稠油、超稠油井测井传统工艺，大管径的采油方式成功试用；注入冷液降低井筒温度，降低管柱弯曲，完成生产测井；改进采油井口管汇，提高管汇的安全性；在DK25井，试行先座封后换井口技术，保证了井控安全；在AD5井，自主研制低成本套管密封装置，解决了套管损坏难题；在M4、M10井成功应用井口腐蚀修复工艺技术，救活了一大批停躺井。
采取上述措施后，与2006年相比，分公司探评井和开发井的完井时间大大提速，分别缩短9.1天和2.9天，完成了艾丁地区、托普台地区奥陶系、塔河深层、新和古生界、雅轮古生界、于奇地区、东南斜坡带、西达里亚古生界等领域27井/40层的探评井试油评价工作，见油气14井/15层，试获油气率40.54%；完成118口/130层开发井试油评价工作，见油气流92口/92层，试油建产率77.31%。