很多油藏都采用注水开发技术且取得了较好效果。但对于低渗透油藏,由于沉积作用的影响砂体分布复杂,存在强烈的物性变化以及储层非均质性突出等特点,因此,低渗透油藏在开发过程中,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,开采难度大且经济性低等问题。为解决这些问题,本文以X油田区块A、区块B、区块C、区块D,这四个低渗透油藏为研究对象,进行了室内岩心实验,用以确定注入速度、压力以及不同渗透率条件下对水驱前缘变化规律的影响。水驱前缘分布以探测油井见效程度与水井驱动方向为核心,综合运用各种动、静态资料,充分发挥多学科一体化、地质为主体的优势,开展油藏和储集层的定量评价,深入研究储集层参数。通过实验过程中对电阻率进行实时监测,阐述了水驱前缘的监测方法,确定水驱前缘的具体位置及运动情况。通过分析油藏的开发历史及储层渗流特性,阐述油藏开发动态特征及油井见效特征。根据实验、水驱前缘数学模型以及水驱前缘图版,我们可以得出下面的结论:1、采出端见水是水驱前缘到达的明显特征,见水后瞬时产油下降,由于水驱前缘注入PV数与原油粘度呈负相关,且水驱速度不宜超过储层的临界流速,即严禁注入量超标破坏储层进而引发水窜。2、对于同一区块,不同渗透率,恒速驱替采出端水驱前缘PV数与渗透率成反比,但恒压水驱的最终采收率与渗透率呈正比关系,且恒压水驱的采收率总体上要高于恒速水驱。3、渗透率级差增加采出程度降低,最大最小渗透率的驱替前缘差异增加,二者与渗透率级差呈负相关,当级差大于6时,水驱采出程度加剧。4、水驱前缘注入量与流度比、采出程度成正比关系。注入水粘度与原油粘度差值越小,水驱效果越好,采出程度越高。与高流度比的储层相比,反五点驱替不充分,剩余油较多,反九点法可以有效扩大波及体积,因此,反九点法优于反五点法。目前水驱前缘现场检测方法主要包括示踪剂法、微地震测试法,但是不能对矿场的非均质低渗透油藏进行实时监测,而水驱前缘运动规律的物理模拟实验相对不完善,因此亟需通过合理的水驱前缘物理模拟实验,建立起低渗透油藏水驱前缘的计算方法,为水驱油规律认识、影响因素分析、优化注采井网、确定剩余油分布提供依据和指导。