埕岛油田馆陶组油藏已进入中含水阶段，正处于含水快速上升阶段，但目前液量低且提液困难已逐渐成为影响油田稳产的主要因素。在对目前注水开发状况进行分析的基础上，根据理论分析与单井模型模拟研究，埕岛油田目前液量较低的主要原因是：埕岛油田地饱压差小，地层压力下降至泡点压力附近后，由于原油脱出气体的影响，导致生产井生产能力受到极大限制，单纯依靠放大生产压差来已不可能带来提液效果，加大注采比提升地层压力是提液的必要条件。根据埕岛油田单井理论模型研究成果，得出了在不同地层压力下不同生产压差对应单井产液量，为实际生产中不同地层压力下各单井最大可行生产压差的选取提供了重要的理论依据。在此基础上，利用数模手段从提液强度、提液时机、注采比优化等方面对提液技术政策进行了深入研究，结果表明，采取1.1的注采比提升地层压力，在综合含水级别60％和Ng4+5压力恢复至9.5MPa时开始根据提液参数依据不断提高产液量将取得最佳开发效果。该研究成果对埕岛油田馆陶组改善注水开发效果、提高采油速度将起到积极的作用，具有较强的实际指导意义。