李仲寅，王 朋，陈继光，刘永川

（中国石油长庆油田分公司第四采油厂，宁夏银川 750006）

随着注水开发时间延长，低渗透油田开发面临诸多问题，一是大路沟地区长6 油藏渗透率低，驱替压力系统建立难度大，主力油藏平均空气渗透率0.85 mD，平均启动压力梯度0.008 3 MPa/m，建立驱替系统难度大，造成注水见效困难，见效周期延长，见效程度低；二是大路沟地区长4+5、长6 油藏注水有效率低，受高角度裂缝、人工裂缝以及注水开发形成的微裂缝影响，长6、长4+5 油藏注入水沿裂缝推进到采出端，水淹严重，形成无效注水，降低了水洗效率。

针对低渗透油田开发矛盾，近年来，在考虑低渗透油藏地质特征的基础上，综合考虑启动压力梯度、天然裂缝、储层非均质性等影响因素，通过开展低渗透油藏周期采油试验，拓宽了油田开发工作思路和方法，对油藏改善驱替系统、提高注水效率，对促进油田可持续稳产具有非常重要的理论和现实意义，进一步指导油田科学合理开发[1]。

1 油藏开发形势

大路沟地区长6 油藏为三角洲沉积特低渗透岩性控制油藏，采用520 m×140 m 菱形反九点井网规模建产，生产层位主要为长6、长4+52层，油藏埋深1 785 m，油层厚度11.7 m，渗透率1.45 mD，孔隙度11.7%，含油面积10.42 km2，地质储量803.98×104t，标定采收率20.3%。该油藏随着注水的不断开发，含水逐步上升，现油井开井170 口，单井日产油1.1 t，综合含水71.7%，地质储量采油速度0.84%，地质储量采出程度5.52%。目前油藏面临主要矛盾：一是储层非均质性强，吸水不均，注水单向突进，导致长6 层水淹井逐年增多；……