该项目主要研究了子北油田毛家河科技示范区长6及长4+5油层的区域地质特征，做了研究区的小层划分与对比，进行了砂体和沉积相研究，对已有探井的测井数据做了解释，对试油报告进行了详细的统计和分析，在储层的四性研究基础上作出了储层的综合评价，最后根据储层地质和含油性特征，应用大量理论和经验进行论证，确定了该区域开发方案。经过研究认为：①子北油田毛家河区长6油层组属于三角洲平原亚相，在结合各种地质、地球物理测井等资料的基础上细分出分流河道、漫滩、分流河道间等三种微相。②研究区的储集层主要是分流河道沉积，由于河道沉积砂体沿主河道方向物性较好。因此在开发过程充分利用主河道优势，这样开发效果较好。③本区含油层位为长4+5、长61、长62，主力油层长61且普遍发育。④本区含油层位的孔隙度及渗透率相近，流体性质跨度小，多呈叠合分布。⑤通过压裂人工裂缝监测，邻区注水动态资料研究，化学示踪剂监测和已有的《子北油田裂缝研究》成果报告，认为该区主裂缝方向为NE60°，在井网部署中井网要平行天然裂缝方向，在只裂缝方向上要加大井距，这样可以防止水淹，最后确定采用平行天然裂缝方向，东部井区采用350×150m反九点法菱形井网部署，西部井区采用300×150m正方形反九点法井网部署。⑥本区地层能量不足，地层压力较低，初产高，递减快，在产量降下来后，后期注水，只能使油井稳产在一个较低的水平上，而采用早期超前注水，保持地层能量开发，将会取得较高的稳产效果，这在部分低渗透油田已经得到了证实。⑦通过对该区储层敏感性、油层连通性、区域水源和邻区注水经验等研究认为该区注水可行性有保障，采用超前注水可将采收率提高到19%。⑧该区注水压力东部地区注水压力最大不可以超过10MP，西部不可以超过13MP，超前注水3个月当注水地层压力达到原始地层压力的110%时，油井开始投产，东部井区初期采用注采比1.4进行配注，西部井区初期采用注采比1.5配注。⑨当毛家河区域全面开发，可建成产能6.03×104t，部署生产井264口，注水井73口,在开发过程中一定要做好动态监测。通过该项目的研究，子北采油厂对子北毛家河进行了超前注水开发，现在已经取得良好效果，油井初期产量和稳产期产量都远远高于邻区未注水区和后期注水区，取得了良好的经济效益和社会效益。