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摘要：油层注水开发过程中的非均匀水驱，既受储层物性、流体性质制约，也受开发井网部署、层系组合以及增产措施调整的影响，研究和掌握这些特征，是搞好油田开发调整、不断改善开发效果的依据。只有分析掌握油田的不均匀水驱及剩余油分布情况，并针对性采取调整措施，才能不断改善油田开发效果。因此，正确评价目前油田开发效果是增产措施的基础及关键所在。本文针对特低渗油藏特点，探究合水油区低渗油藏高效开发技术。
关键词：合水油区;低渗油藏;开发技术
低渗透油藏通常是指渗透率介于10毫达西与50毫达西之间的油藏，而低于10毫达西的油藏被界定特低渗透油藏。随着我国大多数老油田產量的下降，油田进入高含水阶段，使得低渗、特低渗油藏成为我国提高石油产量最重要的方向。低渗、特低渗油藏是我国主要的石油储备资源，拥有巨大的资源潜力。但同时，也具有较大的勘探与开发难度，是目前国内外油气地质学界和油藏工程专家们研究和关注的焦点。
1油藏地质特征
1.1储层非均质严重，渗透率差异大。该类储层多为半深水—浅水湖相沉积，水下分流河道最发育，其次为水下分流间湾、远砂坝及前缘席状砂沉积微相、河口砂坝。物源方向较多，储层变化较大。层系含油面积小，沿断层高部位呈“迭瓦状”分布，低部位变为水层，沿断层呈条带状分布，纵向叠加厚度小。
1.2油藏埋藏深，储层物性差，油藏埋深-2200—3000m，平均含油井段长1200米，含油层位多，井段长，每个小层具有独立的油水界面，单砂体厚度一般在0.5-6米之间，为典型的砂泥岩间互的层状油藏，层间和平面物性变化大。
1.3属中低渗饱和中粘的常温常压油藏。油藏孔隙度11%—20%，渗透率为15-167.4×10-3μm2。物性参数差别大，纵向渗透率级差1-34.3倍。平均地面原油密度0.87g/cm3，原油粘度47.59mPa.s，平均44.62mPa.s，地层压力系数为1.0，地层压力在17-27MPa，地温梯度3.4℃/100m，油藏温度在74-85℃之间。地层产出水矿化度18-22×104mg/L。
2.低渗油藏开发存在问题
低渗、特低渗油藏由于其特殊的形成及赋存条件，并且由于在后期受到的一系列改造，造成储层物性差，在油田注水开发时会产生一系列的问题：由于储层非常致密，孔隙和喉道半径较小，在注水开发时启动压力比较高，压力梯度较大，因此需要提供很高的驱替压力，但是随着压力的增加又容易造成水的突进，难以形成有效的驱替;由于储层中各种粘土含量较高，在注水的过程中容易发生速敏、水敏等现象，堵塞岩石孔隙空间，对储层造成严重的伤害，导致油层含水率急剧上升，使采油指数大幅下降。由于低渗、特低渗透储层非均质性较强，孔隙和喉道的粗细不均一，孔喉的分布也不均匀，使得在注水的过程中由于毛细管力的影响较大，水推进的速率不均匀，而形成绕流和卡断的现象，造成大量的油滞留在其中不能被驱出;另外，由于低渗、特低渗储层具有非常严重的贾敏效应，对流体的流动产生阻力，降低了驱油效率。这些问题都导致了油藏注水采收率的降低，以及采出液含水率的提高，增加了石油开采的成本。
3.我国特低渗油藏调堵技术应用现状
3.1自适应深部整体调驱
鄂尔多斯盆地CK油田是典型的浅层裂缝性特低渗岩性油藏，主力开发层位为C6油层组，油藏平均渗透率0.54×10-3μm2，平均孔隙度为8.72%，压裂油井转注开发，受层内、层间严重非均质的影响，注入水沿高渗带、压裂裂缝产生指进，且脆性黑云母充填的层理缝、纹理、孔隙微裂缝等在高压下易张启、延伸，使得油井含水率加快上升，产油量递减迅速，油水井间窜流现象明显，油藏的低渗透非均质又导致大量井组注采情况不均衡，注入量较低、产液较低、受效状况较差，需要补充能量。
呼园平等采用自适应深部整体调驱方法，使用浓度0.5%和1500分子量的聚合物、150—300mg/L的有机铬类复合交联剂、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）进行交联，加入质量浓度0.03%—0.05%的稳定剂，实现高矿化度模拟地层条件下的较好封堵效果和稳定性，提高药剂利用效率，剪切和岩心驱替性能评价实验中建议用低剪切速率、泵入堵剂体积为0.3倍孔隙体积。
通过自适应深部整体调驱，注入压力与井口压降状况改善十分明显，注入压力平均提高了2.1MPa;调驱后油井平均日产液24.97m3，日产油9.29t，综合含水率55%，综合含水率平稳持续下降达27百分点，由整体高含水变为中含水状态，截止到2015年11月，31口井累积增油量810.25t，含水率大于80%的油井措施后含水率降低了23个百分点，目前仍继续有效，有效期超过13个月。
3.2氮气微球交替驱技术
长庆油田董志区于2005年投入开发，属低孔、低渗、低压、低黏度、高饱和压力储层，水驱驱替系统难以建立，水驱波及效率低，“注不进，采不出”矛盾显著。且由于天然微裂缝的存在，平面上产液量、含水分布不均。注氮气可有效解决低渗透油藏能量难补充和储层敏感性强的问题。为抑制气窜，注氮气时常采用氮气/水交替注入，但由于油藏的非均质性，注入水多沿水窜孔道和微裂缝向前指进，抑制气窜效果有限，聚合物微球可有效封堵水流优势通道，使注入水在地层中更均匀推进，更好地与氮气混合形成气液两相区，从而抑制气窜。因此，将注氮气和注微球相结合，提出氮气微球交替驱开发特低渗油藏技术。
谭俊领等在董志区内进行了2个井组的现场应用，注入方式为氮气/微球交替注入，气液比为1：1。截至2013年4月，共累计注入氮气101×104m3，2个井组对应的15口油井平均日增油幅度为15%以上，试验区综合递减由5.3%下降到目前的-5.1%，自然递减由5.2%下降到目前的-3.2%，年含水上升率由6.6%下降到目前的-20.3%其中，已测的1口侧向井地层压力由施工前的10.8MPa上升到施工后的17.0MPa（原始地层压力为14.4MPa），即地层压力保持水平由74.9%上升到118.1%，氮气/微球交替驱在长庆特低渗透油藏的应用取得了显著的效果。 3.3弱凝胶增注调剖工艺
安塞油田属于砂岩岩性油藏，主力油层长6埋深1000—1500m，油层厚度9—3m，平均空气渗透率1.29×10-3μm2，原始地层压力8.3—10MPa，饱和压力4.65—6.79MPa，压力系数0.7—0.8，是一个低渗、低压、低产的“三低”油藏。
由于安塞油田地层的特低渗透性，解立春等所设计的弱凝胶增注调剖工艺采用三段塞注入工艺。
第一段塞：增注调剖剂。该调剖剂为水溶性高价金属盐，含有的高价金属离子（M3+）可在水中水解出H+和氢氧化物沉淀，反应产物中的H+可酸化地层起增注作用，反应产物中的沉淀可起调剖作用。
第二段塞：补充调剖剂。
第三段塞：强化调剖剂。强化调剖剂为水溶性硅酸盐，增注调剖剂与地层碳酸钙反应产生的Ca2+，可与水溶性硅酸盐反应生成沉淀，起调剖作用。
第四段塞：过顶替液。避免注入井井眼3m内留下强化调剖剂。
2005年7月采取弱凝胶增注调剖体系进行了现场施工，措施后有4口侧向油井见效增油，两口侧向井降水，目前井组日增油7.50t，累计增油4323.7t，堵水调剖后平均单井日增油0.71t。
3.4聚硅纳米降压增注技术
桩西采油厂五号桩油田区域开发层系为沙三下第二套含油层系，油层埋藏深，3450-3630m，平均孔隙度16.6%，主要流动孔喉半径0.1-2.5μm，渗透率6.4×10-3μm2，原始地层压力49.09—58.41MPa，油层温度132—175℃，地温梯度5.53℃/100m，属低饱和压力异常高温高压特低渗透油藏。目前特低渗透油藏存在注水压力不断上升、注水困难。针对这一开发矛盾，桩西采油厂研究并实施了聚硅纳米降压增注工艺技术，使部分特低渗单元注水开发效果得到了一定程度改善，提高了采收率。
2011年8月在桩西74-11-8井实施聚硅纳米增注施工，开始注水，初始油压19MPa，日注10m3/d，逐步调整到60m3/d，一个月时调整日注100m3/d。
4提高合水油区开发效果的措施
根据生产实践经验来看，目前主要有超前注水、重复压裂和水平井开采3种方式可以改善合水油区的开发效果。
4.1超前注水提高地层能量
地层能量不足对低渗油藏开发的不利影响表现在：低渗油藏（尤其在特低渗和超低渗油藏）开发时，地层压力降低到饱和压力以下时，地层原油开始脱气，原油脱气就会使地层原油的黏度、密度增大，体积系数会减小，增大原油的渗流阻力。同时由于地层压力的下降，油层孔隙度和渗透率都将会减小，导油的微裂缝也将闭合，使得部分脱出气体难以通过很小的孔道而被滞留于地层中，形成“贾敏效應”，减少了有效的油流通道，由于压降减小的渗透率再进行地层注水增压也只能恢复到原来的60%—80%，且由此造成的许多其他地层伤害是不可恢复的。
低渗油藏实施超前注水来提高地层压力以克服压力梯度高的困难。超前注水是指注水井在生产井投产前投注，经过一定时间注水，使地层压力在生产井投产前高于原始地层压力，生产井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力，并建立起有效驱替体系的一种注水方式。虽然低渗油藏实行超前注水并不能改变地层流体的启动压力，却能有效增加地层压力，加大生产压差，提高驱动压力，当地层中任意一点的压力高于启动压力后，在油层中就可以建立起有效地驱替压力系统，可以减少启动压力的影响，从而提高可动油的动用程度，提高原油的采收率。
实施超前注水对开发低渗透油田和油田持续发展具有重要意义。长庆油田实施超前注水和非超前注水效果差异，说明超前注水能够提高低渗油藏的开采效益。
4.2通过压裂措施改善地层物性，降低渗流阻力
改善地层物性，主要表现在构建有利的油流通道上面，压裂措施是低渗油田开发中用来构建有利油流通道最常见也是最有效的方法。
合水油区的油井在投产前都会采取压裂措施来构建有利的油流通道。同时，压裂措施也是该油区老井稳产的主要手段。该油区2012年部分老井的压裂效果对比，能看出在该区域压裂措施的效果比较明显和稳定。
4.3水平井开采，降低开采过程对地层渗流能力的要求
目前，低渗油田主要还是采用常规的直井进行开采，直井的井底渗流模式是典型的径向流，在该渗流模式下流体向井筒汇聚是需要一个附加的启动压力，并且这个启动压力跟地层渗透率成反比，也就是说渗透率越低，流体像井筒汇聚时所需要的附加启动压力就越大。这对于物性较好的油田来说无关紧要，但是对低渗油田的开发而言，这个附加的启动压力就成了地层原油能否想井筒汇聚的关键因素了，为了降低对这个附加压力的要求，可以采用水平井开采的方式来进行开发。相对垂直井的压降漏斗集中在井地附近的渗流特性，水平井泄油半径到井筒的压力变化几乎成线性。也就是说，水平井在近井地带的压降要比直井附近的压降小得多。这种线性变化可以从2个方面理解：从水平面上看，水平井的流动是近似平行的线性流，而直井的流动是径向流。水平井单位长度上获得的流量较小，液流几乎平行流向井眼，这样在稳态条件下，渗流截面上流量变化不大，压降主要受渗流距离影响，而直井从供油边界到近井地带，不同渗流截面上流量变化相对较大，因而压降变化就更为明显。
长庆油田合水油区某区块现有油井共849口，其中直井835口，水平井14口，直井采用注水的方式开采，水平井目前还没有对应的注水井，靠自然能进行开采。即便如此，水平井的平均日产量也是直井的3—4倍。
结语
随着外围区块勘探开发程度的进一步提高，低渗、特低渗油藏的开发动用必将成为助推我国石油工业可持续发展的必经之路。针对不同的低渗、特低渗油藏，应根据实际情况找到相应的适应性技术，以达到提高油井产量，降低油井含水率，调驱增产控水的目的，并最终提高油田的注采开发效果与最终采收率。
参考文献
[1]车起君，雷均安，冉玉霞，等。超前注水提高低渗透油田开发效果[J]。大庆石油地质与开发，2003，22（1）：20—22.
[2]王鹏。牛圈湖油田西山窑组油藏超前注水开发实践[J]。石油天然气学报（江汉石油学院学报），2005，27（4）：500—502.
[3]赵春鹏，岳湘安，尤源，等。渗储层超前注水最优化实验研究[J]。石油勘探与开发，2009，32（2）：33—34.
[4]李恕军，柳良仁，熊维亮。安塞油田特低渗透油藏有效驱替压力系统研究及注水开发调整技术[J]。石油勘探与开发，2002，29（5）：62—65.
[5]史成恩，和永宏，朱圣举，等。特低渗透油藏超前注水技术政策研究[J]。低渗油气田，2006，11（2）：60—73.
[6]王道富，李忠兴，赵继勇，等。低渗油藏超前注水理论及其应用[J]。石油学报，2007，8（6）：78—81.
关键词：合水油区;低渗油藏;开发技术
低渗透油藏通常是指渗透率介于10毫达西与50毫达西之间的油藏，而低于10毫达西的油藏被界定特低渗透油藏。随着我国大多数老油田產量的下降，油田进入高含水阶段，使得低渗、特低渗油藏成为我国提高石油产量最重要的方向。低渗、特低渗油藏是我国主要的石油储备资源，拥有巨大的资源潜力。但同时，也具有较大的勘探与开发难度，是目前国内外油气地质学界和油藏工程专家们研究和关注的焦点。
1油藏地质特征
1.1储层非均质严重，渗透率差异大。该类储层多为半深水—浅水湖相沉积，水下分流河道最发育，其次为水下分流间湾、远砂坝及前缘席状砂沉积微相、河口砂坝。物源方向较多，储层变化较大。层系含油面积小，沿断层高部位呈“迭瓦状”分布，低部位变为水层，沿断层呈条带状分布，纵向叠加厚度小。
1.2油藏埋藏深，储层物性差，油藏埋深-2200—3000m，平均含油井段长1200米，含油层位多，井段长，每个小层具有独立的油水界面，单砂体厚度一般在0.5-6米之间，为典型的砂泥岩间互的层状油藏，层间和平面物性变化大。
1.3属中低渗饱和中粘的常温常压油藏。油藏孔隙度11%—20%，渗透率为15-167.4×10-3μm2。物性参数差别大，纵向渗透率级差1-34.3倍。平均地面原油密度0.87g/cm3，原油粘度47.59mPa.s，平均44.62mPa.s，地层压力系数为1.0，地层压力在17-27MPa，地温梯度3.4℃/100m，油藏温度在74-85℃之间。地层产出水矿化度18-22×104mg/L。
2.低渗油藏开发存在问题
低渗、特低渗油藏由于其特殊的形成及赋存条件，并且由于在后期受到的一系列改造，造成储层物性差，在油田注水开发时会产生一系列的问题：由于储层非常致密，孔隙和喉道半径较小，在注水开发时启动压力比较高，压力梯度较大，因此需要提供很高的驱替压力，但是随着压力的增加又容易造成水的突进，难以形成有效的驱替;由于储层中各种粘土含量较高，在注水的过程中容易发生速敏、水敏等现象，堵塞岩石孔隙空间，对储层造成严重的伤害，导致油层含水率急剧上升，使采油指数大幅下降。由于低渗、特低渗透储层非均质性较强，孔隙和喉道的粗细不均一，孔喉的分布也不均匀，使得在注水的过程中由于毛细管力的影响较大，水推进的速率不均匀，而形成绕流和卡断的现象，造成大量的油滞留在其中不能被驱出;另外，由于低渗、特低渗储层具有非常严重的贾敏效应，对流体的流动产生阻力，降低了驱油效率。这些问题都导致了油藏注水采收率的降低，以及采出液含水率的提高，增加了石油开采的成本。
3.我国特低渗油藏调堵技术应用现状
3.1自适应深部整体调驱
鄂尔多斯盆地CK油田是典型的浅层裂缝性特低渗岩性油藏，主力开发层位为C6油层组，油藏平均渗透率0.54×10-3μm2，平均孔隙度为8.72%，压裂油井转注开发，受层内、层间严重非均质的影响，注入水沿高渗带、压裂裂缝产生指进，且脆性黑云母充填的层理缝、纹理、孔隙微裂缝等在高压下易张启、延伸，使得油井含水率加快上升，产油量递减迅速，油水井间窜流现象明显，油藏的低渗透非均质又导致大量井组注采情况不均衡，注入量较低、产液较低、受效状况较差，需要补充能量。
呼园平等采用自适应深部整体调驱方法，使用浓度0.5%和1500分子量的聚合物、150—300mg/L的有机铬类复合交联剂、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）进行交联，加入质量浓度0.03%—0.05%的稳定剂，实现高矿化度模拟地层条件下的较好封堵效果和稳定性，提高药剂利用效率，剪切和岩心驱替性能评价实验中建议用低剪切速率、泵入堵剂体积为0.3倍孔隙体积。
通过自适应深部整体调驱，注入压力与井口压降状况改善十分明显，注入压力平均提高了2.1MPa;调驱后油井平均日产液24.97m3，日产油9.29t，综合含水率55%，综合含水率平稳持续下降达27百分点，由整体高含水变为中含水状态，截止到2015年11月，31口井累积增油量810.25t，含水率大于80%的油井措施后含水率降低了23个百分点，目前仍继续有效，有效期超过13个月。
3.2氮气微球交替驱技术
长庆油田董志区于2005年投入开发，属低孔、低渗、低压、低黏度、高饱和压力储层，水驱驱替系统难以建立，水驱波及效率低，“注不进，采不出”矛盾显著。且由于天然微裂缝的存在，平面上产液量、含水分布不均。注氮气可有效解决低渗透油藏能量难补充和储层敏感性强的问题。为抑制气窜，注氮气时常采用氮气/水交替注入，但由于油藏的非均质性，注入水多沿水窜孔道和微裂缝向前指进，抑制气窜效果有限，聚合物微球可有效封堵水流优势通道，使注入水在地层中更均匀推进，更好地与氮气混合形成气液两相区，从而抑制气窜。因此，将注氮气和注微球相结合，提出氮气微球交替驱开发特低渗油藏技术。
谭俊领等在董志区内进行了2个井组的现场应用，注入方式为氮气/微球交替注入，气液比为1：1。截至2013年4月，共累计注入氮气101×104m3，2个井组对应的15口油井平均日增油幅度为15%以上，试验区综合递减由5.3%下降到目前的-5.1%，自然递减由5.2%下降到目前的-3.2%，年含水上升率由6.6%下降到目前的-20.3%其中，已测的1口侧向井地层压力由施工前的10.8MPa上升到施工后的17.0MPa（原始地层压力为14.4MPa），即地层压力保持水平由74.9%上升到118.1%，氮气/微球交替驱在长庆特低渗透油藏的应用取得了显著的效果。 3.3弱凝胶增注调剖工艺
安塞油田属于砂岩岩性油藏，主力油层长6埋深1000—1500m，油层厚度9—3m，平均空气渗透率1.29×10-3μm2，原始地层压力8.3—10MPa，饱和压力4.65—6.79MPa，压力系数0.7—0.8，是一个低渗、低压、低产的“三低”油藏。
由于安塞油田地层的特低渗透性，解立春等所设计的弱凝胶增注调剖工艺采用三段塞注入工艺。
第一段塞：增注调剖剂。该调剖剂为水溶性高价金属盐，含有的高价金属离子（M3+）可在水中水解出H+和氢氧化物沉淀，反应产物中的H+可酸化地层起增注作用，反应产物中的沉淀可起调剖作用。
第二段塞：补充调剖剂。
第三段塞：强化调剖剂。强化调剖剂为水溶性硅酸盐，增注调剖剂与地层碳酸钙反应产生的Ca2+，可与水溶性硅酸盐反应生成沉淀，起调剖作用。
第四段塞：过顶替液。避免注入井井眼3m内留下强化调剖剂。
2005年7月采取弱凝胶增注调剖体系进行了现场施工，措施后有4口侧向油井见效增油，两口侧向井降水，目前井组日增油7.50t，累计增油4323.7t，堵水调剖后平均单井日增油0.71t。
3.4聚硅纳米降压增注技术
桩西采油厂五号桩油田区域开发层系为沙三下第二套含油层系，油层埋藏深，3450-3630m，平均孔隙度16.6%，主要流动孔喉半径0.1-2.5μm，渗透率6.4×10-3μm2，原始地层压力49.09—58.41MPa，油层温度132—175℃，地温梯度5.53℃/100m，属低饱和压力异常高温高压特低渗透油藏。目前特低渗透油藏存在注水压力不断上升、注水困难。针对这一开发矛盾，桩西采油厂研究并实施了聚硅纳米降压增注工艺技术，使部分特低渗单元注水开发效果得到了一定程度改善，提高了采收率。
2011年8月在桩西74-11-8井实施聚硅纳米增注施工，开始注水，初始油压19MPa，日注10m3/d，逐步调整到60m3/d，一个月时调整日注100m3/d。
4提高合水油区开发效果的措施
根据生产实践经验来看，目前主要有超前注水、重复压裂和水平井开采3种方式可以改善合水油区的开发效果。
4.1超前注水提高地层能量
地层能量不足对低渗油藏开发的不利影响表现在：低渗油藏（尤其在特低渗和超低渗油藏）开发时，地层压力降低到饱和压力以下时，地层原油开始脱气，原油脱气就会使地层原油的黏度、密度增大，体积系数会减小，增大原油的渗流阻力。同时由于地层压力的下降，油层孔隙度和渗透率都将会减小，导油的微裂缝也将闭合，使得部分脱出气体难以通过很小的孔道而被滞留于地层中，形成“贾敏效應”，减少了有效的油流通道，由于压降减小的渗透率再进行地层注水增压也只能恢复到原来的60%—80%，且由此造成的许多其他地层伤害是不可恢复的。
低渗油藏实施超前注水来提高地层压力以克服压力梯度高的困难。超前注水是指注水井在生产井投产前投注，经过一定时间注水，使地层压力在生产井投产前高于原始地层压力，生产井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力，并建立起有效驱替体系的一种注水方式。虽然低渗油藏实行超前注水并不能改变地层流体的启动压力，却能有效增加地层压力，加大生产压差，提高驱动压力，当地层中任意一点的压力高于启动压力后，在油层中就可以建立起有效地驱替压力系统，可以减少启动压力的影响，从而提高可动油的动用程度，提高原油的采收率。
实施超前注水对开发低渗透油田和油田持续发展具有重要意义。长庆油田实施超前注水和非超前注水效果差异，说明超前注水能够提高低渗油藏的开采效益。
4.2通过压裂措施改善地层物性，降低渗流阻力
改善地层物性，主要表现在构建有利的油流通道上面，压裂措施是低渗油田开发中用来构建有利油流通道最常见也是最有效的方法。
合水油区的油井在投产前都会采取压裂措施来构建有利的油流通道。同时，压裂措施也是该油区老井稳产的主要手段。该油区2012年部分老井的压裂效果对比，能看出在该区域压裂措施的效果比较明显和稳定。
4.3水平井开采，降低开采过程对地层渗流能力的要求
目前，低渗油田主要还是采用常规的直井进行开采，直井的井底渗流模式是典型的径向流，在该渗流模式下流体向井筒汇聚是需要一个附加的启动压力，并且这个启动压力跟地层渗透率成反比，也就是说渗透率越低，流体像井筒汇聚时所需要的附加启动压力就越大。这对于物性较好的油田来说无关紧要，但是对低渗油田的开发而言，这个附加的启动压力就成了地层原油能否想井筒汇聚的关键因素了，为了降低对这个附加压力的要求，可以采用水平井开采的方式来进行开发。相对垂直井的压降漏斗集中在井地附近的渗流特性，水平井泄油半径到井筒的压力变化几乎成线性。也就是说，水平井在近井地带的压降要比直井附近的压降小得多。这种线性变化可以从2个方面理解：从水平面上看，水平井的流动是近似平行的线性流，而直井的流动是径向流。水平井单位长度上获得的流量较小，液流几乎平行流向井眼，这样在稳态条件下，渗流截面上流量变化不大，压降主要受渗流距离影响，而直井从供油边界到近井地带，不同渗流截面上流量变化相对较大，因而压降变化就更为明显。
长庆油田合水油区某区块现有油井共849口，其中直井835口，水平井14口，直井采用注水的方式开采，水平井目前还没有对应的注水井，靠自然能进行开采。即便如此，水平井的平均日产量也是直井的3—4倍。
结语
随着外围区块勘探开发程度的进一步提高，低渗、特低渗油藏的开发动用必将成为助推我国石油工业可持续发展的必经之路。针对不同的低渗、特低渗油藏，应根据实际情况找到相应的适应性技术，以达到提高油井产量，降低油井含水率，调驱增产控水的目的，并最终提高油田的注采开发效果与最终采收率。
参考文献
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