砂岩油藏注水开发中后期，随着注入水的长期冲刷，储层物性发生了极大变化。部分处于主流线部位的原渗透性好、胶结疏松的部分，由于其中的砂体颗粒被原油以及后来的注入水携带、冲刷流出地层，造成次生大孔道、高渗带。从而造成无效注水，使油田开发经济效益降低。 砂岩油藏大孔道形成主要受沉积特征、油层物性、开发过程等因素的影响。其中，起关键作用的因素有：油藏渗透率、岩石胶结程度、流体粘度、开采速度。实验证明，在相同条件下，低渗透油藏中的流体受到更大的阻力，反而更容易出砂，从而加剧油藏非均质性。 由于堵剂实际进入的空间是大孔道、高渗透带部分，利用原始孔隙体积的倍数来计算堵剂的用量，与实际的油层物性情况出入很大，会导致堵剂用量的浪费或欠缺。堵剂用量计算方法更应该考虑实际波及体积而不是原始地层参数。首次提出了利用注示踪剂的方法计算堵剂用量，通过体积的计算还可以折算出堵剂在地层中占据的长度，结果会更符合实际。 由于未封堵的大孔道、高渗带部分容易引起液体绕流，而段塞太长又会提高投入成本。大孔道治理过程中，段塞长度应以约井距的一半为最佳长度。 段塞放置于油水井中间部位为效果最佳位置。临近油水井井位部分是压降漏斗的压力陡降区，生产压差大造成堵剂强度要求高，成本高，有效期短。所以深部调剖或大剂量调驱是大孔道治理的最好途径。 重视段塞顶替效果，把设计堵剂顶替至设计位置是保证措施效果的唯一途径，不仅要放慢顶替速度，选择流度比大于1的顶替液也是措施成功的必经途径。