我国东部地区绝大多数注水开发的主力老油田已进入特高含水开发后期,综合含水已超过95%,水驱油藏整体处于特高含水、特高采出程度的“双特高”开发阶段。油田开发必须要立足于特高含水后期油藏的开发现状,因此研究特高含水油田的产液能力与其影响因素,对于改善该阶段油藏产液能力和提高油气开发效益具有重要的意义。本文针对特高含水后期油藏,通过油藏工程理论分析,明确了影响产液能力变化的因素包括含水阶段、油水粘度比、油水相相对渗透率等参数;运用矿场实践资料分析了整装油田不同开发阶段的产液特征与不同开发方式下的产液差异,并剖析了理论和矿场实际无因次采液指数的异同;通过数值模拟方法进行了油藏产液能力影响因素分析,包括地质因素和开发因素,研究了各因素影响下无因次产液指数和单井日液等指标的变化规律,特高含水后期各地质因素对无因次采液指数的影响因子排序为原油粘度>油层厚度>正韵律渗透率极差>反韵律渗透率极差>渗透率,原油粘度对产液能力的影响程度最大;在综合考虑四个主要地质因素的基础上,结合理论和数学方法建立了多因素对无因次采液指数的综合影响模型。最后,以实际油藏7~4-8~1单元为例进行矿场典型特高含水后期油藏产液能力分析,并通过改进的加权归一化理论计算方法和多因素影响模型方法计算的无因次采液指数对比,结果表明多因素影响模型计算方法与矿场实际拟合效果更好。