低渗透油藏普遍存在启动压力梯度和应力敏感性特征,导致水驱开发过程中表现出“水注不进,油采不出”等问题。为了改善低渗透油藏的水驱开发效果,本文旨在通过调整注采井距和技术政策等影响开发效果的主观因素来提高油藏的采收率。因此,本文选取鸭儿峡白垩系低渗透油藏K1g22层为研究对象,运用物理实验、油藏工程与数值模拟相结合的方法,开展了低渗透油藏合理注采技术政策研究,其研究结果能对低渗透油藏的开发提供参考。首先在调研低渗透油藏非达西渗流和应力敏感特征文献的基础上,建立了低渗透油藏考虑应力敏感和启动压力梯度的油井产能方程,同时分析了应力敏感系数对油井产能的影响,确定了油藏应力敏感系数。利用岩心压汞实验数据,建立了启动压力梯度与平均毛管半径、岩心渗透率的预测模型,为确定油藏的启动压力梯度提供了理论依据。同时阐述了低渗透裂缝油藏渗吸实验规律,对周期注水方案实施进行指导。然后针对低渗透储层很难建立有效的驱替系统的问题,开展了井间压力分布特征研究,旨在为低渗透油藏压裂改造和合理井网密度部署提供理论参考。在注水井和生产井附近,驱替压力梯度最大,井间驱替压力梯度减弱,注水能量主要消耗在井壁附近。Ⅰ类储层压裂改造对井间压力分布影响较小,Ⅱ类储层裂改造对井间压力分布影响较大。采取谢尔卡乔夫公式分析法和采油速度法确定合理的井网密度取值为27～22口/km2,对应正方形井网井距为190～211m。基于考虑启动压力梯度和应力敏感性的油井产能方程,分别绘制采油指数与生产压差的关系曲线以及井底流入动态曲线,确定出合理生产压差5～1OMPa,合理生产井井底流压为14～20.6MPa。鉴于目前井网不完善,应该尽快完善注采井网,保持地层压力。低渗透微裂缝发育油藏,为防止注入水沿裂缝突进,油井提前见水,应该采用温和的注水政策。根据物质平衡方法确定合理注采比1.0～1.2。最后在精细地质建模的基础上,运用Eclipse数模软件开展了井网完善后合理注采技术政策研究。主要进行了常规注水注采比、采油速度、注水时机和注水量的优化设计以及周期注水合理工作制度和合理转注时机的研究。研究认为,保持目前的地层压力水平同步注水,注采比1.0,采油速度2%,单井注水量35m3/d比较合理。为了提高水驱采收率,当常规注水含水率达到40%时,转周期注水,采用短注长停的周期注水工作制度。