面对低渗裂缝溶洞型储集体注水困难，技术人员深入研讨后，主动提出扩大水驱规模，全面开展高压注水、大规模注水、提高排量注水等试验，将低品位储量次级断裂带“注上水、产出油”，较好地实现了储量动用。注水替油井TP24CH2位于典型的次级断裂夹持区，在注水生产过程中显示效果差、供液不足。3月6日，技术人员针对该井设计高压、大排量注水方案，将注水压力提高到24兆帕，周期注水量由前期2000方提高到6000方，取得良好效果，实现自喷生产，每天产量达到40吨，自喷阶段周期产油922吨，有效扩大了水驱动用。相同方案已实施10井次，新增经济可采储量3.6万吨。
为确保储量不受损失，技术人员加强流场流线在井组调整中的应用，进一步优化井间注采压差，确保注采井组“注好水，增产量”。TP152井组的3口油井中，TP156井多轮注水后出现水窜，技术人员通过对该井组流势进行详细分析后，决定通过对低部位的TP179H井进行抽水，调整流势和压差，有效实现了TP156井含水下降，保持单元持续高效生产。通过加强流场流线的分析调整，先后优化井组15个，新增经济可采储量10.5万吨。
针对开发时间长、注水效果变差井，技术人员全面推进量化注水方法，实施精准注水，对远端储集体采取大规模注水，恢复油井泄油半径，确保低效井“注够水，提效益”。TP203X井经历8轮次注水后，油井出现高含水，常规注水替油失效。3月13日，技术人员制定大排量注水方案，注水量由前期2000方，提高到4000方，井口注水压力提高到12兆帕，注水后油井能量得到明显改善，单位压降产液量显著上升，含水由前期50%下降至9.7%，有效恢复了储量动用，日产油14吨，周期产油811吨。
通过对注水精细化管理和持续优化调整，截至目前，采油厂注水产油由年初日均780吨上升至1020吨，累增油11.5万吨。
