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我国绝大多数油田采取注水开发方式进行开发,特别是喇嘛甸油田自1973年采取油井投产同步注水开发方式,有效的保证了油田开发初期的开发效果,喇嘛甸油田最高产油量曾达到1350×104t,为缓解全国的能源紧张形势起到了较大的作用。但随着油田开发的逐步深入,油层的层间矛盾日益突出,特别是采取不断提高注采比和注水压力的做法后,虽然较大幅度的改善了低含水、薄差油层的开发效果,但是也造成了各类油层间的压力差异过大的矛盾日益突出。目前,萨一组成片套损已成为困扰喇嘛甸油田持续稳产的重要问题,截止2007年9月,喇嘛甸油田萨零组～萨Ⅱ4段的套损总数已经达到了226口井,占喇嘛甸油田历年套损井数的29.2%。为有效防止和控制套损,接近70%的注水井点采取了停注和控注措施,导致目前萨一组油层采出程度只有32.6%。因此,开展萨一组基于预防套损的合理注水方式研究,有助于解决各类油层合理注采比、注采压力的合理技术界限的确定,从而进一步提高萨一组及各类油层的开发效果,为保持油田高效持续稳产提供有效的经验和技术支持。通过对喇嘛甸油田北北块萨一组油层有效注水方法的研究,取得以下几方面成果:1、萨一组每个沉积单元都发育少量的水下河道砂体,尤其是萨Ⅰ3、4、5沉积单元发育的水下分流河道砂体相对较多,连通性也好于萨Ⅰ1、2沉积单元。2、萨一组储层敏感性研究表明,萨一组储层为弱速敏、强水敏～极强水敏储层、强酸敏性和偏强～强碱敏性。3、从地层压力与采收率的变化关系确定萨I组合理的地层压力为10.7MPa;从套损、断层复合以及油层破裂的角度,得到的最大的合理注水压力为12.8MPa。从地层压力与流动压力的关系,得到合理流压界限为5.2 MPa。4、在达到在最优注采平衡状态时,水井的注入强度不变,地层压力保持在10.7MPa,而油井的采液强度则为4.1m3/(d﹒m),比目前采液强度提高1.7m3/(d﹒m)。5、萨一组恢复注水压力应控制在12.5MPa以下,折算有效厚度的注水强度应控制在5.0m3/d·m以内。6、萨一组油层可以温和恢复注水,但必须严格控制注水压力和注水强度。7、喇11-163萨一组温和注水试验区资料表明,在严格控制注水压力及注水强度下,可有效控制套损,改善萨一组开发效果。