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鄂尔多斯盆地延长油区原油年产量近几年来一直在1100万吨左右,其主力产层主要为延长组长6油层、长2油层及延安组延9油层,与上述产层相关油田大部分已进入注水开发阶段。目前,延长油区长6、长2及延9油藏在注水开发过程中采用的井网、井距及注水方式基本一致,但注水开发效果差异较大,影响注水开发效果的原因目前尚不十分清楚,这也影响到对三个层系油藏注水开发调整措施的有效实施。针对上述问题,本文以甄家峁长6油藏、郝家坪长2油藏及老庄延9油藏为研究对象,从构造特征、砂体连通性、储层物性及含油性等方面对油藏特征进行深入研究,并分析上述油藏特征与注采井网、井距及注水方式的关系,在此基础上探讨针对不同层系油藏的注水开发调整对策。取得的主要认识如下:1、长6、长2及延9油藏地质特征差异性（1）构造特征:长6油藏与延9油藏构造幅度差异大,其中长6油藏相邻井间构造幅度一般为2m,构造幅度较小;延9油藏相邻井间构造幅度可达6m,构造幅度较大;长2油藏井间构造幅度介于两者之间,一般为2m～4m,构造幅度中等。（2）砂体单层厚度及连通性特征:长6油层与延9油层砂体单层厚度及连通性差异大,其中延9油层砂体单层厚度较大,可达15m,厚度横向变化快,但连通性较好;长6油层砂体单层厚度薄,一般为3m～4m,横向连通性差;长2油层砂体单层厚度一般为7m,横向连通性较好。（3）储层渗透率特征:长6储层渗透率最小,各小层平均渗透率介于1.8×10-3μm2～2.1×10-3μm2之间,层内及层间渗透率变化大;长2储层渗透率中等,各小层平均渗透率介于7.7×10-3μm2～8.4×10-3μm2之间,层内及层间渗透率有一定变化;延9储层渗透率最大,各小层平均渗透率介于10.6×10-3μm2～10.7×10-3μm2之间,层内及层间渗透率基本无变化。（4）含油饱和度特征:延9油藏含油饱和度最高,一般为45%～60%,其中构造高点含油饱和度高于构造低点含油饱和度;长6油藏含油饱和度一般为35%～55%,构造高、低部位含油饱和度差异较小;长2油藏含油饱和度一般为30%～50%,局部鼻状构造发育区域含油饱和度较高。2、注采井网、井距及注水强度的适应性与三个层系油藏特征的关系（1）目前延长油田一般采用的面积注水井网适用于构造幅度小的长6油藏,但不适用于构造幅度大、构造高部位含油饱和度高的延9油藏及长2油藏中鼻状构造发育的区域,该井网易形成延9、长2油藏平面上的剩余油。（2）目前延长油田一般采用的250m左右的井距适用于砂体厚度大、连通性好、储层物性好的延9油藏及长2油藏,不适用于单砂体厚度小,横向连通差及储层物性差的长6油藏,该井距易造成层间及层内剩余油的分布。（3）目前延长油田一般采用的15m3/d左右的单井日注水强度适用于储层物性中等的长2油藏,而对储层物性差的长6油藏及储层物性好的延9油藏适用性差。长6油藏因注水强度大,水线快速推进形成层间及层内剩余油;延9油藏因注水强度小,采注不平衡形成层内剩余油。3、长6、长2及延9油藏开发调整对策及调整效果（1）长6油藏调整应在面积注水方式的基础上,重点调整井距及注水强度,将注采井距缩小至180m～200m之间,单井日注水强度降低至10m3/d。按此调整后甄家峁油田日产原油从249t上升至344t,自然递减率由9.2%降至-10.9%。（2）长2油藏调整应在目前面积注水方式的基础上,鼻隆微构造发育区域采用构造低部位注水—构造高部位采油的注水方式,缩小注采井距至200m左右,单井日注水强度控制在15m3/d。按此调整后郝家坪油田日产原油从113t上升至147t,自然递减率由6.8%降至-16.6%。（3）延9油藏调整应保持注采井距为250m左右的基础上,采用构造低部位注水—构造高部位采油的边部注水方式,提高单井日注水强度至25m3/d左右。按此调整后老庄延9油田日产原油从145t上升至203t,自然递减率由13.0%降至-17.6%。