塔河油田奥陶系油藏为碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏,油藏非均质强,裂缝发育,油井具有高产的条件,但由于油藏存在边底水,单井产量过高,必然引起底水锥进,造成油井生产能力迅速下降。奥陶系缝洞型油藏具有与砂岩和其他裂缝型碳酸盐岩油藏截然不同的生产特征,常规确定油藏合理产量的方法不适应,油井产能及工作制度缺乏定量化手段,高产油井合理工作制度难以确定,影响了奥陶系油藏合理开发。本文对奥陶系油藏储渗模式与油藏内水体分布模式进行系统研究,以油井钻遇储层类型为基础,结合塔河油田高产井含水上升特征与产量递减规律,确定见水前高产油井合理产能,并提出见水后高产油井稳油控水政策。利用油井实际动态特征为基础的经验统计法对塔河油田缝洞型油藏单井产量进行分析计算,以增大油井无水期累积采油量为目的,得到适合于塔河油田缝洞型油藏的单井合理生产压差。油井见水后,利用小波变换对高产油井生产动态数据进行除噪处理,对比CHAN水油比诊断图,从地质、油藏角度分析油井含水上升机理,为稳油控水措施提供理论指导。最终确定塔河油田高产井出水原因主要为:水沿高导流通道水窜和近井筒问题,从而提出具有针对性地稳油控水政策。针对塔河油田高产井生产初期采用自喷生产,见水后采用电泵进行提液生产的特点,利用WellFlo软件进行节点分析,结合油井生产历史,确定油井合理生产参数。