本文通过理论计算、岩心实验、填砂模型实验和数值模拟等手段,考虑低渗透油藏非均质程度、井网类型和人工裂缝等影响因素,建立了体积波及系数计算方法。将低渗透油藏体积波及系数加入原有的水驱开发效果评价体系中,形成了一套体现低渗透油田水驱特征的开发效果评价方法,并将它应用到安塞王窑油田开发调整中,获得如下研究成果：(1)低渗岩心并联模型实验结果表明,纵向非均质性越强,水驱波及系数越小,当渗透率级差大于9时,注入水几乎无法波及低渗层。(2)可视化平板填砂模型水驱实验结果进一步明确了低渗透油藏水驱波及系数计算必须考虑井网类型、非均质程度、人工裂缝等因素。(3)数值模拟结果表明：裂缝穿透比越大、非均质程度越强,平面水驱波及系数越小；在中高含水期时,正方形反九点井网的平面水驱波及系数比矩形五点井网的平面水驱波及系数略高。(4)基于以上三种方法,建立了低渗透油藏水驱体积波及系数计算模型：Ev=EAEZ其中,(5)在原有的开发评价体系中引入了反映低渗透油藏开发特点的水驱体积波及系数,丰富了低渗透油田水驱开发效果评价体系,并运用模糊理论,建立了低渗透油田水驱开发评价方法。(6)将建立的低渗透油田水驱开发评价体系以及模糊综合评价方法应用于王窑开发调整试验区,评价结果表明试验区调整前评价指标处于“Ⅲ类”范围,需要调整；调整后评价指标上升到“Ⅱ类”。结果表明新的开发效果评价方法对于井网调整时机及调整后效果的判断具有一定的指导意义。