塔河油田12区油藏属于超深缝洞型油藏，油藏埋深大，一般为5800～6500m，储层非均质性严重，原油重质高粘，平均原油动力粘度达到8067mPa.s(50℃)，油水关系非常复杂，油藏开发难度极大。油藏在经历了高产阶段后，进入稳产阶段，但部分井综合含水上升和产量递减较快，为了稳定开发形势，实施积极的控水稳油措施。针对塔河油田12区中部勘探和开发现状，充分利用钻井、录井、测井、测试和开发动态等资料，在单井储集体类型和流体性质综合识别的基础上，分析油井见水类型及其影响因素和产能递减类型及其递减的原因。对注水替油效果、酸压效果、压锥效果和堵水效果进行分析，提出控制产量递减和含水上升措施治理意见。现取得以下主要认识：1、根据油井的见水特征将油井见水类型划分为含水缓慢上升型、投产即含水快速上升型和投产后期含水快速上升型三类。油井见水类型的影响因素主要为以下三个方面：直接钻遇或酸压沟通溶洞的油井，含水缓慢上升；直接钻遇含水溶洞，油井快速见水；酸压改造的裂缝或裂缝-孔洞型储层容易含水快速上升。2、分析TH12201缝洞单元和TH12330缝洞单元储层发育情况和开发动态特征，TH12201缝洞单元储层发育较好，含油性很好；TH12330缝洞单元储层欠发育，部分井因产水而低产，含油性一般。在以上分析的基础上，结合划分缝洞单元油水界面的原则，初步划分出两个缝洞单元的油水界面为，TH12201缝洞单元油水界面在6303.5m以下；TH12330缝洞单元无统一的油水界面。3、研究区多井缝洞单元油井递减相对缓慢，多井单元递减较单井单元递减较缓，油井能较长时间维持在中-高产水平。产能递减主要受储层发育、天然能量和油井见水三方面的影响。4、分析注水替油、酸压、压锥和堵水等稳油控水措施，在储层特征、储层流体特征、油井见水特征和产能特征研究的基础上，提出相应的控制稳油控水治理意见：（1）针对裂缝型和裂缝-孔洞型储层的井，注水速度不应太快，且关井时间要加长，使油水置换充分；针对封闭的定容体（储集空间较大的缝洞体）则在早期油井停喷后采用单井注水替油。（2）酸压改造的裂缝或裂缝-孔洞型储层容易含水快速上升，因此在酸压前要对单井油水分布特征要有清晰的认识，避免油井快速高含水而导致水淹。（3）针对不同的储集体类型和储层物性，选择合理的注水量；关井的时机不能太早，最佳时间选择在水锥接近井底时；关井时间不宜太长，一般选择10-20天。（4）针对不同的储层发育情况和油井见水类型，结合生产测井资料，采用更加有效的堵水工艺。