国内大多数含水或高含水油田一贯采用分层定量注水技术来解决和实现上述问题,以达到稳产低耗的目的,但是由于分层定量注水技术存在一定的局限性,这势必无法实现目标储层注采平衡,进而很难达到预期的目的。分层定量注水无法实现真正意义上的定量注水,若想保证井底压力长期保持稳定,实现分层有效驱动,则必须进行分压注水合理压力系统优化设计,建立一个既能克服注水启动压力梯度的影响,又能对渗流压力实现动态监控的工艺流程。定压注水技术把注水目的和注水措施相结合,即能对注水压力和配水速度实施动态监测,又可有效规避了大量无效的注采循环,使井下各层均衡均用,水驱采油效果显著,但目前对于该方面的研究较少。本文以某试验区块为研究目标,基于生产背景和该区块地质概况,建立了三维地质模型,定量表征了目标油藏的静态特征,并建立了地层有效厚度及主要渗流物性等数据体。量化了该研究区剩余油分布,明确了各层各方向流量分布规律。基于该试验区块X-1试验井,结合该油井动态指标和静态资料,综合考虑剩余油的分布规律和油井联动受效等因素的影响,明确了该试验井的可动油饱和度高值区及渗透率增幅较大的层位,通过典型层分析,落实了X-1试验井可能存在优势通道的方向及层位,结合以上成果最终确定了该试验井分层位的措施类型。本文首次采用预置电缆智能配注测调系统测定了X-1试验井各层启动压力并基于渗流力学平面径向流产能计算公式,计算注水井各小层对应的启动压力梯度,建立了分层合理注水压力梯度的计算模型,进而确定分层合理注水压力。开展了室内分层定压注水实验,结合方岩心基本物性参数共设计了3类不同条件下三管并联人造岩心水驱油实验,实验结果显示采用控压-提压技术注水对应的平均采收率最高为56.29%。实验表明对于长期注水开发的多层系油藏,在储层内部形成优势渗流通道后,可通过控制高渗透层注入压力和提高低渗透层注入压力的方式,调控不同层系的吸水剖面,从根本上实现分层定压注水提高储层整体动用程度和注水合格率的目的。通过以上研究,得出定压注水能够在地质配注的基础上更大程度提高低渗透层注入压力和控制高渗透层注入压力,进而最大程度缓解层间矛盾及调整吸水剖面,最终实现提高注水利用率及提高储层纵向动用程度的目的。本论文在丰富和发展合理压力系统优化设计方法的同时,对分层定压注水技术的开发措施调整具有一定的理论和现实意义。