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N区块储层是低渗致密储层,由于低渗透油藏的特殊性(低渗透率、低孔隙度、孔隙结构复杂),其流体的渗流规律常常与中高渗储层存在较大的差异。因此本文在对N储层基本特征进行认识分析的基础上,通过室内岩心渗流实验和真实砂岩微观模型实验,对储层中油、水渗流特征及影响因素进行了系统的实验研究。通过研究本文得到以下主要成果和认识:1、研究区储层岩石胶结物中的水云母、铁白云石、绿泥石是导致储层物性差的主要因素之一;2、研究区储层的孔隙类型主要为原生粒间孔隙、次生粒间孔隙、微孔隙和微裂缝;储层岩石的主要渗流通道为大于0.4μm的孔喉,当渗透率小于0.1m D时,渗透率贡献主要为孔喉半径大于2μm的孔喉;3、研究区致密储层岩心滑脱系数b的范围在0.00930~0.290MPa-1之间,且滑脱系数与克氏渗透率无明显关系;为了减小气体滑脱效应对致密岩心气测渗透率的影响,建议气测致密岩心渗透率时的实验压差应稳定在0.5MPa以上;4、研究区致密储层岩心应力敏感性较强,致密岩心覆压下渗透率下降幅度一般在60%~90%范围内;覆压对研究区致密储层岩石孔隙度总体影响不大,但当岩心渗透率小于0.1m D,孔隙度小于8%时,研究区致密储层存在较为明显的孔隙度压胀现象,渗透率越低,孔隙度压胀现象越显著;5、研究区致密储层流体的微观渗流具明显的非均匀性,表现为非均匀驱替和水道驱替;微观渗流过程均与压力有明显关系;残余油在岩心模型中以绕流残余油、薄膜状、油斑状残余油、边缘角隅的残余油为主;6、研究区储层单相油渗流和单相水渗流均存在明显的非达西非线性渗流特征;单相水渗流的启动压力梯度范围在0.0124~0.08MPa/cm,单相油渗流的启动压力梯度范围在0.0135~0.183MPa/cm,残余油下水的启动压力梯度范围在0.0108~0.0569MPa/cm;7、残余油下水的流动能力相对最差;研究区储层岩心渗透率小于0.1m D时,水驱油效率平均为47.9%,与渗透率无明显关系。本论文的研究成果,对更好的开发N区块低渗致密油藏奠定较好的理论基础,对同类油藏的开发也具有一定的指导意义。