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随着开发年限的增长,余家坪长2油藏表现出部分注水井吸水异常、少量油井含水饱和度上升、油层压力降低且不平衡等问题,为提高余家坪区长2油藏注水开发效果,延长稳产时间、提高采收率,开展子长油田余家坪区块长2油层注水开发调整对策研究是十分必要的。综合区域地质资料及前期研究成果,以储层沉积学、测井地质学、石油地质学、油藏开发地质学等多学科的理论为指导,以研究区内200余口注水开发井钻井、测井及分析测试资料为基础,确定研究区长2油层沉积、储层特征；以注水状况、单井产能等数据为依据,对目前注水政策合理性、适应性进行分析研究,确定最优注采井网部署方案；根据以上分析结果,最终对研究区长2油层进行开发调整方案部署。余家坪区长2油层组属于辫状河三角洲亚相,砂体以三角洲平原分流河道砂为主；储集层岩石类型为长石细砂岩；胶结物主要为自生绿泥石和方解石；孔隙类型主要为溶蚀粒间孔,属低孔、中-低渗透储层；储层的层内、层间渗透率非均质性整体较强,各小层间隔层平面分布变化较大；裂缝显示大斜率、低角度范围的“楔”形垂直裂缝特征。余家坪区长2油藏属构造-岩性油藏,地层敏感性较弱,对正常注水影响不大；油层伤害主要为水敏伤害,注水过程中防止粘土颗粒的膨胀和迁移是减少油层伤害的主要途径；储层底部含水饱和度较高,注水开发时,必须有较高的注水强度才能抑制底水锥进。余家坪区长2油层压力较低(46.5%),需加强注水、补充地层能量开发；油井见效周期4—8个月,平均6个月左右,见效后增产幅度20%-40%。注水井油层吸水比较均匀,油井见水以孔隙型为主,具有一定的方向性,沿砂体主体带水线推进速度最快。余家坪区长2油层依靠自然能量开采,产量递减幅度大,注水开发可明显提高产量和采收率,最终提高开发效果；井口最大注水压力一般不超过8Mpa；油井生产时最低流压0.65Mpa；合理的油层压力保持水平为原始地层压力的80%左右,合理的生产压差为1.3Mpa；合理采液强度为2.6m3/ΔP*d*m,合理日产液水平为5.4m3。在分析研究的基础上,从六个方面对52口油井、80口注水井提出了综合调整治理措施,提高了产能。