当前国际能源供需矛盾突出,能源安全日益成为各国关注的焦点,低渗透油气开发聚焦了世界的目光。世界低渗透油气勘探开发方兴未艾。发达国家低渗透油气勘探开发技术日趋成熟。通过对世界低渗透油气勘探开发现状研究,实现低渗透油气资源优化利用,改善勘探开发效果。必将为全球低渗透油气资源的高水平、高效益勘探开发和可持续发展提供理论及实践依据。低渗透油藏由于自身储层地质及渗流机理的特殊性,通常具有低丰度、低压、低产“三低”特点,少数为异常高压油藏,其有效开发难度很大。低渗储层中油气富集区,特别是裂缝发育带和相对高产区带的识别评价、开发方案优化、钻采工艺、储层改造、油井产量、开采成本、已开发油田的综合调整等技术经济问题,严重制约着低渗油藏的有效和高效开发。如何经济有效地开发低渗透油气藏已成为世界共同关注的难题。国内外低渗透油田开发中,已广泛应用并取得明显经济效益的主要技术,是注水保持地层能量、压裂改造油层和注气等技术,储层地质研究和保护油层措施是油田开发过程中的关键技术。油气资源分布来看,品位高、易开采的油气资源仅占很小的比例,未来低渗透油藏、致密气藏接替高品位常规资源已成必然。国内外低渗透油藏注水开发技术难度大,开采效果较差,除了采油工艺方面酸化技术、压裂技术、注入水水质控制等之外,针对低渗透油藏注水效果较差、原油采收率较低等问题,国内外对合理开发方式、井网井距等进行了大量研究和现场试验。鸭儿峡油田位于酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷西侧,是由古生代志留系油藏、中生代白垩系油藏和新生代第三系L油藏组成的复式油藏。其中白垩系油藏位于潜山构造西部断阶带上,第三系油藏上覆于志留系和白垩系油藏之上。白垩系油藏特点是埋藏深、渗透率低,原始地层压力高、饱和压力低,地面原油平均密度0.865,原油物性较好,地下原油粘度一般为0.26-1.01mPa-s,属低粘油藏。地层原油体积系数1.284,目前采出程度达到11%、含水率为56%,是岩性构造圈闭油藏。。针对白垩系油藏的地质特点和开发现状,综合分析油藏开发效果及制约因素,研究认识油藏开采规律,确定油藏合理的开发调整方式及提高最终采收率已迫在眉睫。本文通过对鸭儿峡油田白垩系油藏地质、开发形势的研究,评价了油藏开发效果及技术政策,进行了注采井间动态连通性分析,落实了注水井水流方向和油水运动规律；基于现代油藏工程方法确定了油藏的剩余油开发潜力,提出了后期开发综合调整建议。在地质研究成果基础上,对工区储层特征,储层物性,渗流特征及流体性质进行了解,在熟悉了油藏开发历史及开发现状之后,分析了油藏开采初期特征；并结合开采特征及含水上升规律,分析了产量递减的影响因素。通过对油藏动态的分析及开发效果的评价,研究表明：注水效果不理想,动静矛盾较多,油水井井间连通性复杂,地层能量未能得到有效补充,反映注采井网不完善,注水受益井见效时间短,有待尽快调整注采井网,增加注水井点,提高水驱控制程度,降低含水上升率；从开采方面分析,油藏低产井、低效井较多,套损、套变井占很大比例,油井产量递减快,采油速度低,造成采出程度较低。由于油藏固有的地质条件、储层、流体性质等天然因素,以及开发方式和工艺技术水平等因素的影响,水驱采收率偏低。以上一系列原因导致该区块的开发效果不理想。通过驱油效率法、经验公式法、童氏图版法等多种油藏工程方法对采收率进行预测,并针对目前的问题提出合理的开发方式和技术政策,建议提高注入采出井数比,井网采取反九点井网,井距194m为最优。在已有精细油藏描述的基础上,充分利用静、动态资料进行油田开发效果评价,综合应用现代油藏工程新方法、新技术,确定油藏的合理开发方式。以改善储层渗流能力、提高油藏波及系数为重点,运用分区、分层治理的原则,综合确定了鸭儿峡油田白垩系油藏的后期开发调整方式。