石油大学油气田开发技术与进展笔记

1、低渗透油藏注气提高采收率技术进展一、国外发展现状1. 起步阶段（4070 年代）2. 推广应用阶段（802000 年）3. 驱油及埋存阶段。国外CO2 驱现场试验：砂岩+碳酸盐岩；国外CO2 驱油藏实例分析：CO2 驱开始前的生产方式：先水驱后CO2 驱；CO2 驱类型混相驱或非混相驱（前者为主）；CO2 混相驱开始前的残余油饱和度：35%50%；CO2 混相驱油藏孔隙度：砂岩：732；CO2 混相驱油藏渗透率：K50md；试验顺序：先导试验区扩大先导试验区工业型试验；CO2 驱成本，投入产出比：CO2 埋存价格4060 美元。 一、CO2 驱提采机理：1. 顶替作用2. 溶解气驱作用3. 提

2、高注入能力和酸化解堵能力4. 溶解、降粘作用5. 膨胀作用6. 混相效应7. 改善油水粘度比三、流体组分拟化及混相压力数值模拟1. 流体组分拟化（初化）2. 液相压力数值模拟3. 方案设计：方案1：继续水驱;方案2：CO2 单一段塞驱（1 个CO2 段塞+水驱）;方案3：气水交替驱（目前用提高波及效率有效方法）。四、CO2 单一段塞驱1. 方案设计2. 不同方案与水驱的效果对比3. 单一CO2 段塞优化4. 注CO2 速度优化（注入速度、增油量）。五、气水交替驱1. 方案设计2. 不同方案对比效果3. 开发指标优化 交替时间、增油量换增水量4. 单一CO2段塞驱与气水交替驱的注气方式对比研究采

3、出程度：段塞驱气水交替驱水驱5. 水气比优化气驱提高采收率缺点1. 气源受限，气体输送，储存工艺复杂2. 注入工艺复杂，对设备有腐蚀性3. 气水交替注入的注入能力下降4. 对地层的伤害5. 气驱波及效率问题6. 产出井气体的分离、处理CO2 地质埋存与提高石油采收率评价技术（廖新维）一、CO2 地质埋存与提高石油采收率的意义1. 国际上关于控制CO2 排放的需求：CO2 是主要的温室气体（占65%）。温室气体对人类生存和环境的严重威胁：海平面上升与陆地的淹没；气候带的移动；飓风的加剧；植被的迁徙与物种的灭绝。我国深受温室气体的影响：近百年来，每年平均气温上升0.40.5，海平面上升13mm。2

4、. CO2 的捕获和封存是温室气体减排的有效方法之一：减缓方案包括提高能源效率、向低碳燃料转变、核能、可再生能源、增加生物汇、CO2 温室气体的减排（减排潜力和效果有限）。CO2 捕获（CAPTURE）与封存（STORAGE）即（CCS）是指CO2 从工业或相关能源的源分离出来。到本世纪中叶前，二次能源供应继续以化石能源为主。CO2 埋存地：油气田、地下盐水层、煤层和深海 3.油气藏能储存9230 亿吨，相当于2050 全球排放的45%；地下盐水层能储存4000 亿吨1 万亿吨；煤层能储存400 亿吨。20102020 年我国原油需求预测达34.5 亿吨，对外依存54%，产量2 亿吨左右。全球

5、石油采收率每提高1%，可增加可采储量1.8 亿吨，相当于年产量。 4. 提高石油采收率是我国油田开发的永恒主题我国油田多为陆相沉积、非均质严重，原油粘度大，天然能量不足，开采难度大。主力油田含水达90%左右。 5. 我国油田提高石油采收率潜力巨大 6. 注CO2 能显著提高低渗透油藏和动用程度03 年，发现低渗透储量63.2 亿，有50%没能正常开发。低渗透采收率仅20%（全国平均采收率：32.2%）近几年新增探明储量中低渗占6070%。 7. 发展CO2资源化利用与地质埋存一体化技术是双赢的。 3. CO2 气体提高石油采收率技术现状及趋势（1）CO2 提采技术油藏描述技术；CO2 与原油的

6、相态理论、多相多组分状态方程和混响理论；CO2 数值模拟技术（CO2 驱过程的弥散和扩散理论，原油和水多相混合物的复杂渗流规律，CO2 驱过程地质流体流变性及生成物对流体渗流影响理论）；CO2 驱过程储层物性参数变化理论及预测方法；窜流通道识别理论、方法及防止窜流的对策；CO2驱油藏工程与采油工程技术。（2）美国是目前利用CO2 提采最多的国家（3）美国利用CO2 提采技术应用情况（4）美国现有CO2 提采技术特点（5）CO2 提采技术发展趋势。 三、我国CO2 地质埋存与提高石油采收率的技术研究进展（1）建立适合中国地质特点的CO2 埋存标准集潜力评价体系（2）初步形成CO2 地下埋存的检测

7、理论和技术（3）发展完善了注CO2 采油过程中的多相多组分相态理论（4）发展完善了CO2 驱替过程中多相多组分非线性渗流理论（5）形成CO2 防腐、防垢等工程技术、理论和方法 吉林油田（6）获得了CO2 地质埋存与提采现场实验的经验四、CO2 在油藏中埋存潜力评价方法：张洪涛等利用圈闭体积法、溶解度法和埋存容积法初步估算：中国CO2 地下埋藏总体积：14548108t1. CO2 地质埋存机理碳埋存领导人论坛（CSLF）有详细描述（1） 物理埋存：与储层空间有关（2） 化学埋存：与流体有关2. 埋存潜力分析理论埋存量，有效埋存量，实际埋存量和匹配埋存量。复杂结构井设计及关键技术一、复杂结构井（

8、Complex Structure Well）：具有复杂结构和几何形状的井，即除常规钻井技术所钻直井之外的井（特殊工艺井）。包括水平井、大位移井、多底/多分支井和原井再钻井（老井侧钻、套管开窗及侧钻小井眼）在内的新型井。广义上指除直井之外的井。 （1）世界范围：95、96 全世界共钻水平井3000 多口（占5%），2000年达24000 口，预计2010 年达5 万口。（2）美国：2002 年底有17267 口，成本是直井的两倍，平均利润指标1.6。水平井效果：是否能增加产量（扩大渗流面积）；效益（不同油藏地质效益不同）薄油藏（1020m 打水平井效益更好），天然裂缝油藏，气顶底水油藏（打水平

9、井易水淹），低渗透油藏，稠油油藏，气顶油藏，水驱油藏。（3）加拿大：2002 年底有12080 口，预计成本是直井的2.2 倍，平均利润指标1.86。（4）中国：95 年开始07 年水平井在各油藏类型的分布： 稠油（271，,34%），裂缝性油藏（197,24%），薄层（101,13%），低渗（88,11%），边底水（33，4%），其他（116,14%）水平段分布：100，5%；100200二、复杂结构井应用中的关键技术1. 形态优化：如何针对非均质油藏以最大产能为目标设计复杂结构井的形态（位置、长度、角度）2. 最优长度3. 合理配产：由于井筒中摩擦压降时存在使产液指数在产液量超过一定界限时

10、急剧下降，不再是一个常数。配产和合理生产压差确定的前提是确定产液指数。4. 完井优化:完井参数的优化：防止井筒塌，井筒下钢管并用水泥粘合，之后射孔完井，一定程度上降低产能。 四、复杂结构井完井技术（六级完井技术）1. 一级完井:主井眼和分支井眼都是裸眼，侧向穿越长度和产量控制是受限的。完井作业不对产层分层。2. 二级完井:主井眼下套管并注水泥，分支井裸眼或只放筛管而不注水泥，筛管（衬管）不与主井眼连通。3. 三级完井:主井眼、分支井都下套管，主井眼注水泥而分支井不注水泥，分支井筛管（衬管）与主井眼连通。（机械连接）4. 四级完井:主、分支井都在连接处下套管、注水泥。可下测试工具。5. 五级完井

11、:水泥封固主井筒和分支井，各层压力分隔，接头处理。6. 六级完井:井下分叉装置，连接处有一个整体式压力封闭（世界只有几口）。关键技术：（1）如何实现主井眼和分支井的分支连接；（2）分支连接处力学完整性；（3）水力完整性，连接处.液压密封；（4）再进入能力，如何选择性进入各分支井眼或主井眼；（5）套管准确到位，精确的井眼轨迹。注意事项：油藏配物性，生产机理，分支井造斜点造斜能力。 五、智能井完井技术。智能：达到不动井下设备，实时连续监测、采集、处理、并反馈井下数据；实时优化生产；地面遥控随意实现单井多层多分支选择性生产和注入、优化各层实时流动。井口控制，实现最优的油藏经营和生产管理，提高采收率，

12、不动井下设备。智能井要完成：监测，控制低渗透油藏试井程时清一、试井（Well Testing）：指在不同工作制度下，测量井底压力和温度等信号的工艺过程以及资料分析。油气井试井是一项复杂的系统工程：（1）严密的测试设计。（2）高精度的仪器设备。（3）配合测试进程多次开关井，准确计量产量，并处理好产出的油气。（4）以复杂油气藏为背景的渗流力学理论和方法。（5）5 以反问题理论为基础的试井解释软件。（6）结合地质、物探、测井、油藏及工艺措施的油藏动静态精细描述。 试井贯穿于油气田勘探开发全过程：（1）勘探井试井；（2）开发准备阶段的试井（产能试井、压力恢复试井、干扰试井、动储量评估试井）；（3）开发

13、中后期的动态分析试井；（4）针对特殊问题的试井。 三、低渗透油藏试井难题1. 关井测压时间长，许多试井资料未出现径向流。2. 考虑存在启动压力梯度，与实际油藏存在误差。3. 低孔、特低渗、非均质性严重，油层砂体的接触具有多样性，现有试井无法回答导数曲线是否能反映储层砂体的小尺度变化。4. 大量产水油井的压力恢复试井曲线异常形状，传统单相流体试井模型认为导数曲线上翘是储层性质变差的表现，现认为是多相流流度变化所致。 四、低渗透油藏试井工艺技术1. 环空试井：通过偏心井口装置起下仪器，录取压力、温度等资料。优点：（1）不需要起泵，节省资金、时间和人力物力；（2）可测得从关井时刻的压力恢复资料，即试

14、井中的井筒储集阶段，使流动阶段更加明显清晰；（3）可以准确地测得流压。缺点：只适合于井斜小于20。2. 井下关井试井：生产管柱起出，下入测压组合管柱至预定深度，正常生产一段时间后使封隔器坐封，关井测取压力恢复数据。（1）既满足油井正常泵抽生产过程流动压力连续监测，又满足井下关井地层压力恢复资料的准确测取。（2）试井时开井阶段由抽油泵持续排液，促进压降漏斗在地层中长期、稳定扩散，增大探测范围，为获取油层边界性质、储层连通性及岩性物性变化等深部地层渗流信息创造了良好条件（3）井下封隔器消除了过大的井筒储集效应。3. 永久式井下监测装置：永久性传感器：毛细管测压仪，电子传感器和光纤传感器等。测量T、

15、P、（流速）、流度、电阻率等。4. 毛细管试井测试工艺（1）可完成各种稳定试井和不稳定试井工作，满足不停产进行测试的要求。（2）可实现不停产连续压力监测，装置井下部分结构简单，无电器元件，无密封胶圈，不易损坏，使用寿命长，工作性能可靠。（3）压力传感器及其它电子元件置于地面，工作寿命长，可随时进行校验或维修。5. 智能井技术：安装了可获得井下油气生产信息的传感器、数据传输系统和控制设备，并可在地面进行数据收集和决策分析。智能井系统部件：（1）流动控制装置（可实现井下关井）控制阀。（2）直通层间隔离封隔器，使水力控制管线和地下控制阀连通。（3）井下传感器，向地面提供压力、温度和流量数据。（4）控

16、制系统，包括水力/电力地面系统，用以监测和控制地面条件。6. 连续油管测试系统：把连续油管作为测试仪器的输送设备,测试仪器连在连续油管顶端下入井内进行测试。（1）无需上卸扣, 安全性更高, 缩短起下钻时间。（2）占地面积小,更适合于海上作业。（3）连续油管作为生产油管底部，可应用井下关井装置及井下监测装置。六、低速非达西试井解释方法1. 启动压力梯度低渗透油藏试井模型2. 考虑启动压力梯度的低速非达西流动DST 模型3. 压裂井非达西流动试井数学模型4. 低渗透油藏变渗透率试井模型5. 注水井非达西和非达西耦合试井模型6. 双重非达西试井模型稠油氮气泡沫调驱效果分析（刘慧卿）1. 稠油基本概况

17、（1）稠油及分类标准稠油：在油层条件下，粘度（不脱气）大于50mPas的原油或脱气粘度大于100mPas 的原油。常称的重油（Heavy Oil），沥青砂（Tar Sand，Bitumen）都属于稠油范围。分类2. 稠油热采开发方式原油粘度（mPas）：50100：水驱。100500：水驱、非混相、泡沫。50010000：蒸汽吞吐（蒸汽驱、火烧油层）。10000：SAGD。3. 国内稠油生产发展趋势（1）资源动用：扩大特稠油/超稠油储量的动用程度(2）提高稠油采收率蒸汽吞吐转蒸汽驱方式，且呈现热力复合（化学驱、气体、溶剂等）驱替方式。热力采油和蒸汽吞吐是稠油开采的主要途径。 稠油油藏历经注蒸汽

18、开采后的特征：（1）剩余油的流动性越来越差稠油流体的非均相特征；（2）储层强非均质出现汽窜（负效应）热连通逐渐加强汽窜造成热效率低，油气比低；（3）油层热效率越来越低油层回采水率越来越低，后续注热效率低，加热范围小。薄油层的加热效率较低，直井开采效率低。 4. 稠油注蒸汽窜流状况：蒸汽吞吐和蒸汽驱均有汽窜现象。解决蒸汽吞吐汽窜方法：组合吞吐、调剖、改变受干扰井的工作制度或关井。当蒸汽吞吐转蒸汽驱后，一旦出现汽窜，只能依靠调流和调驱方式。汽窜程度、井底结构及稠油开发阶段的差异都将影响注蒸汽井调剖方法的选择。稠油油藏提采技术：（1）热力采油改善开发效果方法；（2）热力复合驱替技术；（3）复杂结构井

19、型热力采油技术。一、氮气泡沫辅助蒸汽驱调驱机理与适应性：泡沫驱机理（1）泡沫体系调剖提高波及效率（2）表活剂洗油提高洗油效率。 泡沫发泡方式：（1）地面起泡方式（相对较好）:直接将配制好的泡沫基液（水+起泡剂）经水泥车泵注注入泡沫发生器，同时将制氮机组来氮气经增压后注入泡沫发生器，基液与氮气在泡沫发生器中混合并形成均匀泡沫液，然后经管柱到井底。（2）地下起泡方式（可控程度差）采用段塞注入，先注入一定量起泡剂，然后注入氮气。 四、技术对策建议1. 稠油剩余油分布研究2. 蒸汽驱综合治理研究（洗油效率、波及效率）3. 不同蒸汽驱阶段参数调整颗粒调剖剂是一种典型的悬浮液，在孔道表面沉积或堵塞孔道4.

20、 强化泡沫调驱或组合技术5. 不同调剖措施的适应性（颗粒调剖性）页岩气开发技术与进展（董平川）1. 新能源概念:相对于传统能源之外的各种能源形式，目前正积极开发利用和研究，有待推广的能源。高碳（煤）中碳（石油）低碳（天然气）无碳（氢）2. 新能源特征（1） 可持续、可再生（2） 高效、低耗（3） 低碳、绿色（4） 低污染、有利于环保 3. 新能源类型（1）生物质能：木材（林作物）、秸秆（农作物）、废水等 电力、沼气、乙醇（2）可再生能源：风能、太阳能、地热、核能等 电力、热能（3）非常规天然气：煤层气、页岩气、致密砂岩气、可燃冰、水溶气、无机气 热能、发电。 天然气特点：（1）清洁：几乎无CO

21、2、粉尘排放；NOx排放比油低50%，比煤低75%。（2）高效：发电效率60%。（3）廉价。（4）便利：高压管线输送，可降低压力。高碳化石燃料：低热能，高CO2 排放。天然气：高热能，低CO2 排放，供应稳定，成本低，安全。气田气一般采用衰竭式开采（凝析气藏可注气保压开采）。4. 非常规天然气定义：致密气、煤层气（瓦斯）、页（泥）岩气、天然气可燃物（可燃冰）、水溶气、无机气及盆地中心气、浅层生物气等。5. 非常规天然气资源成藏特征低品位 6. 开发特点：非常规：储量大，开发难度大；常规：储量小，开发易。 非常规天然气：（1）致密和超致密砂岩气：0.1md。（2）煤层气：自生自储，吸附气，排水降

22、压、解吸附开采。（3）页岩气：自生自储，吸附有机质上，粘土含量2030%，沙粒细，小孔隙，高TOC，主要是石英和碳酸盐。低孔：4%6%；低渗：K0.001md。国外常规：高渗；圈闭、保；采收率高。国外非常规：低渗；无圈闭、保，无边界，分布较大；采收率低。国外非常规资源是常规能源的1.65 倍，其中天然气水合物所占比例最大。 1. 页岩气定义：赋存于泥、页岩中的天然气，具有自生自储，无气水界面，大面积连续成藏，低孔、低渗等特征，需大型水力压裂开采。有机碳含量介于煤层气与天然气之间，单井生产周期长，水平井，大面积压裂。几个特征值：有机质含量TOC，热成熟度：Ro。 2. 全球页岩气资源共456 万

23、亿m3，（=煤层气+致密气）。主要分布：北美、中亚和中国，中东和北非及拉美等地也有。主要分布于海相地层，沉积厚度大（30005000m）。 三、中国页岩气资源分布与开发现状：分布于海相、陆上海相盆地（塔里木盆地、四川盆地等），资源量100 万亿m3。1. 中国页岩储层分布：两相：海相（渤海）、陆相（四川、鄂尔多斯）。特征：海相三大地区或盆地南方为主。2. 南方志留系和寒武系为主要目的层 3. 中国页岩气成藏与基本地质特点（1） 分布面积大，占国土面积的1/4（主要在南方）（2） 储层厚度大，20500m（3） 成熟度高，Ro1.0%。5. 开发历程：跟踪调研资源评价目标优选技术储备先导试验 四

24、、页岩气开发特点及关键技术1. 页岩气地质特点：自生自储（1） 烃源岩持续生气，不间断供气和连续聚集成藏形成。（2） 生烃、排烃、运移、集聚和保存全部在烃源岩内部完成（3） 页岩是烃源岩、储层、也是盖层干洛根决定页岩气吸附气含量页岩储渗空间分为：基质孔隙和裂缝。2. 赋存方式及流动特征（双线性、拟稳态流）3. 页岩气井的生产特征：页岩气一口井需要做多次压裂，成本高。（页岩气气藏高温高压）。4. 关键技术：页岩气藏综合评价：3D Seismic technique开采技术：水平井钻井；水力压裂技术（清水压裂，重复压裂）；威震监测技术。页岩气开发影响因素：丰度，厚度；岩石脆性，塑性（脆性岩石不易压

25、出网络裂缝）；储层物性；人为因素，技术水平；下游用户，市场。（1）页岩气藏实验测试技术岩石力学，地球化学，含气（2）页岩气水平井钻完井技术水平井方位垂直最大主应力方向，水平井成本为直井2 倍，产量为直井23 倍。水平井布井；沟通天然裂缝，增大泄油面积；多段压裂。（3）水平井分段压裂改造：水平井方向与压裂裂缝垂直，多井同步压裂可钻式桥塞分段压裂；多级滑套；多井同步压裂；水平井分段压裂。（4）微地震监测技术5）考虑多段压裂裂缝的油藏模拟技术我国油气田开发现状与技术进展一、我国油气资源与天然气开发形势1. 储采比下降，油气后备储量不足。储采比：中国：14/1，世界：40/1。资源总量：油=10861

26、08t，气=551012m3。累积探明地质储量：油=234.2108t，气=5.391012m3。2. 进口油接近国家安全警戒线：现在原油进口量已超过50%。3. 进口气量也在快速增加（现产气900 亿方左右）井口气：78 角/m3，LNG：23 元/m3。4. 油气短缺给中国带来的挑战制约经济发展，事关国家安全我国是最大的煤炭生产国和消费国，燃煤释放CO2 占85%；我国是最大的CO2 排放国，造成水土流失和沙化严重。石油低品储量气态能源时代非常规资源低碳环保节能安全。 我国陆上油气田开发重大科技成就：（1）聚合物驱后化学驱提采；（2）水驱油藏剩余油富集区预测；（3）复杂油气藏开发配套技术；

27、（4）非常规油气藏开采技术挑战：后备资源不足；岩性油气藏勘探开发难度大；高含水油藏进一步提采；老油田外围低品位储量动用；节能降耗和低碳环保压力大；国际化趋势技术瓶颈种类增多。机遇：拓展资源种类；提高认识油藏精度低渗提采方法：增大裂缝，通道；最大限度降低界面张力，直至消除低稠薄差岩性油气藏造成“三低”：低产、低采收率和低效益。深层油气藏潜力很大，开采技术与设备面临高温、高压问题。非常规油气资源勘探开发理论与技术尚需突破。3. 油气藏开发超前储备技术（1） 高含水：井间电磁波成像检测技术，光谱纳米技术探测死油技术，纳米驱油技术，微生物驱油技术，成像测井预测裂缝技术。（2） 岩性油气藏：小井眼钻井配

28、套技术，旋转导向钻井技术（3） 稠油（4） 深层油气藏：液体火药高能气体压裂技术，变粘酸酸压技术（5） 碳酸盐岩油气藏：连续油管压裂。常规压裂体积压裂（微裂缝与最大主应力方向一致）。天然气要考虑的重要因素：压力；水（润湿性好，采封）；粘度小，高渗带，裂缝带低渗透油藏工程新理论新技术一、低渗致密储层主控物性表征及描述：1. 致密成因分析：沉积因素：近源，颗粒粒径细，泥质含量8%，云母碎片（塑性）；成岩因素：弱碱成岩环境，钙质胶结物，易沉淀，丰度低，渗透率低；渗流原因：微裂缝存在，且空间上短。二、低渗致密储层单相渗流规律：1. 介质不变形，牛顿流体，无启动压力2. 介质变形，存在启动压力升压过程孔

29、、渗变化：先降后升，直接升压。怎样使介质不变形：超前注水。高含水期提高采收率技术调剖堵水技术讲座(姜汉桥)改善水驱效果的水动力学方法：1. 周期注水（不稳定注水）2. 改变液流方向3. 强化注采系统的变形井网4. 补充点状和完善排状注水系统5. 提高排液量6. 堵水与调剖技术7. 各种调整方法的结合 一、堵水调剖作用1. 油井出水危害：降低油藏采收率；降低注水驱油效率；油井大量出水、使油井出砂更为严重；消耗地层能量、增加生产成本、危害采油设备；加重脱水泵站负担、 增加污水处理量。2. 堵水调剖（调驱）作用：封堵油藏中高渗透水流通道，使地层中流体“定势流向、定势压力场”改变，提高水驱波及体积，提

30、高产油量，降低产水量，从而提高注水开发油田的水驱采收率。3. 堵水调剖的目的（1）封堵油井高渗水流通道，调整产液剖面，降低油井含水，增加产油量；（2）封堵或降低水井高渗透层吸水能力，增加低渗透层吸水，调整地层吸水剖面；（3）改善高含水或特高含水油田水驱开发效果，延长油藏稳产时间，实现剩余油挖潜。 二、出水原因及对策1. 油田出水原因（1）油藏地层的非均质；（2）油藏流体的非均质；（3）完井方式缺陷（如水层误射）；（4）生产方式缺陷（如强注强采）；（5）作业措施缺陷等（如压裂酸化连通水层）。 2）注水开发加剧油藏的非均质油层初始的非均质性，使油层各部位水驱倍数相差甚远；注入水的长期大量冲刷，油层

31、粘土及胶结物溶蚀，颗粒运移等致使非均质条件恶化；出砂，造成颗粒运移形成次生大孔道，如人们常说的“空洞”或“蚯蚓洞”等；有缺陷的压裂、酸化等增产措施进一步增加地层的非均质程度。油藏的非均质性普遍存在的现象：储层的非均质性从宏观到微观可分为不同层次；不同层次非均质性对不同开发阶段的影响是不一样的。 五、决策技术1. 区块整体调剖堵水的RE 决策技术：RE 决策技术主要包括：选井决策技术（堵剂一定要跟孔道匹配）；堵剂决策技术（研发，用量计算）；工艺参数设计（注入压力，注入速度）；效果预测技术（比较难）；效果评价技术（油井增产油量，水井调剖质量，油田开发效果，经济评价）。2. 调剖数值模拟决策特低渗油

32、藏提高采收率技术的几点思考（岳湘安）特低渗特点：1. 基质致密：异常的驱油和渗流现象。理论上争议焦点：（1）启动压力；（2）驱油机理（基质中油驱动？）。亟待解决难点：储层物性表征？渗流能力，驱油特征。2. 裂缝发育：开发中的突出矛盾：注水困难，致密基质中油难以驱替，产能产量低，水窜严重，油中暴性水淹。亟待解决的问题：适宜的开采技术？窜流通道的治理治水；致密基质中原油的启动驱油。 低渗油藏驱油机理与常规油藏的完全不同，（储层表征是必须要考虑的问题），达西公式不能用。 渗流的本质机理微尺度流动和界面效应。1. 与中高渗油藏具有本质的差异：（1）液体渗流能力的评价；（2）气体渗流能力的评价；（3）驱油特性的评价。2. 测定：（1）“渗透率”的实验测试方法；（2）“相渗透率”的本质与表征测试方法。3. （1）非常规技术适应性评价方法；（2）非常规的技术思路。二、特低渗油藏水窜治理：1. 油藏深部调剖原理：提高波及系数的技术原理（1） 增大阻力系数，如：聚合物溶液、若凝胶（2） 降低窜流通道渗透率，如：滞留、颗粒固相沉积（3） 封堵窜流通道，如：地下聚合交联的冻胶 2. 调剖技术对油藏条件的特点（1） 中高渗油藏封窜（调剖）后，水驱的临界驱动压力梯度低水驱方向易改变（2） 特低渗油藏封窜（深调）后水驱临界驱动压力过高。3. 低渗深调技术适应性：关键问题：（1