截至2021年12月28日，吐哈油田公司创新应用措施风险服务模式，成果丰硕：玉108、温13-2、葡409等一批低产低效井组陆续见效，其中鲁8、巴喀区块原油日产稳中有升，公司难动用储量增油1.4万吨。
措施风险服务模式，是吐哈油田近年来改革创新的重点举措之一，其核心理念就是将中低风险合同转变为完全风险合同、定价结算转变为增油量分成结算，催生了甲乙双方“做大产能”的共同诉求，使得甲乙双方的目标达成一致，实现了“1+1>2”效应，将“难动用资源”变为“可动用资源”。
吐哈油田自2018年实施措施风险服务模式以来，已逐步探索形成以低产低效井、低产低效井组和低产低效区块治理为核心的10多种服务模式，累计实施200余井次，增油3.8万吨。
随着这种服务模式的创新和完善，吐哈油田实现了量效双升，服务方在获得预期利润的同时，还提升了措施主观能动性与攻关技术的积极性。今后，吐哈油田公司将持续完善和推广风险服务模式，实现更多难产储量的效益动用。
同时，吐哈油田开发围绕高质量发展目标，坚持油藏基础研究，打造提质增效综合治理示范工程，加大注水专项治理，深挖油田内部潜力，老区稳产技术逐步配套完善，自然递减率同比下降1.1个百分点，油田稳产基础进一步夯实。
打好措施进攻仗，油气开发由常规向常非并举转变，由单一增产向组合协同转变，由单井挖潜向井组同步治理转变，不断优化技术组合，为老油田提升措施效果找到一条破题之路。公司2021年措施增油9.4万吨，投入产出比达到1∶6，实现了油气产量和效益双提升。
针对不同储层类型、不同开发阶段，吐哈油田精准实施改善水驱和提高采收率工作，自然递减控制了2.9个百分点。气驱、纳米微球调驱等试验均见到明显效果，2021年共实施28个井组，油井见效率达到75%，多手段协同治理的技术路线基本形成，丰富了高含水阶段开发技术对策。
为提高稠油采收率和稠油开发效益，吐哈油田打出注气吞吐、氮气泡沫驱等一整套稠油开采组合拳，向难采储量要产量、要效益，推进超深稠油高效开发。规模化实施采用以常规注水为主、减氧空气泡沫驱和复合吞吐为辅的“二三结合”开发技术，在无新区产能投入情况下，2021年保持日产1300吨硬稳定。
在三塘湖盆地致密油开发过程中，这个公司根据不同油藏类型，确定主体技术和关键技术，采用致密油井组渗析+驱替、火山岩立体注水等转变开发方式的配套技术，非常规油藏递减率控制到20%以内，油田稳产基础更加牢固。
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