油水井较长时间关停后，地层能量重新分布，导致剩余油分布规律变得更为复杂，且受油藏非均质性、开采非均质性、注采非均质性等因素制约，需要针对不同类型油藏，论证经济有效的复产方式和开发技术政策。
首先，技术人员通过对不同类型油藏的地质特征、储量动用情况、产出特征等重新再认识，结合油水井关停后现场动态监测结果，进一步查找和分析鄂南已开发的中生界延安组、延长组油藏前期存在的突出问题，坚持以问题为导向研究下步开发对策。
其次是走出鄂南，对鄂尔多斯盆地相邻开发较成功的油田进行调研，重点类比开发方式、开发技术政策、生产制度、开发效果等，找出差异和不足，充分借鉴可用的理念和技术方法。
同时，还继续跟踪鄂南已开展的注水先导试验，总结注水见效的地质条件，以及开展不同注采井网（直注平采、平注平采）、不同注入时间（超前、同步、滞后）、不同注入方式（温和、周期）下的注水开发效果对比分析研究，总结出适合鄂南不同类型油藏的有效开发模式。
通过前期跟踪分析研究，储层渗透率大于1.0毫达西的延安组、延长组长9及长6油藏采用整体温和注水，有效延缓了递减、提高了采收率；而渗透率小于1.0毫达西的延长组长8油藏则采用先期温和注水+后期周期注水的方式，注水效果也较为明显。这些研究成果为下步不同类型油藏如何有效复产提供了技术依据。
经过大量调研和开发潜力再论证，充分结合资产减值及经济评价结果，初步评价出了不同油价下复产的地质、开发及经济条件及指标，基本原则是优选以日产能力高、SEC储量规模大、复产成本低、地面条件便利的开发单元优先复产，在局、分公司现有人力资源条件下能够满足复产条件，并利用油藏数值模拟等技术方法对下步复产单元开发方式及开发技术政策进行优化，进一步完善鄂南油田复产方案。
令人鼓舞的是，该复产方案初步预测2017年效益原油产量能够达到5万吨，实现效益3700万元，为局、分公司减亏扭亏发挥积极作用。
