超低渗透是低渗透的重要类型,超低渗透油气资源量在低渗透剩余可采资源量中所占比重日益增加。注水开发是低渗透／特低渗透油藏重要的开发手段,也将扩展至超低渗透砂岩油藏开发中。但超低渗透砂岩油藏孔喉细微、结构复杂,渗流能力极差、驱动困难,注入压力高、欠注现象严重,强行高压注水会对地层及注水设备的承压能力带来挑战。因此,探索超低渗透砂岩油藏注水降压增注方法十分必要。论文全面调研了低渗透砂岩油藏常用开发技术和手段,指出了现有手段和技术在超低渗透砂岩油藏中的应用潜力及待完善之处,结合超低渗透砂岩油藏地质特征和注入要求,以鄂尔多斯盆地典型超低渗透砂岩油藏长6油层为研究对象,研究了超低渗透砂岩油藏注入特性,分析了高注入压力及注水效果影响因素,提出从界面效应产生的阻力入手,研究改善超低渗透砂岩油藏降压增注方法。综合论证并揭示了界面修饰降压增注效果及机理,分析了降压增注对采收率提高的影响,进一步提出了超低渗透砂岩油藏提高采收率途径,并论证了降低界面阻力效应使采收率进一步提高的机理。系统研究了超低渗透砂岩油藏注水特性,揭示了影响其注水效果的因素。实验表明,在超低渗透砂岩油藏中单相油／水的流动为非达西渗流,两相流动时相互制约,严重影响油／水有效渗流能力,导致很高的注入阻力。物性越差、渗透率越低的岩心注入难度越大、流动压力梯度越高,超低渗透砂岩拟启动压力梯度为50-200MPa/m,存在顶点注入压力,水驱采收率为35.2%-57.7%。注入初期注入压力上升很快,采收率上升也较快。达到顶点压力后开始缓慢下降并趋于平缓,采收率增加逐渐变缓后趋于定值。过高注入压力主要来源于超低渗透储层本身极差的物性及细微孔隙结构带来的高渗流阻力、毛管效应及表面润湿特性带来的渗流阻力、储层损害等。探索了超低渗透砂岩油藏降压增注方法,明确了其界面修饰降压增注效果。从界面现象及其对超低渗透砂岩油藏降压增注的作用机理出发,提出了超低渗透砂岩油藏降压增注的基本要求及处理剂选择依据。优选了能够改变岩石表面润湿性为疏水、疏油的全氟辛基季铵盐氟化物和在低浓度下显著降低油／水界面张力(3-4个数量级)的双子表面活性剂开展降压增注评价。结果表明,氟化物作用下降压率平均28.2%、水相渗流能力提高了38.7%,且岩心渗透率越低、降压率越大；双子表面活性剂降压率平均17%、水相渗流能力提高了29.9%。两类表面活性剂溶液都没有使采收率进一步显著提高,提高幅度为0-8.4%,平均2.1%。多种微观分析综合论证并揭示了超低渗透砂岩油藏界面润湿性修饰作用和大幅降低油／水界面张力作用的降压增注机理。氟化物在岩石表面的吸附是在静电力、氢键作用和微弱色散力作用下的多层吸附,长时间高温、流散作用下,吸附结构稳定。吸附改变了岩石表面微观结构,一方面使原本油、水双亲的表面转变为油、水双疏,使其对油、水的接触角都接近90°,从而大幅度降低了毛管附加压力；另一方面界面修饰使得岩石表面能降低、固-液相互作用力降低,从而降低岩石表面对水相的束缚,降低边界层厚度、扩大渗流空间,降低了渗流阻力等,其综合作用实现了氟化物溶液对超低渗透砂岩油藏降压增注。双子表面活性剂通过大幅度降低油／水界面张力从而较大程度地降低毛管附加压力,起到降压增注效果。分析了超低渗透砂岩油藏注水高含水后期注表活剂溶液虽能有效降压增注而很难再进一步明显提高采收率的原因,,提出了在水流优势通道形成前注入具有界面修饰和大幅降低油／水界面张力作用的表活剂溶液既能有效降压增注又能进一步明显提高采收率、且注入时机早点更好的观点。高含水后期再注表活剂溶液,溶液作用于已形成的水优势通道而更进一步降低了优势通道的注入阻力,使驱替液更易沿着该优势通道流动,无法扩大波及体积。由于优势通道内水驱油已较彻底,这种情况下注表活剂溶液,采收率提高不多或没有提高。研究表明,表活剂溶液注入时机对采收率影响较大,优势通道形成前注表活剂溶液比高含水后期注入时的降压率提高了6.4%-16.4%、采收率提高了15%-33.6%,且注入时机越提前,其降压增注和提高采收率的效果越好。界面润湿修饰和大幅度降低油-水界面张力的表活剂均具有上述效果,且两种体系的复合溶液,既具有较高的表面活性也能够改变固体表面性质,在保持两种功能情况下可协同增效,降低使用浓度,故复合溶液效果较好于单一表活剂溶液驱油效果。提出并论证了在超低渗透砂岩油藏中具有界面修饰和大幅降低油／水界面张力作用的表活剂可以显著扩大驱替液的波及效率。早于水流优势通道形成前注表活剂溶液,由于降低油／水界面张力和改变岩石表面润湿性都可大幅度降低界面效应产生的各种阻力,降低毛管驱替差异、增加更多毛管参与渗流的机会,从而提高了驱替相波及系数,使得采收率进一步显著提高。论文取得的成果和认识为超低渗透砂岩油藏注水提供了新视角,为探索超低渗透砂岩油藏降压增注及提高采收率方法提供了新方向。