由于长庆油田低渗透油藏的特殊性(低渗透率、低孔隙度、孔隙类型复杂),导致其开采难度大、产量低、经济效益低,开采技术发展缓慢,所以至今还没能完全形成适应低渗油田开发的成套技术。致使低渗透油田的开采水平相对来说比较低,表现为已开发油田的采油速度低和采收率不高。当前在注水的条件下低渗透油田采出程度最高也不超过25％,不注水只有9％以下。三叠系延长组油藏的开发实践表明,油井先期投产之后,地层压力下降很快,即使再注水开发,尽管油藏注采比很高,仍难以使地层压力迅速恢复,当油藏滞后注水时,由注水前的地层压力恢复到原始地层压力需较长的时间,使得油藏在非最佳方式下长期开发。为使油井长期保持旺盛的生产能力,地层压力就要保持在原始地层压力附近。为了提高长庆油田三叠系延长组油藏的开发效果,提高探明储量动用程度,在借鉴国内外油田开发经验的基础上,经过不断探索、实践,找出了一条提高单井产量、实现特低渗透油田高效开发的新路子。即采用超前注水、先注后采的注水开发方式,合理地补充地层能量,提高地层压力,使油井能够长期保持较高的地层能量和旺盛的生产能力,产量递减明显减小。　　 超前注水方面的研究主要从2000年以后才开始,主要实践区块在长庆油田,另外吉林油田的局部区块也尝试过超前注水。已有的研究也主要集中在注水时机、投产时机、注水井最大流动压力等超前注水技术措施上,以及超前注水与其它注水方式的对比和效果评价方面,对其增产机理和方式在理论、实验方面的研究内容则很少,即在超前注水方面仍然缺乏强有力的理论和实验研究内容的支持。　　 本论文通过对靖安油田区域地质特征:沉积相、储层空隙微观结构特征、物性分布特征、渗透率剖面类型的划分及岩石矿物学特征等多方面入手,结合靖安油田长6油藏注水开发现状综合讨论注水过程中存在的油藏能量保持水平、裂缝对不同注水实际的影响、不同注水实际对油井含水上升的影响、不同井网对注水效果的影响、不同注水时机对地层堵塞的影响、注水对储层物性的影响、注水设备对注水效果的影响、超前注水降低因地层压力下降造成地层伤害的论证、从而得出超前注水能有效降低油井的初始含水率、超前注水能始终保持油藏的地层压力、有利于提高最终采收率。　　 超前注水机理的研究及现场试验,说明超前注水区压裂排液产量明显高于非超前注水区。超前注水区先注水一定时间采油井再进行压裂排液,其排液产量高。超前注水初期日产油量明显提高,含水降低。从投产的初期产量看,超前注水区与非超前邻井地层物性基本相同的状况下,超前注水井日产液、日产油均较高,含水较低,初期递减率较小。超前注水地层压力保持在原始地层压力的110％左右为好。从压力监测资料分析,在一定时间内,注水量一定时,超前注水采油井地层压力持续上升,但上升到一定值后,压力值不在上升。因此,从地层压力上升角度分析,超前注水时间在2～3个月后,地层压力上升速度缓慢,或者趋于平稳。要想保持更高的压力水平,须提高注水量或延长注水时间及调整注水井网。总之超前注水能较好建立超低渗油藏有效的驱替压力系统,使地层压力始终保持较高的水平,降低了因地层压力下降造成的地层伤害,抑制了油井的初始含水率,从而提高了投产初期油田的产量,使得油田能够保持较长的稳产期,减缓了递减,提高最终采收率。