该项目对王家湾长2油藏进行地质再认识，在精细油层划分对比的基础上开展砂体展布规律、沉积微相展布、储层特征研究，全面开展注水效果评价和潜力分析，在剩余油定性分析基础上制定科学的综合调整措施，经现场应用形成了适合杏子川采油厂特色的长2注水开发配套技术和运行管理经验，实现油田高效可持续开发。   形成的技术成果如下：   1）该区为三角洲平原沉积相，发育分流河道和河道间湾沉积微相，物源方向北西方向；小层砂体平均厚度30m，主力油层长21-3较长21-2河道分布面积较广；为构造-岩性油藏，沉积相和成岩作用对油气成藏起主导控制作用，小型鼻状构造控制油气富集。   3）根据容积法确定含油面积、有效厚度、有效孔隙度、原始含油饱和度对地质储量进行计算，确定王家湾油区地质储量共1750万吨。   4）经油田注水开发效果进行评价分析，该区产量主要集中在0.5-2t之间，占58%，属于高含水阶段；平均水驱控制程度85.7%，局部注采系统需要完善。水驱动用程度71.1%,动用程度属于中等，地层能量恢复至原始地层能量得60%，层间、层内、平面三大矛盾突出，储量动用不均匀，大量剩余油任然不能动用，调整挖潜潜力大。   5）开发潜力和剩余油分析研究的基础上实行"一井一策"办法，对目前注采系统进行"关、停、并、转、堵"的措施，确保注采对应，通过不断优化地面、水处理、井下工艺，积极推广成熟工艺技术，强化油藏综合治理，形成了油田注水开发配套技术，使油田注水系统高效运行。   6）优化了压裂参数，考虑注采平衡、含水上升率、油井供液能力、力求全面、细致、客观地反映地下实际需要,确定了合理的注采比。