近年来,中国石油公司在海外油气田并购过程中遇到了大量孔隙型碳酸盐岩油藏,尤其是在中东地区。此类碳酸盐岩油藏储层与国内碳酸盐岩储层存在明显差异,国内碳酸盐岩储层孔隙类型主要以裂缝、溶洞为主（如塔河油田）,而中东碳酸盐岩储层主要以孔隙型为主,没有或很少发育有大型溶洞,裂缝也只在局部少量发育。由于特殊的润湿性（中性-偏亲油性润湿）及强非均质性等特征,中东地区孔隙型碳酸盐岩油藏进行水驱开发时,油井容易发生异常水淹,导致原油产量快速下降,从而严重影响开发效果。根据国外同类油藏的开发实践,为尽可能地提高此类油藏的采收率,研究人员提出了不少控水增油的方法。其中,低盐度水驱作为一种简便高效、成本低廉、风险较低、环境友好的提高采收率技术受到极大的关注。但是,低盐度水驱的作用规律一直未形成统一的认识,不同碳酸盐岩储层岩石对低盐度注水受效不同,甚至部分实验结果相互矛盾,室内实验及现场应用也都有不成功的事例。为此,本论文运用物理实验、理论分析和数值模拟相结合的方法,针对碳酸盐岩油藏低盐度水驱机理与开发规律进行了深入研究。1.碳酸盐岩低盐度水驱岩石润湿性变化机理实验研究。研究表明,对于含特定矿物组分的碳酸盐岩,随着注入水盐度的降低,岩石润湿角最大变化量先升高后降低,即存在使其润湿性发生最大变化的最佳盐度值,该最佳盐度值位于1192.3mg/L～4769.2mg/L之间,且随着岩石中方解石含量的增加,该最佳盐度值具有逐渐增大的趋势。在某特定盐度的盐水作用下,碳酸盐岩岩石润湿性的最大改变量与岩石中方解石的含量呈线性正相关关系,且在不同盐度盐水作用条件下,岩石润湿性变化程度对岩石中方解石含量的敏感度不同,盐度在238460.5mg/L时敏感度最低,盐度在4769.2mg/L时敏感度最高。基于实验研究成果,建立了岩石润湿性变化程度随盐水盐度及岩石中方解石含量变化的本构方程。2.碳酸盐岩低盐度水驱油水相渗变化机理实验研究。实验表明,相较地层水驱而言,用地层水稀释后得到的低盐度水驱替时,随着注入水盐度的降低,油相相渗先升高后降低,水相相渗先降低后升高,即存在使水驱效果达到最优的最佳盐度值,最佳盐度值处于2384.6mg/L左右。标准化后的油水相渗曲线呈较好的对数函数特征,在注入水盐度相同时,油水相渗曲线函数系数与岩石中方解石含量呈线性正相关关系,随着岩石中方解石含量的增加,油相相渗升高,水相相渗降低;基于实验研究成果,建立了碳酸盐岩低盐度水驱油水相渗随注入水盐度及岩石中方解石含量变化的本构方程。3.考虑注入水盐度及岩石组分变化的碳酸盐岩油藏低盐度水驱数值模拟方法研究。以物理实验研究成果为基础,推导出一种新的油水相渗及毛管力插值系数计算公式,改进了现有的低盐度水驱数值模拟本构方程,修正了原本构模型无法考虑岩石组分的影响且无法求取任意盐度下油水相渗及毛管力插值系数的缺陷。利用该计算方法得到了油水相渗及毛管力插值系数随注入水盐度及岩石中方解石含量变化的规律。油水相渗及毛管力插值系数随盐度的变化趋势为下凹的曲线;在相同注入水盐度下,油水相渗及毛管力插值系数与岩石中方解石含量均呈现较好的线性正相关关系,岩石中方解石含量越高,油水相渗及毛管力插值系数越大。4.碳酸盐岩油藏低盐度水驱开发因素影响规律研究。利用建立的低盐度水驱数值模拟方法,研究了碳酸盐岩油藏低盐度水驱开发因素影响规律。随着储层厚度的增加,低盐度水驱相较地层水驱的优势逐渐减弱。岩石中方解石含量越高,原油采收率越高。低盐度水驱在岩性正韵律沉积（从上至下方解石含量逐渐升高）油藏的采收率大于岩性反韵律沉积油藏的采收率,且相较地层水驱,低盐度水驱在岩性正韵律沉积油藏的优势更为明显。现场实施时,在开发的前半阶段进行低盐度水驱,后半阶段采用地层水驱的开发效益最好。综上所述,本文运用物理实验、理论分析和数值模拟相结合的方法,发展了碳酸盐岩油藏低盐度水驱岩石润湿性变化机理、油水相渗变化机理和数值模拟方法,给出了碳酸盐岩油藏低盐度水驱开发因素影响规律。研究成果对于利用低盐度水驱技术高效开发碳酸盐岩油藏具有重要理论意义和应用参考价值。