当油田处于高含水或特高含水期时,油藏已全面处于水淹状态,采用常规的提液等传统调整手段难以提高油藏的开发效果。油水井可通过实施周期注水、周期注采、周期采油、间歇采油、降压开采等水动力学调整方式,在改变油井的产量和水井的注水量的过程中,充分利用油藏中的弹性能量,毛管力和附加压差引起高低渗透带之间的交渗,以及压力场的波动引起常规注水状态下滞留区内剩余油流动,使低渗透层段及未波及区域中的油被采出来,改善开发效果,提高最终采收率。目前,相关文献论述了矿场实施周期注水、降压开采等各种水动力学工艺过程,但相关的理论研究较少,特别是油藏降压界限等降压开采过程某些重要参数的确定一直是个难题。本文通过分析水动力学调整方法提高采出程度机理,推导了不同渗透带的窜流机理,考虑了饱和度、渗透率、润湿性变化对窜流的影响。开展了不同渗透带的窜流机理室内实验研究。同时,应用数值模拟技术深入研究了大庆油田葡北二断块水动力学调整方式的相关问题,提出了通过采油速度和油藏压力分析对比来确定降压界限的方法;确定了不同注采比下的降压速度,并发现降压开采过程存在明显的开采周期现象;在此基础上制定了详细的水动力学调整方案,从2007年6月份开始进行矿场试验,实施了周期注水、周期采油、周期注采以及降压开采等四种不同的水动力学调整方案。矿场试验表明,实施水动力学方案以来达到了改善吸液剖面,扩大波及体积,最终达到了增油降水、降注降压节能降耗的目的,且从经济利润角度衡量,措施利润是可观的。