延99井区在正式投入开发以后随着储层天然能量的衰减,开发过程中暴露出一些的问题。为进一步有效开发延99井区,从该井区储层地质特征出发,分析该区块地层、构造、沉积特征,并且根据储层展布、裂缝分布、岩石学特征、储层物性和非均质性特征,综合油藏原油物性及地层水特征,以及储层敏感性分析为基础,进行井区注水开发油藏工程论证,最终得到以下结论：(1)井区递减规律为指数递减,年综合递减率为8%。(2)油井投产初期产量高、递减快,动用程度低,采油速度低，能量保持水平低。(3)长6油层组主控因素为岩性,与构造形态关系不明显,断裂不发育,目的层内未见断裂。储层最大主应力方向为NE80°,平均最大主应力为19.4MPa,现场压裂以北东方向与东西方向为主。(4)长62砂层平均厚度大、储层横向连通性好含油面积大,而且油层连片性也好,为区内最主要开发层段(5)储层表现为弱速敏、弱水敏、弱盐敏、弱碱敏和强的酸敏,由于区内总体注水量小,注入速度慢,对储层的伤害可以忽略。(6)注水最大井口注入压力为7MPa,初期平均单井注水量3.5m3/d,末期平均单井注水量5.8m3/d,注水见效时间为159天。考虑裂缝方向影响,控制裂缝方向生产井水淹,初期注采比确定为0.7-0.8,待裂缝方向生产井含水达到80%以上时,部分水淹井转注,区块注采比调整至1.2左右。(7)先采用反七点法井网开发,后期转注变为行列式井网,先期井排距依据现井网为150m×150m,后新部署井排距为150m×200m。(8)新布署井网注采井之比为1/2.2。预测十五年累积产油31.92×104t,采出程度18.31%,含水率59%。