针对注水开发老油田开发效益降低和剩余可采储量依然丰富的矛盾和现实,中国石油股份有限公司开展以大幅度提高老油田采收率、整体改善老油田开发效果为目的的中国石油“二次开发”工程,为老油田的长远开发指明了发展方向。本文选取吉林油田二次开发试验区块,利用大量试验区地质、地震、钻井、测井及动态资料,通过综合运用岩石学、沉积学、层序地层理论等多学科技术方法,对试验区油层进行重构地下认识体系研究;运用油田生产动态分析方法、油藏工程理论、对子井分析法,在地质研究基础上,对试验区剩余油分布特征及水流优势通道识别进行研究;运用油藏数值模拟、室内驱油实验以及现场井组实验对层系重组、井网重构以及注水政策进行研究,形成二次开发高效注水技术。本文主要取得以下几点创新成果:①建立了试验区不同层次级别细分地层、测井标志,并以骨架剖面为控制,将区块扶余油层由顶至底共分为4个砂组,13个小层。②根据岩性、物性、粒度、沉积构造、沉积序列和砂体展布特征,综合分析认为扶余层在陆相～三角洲过渡环境下共发育三种亚相9种微相。③建立了扶余油田曲流河点坝和三角洲分流河道砂体内部5级层次界面划分标准。规模要素分析和砂体配置关系分析深刻描述了砂体间连通及接触关系。④试验区单砂体剩余油类型可基本分为泥岩隔挡型、薄层型和孤立砂体型切叠砂体型四种剩余油分布方式。利用对子井测井资料进行剩余油测井识别研究,认为当砂岩厚度>4m,水洗厚度< 35%,存在水流优势通道。⑤驱替实验研究表明,原油粘度对驱油效率的影响较明显,油粘度越大驱油效率越低。注水倍数越大,水驱油效率越高,当注水倍数达到一定值时,水驱油效率虽然有所增加,但增加已不显著。⑥曲流河点坝内,注水井和采油井在侧积面的两侧,要优于在侧积面的同一侧;注水井在侧积面上盘,采油井在侧积面的下盘,效果较好;⑦压力水平低的油层增注提压后,油层水驱动用程度有所提高;但注入量要控制在合理范围内,根据水驱开发指标变化趋势,确定适合的注水强度和注采比。