我国石油储量、产量的70%以上来自水驱老油田。经过五十多年的开发，已整体进入高含水或特高含水开发阶段，可采储量采出程度高达80%以上，但平均采收率仅35%左右。老油田进一步提高水驱采收率、实现深度开发面临三大技术挑战：一是现有的井网与注采调整技术不能满足驱替场与剩余油饱和度场精准适配的需要，平面整体水驱效率低；二是缺乏优势通道三维定量描述方法，封堵技术不能满足优势通道低成本、高效调控的需要，井组内部水驱效率低；三是老油田静动态双重非均质性进一步增强，层间矛盾加剧，注水技术不能满足特殊工况下精细分层注水的需要，纵向整体水驱效率低。依托国家科技重大专项和中国石化科技攻关项目等，历经十余年攻关，创新形成了老油田高效水驱优化决策与调控关键技术，突破了水驱老油田提高采收率的技术瓶颈。

创建了井网和注采参数两级智能协同优化设计技术。研发了基于剩余油饱和度标准差最小的井网调整优化设计方法、立体矢量井网优化设计方法和注采参数协同优化方法，实现了水驱老油田井网、注采参数与复杂的储层非均质性和剩余油分布的精准适配，解决了老油田井网与注采调整效果差的技术难题。在胜利、渤海油田35个区块实现工业化应用，吨油耗水量减少30～50%，采收率平均提高3.1%。

突破了优势通道定量描述与分级治理技术。开发了新一代优势通道三维定量描述技术，研发了针对不同级别优势通道的逐级精准调控系列新型封堵体系和配套工艺，建立了堵剂注入参数智能优化设计方法，突破了传统技术无法实现全油藏优势通道三维空间展布整体定量刻画的技术瓶颈，实现了不同级别优势通道的智能分级调控，累计应用1257井次，提高措施有效率26～40%，降低堵调成本30%以上，增油64.7万吨。

项目成果在胜利油田孤东六区Ng54-68、孤岛南区渤76、胜坨油田胜一区沙二1-3，中海油渤海油田蓬莱19-3、绥中36-1等68个高含水开发区块实现了整体工业化应用，覆盖了整装、断块等多个油藏类型，有效改善了高含水老油田水驱开发效果，提高了能源综合利用效率，拓展了高含水老油田调整阵地，水驱动用质量、稳产基础得到明显改善。近三年累计增产原油约568.7万吨，经济效益和社会效益显著。