冀东油田是典型的复杂断块，断块规模小且非均质性强，边底水能量强且油藏温度高，含水率高且剩余油分布复杂。这些问题一直是油田提高采收率水平、高效益开发的最大障碍。“高低水平井+气顶重力驱”这项技术，综合应用“水平井+气顶重力驱+氮气技术”机理，兼顾三者优势并组合叠加，增大波及体积的同时提高驱油效率。
在这个技术思路的指导下，研究院科研人员针对不同水体能量、不同水体性质、不同倾角等关键影响因素，选取典型油藏，针对低倾角弱底水油藏、低倾角强边水油藏、高倾角油藏，积极开展精细方案研究，攻关差异化技术政策。
高浅北Ng12+13油藏属于低倾角强边水油藏，该断块天然能量开发。在经历了二氧化碳吞吐、调剖调驱、水平井调整等稳产措施后含水快速上升，产量快速递减。应用“高低水平井+气顶重力驱+调堵+吞吐”技术后，部署新钻水平井16口，利用老井49口，形成“高低水平井+气顶重力驱”井网，确保气驱提高采收率技术高效取代二氧化碳吞吐技术，持续挖潜剩余潜力，预计评价期内累计产油121.3万吨，累计注气7.5亿立方米；评价期末采出程度14.6%，提高采收率12.8个百分点。
柳赞北区Es32+3油藏属于高倾角油藏，该断块采用注水开发方式。主体区由于平面非均质性及行列井网开发方式影响，导致水驱方向单一，难以实现有效均衡动用。应用“高低水平井+气顶重力驱”技术，部署新钻水平井16口，利用老井14口，形成对油藏整体有效控制。同时利用气顶重力驱，改变驱替方向，实现有效均衡动用。预计评价期内累计产油52.1万吨，累计注气6.38亿立方米；评价期末采出程度38%，提高采收率15.6个百分点。
科研人员以精细方案研究为支撑，攻关不同类型油藏差异化对策。同时严格监督现场施工，确保水平井气顶重力驱见实效。紧密跟踪新钻井实钻情况，优化下一步井位实施顺序及钻井轨迹，同时依据大孔道发育状况，优选老井实施前期调剖工作，优化新钻井实施顺序。
