原油采收率通常是指在经济极限内，在现代工程技术条件下，从油藏原始地质储量中可以采出石油的百分数，是评价油田开发效果的要素之一，水驱采收率与水体波及系数和驱油效率有关。对于经历多年水驱采油已经进入高含水阶段的砂岩油田，产油量递减快，注水矛盾突出，措施潜力不足，效果逐年变差，措施挖潜难度加大，套变、腐蚀等注采系统设施问题日趋严重，注入水驱替难度增大，采收率低。如何提高高含水期油田采收率成为油田后期调整的主要课题。
1 提高老油田水驱采收率的技术思路
总结分析多年来老油田开发所取得的成功经验和失败教训，分析油田开发存在的主要矛盾，以增加可采储量为中心，精细地质研究，细化开发层系，采取合理有效的注水方式，强化注采系统，全面实施细分层注水，提高注入水波及效率，提高油田最终采收率。研究中地质与工艺技术相结合，采取多样的调整方案，开辟试验区研究，最终在全区大面积推广。
2 提高水驱采收率的途经
2.1加强地质精细研究，寻找剩余油有利区，进行开发层系细分调整，解决层间矛盾
已开发油田往往含有众多的含油砂体，为多油层油藏，而油田开发初期制订的开发方案一般以分布面积大、渗透率高、储量相对集中的主力油层为对象编制的，对差油层的适应性较差。注水开发一段时间后，由于各油层间的渗透率差异，各层吸水状况不均匀，水洗程度不等，均质性好﹑物性较高的砂体水洗程度高，物性较差的砂体水洗程度不理想，层间干扰加剧。在调整措施达不到需求时，就要把动用状况差的油层划出来，组成一套或几套独立的开发层系开采，解决层间矛盾，提高水驱采收率。
在调整中，以地质精细研究为基础，摸清单砂体展布规律，储层沉积相带分布规律，结合单砂体水洗状况，追踪和寻找剩余油分布的有利区带，完善注采井网，提高水驱控制程度。由于细分出来的层系均为低渗透差油层，油砂体平面上连续性差，原井网很难控制住所有的砂体，需要细分层系调整和井网加密结合，适当缩小井距，降低渗流阻力，提高开发效果。
2.2注采系统调整
在油田开发过程中，采液指数、吸水指数是随含水而变化的，因此，进入高含水期后，随含水的上升，吸水指数和采液指数比下降，合理油水井数比也变小，需要逐步增加水井比例，强化注水系统，满足后期提高产液量对注入水量的要求，提高地层压力，增加可采储量，改善油田开发效果。可以采取的方法为：补钻注水井；部分油井转注。
2.3老井提高产液量
研究确定采液指数、吸水指数、综合含水、平衡注采比等指标的变化规律，确定合理流压界线﹑最大注水压力界线，应用注采平衡方法计算当注水压力为最大注水压力界线、油井流动压力为最低合理流动压力时，不同含水状况下的最大产液量，提高采油量。
2.4注水井和采油井的换位注采或堵水
对于具有严重的区域非均质性、已形成可改变注水量或注采井别的活跃的低强化程度注水系统的处于高含水期的油田，可以采用堵水调剖或通过注水井的转采和采油井的转注(即关闭一些注水井、开另外的注水井或将注、采井换位)来实现改变液流方向，提高注入水在油层中的波及效率，增加水驱油面积。可以采取堵水措施，堵塞大孔道，提高水体波及体积提高水驱采收率。
2.5在经济指标极限内，油田开发后期采用低廉的化学剂或热采进行三次采油，提高驱油效率，从而提高原油采收率。
