随着油井生产周期的不断延长，大多数注水替油井面临着近井剩余油动用程度高，继续动用难度大的问题。深化地质认识，搞清剩余油分布规律是挖潜的关键。
T753CH井多轮次注水替油后效果逐渐变差，注水压力最高达到13.2MPa，方水换油率由每立方米0.84吨下降到0.32吨。
初期，技术人员分析认为可以通过探底酸化实现改善生产状态。但这一措施在后期分析中被否决。重新分析后认为，该井井眼位于储集体边部，实施探底酸化不会有理想的增产效果。根据这一认识，针对前期注水指示曲线显示注水压力注至13MPa以上后，压力上涨明显走缓，有波及第二套油气储集体的可能，于是对该井实施大排量高压注水措施。
1月8日，该井实施大排量高压注水措施，周期注水量6000m3，最高注入压力14.25MPa，结果一口低产低效井变成了自喷高产井。截至目前，该井仍然自喷生产。
