大庆油田依靠分层注水、稳油控水等自主创新技术，到2002年实现了5000万吨以上连续27年高产稳产，之后经过6年的战略调整，2008年年产原油在4020万吨。在此期间，依靠原有技术，油田产量每年递减145～200万吨。为满足国家对石油的迫切需求，集团公司提出大庆油田保持4000万吨持续稳产的目标。此时油田处于“双特高” 开发阶段（综合含水91.4%，可采储量采出程度83%），实现稳产国内外没有先例。要实现此目标，必须要解决以下三大难题：特高含水后期多井多层高含水，如何提高多学科油藏精细描述精度和效率；剩余油高度分散。如何精细刻画、有效识别，高效挖潜构造复杂区及厚油层内部剩余油；如果科学评价特高含水期水驱开发效果，发展完善薄差层精细注采挖潜调整技术，控制自然递减和含水上升率，提高水驱最终采收率的难题，以进一步提高水驱采收率为目标，以控含水、控递减为核心，以6个水驱精细挖潜示范区为依托，探索出了特高含水期老油田水驱进一步提高采收率的精细、高效开发新模式。主要取得以下创新成果： 1、创新形成多层非均质砂岩油田特高含水期提高多学科油藏精细描述精度和效率新技术。建立了分层注水工艺数学模型及数值模型，实现了自主研发软件分层注水模拟及辅助历史拟合功能。完成了13个区块的数值模拟研究，涉及面积108.21平方公里、地质储量3.5亿吨、井数5069口。 2、创新集成了特高含水期厚油层层内剩余油描述与配套挖潜工艺技术。实现了层内0.2m以下薄夹层精确识别及剩余油精细定量表征，自主研发了层内“注、堵、采”配套工艺技术。 3、创新发展了构造复杂区剩余油精细刻画与整体挖潜技术，创新形成了小断层三维集成可视化井震结合构造描述技术，形成了四种断层区域剩余油挖潜模式。有效指导了2.75亿吨断层区的挖潜。 4、发展完善特高含水期水驱开发效果评价及调整技术。建立了适合特高含水期的开发效果评价标准，落实了特高含水期薄差层层间及平面的更小尺度的开发潜力，发展完善形成了适合不同类型剩余油特点的薄差层精细注采系列挖潜调整技术，示范区提高水驱采收率1个百分点以上。 5、建立以“质量、效益”为核心的复杂大系统下高效的生产管理体系。形成油井经济效益分类评价技术，生产时率提高3.1个百分点，治理低效井3866口；创建注入水质“环节控制”管理方法，井口水质达标率提高26.1个百分点；研究形成“注水井系统管理平台”，分层注水合格率提高4.1个百分点。 该项技术在长垣油田推广应用共实施细分注水8717口，油井各类挖潜措施11420井次，自然递减减缓3.53个百分点，实现增油1156.44万吨。 本项目成果已成为支撑大庆油田4000万吨持续稳产的主导技术，并形成了特高含水老油田水驱进一步提高采收率，精细、高效开发新模式，对改善我国同类陆相砂岩油田高含水或特高含水期开发效果具有重要的借鉴作用。