油田开发实践表明，水驱开发油田可以获得较高的最终采收率。国内外大部分油藏都因地层的非均质性和天然水体能量的不足，无水采收率和最终采收率都较低，为了改善驱替效率和维持地层能量，提高油藏最终采收率，必须辅以人工注水。本文以精细油藏描述理论为指导，应用储层地质学、开发地质学以及油藏工程等理论和技术方法，在储层地质特征认识的基础上，对老庄油田延9油藏的试油及开采现状特征、含水上升规律以及地层压力变化等进行了分析研究，并结合生产实践和油藏工程论证的方法对研究区合理的开发技术政策进行了制定，并提出了详细的调整措施，对提高油藏开发效率提供了重要的指导意义。取得的主要结论及认识有：1、鄂尔多斯盆地老庄油田延9地层西倾单斜的构造特征不明显，呈东高西低构造特征，属曲流河亚相，发育河道微相和河漫滩微相；砂体呈带状展布且通性较好，河道沉积构成了砂体骨架主体；岩石类型主要是岩屑质石英砂岩；孔隙类型以原生孔隙为主，次之为粒内溶孔和晶间微孔；延92小层物性好于延91小层，且延92小层平面非均质性强。研究区延9油层组为弱盐敏、中等酸敏、中等偏弱速敏、中等水敏和弱碱敏，为亲水性储层。2、延安组表现出典型的底水油藏特征，产量相对稳定，且相对较高。但目前开发过程中显露的问题有：部分井含水高，投产即高含水；部分井采液强度偏高，导致含水上升较快；油藏能量不均，部分井底水能量不足，需及时注水，补充地层能量。3、老庄区延9油藏采用一套层系一套井网进行开发，井网形式为正方形反九点，合理井网密度为13.7-15.74口/km2，合理井距排距为240×240m。4、开发技术政策为：合理采油强度为1.30m3/d.m，合理采液强度为1.97m3/d.m，合理采油速度为2.27%；合理生产压差为3.0MPa左右；注水井井口最大注入压力为16.91MPa。最大注入量为32m3/d左右，借用邻区经验，注水合理注水强度2.381m3/m.d～6.41m3/m.d，平均4.396m3/m.d，初期注采比确定为1.1，注水井初期平均单井日注水量为20m3～25m3/d，并根据油藏动态变化情况实时调整。