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低渗特低渗划分
在地质工程和水资源管理领域，低渗透和特低渗透是对岩石或土壤材料的渗透性进行划分的术语。
以下是一种常见的划分方式：
1. 高渗透：指渗透性能较好的岩石或土壤，水分能够较容易地通过其孔隙系统进行渗透和传输。
2. 中渗透：指介于高渗透和低渗透之间的岩石或土壤，渗透性能较为一般，水分的渗透速度适中。
3. 低渗透：指渗透性能较差的岩石或土壤，孔隙度较小，水分的渗透速度较慢。
4. 特低渗透：指渗透性能非常差的岩石或土壤，孔隙度非常小，水分的渗透速度非常慢。
这种划分是根据岩石或土壤材料的渗透性能进行的，一般可以通过实地勘探、实验室测试和水文地质调查等手段来确定材料的渗透性。
根据不同的渗透性能，可以采取相应的措施来进行地质工程设计、水资源管理和环境保护等工作。
第41卷第4期 辽 宁 化 工 Vol. 41，No. 42012年4月 Liaoning Chemical Industry April，2012收稿日期： 2012-01-13 作者简介： 郝海燕（1978-），女，工程师，硕士研究生，山西孝义人，2003年毕业于西南石油学院矿产普查与勘探专业，从事石油储量计算、SEC 储量评估研究工作。
E-mail：hhyan_cq@。
（中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院， 陕西 西安 710018）摘 要：鄂尔多斯盆地西峰油田合水地区庄31井区储层岩性主要为长石质岩屑砂岩和长石岩屑质石英砂岩。
孔隙类型为粒间孔和长石溶孔，孔径一般10～40 μm。
产层平均孔隙度9.5%，平均渗透率0.25 mD，属典型的低渗透特征。
通过美国岩心公司经验统计法、含油产状法、测试法确定了研究区有效储层物性下限，孔隙度为7%，渗透率为0.06 mD，为有效厚度划分及储量计算提供了依据。
关 键 词：特低渗砂岩储层；物性下限；西峰油田中图分类号：TE 122 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2012）04-0361-02合水地区区域构造属伊陕斜坡西南段，局部构造位于庆阳鼻褶带，本区构造形态为一个由东南向西北倾伏的平缓单斜，地层倾角约0.5度，局部发育微弱鼻状构造。
合水地区长6储层主要为长石质岩屑砂岩和长石岩屑质石英砂岩，其岩性特征明显受控于其所处沉积环境和物源区性质，主要为河流、三角洲和浊流沉积环境中形成的碎屑岩[1-3]，并且大都具有沉积时离物源区较近，搬运距离较短，堆积速度相对较快的特点，为典型的低孔低渗储集岩。
研究区砂岩孔隙类型主要有原生粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔，局部发育粒间溶孔、高岭石晶间孔和微裂隙。
产层平均孔隙度9.5%，平均渗透率0.25 mD [4]，是典型的低孔渗储层。
本文结合西峰油田延长组现今的储层特征，多种方法相结合，具体分析了西峰油田合水地区庄31井区有效储层物性的下限。
《特低滲储层物性参数测试方法及应用研究》篇一一、引言特低滲储层是石油、天然气等能源勘探开发中常见的一类储层，其物性参数的准确测试对于提高油气勘探的效率和开发效果具有重要意义。
然而，由于特低滲储层的特殊性，传统的物性参数测试方法往往难以满足其测试精度和准确度的要求。
因此，开展特低滲储层物性参数测试方法及应用研究，对于推动油气勘探开发技术的发展具有重要意义。
二、特低滲储层特点及物性参数概述特低滲储层是指渗透率极低、储层孔隙度小、非均质性强、含有复杂流体成分的储层。
其物性参数主要包括孔隙度、渗透率、饱和度等，这些参数对于评价储层的储集性能、流体分布状况以及开发潜力具有重要意义。
特低滲储层的特殊性使得其物性参数的测试面临诸多挑战。
三、特低滲储层物性参数测试方法针对特低滲储层的特性，目前常用的物性参数测试方法包括以下几种：1. 岩心分析法：通过取芯钻探获取岩心样品，利用实验室设备对样品进行物理性质分析，如孔隙度、饱和度等。
该方法测试结果准确，但受取芯成功率影响，且成本较高。
2. 测井技术：利用测井仪器在井下进行实时测量，获取储层的物性参数。
测井技术具有快速、连续、无损等优点，但受井眼条件、井壁稳定性等因素影响，测试结果可能存在误差。
3. 地震勘探技术：通过地震波的传播特性，推断地下储层的物性参数。
地震勘探技术具有探测深度大、覆盖面积广等优点，但受地下地质条件影响，解释精度较难控制。
4. 核磁共振技术：利用核磁共振原理测量储层岩石的孔隙度、渗透率等物性参数。
该技术具有无损、快速、高分辨率等优点，特别适用于特低滲储层的物性参数测试。
四、特低滲储层物性参数测试方法的应用研究针对特低滲储层的物性参数测试方法，应结合实际地质情况选择合适的方法进行应用研究。
例如，在油气勘探开发过程中，可以综合运用岩心分析、测井技术、地震勘探技术和核磁共振技术等多种方法，相互验证、互为补充，提高物性参数测试的准确性和可靠性。
同时，还可以结合数值模拟技术，对储层的流体分布、流动规律等进行深入研究，为油气开发提供科学依据。
1351 特低渗油藏的储层特征 特低渗油藏的主要特征就是其渗透率很低，一般低于10×10-3um 2 ，油气赖以流动的通道很微细、渗流阻力大、液固界面及液液界面相互作用力显著。
2 传统的注水工艺技术及存在的问题油田开发初期，注水开发按照常规油田进行布井、完井和井网完善。
由于井距偏大，渗透性低，无形中造成了注水开发中压力增高，随着特低渗油藏逐步开发，受当时酸化、压力增注技术的限制，特低渗油藏改造增注后有效期短、经济效益差。
3 适应特低渗油藏的注水工艺技术以我国最为典型的特低渗油田长庆油田，低压、低渗、低产的特点为例，通过总结，摸索，提出以下适应特低渗油藏特征的注水工艺技术。
3.1 精细注水工艺技术3.1.1 不压裂投注技术为了寻找特低渗油田的经济有效的投注方式，根据储层性质差，但具有天然微裂缝，吸水能力强等特点，开展了水力加砂压裂，深穿透负压射孔，挤活性水，高能气体爆燃压裂投注实验，经过对比分析。
3.1.2 深穿透负压射孔挤活性水技术聚能射孔技术增大了射孔孔径及穿透，同时降低井孔液面，使液柱压力低于地层流体压力，减少射孔液对地层的污染。
这种聚能射孔与井筒负压相结合，就是深穿透负压射孔。
常用射孔弹有102型，127型，其穿透深度最大可达900mm，适应于大部分侏罗延安组储层，以及物性较好的延长组储层。
3.1.3 挤注活性水挤投注挤注活性水挤投注是在不压开地层的前提下，利用泵注设备，向地层中注人一定量的含有表面活性剂，黏土稳定剂等添加剂成分的活性水，一般挤入半径3～5m，使这一周围的孔隙扩张，沟通和延伸，降低孔隙毛管力的影响。
3.1.4 水质处理技术“水质”是指那些对油层、油井和地面设备造成影响，从而可能导致注水成功或失败的水的性质。
水质处理技术是保证注入水的水质，保证管线防腐需要，满足注水要求的重要手段。
3.1.5 注采同步技术根据特低渗透油藏压力低、下降快的特点，采用同步注水可以及时补充能量，地层压力保持在原始地层压力附近，有利于油井稳产、增产、高产，安塞油田王窑区不同注水时机开发实践证明这一点。
特低渗-超低渗储层试油产能预测综合分析方法油层储层产能预测是重要的测井工作之一，通过对应的检测设备获取目标油层的孔隙度、渗透率、电阻率、储层厚度等产能参数，并根据产能计算公式对储层当前阶段的动态特征进行综合分析评定，从而判断储层的实际开采品质以及状态，建立对应的储层评价模型，最终为油田勘探工作提供必要的储层数据。
课题针对超低渗储层各项特点，分析探讨符合超低渗储层产能预测精度需求的综合分析方法，旨在为我国超低渗储层试油产能预测方法的研究提供借鉴。
标签：产能分类;特低渗透储层;测井一、超低渗油层产能预测综合分析研究现状对油层开采效果以及产量情况的预测分析是油气田开采的首要工作，通过上述测试，确定油气田的开采价值以及相应的开采方法，以求取得最佳的化的开发收益。
我国石油行业已经进入开采末期采油成本不断上升，企业进入微利时代，在该背景下上述测试工作的价值尤为凸显。
产能分析是对油气储藏一定时间阶段内动态特征的直接评价体系。
通过对应的测试数据以及计算工作，确定油气储层的开采潜力以及开采特征。
我国对油气储层的产能预测研究起步较晚，但近年来发展迅速，取得了许多研究成果。
如欧阳健老师提出了基于储层渗透率以及饱和水含量计算储层产能指数的综合评估方法。
王义中教授提出了利用中西带电阻率和地层电阻率对储层动态进行判断分析的设想。
毛志强教授对渗透率与产能关系进行了深入分析，确定了两者之间存在的关联。
封立香教授对储层的产能进行了对应分级，通过儲层的孔隙密度以及压力改造的关系确定储层的相应开发级别。
郭振华教授将储层内流体的流动渗透划分了五个级别，并基于不同级别储层的测试层密度和孔隙间距制定了差异化的开采方法。
并提出了无阻流量的计算方法，该理论为全新的产能综合分析方法奠定了基础。
但上述研究成果都具有一定的局限性，不足以对储层产能状态进行综合的评断分析，近年来业内学者整合了前一阶段的研究成果，提出了利用静态资料预测动态变化的全新综合储层产能语塞方法。
对低渗、特低渗油气藏注水开发的认识摘要：低渗透性油气田储量广泛，在油气田开发中起着举足轻重的作用。
注水开采是目前普遍采用的油气开采方式，它对保持油层压力，实现油田高产稳产、高效开发发挥着重要的作用。
注水过程中，由于注入水向地层推进，在储层内会发生物理的或化学的反应，从而导致储层中流体渗流阻力增加和渗透率下降，造成地层污染。
本文通过对注水过程中储层损害机理分析，提出了保护地层的方法和预防储层污染的措施，并总结了在注水开发低渗、特低渗油气田方面的几点认识。
关键词：注水；低渗、特低渗；地层损害；储层保护随着常规油气资源量的日益减少，低渗透油藏的勘探开发工作越来越受到石油工作者的关注。
随着勘探开发程度提高和技术进步，低渗油藏勘探开发地位越来越突出，主要表现在三个方面[1]：一是新增探明储量中低渗油藏占有较大比重；二是低渗油藏物质基础雄厚，开发潜力大；三是原油产量低渗油藏比例越来越高。
注水开发是一种常见的、经济的开发方式。
但是，低渗、特低渗油藏具有油藏渗透率低、孔隙喉道小、储集层物性差、敏感性矿物含量高、敏感性强等特点，容易造成油气层损害[2]。
因此，在低渗、特低渗油气藏注水开发中必须从技术、管理等方面入手，采取有效措施保护储层免受污染。
对于低渗、特低渗油气藏，室内研究发现，普遍存在着的储层损害，一种是水相的侵入造成的伤害，如水敏性、盐敏性、碱敏性损害和无机结垢、有机垢堵塞等；另一种则是固相颗粒的侵入造成的堵塞。
①水敏损害，入井流体与岩石不配伍时，就会使得一些粘土膨胀、分散、运移，从而堵塞油气有效的渗流通道。
通常认为影响水敏的因素有4种，一为粘土矿物类型和分布状况，二为储层孔渗性质和喉道大小及分布，三为外来液体矿化度、含盐度、pH的影响和外来液体阳离子成分，四为温度等环境的影响。
能引起水敏损害的岩石矿物有：蒙脱石、蒙脱石/伊利石混层矿物，伊利石、高岭石、绿泥石等。
水敏损害是低渗透油藏的主要损害因素。
一般情况下，渗透率越低，喉道越小，水敏损害也越强，储层粘土矿物含量越高，渗透率就越低[3]。
理论探讨228产 城特低渗油藏不同注水时机开发效果的影响黄维摘要：低渗、特低渗油田具有注水开发困难、油井见效缓慢、自然能量开采递减快，采收率低的特点，因此如何有效开发该油藏，提高地层能量，选择合理的注水时机十分重要。
关键词：特低渗油藏；超前注水；开发效果低渗、特低渗油田的开发已成为低渗透油田稳定发展的主要潜力。
由于低渗透油藏一般边底水都不活跃，天然能量不充足，再加渗流阻力大，能量消耗快，虽然初产较高，但是递减快，稳产难，一次采收率低，严重制约低渗透油田的高水平和经济效益，已成为油田持续发展的关键技术之一。
对于低渗透油藏的注水开发过程中，注水时机的选择是影响油井产量以及油田最终采收率的一个非常重要因素，因此摸索出适合低渗透油藏特点的注水开发时机，对今后未动用低渗透油藏储量的有效开发和油田持续发展具有重要的战略意义。
1 低渗油藏渗流特征1.1 孔喉狭小、物性差低渗油藏最主要的特点就是孔喉狭窄，这就决定了当连续性流体通过储层的孔喉时，在低喉道半径的作用下，毛细管力急剧增加，当毛细管力超过驱动压力时，连续性流体就会变成分散状液滴，造成渗透阻力增加、渗透率降低。
在低渗透速度下，渗流曲线呈现非线性关系，随着渗流速度的增加，曲线的非线性关系曲线逐渐变为线性关系。
1.2 不同相之间的相互作用在任何不混溶的两相体系中，界面存在于相之间，界面张力是由分子之间的相互作用引起的，并构成两相性质的差异，低渗油藏亦是如此，利用毛细管模型和单层模型，推导了低渗油藏固液界面分子力与多孔介质渗透率和孔径的近似关系，固液界面分子力作用随多孔介质的渗透率或孔隙半径增大而单调递减，这也决定了低渗油藏在实际的开采中存在很大难度。
1.3 有效应力对岩石的作用低渗储层的岩石孔隙系统主要由小孔道组成，而小孔道具有较高的比表面积，在大应力条件下，渗流的多孔通道变小，最小孔道失去渗流能力，有效应力对低渗透砂岩非达西渗流有很大影响，围压对低渗变形介质储层的渗透率变化具有很大的控制作用，同时低渗透储层对应力具有较高的敏感度，随着油气的排除，孔隙压力逐渐减小，岩石的有效应力也逐渐增大。
特低渗透油藏开发基本特征0 引言鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。
为了研究特低渗透油藏开发基本特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，展开对特低渗透油藏的开发及地质特征分析。
1 储层的分类及特低渗储层的特征1.1 储层的分类不同国家和地区对储层的划分标准并统一。
我国一般将渗透率在50mD以下的油藏称为低渗透油藏。
按照不同的标准，油藏有以下几种分类方法【1~2】。
按渗透率按渗透率为标准划分低渗透率储层是目前国内外较为常用而且比让认同的方法。
以渗透率为基本标准，结合微观结构参数、驱动压差、排驱压力、储集层比表面积、相对分选系数、变异系数，将低渗透储层划分以下6类。
○1类（一般低渗透）：油层渗透率为10～50mD，这类储层的主要特点是，主流吼道半径较小，孔喉配位低，属中孔、中细组合型的油层，驱动压力低，流动能力较差，开采较容易。
○2类（特低渗透）：油层渗透率为1～10mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属中孔微喉、细喉组合型的油层。
驱动压力大，难度指数大，比表面积大，储层参数低，不易开采。
○3类(超低渗透)：油层渗透率为0.1～1mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构差，相对分选系数好，孔喉配位低，属小孔微喉组合型的油层。
驱动压力大，流动能力差，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低，开采难度大。
○4类（致密层）：油层渗透率为0.01～0.1mD，油层表面性质属亲水，驱油效率低。
○5类（非常致密层）：油层渗透率为0.0001～0.01mD，这类储层的显著特点是中值压力高，是非常差的储层。
○6类（裂缝-孔隙）：储层特征是在测试样品上肉眼是看不出裂缝的，岩石非常致密。
按启动压力分类基于启动压力梯度对低渗透砂岩储层进行分类的方法，是为了全面反映低渗透储层的渗透特征。
通过室内岩心实验表明，启动压力梯度与渗透率的变化有明显的相关性，不同储层渗透率的启动压力梯度变化熟料级别不同，具体划分如下：○1类：启动压力梯度变化率的数量级是10-4，渗透率范围是8～30mD。
○2类：启动压力梯度变化率的数量级是10-3，渗透率范围是1～8mD。
○3类：启动压力梯度变化率的数量级是10-2～10-1，渗透率范围是0.1～1mD。
这类分类方法认为渗透率大于30mD，启动压力梯度变化很小，渗流为达西流，因此将此低渗透储层的渗透率为上限定为30mD。
按流度分类室内试验和实际油田开发表明，低渗透油田的开发不仅与渗透率有关，还与流体的粘度有关，并且低渗透油藏的孔隙狭窄，流体与岩石的相互作用强烈。
地审图储层按流度的大小可以分为以下3类。
○1类：低渗透储层，流度为30～50mD/（mPa.s）。
○2类：特低渗透储层，流度为1～30mD/（mPa.s）。
○3类：超低渗透储层，流度小于1mD/（mPa.s）。
1.2 特低渗储层特征和流体特点目前发现的油藏以中深层为主，而低渗透及超低渗透及超低渗透储量占较大比例。
总的来说，特低渗透油田的储层特征和流体特点可以归纳为以下几点【4】：（1）储层物性差，孔隙度、渗透率低，粒细、分选差、胶结物含量高，后生作用强。
我国低渗透油田一半以上的储量存在于渗透率小于1～10mD的油藏中，即存在于特低渗透油藏中。
（2）孔喉细小，溶蚀孔发育，低渗、低孔、自然产能低，常规投产甚至不出油，必须经过油层改造才能达到商业产能。
（3）储层非均质性严重，油层砂泥岩交互、砂层厚度不稳定，层闻非均质性强。
由于受进水、水退形成储层纵向上的沉积旋回规律的影响，造成储层不同微相之间的物性差异。
层内非均质性受沉积韵律的变化和成岩作用而表现出明显的不同。
（4）储层敏感性强。
低渗透砂岩油藏储层碎屑颗粒分选性差，黏土和基质含量高，成岩作用强，油层孔喉细小，容易造成各种损害。
（5）原油粘度低、密度小、性质较好。
我国特低渗透油田原油具有密度小、粘度小、含胶质和沥青少的特点，另外原油凝固点比较高，含蜡量比较高。
原油性质好是低渗透油田开发一个重要的有力因素。
在特低渗透储层中，油层受岩性控制，水动力联系差，边底水不活跃。
流体的流动具有非达西流的特征。
由于固体与液体的界面作用，在油层岩石孔隙的内表面存在一个缘由的边界层，其中原油属边界流体（边界流体是指其性质受界面现象影响的流体）。
在边界层内，原油的组成和性质都与体相流体（体相流体是指其性质不受边界现象影响的流体）的差别很大，存在组分的有序变化，存在结构粘度特征，存在屈服值。
这个边界层的厚度，除了原油本身性质有关外，它与孔道大小、驱动压力梯度有关。
2 特低渗透油藏开发动态特征2.1 低渗透油藏开发特征低渗透油气藏具有低孔、低渗、低饱和低产等特征。
实际上，低渗透性油气层是一个相对概念。
据中国多年油气田勘探开发实践经验和理论研究，按照油藏分类标准，提出将储集岩空气渗透率小于50 mD的油气层称为低渗透性油气层，另外，根据油层渗透率可以将低渗透性油气层进一步细分为三类：空气渗透率为10～50mD的油气层为一般低渗透性油气层；空气渗透率为1～10mD 的油气层为特低渗透性油气层；空气渗透率为0.1～1mD的油气层为超低渗透性油气层。
生产实践证明，低渗透性油藏油井产量一般可以达到工业油流标准，只是当油井产量低下时，需要采取压裂措施提高单井产量才能取得较好的开发效果和良好的经济效益。
而特低渗透性油气层含油饱和度低，一般达不到工业油流标准，需要采取大型压裂等油层改造措施，才能获得一般产能。
2.2 特低渗透油藏开发特征鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。
基质空气渗透率小于10mD 的特低渗透砂岩储层是鄂尔多斯盆地的主要含油储层类型。
为了研究特低渗透油藏开发特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，对特低渗透油藏的开发地质特征进行分析。
特低渗透油藏岩性致密、孔喉半径小、渗流阻力大，因而导致油井自然产能低，生产压差大。
2.2.1 油藏地质特征三叠系长6油藏以岩性油藏为主，位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的中东部，均为西倾单斜背景上由于差异压实作用形成的一组鼻状隆起，油藏构造比较平缓，坡降小，鼻隆的起伏形态和倾没方向与斜坡倾向近于一致，与上倾方向岩性致密带或泥岩相匹配，形成了良好的圈闭条件，对油气运移和聚集具有一定的控制作用。
鄂尔多斯盆地三叠系地层标志层特征明显，长6层自上而下可以划分为长61、长62、长63砂层，其中长61砂层可以分为长611、长612小层，长62砂层可以划分为长621、长622(或长621+2)、长623小层；长612、长621、长622小层是主要含油层系。
三叠系长6层均为三角洲沉积相，三角洲前缘亚相和前三角洲亚相，综合沉积学、古生物、地球化学、地球物理等标志，可以进一步细分为水下分流河道、河口坝、远端坝、席状砂、分流间湾、前缘泥、水下天然堤等沉积微相。
长6储层岩石颗粒细小，加之成岩后生作用，储层孔吼细微，物性差，平均孔隙度11%～13%，渗透率(1.0～2.0)×10-3µm2。
原始地层压力低，地饱压差小，天然能量贫乏，天然裂缝发育，但在地层条件下呈闭合状态。
2.2.2开发特征特低渗透油藏岩性致密、孔喉半径小、渗流阻力大，因而导致油井自然产能低，生产压差大。
我国许多特低渗透率油田储层都是裂缝比较发育的裂缝性砂岩油藏。
1、产量递减规律影响产量递减的因素包括地质特征、开发技术政策及油藏管理等。
开发方式不同，油井单井产能和初期递减差别较大，注水开发与自然能量开发相比，油井单井产能高，初期递减相对较小。
对于注水开发油藏，不同注水时机下油井的初期产量不同，超前注水比非超前注水井的初期产量提高10%～30% ，但递减率基本一致，保持在40%～50%左右。
裂缝发育的油藏，主向油井易见水，递减率大，侧向油井递减小，稳产时间长。
如裂缝发育的盘古梁长6油藏注入水沿裂缝方向单向突进严重，主向油井投产1年后基本上都见水，见水后含水持续上升。
2、含水上升规律不同类型油藏，油藏含水上升受控因素不同，油井见水后含水上升规律不同。
注水时机不同，油井见水周期不同。
长6油藏含水上升规律整体上表现为S型，初期含水上升率小，中采出程度含水上升快，中高含水期含水上升率变小。
例如，五里湾长6油藏裂缝不发育，储层均质性较好，此时前期含水上升则主要是由于储层渗透率不均衡导致，后期油井含水上升，主要是由于采出程度高导致，油井含水上升主要受采出程度影响，这类裂缝不发育油藏油井见水周期长，油井见水后，含水变化曲线为凹型，呈指数变化，含水上升相对缓慢，凹度越大，表明水驱越均匀，低含水期越长。
盘古梁长6油藏裂缝发育，平面上和剖面上非均质性强，含水上升主要是由于裂缝沟通导致，这类裂缝较为发育的油藏油井见水周期短，油井见水后，含水变化曲线为凸型，呈对数变化，含水上升快，凸度越大，表明裂缝水驱特征越明显，低含水期越短。
3、压力变化规律随着注水时间的延长，地层压力总体呈上升趋势【3】。
如五里湾一区的地层压力由2000年的10.67MPa逐步上升至2007年的11.74MPa，压力保持水平达到96.2%，盘古梁地层压力由2000年的10MPa逐步上升至2007年的11.48MPa，压力保持水平达到88.35 (表1)。
4、注水见效规律（1）对于注水开发油藏，油井产量变化一般分为3个阶段：初期递减阶段、见效稳产阶段和后期递减阶段。
在初期递减阶段，油井见效具有明显的滞后期，这一时期产量递减大。
见效稳产阶段分4种类型，一是注水见效后单井产量上升幅度大，达到初期产能的60～80％；二是注水见效后单井产能增加幅度小；三是油井见效增产特征不明显，但产能基本保持稳定；四是油井见效后很快见水并快速水淹，产量快速下降。
后期递减阶段：随着注水时间延长，油井见水后含水上升速度加快，产能大幅度下降。
（2）不同注水时机、不同井网形式，油井的见效特征不尽相同，超前注水油井早期递减阶段缩短、递减幅度小。
（3）裂缝发育油藏主侧向油井见效规律差异明显，主向油井见效早，但是见效后以见水水淹为主，稳产期短，侧向油井见效期长、增产幅度小，含水保持稳定。
5、水驱特征通过开发规律研究，认识到井网与裂缝的合理匹配是提高三叠系长6油藏开发效果的关键，因此在井网部署中应考虑裂缝的影响，调整开发井网，以建立有效的压力驱替系统。
目前三叠系长6油藏有正方形反九点、菱形反九点、矩形3种开发井网。
6、压力敏感性特征【5】（1）特低渗透砂岩储层裂缝的压力敏感性十分明显，在无裂缝时基质岩块为中等程度敏感性，含裂缝时为强压力敏感性。
而且裂缝的开度越大，渗透率越高，其压力敏感性越强，渗透率的恢复程度越小，影响特低渗透砂岩油藏的开发效果。
（2）裂缝是特低渗透砂岩储层的主要渗流通道，影响着特低渗透砂岩油藏注水开发方案的部署。
