今年二月份以来，华北研究院针对鄂南开发老区4个渗透率级别、4个不同储层类型特征（孔隙型、裂缝孔隙型、孔隙裂缝型、裂缝型）油藏开展了15个补充能量先导试验见效调研，探索注采井网（直注直采、直注平采、平注平采）和注采技术对鄂南低渗油藏的适应性，提高老区开发效果。令人鼓舞的是，各种渗透率类型储层均有见效，井组见效率66.7%。
日前，根据红河油田先导试验注水的增油效果，初步总结了见效井的地质条件、注水技术及见效模式：地质条件——采油井、注水井必须在一、二类储层发育区内，注采井间砂体连通，一、二类储层连通且注采对应；注水技术——温和注水和周期注水均能见效，从目前见效情况来看，温和注水效果优于周期注水；见效模式——温和注水、周期注水或强注水与调剖封窜技术相结合，形成不同见效模式。温和注水（调剖后），驱动基质区原油，生产井见效；周期注水，注水参数合理，水淹井仍可以见效；强注水随水线推进，先见效后暴性水淹，调低注水强度后继续见效。
在深化油藏认识、精细油藏管理的基础上，华北研究院科研人员将继续开展鄂南油藏现有井组的注水先导试验攻关，深化研究有效地质模式、不同类型油藏的注水方式、井网井距适应性、注采参数，提高油藏采收率，实现低渗透致密砂岩油藏的有效开发。
