低渗透油气藏中蕴藏着相当大的一部分石油储量，而且低渗透油气藏的勘探和开发，在我国具有比较广阔的前景，提高其开采效果对于发展我国的石油行业、缓解能源紧缺具有重大意义。要开发好低渗透油田，应正确认识其储层特征和渗流规律，正确的进行渗流力学计算，确定合理的开发方案。然而，低渗透油田开发过程中出现了一系列有别于中高渗油田开发的特殊问题。对于低渗透油藏来说，其基本特点就是存在着启动压力梯度、渗流阻力大，油井注水见效慢，注水见效时间较长，单井的有效控制范围远远小于中高渗油藏。如果油水井距不合理，在油井和水井之间、油井和油井之间的区域内会形成大量注入水波及不到，油井又采不出的死油区，造成油井产能持续大幅度降低、相应的水井地层吸水能力也急剧下降等现象。　　 本论文主要以新疆宝浪油田宝北区块Ⅰ+Ⅱ油组为例，对低渗透储层流动单元类型进行了划分，通过室内岩心实验数据和理论分析，探究了低渗透油田单相启动压力梯度，分析了低渗透储层的低速非达西渗流规律，建立了低渗透储层单相启动压力梯度(λ)与流动层段指标(FZI)的关系表达式，绘制了宝北区块单相启动压力梯度的平面分布图。在流动单元划分的基础上，研究了低渗透注水开发油田注水见效时间和极限注采井距的影响因素，应用理论公式计算出了区块流动单元的平均见效时间和合理注采井距。为宝北区块能够科学、合理地制定注采方案，保持合理的注采井距，提高采出程度，提出可供借鉴的理论依据。　　 宝浪油田地理位置处于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州焉耆回族自治县境内。构造上位于焉耆盆地博湖坳陷北部凹陷宝浪苏木构造带。主要产油层为三工河组。沉积相以上辫状河三角洲前缘水下分流河道和下三角洲前缘水下分流河道为主。岩性包括砂砾岩、砾岩、粗砂岩、细砂和粉砂岩等。岩石成分成熟度和结构成熟度较低。油田储层属于辫状河三角洲上发育起来的粗粒低渗储层类型。单层砂体厚度从1m至6m不等，常见多层叠加。河道频繁迁移加剧了储层的非均质性。不同砂体内平均孔隙度从10％-15％，平均渗透率从4.3×10-3μm2-36.2×10-3μm2。储层属性和流体分布复杂，砂体厚度大，同时，独特的高陡背斜构造及裂缝的发育，使该地区储层成为典型的低孔低渗储层类型。　　 本论文首先通过流动层段指标(FZI)将宝浪油田宝北区块Ⅰ+Ⅱ油组流动单元类型划分为5类：流动单元A、流动单元B、流动单元C、流动单元D和流动单元E。　　 通过室内岩心实验数据和理论分析，论文创新性地建立了低渗透单相启动压力梯度与流动层段指标的关系表达式。以宝北区块Ⅰ+Ⅱ油组为例，研究了低渗透储层的非线性渗流规律，并结合砂体等值线图和小层流动单元平面分布图，绘制了区块小层上单相启动压力梯度的平面分布图。从平面分布图可以看出：流体在宝北区块Ⅰ+Ⅱ油组的渗流形态以非线性渗流为主，拟线性渗流和线性渗流很少。　　 从低渗透储层注水见效时间的理论计算公式出发，本文分析了低渗透储层注水见效时间的影响因素，绘制了各种影响因素与注水见效时间的关系图版。借助理论计算公式和关系图版，计算了宝北区块Ⅰ+Ⅱ油组五类流动单元和整个区块的平均见效时间。计算结果为：A类流动单元的见效时间为0.33月，B类流动单元为1.18月，C类流动单元为3.09月，D类流动单元为7.92月，E类流动单元为12.49月。区块平均见效时间为7个月左右。　　 本文还针对低渗透油藏的极限注采井距，进行了理论公式的计算，分析了低渗透储层极限注采井距的影响因素，绘制了各种影响因素与极限注采井距的关系图版。通过对现有理论公式的改进，首次建立了极限注采井距与流动层段指标之间的关系表达式。根据建立的关系，计算了区块和各个流动单元的极限注采井距。计算结果为：A类流动单元为1326m，B类流动单元为397m，C类流动单元为167m，D类流动单元为73m，E类流动单元为28m，区块平均极限注采井距为147.15m，远小于区块目前的平均注采井距260m。并根据计算结果和流动单元平面分布图，提出了一种区块井网加密的措施。　　 本论文首先从低渗透储层流动单元的含义入手，对低渗透储层的流动单元进行了划分，依据划分结果分析了各类流动单元的渗流规律；然后应用理论计算公式和关系图版计算了各类流动单元的注水见效时间和极限注采井距；最后在宝北区块Ⅰ+Ⅱ油组中，根据计算结果对注水见效类型进行了划分、对目前井网进行了评价。这种基于流动单元的研究思路和方法，对低渗透储层的渗流规律、注水见效、合理井网密度的研究有一定的参考意义。