依据岩心、测井资料及实验资料分析，认为松700井区属于浅水三角洲沉积体系，可划分为三角洲平原、前缘和前三角洲亚相。储层平均孔隙度8.105%，平均渗透率0.532×10-3μm2，平均原始含油饱和度47.20%。基本上是属于低孔隙度，超低渗透类型储层，低饱和度油藏。松700井区目前综合含水率32.59%，处于中含水阶段。依据生产动态资料评价了松700井区目前注水方式的效果，认为同步注水是最合适的注水方式。从注水强度、波及系数、水驱控制程度、采油速度、井网调整的灵活性等方面，论证了不同井网对松700井区的适应性，认为排状注水方式更适应该油田。利用谢尔卡乔夫公式法、合理采油速度法、注采平衡法、雅舍夫公式法、稳产法、类比分析法等六种方法论证研究区的合理井网密度，认为合理井网密度为28.39口/km2，目前的井网密度29.44口/km2是比较合理的。通过启动压力梯度的计算以及其与极限井距的关系分析，认为注采井距165m比较合理，目前注采井距平均为184m，较极限注采井距略高。采用注采平衡原理以及产液量最大化的方法，得出合理油水井数比为1.53。把注采作为整体系统分析，优化出生产井的流压设定在0.9～1MPa，注水井的井口压力可以设定在6.76MPa，合理地层压力为2.75MPa。在合理注水压力下，日注水量可以达到628.915m3/d，这样就比目前的日注水量增加了69.2%。通过注水量的增加，实现产液量、产油量的翻番。通过对油田动、静态资料的深入分析，优化注水开发综合评价指标，针对性地提出调整意见、措施和方法，为提高注水开发效果、提高最终采收率提供可靠依据。