底水油藏开采最主要特征是底水锥进，底水锥进导致油井提前见水，见水后含水急剧上升，易形成暴性水淹甚至停产。水锥形成以后，消锥困难，采用何种合理的方法抑制底水锥进是影响底水油藏最终采收率的重要因素。因此，研究底水油藏的水淹规律和控水开发政策对于合理开采底水油藏致关重要。Y2油藏为低倾角断背斜层状边水油藏。Y2油藏西北区地层平缓，油水过渡带面积宽，表现为上油下水的底水油藏特征，呈现出底水油藏的开采规律。而东南区地层较陡，呈现出边水油藏特征。原油密度低、粘度低，为低孔低渗砂岩储层，沉积微相类型主要为辫状河三角洲河道沉积。Y2油藏西北区单井含水上升规律表现出明显的底水锥进特征，无水采油期短，含水率曲线主要表现为凸型，目前单井平均含水率高达96%，注水对抑制底水锥进效果不明显，目前采出程度仅8%。当井底附近压力降大于水油重力差时，底水锥进，二者相等时水锥稳定。采用数学方法和油藏数值模拟方法研究水锥形态，水锥形态类似于钟形。水淹规律研究主要是采用油藏工程计算方法和数值模拟方法展开直井和水平井底水锥进的临界产量和底水突破时间的计算及其影响因素对比分析。储层沉积韵律、储层各向异性、储层隔夹层的发育程度、储层厚度、水体、油水粘度、油水密度、井网井距、注采强度、避水高度、开采方式等都会影响底水锥进。分析认为Y2油藏西北区底水锥进严重的原因是：初期产量过大、射孔时没有考虑天然隔板的分布、储层垂向水平渗流率比值大、油水过渡带厚、油水密度差小、储层较薄。底水油藏注水开发水淹模式探讨分别采用数值模拟技术，流线模拟技术和虚拟示踪剂模拟技术。结合油藏实际开采效果，分析发现：大部分注入水先向下流动到底水区，然后在压差作用下驱动底水向生产井流动，生产井底水锥进严重，注水井与采油井之间的油层存在很大的未动用区域。该模式能成功解释注水抑制底水锥进效果不理想的原因。并得出向油层注水补充能量，不能有效抑制采油井的底水锥进的结论。该模式具有普遍适用性。控水开发政策主要讨论了隔板开发和水平井开发两种方式。隔板开发首先研究了人工隔板对底水水锥的抑制作用，然后计算讨论了隔板半径、隔板高度、隔板上油层的打开程度对底水油藏临界产量和见水时间的影响，认为隔板半径越大越好，应尽量大于30米，隔板与油水界面的距离为1/5油层厚度较好，隔板上的打开程度以0.7为宜。堵水时机在含水率曲线的拐点位置较好，一般在30%-35%左右。同时研究讨论了Y2油藏西北区的隔夹层类型、分布及其对底水锥进的影响。Y2油藏的天然隔板（隔夹层）按岩性具体分为2大类：高伽马隔夹层和高阻隔夹层。高伽马隔夹层分为：泥质隔夹层和杂基质隔夹层，高阻隔夹层分为：钙质隔夹层和致密隔夹层。统计分析了隔层的厚度分布以及夹层的频率分布和密度分布。夹层频率分布和密度分布与见水时间的关系整体趋势是频率、密度越大，见水时间越长。夹层对底水锥进抑制效果明显，因此，应合理利用天然隔板。水平井开采底水油藏具有明显的优势，能提高无水累积采油量，有比直井更高的提液能力。Y2油藏西北区地质、油藏特征适合加密水平井作业。结合目前井网分布，通过油藏工程方法和数值模拟方法分析认为水平段合理长度为210米，最优垂向位置为距离油水界0.8-0.9油层厚度处，平面位置应根据剩余油分布、构造和主渗透率方向来进行优选，由于水平井临界产量太低，考虑经济效益与直井的干扰，水平井合理产量定为20方/天。含水率大于92%后可考虑提液。其他常用的控水方法还有有排水采油法、油水井下分离法、压锥法、注气法、电磁加热法、注入井注水、聚合物、油水乳状液、泡沫和空气等方法。但都不太适合Y2油藏西北区。