资料显示车2井区齐古组油藏具有中孔低渗、强水敏性典型特征。在长期注水开发过程中,出现了注水压力日益增高的问题。在此期间,尽管采取过多次增注解堵措施来改善储层渗流通道,但目前注水井注水油压依然达到了较高水平,而且居高不下,增注措施效果亦日渐不佳,储层吸水能力越来越差,逐渐难以满足配注要求。鉴于此情况,本文采用现场资料统计分析与室内实验相结合的方式,就齐古组储层伤害和期间采用的酸化增注效果欠佳的原因展开研究。并根据研究结果提出了针对性的注水过程中储层保护和水力压裂增注相结合的增注技术,其具体包括以下内容：(1)运用X射线衍射、流体成分分析、岩心流动实验等手段,对齐古组油藏的岩矿、物性、储层流体特征进行研究,揭示了齐古组储层具有强水敏、强速敏、中～强体积流量敏感性。(2)通过分析注入水阴阳离子成分和水质,比较日注水量与临界流速相对大小,发现注水造成储层伤害原因主要有注入水结垢、固相颗粒含量超标、目注水量超过临界流速、黏土矿物膨胀运移。(3)通过对井区内各注水井的注水历史动态统计,据此计算并比较各增注措施前后的视吸水指数变化情况,再结合室内酸化流动实验,发现酸化改造具有一定局限性：解堵半径小,难以解除储层深部伤害；对长期的酸液流动通道会造成一定程度伤害。(4)注水过程中储层保护技术包括注入水地面结垢预处理、高效改性纤维球过滤、控制日注水量、缩膨剂和防膨剂交替注入。(5)关于水力压裂增注技术,通过室内实验优选了压裂液体系及支撑剂类型；并结合井网情况,采用数值模拟方法,模拟了不同裂缝参数对注水井注水压力的降压效果和井网整体累计产油量的影响,最终确定最优裂缝参数是裂缝半长90m、导流能力40D-cm,最后据此给出了相应的水力压裂施工规模：284m3总液量,31%前置液比,35.8%平均砂比。本文研究方法及成果,对其他类似砂岩油藏解决注水难的问题具有一定的借鉴意义。