104mg/L、成胶粘度在10×104mPa.s以上。交联缔合聚合物调剖共施工22口井，平均单井处理半径9.9m，注入缔合聚合物调剖剂1025m3，措施后注水压力平均上升4.1MPa，对应油井14口，见效7口井，油井见效率50%，日增油能力14.5t，阶段增油6400t，降水6.54×104m3。
③ 投球调剖技术
为降低调剖成本，开发了耐140℃、耐压≥60MPa的调剖球，规格：φ10、φ12、φ14、φ18mm；密度：0.998-1.098g/cm3。它适用于注水井层间渗透率差异大的井。目前累计投球调剖51口井，有效率100%，平均注水压力升高3.4MPa，平均单井日注水量减少6.1m3。吸水剖面资料显示，平均强吸水层相对吸水降25%；弱吸水层相对吸水增加26%；启动新层5.0m/2.5层，相对吸水11%，阶段增油3560t，降水1.2×104m3。效果理想。
2、调驱技术
针对中原油田高温、高盐、高硬度，化学驱采油技术受到限制特点从解决低渗油藏实际问题出发，重点在文13东块文13-194、-205、-383三口水井开展耐温抗盐凝胶颗粒调驱先导试验。自4月份开始施工以来，已有两个井组对应3口油井见效，不同程度地见到了降水增油效果，目前平均日增油10.9t/d，截止7月底累计增油1003吨。
如文13-194井组，对应的抽油井文13-104井（φ38*4.8*4），调驱施工15天后，该井开始见效，与调驱前相比，日增油4.1t/d，含水下降5.9个百分点。文13-109井（φ44*4.8*4.5）调驱前后对比，日产液由16.4t/d升至26.2t/d，日产油由0.8t/d升至3.7t/d，日增油2.9t/d，含水由95.1%降至85.9%，下降9.2个百分点，目前已累计增油106.4t。
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文33块沙二下油藏属高温、高压、低渗透复杂断块油藏，原始地层压力32.9－35.1Mpa，地层温度在101-112℃。地层水矿化度27×104mg/l，平均孔隙度为16.1%，平均空气渗透率43.6×10-3?m2，渗透率变异系数1.13以上，油层非均质性严重。文33断块Ⅰ类储层已中一强水洗，大面积水淹；Ⅱ类储层为中水洗、弱水洗或末水洗，仅局部水淹；Ⅲ类储层为低渗带，且易被污染，一般处于未水洗状态，基本上未水淹。为进一步扩大注入水波及体积，充分挖掘剩余油，决定在该区块优选文33-270、文33-33、文33-117三口井进行深部调驱先导试验，目前已编制完成低渗深部调驱工程方案，准备进入现场实施。
文33块深部调驱先导试验
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三、低渗油田注水开发效果
1、注水井配注完成率明显提高，注水压力稳中有降
通过注水工艺技术配套，中原油田注水状况明显好转，统计资料表明：目前日开井1373口，不能完成配注井为128口，欠注率已降为13.3%，与2000年的21.4%相比，下降了8.1个百分点；单井平均注水压力为20.4Mpa，与2000年相比下降了0.4 Mpa，表明注水井压力呈下降趋势。
2、低渗油田注水开发逐步见到效果
中原油田自2000年以来在47个“双低”开发单元上加强了注水工作，在成功地解决了低渗油田注水开发水质问题，以及实施提压、增注等措施以后，38个“双低”日增注7274m3，累计增注197.2×104m 3，日增液950m3，日增油252t，动液面上升94.6m，累增油7.49×104t，增加水驱控制储量1113×104t，增加水驱动用储量664.6×104t，见到较好的注水开发效果。
如文188块是文南油田的一个边远区块，由于注水压力高、注水井损坏等原因，区块基本处于半停产状态。在油田注水现状明显好转的情况下，决定对该块实施恢复注水措施，采取了单泵小管径长距离供水措施，同时，配套精细过滤技术，转注前进行了严格的试注程序，并对油层进行了预处理，文188-13井转注后累增水16000m3。对应油井188-12井见效，累增油3200吨，且继续有效。
四、几点认识
1、对低渗油藏的细化认识是提高注水开发效益的基础
近几年来小井距注水开发和提压注水成功实例表明，要提高低渗油藏
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开发水平必须搞好注水开发，必须深化油藏特性认识。从低渗油藏的储层物性、构造认识、注采井网程度、注采强度、井距关系等方面进行探讨，通过深化构造认识、科学合理布井、完善注采井网和配套工艺实施，可以提高低渗油藏开发效果和开发效益。
2、抓好注水水质是实现低渗油藏注上水和注好水的关键
要提高低渗油藏注水开发水平，首先要搞好注水源头水质达标这一关，满足低渗油藏注水开发需要。注水水质达标如何，只有影响着低渗油田能否注水开发，影响着配套注水工艺措施的实施，影响着低渗油田开发水平提高。
3、提高低渗油藏注水开发水平应坚持系统工作系统抓思路
近年来，中原油田低渗油藏注水开发实践表明，低渗油藏注水开发水平的提高必须坚持系统工作系统抓的工作思路。在低渗油藏注水开发上必须实施“三结合四严格”，即：油藏与工程相结合、地面与地下相结合、各环节与系统有机结合；严格实施低渗油藏保护、严格试注规范、严格水质达标、严格注水措施配套。基于这种工作思路，自2000年以来在47 个双低单元上进行注水开发，效果明显提高。
4、注水工艺技术进步是提高低渗油藏注水开发水平的重要保障 低渗油藏注水开发技术核心是注水工艺技术配套。中原油田低渗油藏注水开发水平的提高得益于注水工艺技术的进步，得益于工艺技术配套水平的提高。污水处理工艺技术的进步，降压增注工艺技术发展，高压注水工艺技术的配套，高压分注工具研制成功等为低渗油藏注水开发水平的提高提供了重要技术支持。今后，随着越来越多的低品位、难动用的储量投
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入开发，更需要注水工艺技术不断进步，需要进一步完善分层降压增注、分层压裂工艺技术，研究配套高压分注、分层测试、斜井分注工艺技术，满足低渗油藏开发需要。
5、攻关深层特低渗透油藏的注水开发工艺技术
近年来，尽管低渗透油藏注水工艺技术取得一定配套，并见到一定效果，但由于受复杂低渗地质特征的影响，注水开发仍然困难，注水压力仍然高，提高水驱动用程度的采油工艺技术实施难度大、效果差。未上注水的单元由于受复杂地质条件制约，进行注水开发效益性较差，且井下技术状况差，妨碍油田正常开发。目前深层特低渗透油藏的注水开发工艺技术尚需攻关配套，文东、文南油田还有1880万吨深层低渗储量不能实现注水开发，急需要进行攻关。目前，正在进行两项先导试验准备工作：开展天然气驱研究和先导试验和二氧化碳／水段塞驱研究先导试验。
6、开展低渗油田注水开发技术经济界限研究
低渗油田注水工艺配套难度大，开发成本高，尽管工艺技术取得较大进步，但仍然有存在大量的难以水驱动用储量，要动用这部分储量除技术进步外，需要更大的投入，应抓紧研究低渗油田注水开发的技术经济界限研究问题，尤其研究低渗油田注水开发的合理井网、注水强度、压力界限、不同油藏下的经济水质标准、投资规模与经济效益关系等，指导今后什么样的低渗透率渗油田适合注水开发，多少渗透率的油藏应采取其它开发方式。
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