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     大慶油田依靠分層注水、穩油控水等自主創新技術，到2002年實現了5000萬噸以上連續27年高產穩產，之后經過6年的戰略調整，2008年年產原油在4020萬噸。在此期間，依靠原有技術，油田產量每年遞減145～200萬噸。為滿足國家對石油的迫切需求，集團公司提出大慶油田保持4000萬噸持續穩產的目標。此時油田處于“雙特高” 開發階段（綜合含水91.4%，可采儲量采出程度83%），實現穩產國內外沒有先例。要實現此目標，必須要解決以下三大難題：特高含水后期多井多層高含水，如何提高多學科油藏精細描述精度和效率；剩余油高度分散。如何精細刻畫、有效識別，高效挖潛構造復雜區及厚油層內部剩余油；如果科學評價特高含水期水驅開發效果，發展完善薄差層精細注采挖潛調整技術，控制自然遞減和含水上升率，提高水驅最終采收率的難題，以進一步提高水驅采收率為目標，以控含水、控遞減為核心，以6個水驅精細挖潛示范區為依托，探索出了特高含水期老油田水驅進一步提高采收率的精細、高效開發新模式。主要取得以下創新成果： 1、創新形成多層非均質砂巖油田特高含水期提高多學科油藏精細描述精度和效率新技術。建立了分層注水工藝數學模型及數值模型，實現了自主研發軟件分層注水模擬及輔助歷史擬合功能。完成了13個區塊的數值模擬研究，涉及面積108.21平方公里、地質儲量3.5億噸、井數5069口。 2、創新集成了特高含水期厚油層層內剩余油描述與配套挖潛工藝技術。實現了層內0.2m以下薄夾層精確識別及剩余油精細定量表征，自主研發了層內“注、堵、采”配套工藝技術。 3、創新發展了構造復雜區剩余油精細刻畫與整體挖潛技術，創新形成了小斷層三維集成可視化井震結合構造描述技術，形成了四種斷層區域剩余油挖潛模式。有效指導了2.75億噸斷層區的挖潛。 4、發展完善特高含水期水驅開發效果評價及調整技術。建立了適合特高含水期的開發效果評價標準，落實了特高含水期薄差層層間及平面的更小尺度的開發潛力，發展完善形成了適合不同類型剩余油特點的薄差層精細注采系列挖潛調整技術，示范區提高水驅采收率1個百分點以上。 5、建立以“質量、效益”為核心的復雜大系統下高效的生產管理體系。形成油井經濟效益分類評價技術，生產時率提高3.1個百分點，治理低效井3866口；創建注入水質“環節控制”管理方法，井口水質達標率提高26.1個百分點；研究形成“注水井系統管理平臺”，分層注水合格率提高4.1個百分點。 該項技術在長垣油田推廣應用共實施細分注水8717口，油井各類挖潛措施11420井次，自然遞減減緩3.53個百分點，實現增油1156.44萬噸。 本項目成果已成為支撐大慶油田4000萬噸持續穩產的主導技術，并形成了特高含水老油田水驅進一步提高采收率，精細、高效開發新模式，對改善我國同類陸相砂巖油田高含水或特高含水期開發效果具有重要的借鑒作用。