宝北区块原开发方案采用两套层系注水开发，即Ⅱ油组和Ⅲ₁层各为一套层系，Ⅰ油组及Ⅲ₂层作为产能接替层。由于原方案编制时资料较少，对高陡构造认识不足，对水平井论证不够。Ⅲ₁层系实施后2口水平井产能远未达到方案设计要求，采油速度太低，注采井网不完善，水驱控制程度较低。通过两年半的注水开发暴露出不少问题。 通过对出现问题的准确分析，以现代石油地质及油藏工程为基础，以低孔低渗非达西渗流规律为指导，以准确动态分析为依据，充分运用大量的地质、录井、测井、试油、试采、PVT分析资料，通过对构造、储层、油藏纵向特征、水驱油特征、注采能力、开发层系划分原则及技术经济界限、开发层系划分与组合方案论证、各套层系的技术合理井网密度、经济最佳井网密度、经济极限井网密度、优化实用井网密度、最终优选井网密度以及环状注水、排状注水、环状与内部点状相结合的注采井网型式及注水方式等优选研究，得到如下结论：宝北区块纵向上由原来的两套层系（Ⅱ、Ⅲ₁各一套）重新划分为三套层系，即Ⅰ+Ⅱ、Ⅲ₁、Ⅲ₂各为一套层系，新动用Ⅰ油组及Ⅲ₂层共161万吨储量；Ⅰ+Ⅱ层系西北区由环状与内部点状注水相结合的井网调整为排状注水井网或叫不规则五点法正方形井网，井距由原来的330m缩小至260m，东南区仍为环状与内部点状注水相结合的井网，井距由原310m缩小至300m，部署新井12口（采油井8口，注水井4口）；Ⅲ₁层系由环状注水井网调整为环状与内部线状相结合的注采井网或叫不规则五点法正方形井网，部署新井18口（采油井13口，注水井5口），注采井距由350m缩小至280m；Ⅲ₂层系采用边部注水井网型式，部署采油井3口（1口水平井，2口直井），注水井4口，注采井距300m。 层系及井网优化实施后，水驱控制程度及水驱储量动用程度明显提高，井网与裂缝方向匹配较好，油井生产能力旺盛，注水井吸水能力较强，采油速度大幅度提高，油井见效较快。