3.可采储量采出程度。中高渗透油藏低含水期末达到15%－20%；中含水期末达到30%－40%；高含水期末达到70%左右；特高含水期再采出可采储量30%左右。
低渗透油藏低含水期末达到20%－30%；中含水期末达到50%－60%；高含水期末达到80%以上。
4.采收率。注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35％；砾岩油藏采收率不低于30％；低渗透率、断块油藏采收率不低于25％；特低渗透率油藏（空气渗透率小于10×10－3μm2）采收率不低于20％。厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油藏吞吐采收率不低于20%。
第六十七条 注水开发的油藏在不同的开发阶段由于暴露的矛盾不完全相同，因此采取的开发调整原则和达到的调控目的也应有所不同。
1.低含水期（0＜含水率＜20%）：该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施，提高产油能力，以达到阶段开发指标要求。
2.中含水期（20%≤含水率＜60%）：该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作。开展层系、井网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用程度，实现油田的稳产。
3.高含水期（60%≤含水率＜90%）：该阶段是重要的开发阶段，要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上，积极采用改善二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。
4.特高含水期（含水率≥90%）：该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生命期，努力控制成本上升，争取获得较好的经济效益。
第六十八条 在进行油田开发动态分析及阶段开发效果评价时，如发现由于原开发方案设计不符合油藏实际情况，或当前油田开发系统已不适应开发阶段变化的需要等原因，导致井网对储量控制程度低，注采系统不协调，开发指标明显变差并与原开发方案设计指标存在较大差距时，应及时对油田开发系统进行调整。
第六十九条 油田开发调整方案的编制原则是确保调整取得好的经济效益，提高储量动用程度，增加可采储量，地面工程和采油工艺进一步得到完善配套。
油田开发调整方案的主要内容可参照开发方案，管理和审核程序与开发方案相同。
第七十条 编制油田开发调整方案应对调整区进行精细地质研究和开发效果分析评价，找出影响油田开发效果的主要问题，搞清剩余油分布和调整潜力。吸取国内外同类油田的开发调整经验，并有矿场先导性试验成果作依据，确定调整方向和主要技术措施。
第七十一条 配合油田开发调整而进行的老油田地面工程改造，应满足调整方案的要求，在总体规划指导下进行，认真做好前期研究，依托已建工程，做好优化、简化工作。
第七十二条 老油田地面工程改造要本着优先解决危及安全生产、解决制约生产瓶颈及节能降耗、控制生产成本的原则，搞好地下、地上的结合和整体优化，解决地面工程对原油生产的适应性问题。
第七十三条 必须设计出不少于三个技术上合理、可行的油田开发调整对比方案。要应用数值模拟等方法对不同方案的开发指标进行测算、分析和对比。方案的主要技术指标不低于同类油田水平；经济效益指标不低于股份公司标准；油田经过调整应达到增加水驱控制储量、增加可采储量以及采油工艺、地面系统完善配套的目的。最终优选出最佳方案作为推荐方案。
第七十四条 必须严格按油田开发调整方案设计要求实施。油田开发调整方案实施后，要按要求取全取准各项动态监测资料，及时分析调整后的动态变化，并进行数值模拟跟踪拟合预测。年度要对调整效果进行全面分析评价，发现动态变化与原方案预测结果差异较大时，应尽快搞清原因，提出进一步整改调整意见。
第七十五条 改善二次采油技术是注水开发油田中后期提高采收率的主要手段，其主要技术是：利用精细油藏描述技术建立高精度的三维地质模型，搞清剩余油分布，完善注采系统，改变液流方向，尽可能扩大注入水波及体积；采用先进的堵水、调驱技术，减少低效和无效水循环，提高注水利用率；采用水平井、侧钻井等复杂结构井技术，在剩余油富集区打“高效调整井”，提高水驱采收率。
