随着油田注水开发的进行,目前我国大部分油田都进入高含水阶段,油藏内部的矛盾也日益突出。通过注水开发效果评价有利于认识油藏地质特点及内部油水运动规律,同时为注水油藏后期合理开发提供指导依据。克拉玛依八区克上组油藏为冲积扇、辫状河入湖形成的扇三角洲沉积,油藏平均沉积厚度218m,自上而下分为S1、S2、S3、S4、S5层5个砂层组,S1层为扇三角洲平原亚相,S2-S5层为扇三角洲前缘亚相,S1+3层沉积厚度100-120m,S4+5层80-100m。各砂层组之间发育4-14m隔层,S1+3层平均孔隙度15.5%,平均渗透率22mD,S4+5层平均孔隙度13.9%,平均渗透率12mD,为中低孔、低渗储层。自1982年投产后,该油藏经历了产能建设阶段(1982—1983年)、高产稳产阶段(1984--1988年)、递减阶段(1989—1994年)和综合治理减缓递减阶段(1995年—至今)。2009年下半年陆续投产一批调整井125口,其中油井103口、水井22口。随着调整方案的实施,产油量上升显著,含水有所下降,开发效果逐渐变好。至2011年6月,区块月产液3.462×104t,月产油1.018×104t,月注水2.818×104m3,年注采比0.97,采油速度0.8%,采出程度19.2%,目前地层压力21.3MPa,压力保持程度84.5%,油藏处于中高含水开采阶段。从调整井生产状况看,目前油藏存在以下主要问题：(1)油藏注不进、注不够矛盾突出；(2)大部分调整井初期含水较高,注水效果开发效果较差；(3)油藏开发调整过程中对油水运动规律、剩余油分布及潜力认识不清,致使后续油藏开发政策的正确实施缺少依据。针对油藏开发过程中存在的问题,结合调整井信息,本论文在修正油藏地质模型、落实砂体成因及空间展布规律的基础上,利用建立的油藏精细三维地质模型开展油藏数值模拟研究,弄清剩余油的分布特征,并结合油藏工程方法对油藏注水开发效果进行评价,重点跟踪调整井开发效果,搞清油水运动规律及油藏潜力,以提出适合油藏特征的开发政策,为油藏注水开发调整提供理论依据。本论文具体的研究内容有：1、区块注水开发效果评价。低渗透油藏注水开发效果的评价主要从动态开发指标入手,本文以含水率、耗水率、存水率、水驱指数、注入倍数、地层压力等开发指标进行计算。作出各指标对应的理论曲线图版,然后将实际动态曲线标定在理论图版,对八区克上油藏258、J53区块进行了客观合理的评价,以便正确认识油水运动规律,为下一步油藏注水开发指明方向2、油水井增产增注措施分析。油井增产措施以压裂、转抽、补层为主,并取得较好效果。258、J53井区1984—2006年实施压裂、挤油、转抽等8项措施465井次,有效率84.1%,其中压裂增产1.01×105t,占总增产的38.9%,是井区主力措施。由于克上组为一特低渗透率储层,泥质含量高,存在水敏、速敏现象,先后采取物理法增注、化学法增注等方法,有效期内累计增注1.37×106m3。3、调整井开发效果评价。新投产调整井无无水采油期,投产即见水,多数井初期含水高达40%。调整井初期单井产能水平在5～7t/d,但产量递减快。调整井对区块的贡献率整体上呈现上升趋势,2009年以来258井区调整井产量占区块产油量比例一度达到60%以上,J53井区调整井产量占区块产油量80%左右,表明调整井对提高区块开发效果起到了非常积极的作用；调整井剖面分析发现258和J53井区产吸能力较强的小层分别在S51-1、S52-2。通过洛伦茨曲线表明,258、J53区块产吸剖面比较均匀,层间矛盾小。4、剩余油分布规律及影响因素分析。纵向剩余油分布：克上组动用最好的层为S51-1、S51-2和S52-1,其累计产油量所占采油总量的比例远大于其储量占原始地质储量的比例；平面剩余油分布：剩余油富集区呈条带状、零星分布,连片性差,主要分布在断层附近和水淹较弱的井间地带。531井区和J53井区剩余油相对富集,储量丰度高、含油饱和度高的区域比258井区多,连片性较好,258井区剩余油相对零散。剩余油主要受断层、井网、砂体和沉积相控制。5、井组合理采液速度、采油速度研究。根据井组平面区域位置、储层沉积相、井组开发效果等因素选择三个典型井组设计不同模拟方案进行对比研究。研究得到8215合理采液速度为2.8%,8237井组合理采液速度2.3%；8280井组合理采液速度2.0%。6、井组合理注水强度研究。在合理的采液速度下,为了保持地层压力稳定需要选择合理的注入强度,为此设计不同注采比的井组模拟方案。研究得到各井组最优注采比为1.1；模拟井组内注水井单井注水量为：8215井组为10.9m3/d,8237井组为8.9m3/d,8280井组为9.4m3/d。