曹妃甸11-6油田由于含油层系多、纵向上含油井段长、储层沉积类型多样、河流相储层分布复杂等因素影响,导致平面和纵向上存在多套流体系统。从边底水类型来看,主要发育底水油藏,次为边水油藏。从驱动类型来看,主力砂体油藏主要为强边、底水驱动,部分明下段油藏水体能量不足,地层压力下降较快。调整井钻完井时压力调控的难点主要是层间能量差异、井网不规则和平面非均质性。本文通过地质特征、开发特征、井网井距分析,明确曹妃甸油田调整井压力预测和调控的难点;通过实验模拟研究了水平井采油过程中的压力变化;建立理想的纯底水模型、边底水模型和纯油藏模型,模拟了水平井开采,考察不同井距、产液量、原油粘度、渗透率等对天然能量开采条件下地层压力的影响规律;通过钻井液漏失分析、注采井关调后地层压力变化分析、注采井合理压力水平及关调参数研究,制定复杂边底水油藏钻井关调制度。通过上述研究,取得以下认识:（1）曹妃甸油田调整井压力预测和调控的难点主要有:具有多套油水系统,层间能量差异大,断层作用使油水系统更为复杂;不同油组之间原油粘度和孔渗特性差异大;单砂体水平井开发,但水平井井网部署不规则（砂体和剩余油分布）;河流相沉积造成砂体相变快,平面物性差异大、非均质性较强;水平井出水规律复杂;井轨迹随着加密调整井增多而更为复杂。（2）水平井水驱关调时,注水井流量降低幅度越大,加密井的压力降低越明显。以流量降低1/4、3/4为例,流量调整降低1/4三次调整降幅分别为21.9%、18.3%、17.2%。流量调整降低3/4三次调整降幅分别为49.4%、53.4%、50.4%;直井注-水平井采时,注入井的流量降低幅度越大,调整井的压降越明显,以注入井流量降低1/4、3/4为例。注入井流量降低1/4三次调整降幅分别为58.6%、28.4%、19.6%。流量调整降低3/4三次调整降幅分别为74.0%、50.5%、42.1%。（3）数值模拟分析结果表明,对比中部地层无边水、弱边水和有注水井时,注水井为地层提供了充足的能量,使地层保持较高压力水平且在缓慢上升;边水的供液能力较差,无法保持地层压力;原油粘度越低,渗透率越大,调整井所在位置的压力水平越高;层间距越大,调整井所在位置的压力水平越低。（4）综合数值模拟和动静态分析的结果,强边底水油藏具有较强的能量供给,此类油藏几乎没有注水井,在采油井关调后,地层能量可以在短时间内恢复。结合CFD11-1油田和CFD11-6油田等目标油田的地质和开发特点,制定了边底水油藏调整井周边采出井关调制度,较现有500m范围内关调预计可降低关调量30%以上。