如何更有效地提高水驱宏观波及，是大幅提高注水开发老油田开发效益的关键。分层注水应秉持“注水同测试”理念，不必过于强调完成配注量，频繁调整水嘴，加大测试成本，而应该侧重准确记录注入每个小层的水量和压力变化历史，为实现更高层次油藏管理打下数据基础。

　　根据公司性质和资源状况，不同石油公司在不同阶段采取的战略是不同的。作为国家石油公司，中国石油集团除了加大勘探，加快非常规开发以外，重点在老油田开展了二次开发，取得了很好的效果，使许多开发几十年的老油田重新焕发青春，取得了显著的经济效益。这一战略的优势是明显的，一方面，充分发挥现有油田基础设施的作用，减少投资，增加利润；另一方面，稳定职工队伍，减少裁员，体现国家石油公司的社会责任。

　　水驱开发的中高渗透老油田潜力仍然是巨大的。根据笔者多年的研究和总结，在油田大尺度和地层温压条件下，水洗油的微观效率比我们想象的更高。大量取芯证明，强水洗部位岩芯已经洗白，剩余油饱和度接近于零。这一事实同时反证，现在水驱开发的宏观有效波及比我们认为的要差很多。

　　认识到差距就等于发现了潜力。要使注水开发老油田大幅度提高开发效益，如何更有效地提高水驱宏观波及是关键。现有的分层注水技术已经发展到第三代，可以实现多级分层，测调配注。但由于多层干扰及小层渗流阻力变化等导致小层水嘴后压力变化，造成注入该小层的水量与配水量不一致。尽管可以进行测试及调整水嘴，重新达到配注量，但往往很快又发生了“漂移”。几十年误差累加，会对多层注水开发油田的油藏管理造成严重问题和误导，形成“糊涂账”。笔者认为大数据战略非常好，但大数据首先要是真数据。具体到注水开发老油田，首先要知道注入各小层的水量，才谈得上开发分析和油田管理。

　　基于以上认识，笔者于多年前提出了“Logging While Injection”(注水同测试)的理念，分层注水不必过于强调完成配注量(事实证明做不到)，频繁调整水嘴，加大测试成本，而应该侧重准确记录注入每个小层的水量和压力变化历史，通过数据处理，即可得到各层的水驱流线场和剩余油分布。注水不仅是注水驱油，还可以是对地层的测试，每一次关井、开井造成的压力、流量变化，都可以是一次压力降落和压力恢复测试。但这需要创新研制出高性能、低成本流量计以及数据存取传输技术。

　　勘探开发研究院成立了研究团队，和油田密切合作，经过几年研究攻关，形成了“分层注水全过程监测与自动控制技术”的第四代分层注水技术。该技术有两套实现方案。一套方案是井下信号无线传输，另一套方案是由井下智能配水器、过电缆封隔器和细长管电缆组成。其中井下智能配水器是整套工艺的核心，包括井下流量计、油管和嘴后两路压力传感器、电机传动总成、水嘴和控制电路等。预置单芯钢管电缆用于实现地面与井下的双向实时通讯，同时为井下智能配水器供电，无需电池。所有测试、验封、调配过程均不需要动用测试车。

　　截至目前，该技术在大庆、吉林、长庆等油田现场应用了50口井，实现了分层注水全过程监测和自动控制，封隔器在线验封，在线静压测试以及井下关井。不仅实现了各小层流量、压力变化历史的准确记录，为实现更高层次油藏管理打下数据基础，更能实现分层流量的自动控制，保证注水合格率长期合格。截至目前，最长一口注水井已经连续工作36个月，层段数7段，最大井斜50.4度，7段分层注水管柱一天内完成。正在大面积工业化推广应用。