低渗透油藏数量很多,地下原油含量丰富,然而开采工作难以进行,开采难度极大。目前情况下,很多油田都在利用注水技术进行开采,但低渗透水驱油藏在日常注水开发过程中,存在层间吸水不均、各注水层吸水量与配注量不相匹配、无水采油期采收率较低等问题。为了解决这些难题,油田现场大多采用了分层注水技术措施,但目前并没有太多针对注水井工作制度调整时机的确定以及各层间注入压力与注入量的匹配、注水井工作制度可调情况下对应的渗透率级差界限、低渗透油藏在不同渗透率极差和不同原油粘度及注采压差下各分注层的注水前缘变化规律的研究。文章以鄂尔多斯盆地,长6地层为例,首先通过对该区储层分布、渗透率、高压物性、相渗特征、注水进行调研,明确储层基本参数情况,并基于油藏工程、采油工程、油藏物理学、油气渗流力学和油藏数值模拟等基础理论知识建立基本理论模型;其次运用以上数据利用ECLIPSE软件进行注水数值模拟:第一步根据某油田参数为依据建立油藏笼统注水与分层注水模型进行注水开发模拟;第二步为了确定注水井注水工作制度调整时机界限,进行两种措施下不同注水工作制度的模拟;第三步在不同渗透率极差下、不同原油粘度、不同注采压差下进行注水模拟。最后再结合前人研究和基本理论,分析笼统注水与精细分层注水下无水采油期以及采收率情况、注水井工作制度调整时机优劣和不同因素对注水水驱前缘的影响程度。研究分析表明:注水工作制度调节时机的界限在上下层注水前缘差值为10m时,油藏开发效果较好。影响因素方面:注采压差越大,原油粘度越小,渗透率相对较小的储层水驱前缘的推进速度越大,油藏开发效果越好,但需与经济效益共同考虑;与此同时渗透率级差越大,注水井工作制度越难,级差|K1/K2|≥2.75现场技术很难实现。综上所述,本文所做的分析评价对低渗油藏精细分层注水具有一定的理论和现实意义。