为进一步夯实区块稳产根基，实现油区效益开发，江汉油田坪北经理部以深化老区注采调整为中心，牢固树立“水驱是开发主战场”的理念，不断完善注采井网，提高注水开发效益，有力助推企业扭亏脱困。2018年，坪北共实施注水调整64井次，累计增油1520吨，创经济效益400万元。
注好水、注够水、精细注水已成为油田持续稳定开发的基础，是当前以及今后一段时期开发的主要方式。近年来，随着坪北油田开发的不断深入，井况不良井逐年增加，油田注水难度加大，导致油田地层能量下降。一方面，提高注水量又会造成油井见水加快和含水上升，另一方面，降注或停注导致地层能量得不到补充，开发矛盾不断加剧，油田产量出现下滑趋势。为了控制自然递减，提高开发效益，坪北经理部开发系统技术人员深化地质认识，精细油藏地质研究，加大动态监测力度提升开发认识，结合油田生产实际加大综合治理力度，大力开展注水井调整工作，解决开发中的矛盾，努力控制自然递减，提升效益开发。主要进行三调整“调井网，调结构，调层位”，改善水驱流场试验。加大动态监测力度，全年实施动态监测78井次，依据78口井动态监测分析资料，结合油藏动态分析资料，有效实施精细注水井调整工作。重点围绕井网细分重组试验区、南区两个重点区域进行注水井调整。
在南区，实施注水调整33井次，各类措施调整14井次，充分控制南区产量的持续下降趋势，自然递减得到有效控制，自然递减由2016年的8%下降到2017年的7.8%。井网细分重组试验区，注水调整31井次，各类措施调整8井次，主力层系井网完善程度分别提高29.8%、26.2%、23.8%，提高了主力层系储量动用程度，水驱控制程度由83.3%上升到94.5%，试验区老井月递减由1.2%下降至1.1%，区块日产油水平由67吨上升到84吨。通过以上注水精细调整，全油田自然递减控制在6.3%，大大优于计划的8%。同时，紧密结合开发实际，实施差异化注水调整，根据不同区域不同地质情况，执行不同的注水政策，精细有效注水，2017年实施动态调水134井次，日增水量194立方米，为老区及时提供能量补充，平均动液面基本保持稳定。
深入开展地面地下大调查，提高水驱开发效果。年初，该部就成立由地质、工艺、作业等技术专家组成的注水管理项目组，对油区所有水井进行一次健康大普查，迅速制订水井增效“套餐”。地质研究所和工艺研究所 “强强联手”，对所有欠注、井下不良、待换封的注水井联合会诊，按照“地质上需要、工艺上可行、作业方面可有效实施”的原则，梳理排序区块单元，集中力量逐一治理。他们针对因套管变形、管柱腐蚀严重、封隔器失效和井下落物等导致的注水“欠账”现象，及时强化管网清洗、投捞测试，并采取换封、大修等措施进行“手术治疗”，确保水井注好水、注够水。
