红河油田长8油藏储量丰富,属于低孔超低渗储层。由于储层致密、裂缝发育,存在基质驱替压力梯度大和裂缝重张压力低的矛盾,水窜井多,水窜速度快,导致注水困难、水驱效果差。为此需要对红河油田长8油藏开展表面活性剂体系降压增注技术研究,解决注水困难的问题。本文首先对红河油田长8油藏注水困难的原因进行了总结,对降压增注机理进行了分析,最终决定主要以油水界面张力为技术指标,进行筛选耐盐表面活性剂单体,并对优选出的表面活性剂单体进行复配,形成降压增注性能好的表面活性剂体系。然后对表面活性剂体系的配伍性、稳定性、耐温性、耐盐性、乳化性能、改变润湿性能进行了评价。通过室内物理模拟实验,对优选的表面活性剂体系的降压增注效果进行实验检验,并对表面活性剂浓度、注入速度、驱替用量、注入时机进行了优化。最后通过CMG数值模拟,探索室内物理模拟出的工艺参数与现场施工工艺参数之间的区别与联系,得出一组适用于油田现场施工的工艺参数。研究表明,优选出的表面活性剂体系为0.1%AOS、0.03%椰油基葡糖苷和0.025%AOS+0.015%椰油基葡糖苷,油水界面张力值都达到了超低;三种体系乳化性能都较好;可以使岩心亲水性增加;这三种表面活性剂体系都具有良好的降压增注性能,其降压率分别为26.40%、27.59%、26.79%,都达到了25%以上;以AOS和椰油基葡糖苷复配体系为例,进行室内物理模拟,优化出的施工参数为:最佳注入量是2PV;最佳注入浓度是0.025%AOS+0.015%椰油基葡糖苷;最佳注入速度是0.02mL/min;最佳注入时机是含水率超过50%之前。以AOS和椰油基葡糖苷复配体系进行数值模拟,优选出的施工工艺参数为:注入量是0.4PV;最佳注入浓度是0.04%;最佳注入速度是140 m~3/d;最佳注入时机是含水率低于60%。