稠油油藏是我国一类非常重要的油气资源,而对于具有较强底水能量的海上砂岩稠油油藏,多采用水平井、大排量的水驱开发方式生产。在地层水的强冲刷作用下油水相渗曲线,驱油效率和残余油饱和度等发生改变,导致油藏高倍数水驱特征与常规水驱不同。高倍速水驱过程中储层的矿物成分,孔喉结构,润湿性等性质发生改变,但目前关于稠油高倍数水驱特征和机理的认识仍不明确。因此为了给油田提高采收率措施的提出提供合理依据,有必要展开海上砂岩稠油油藏的高倍数水驱特征研究。基于实际油田实际生产动态数据,本文首先利用油藏工程方法计算了水平井生产过程中不同油藏部位的渗流速度和水驱倍数范围,改进了常规水驱油实验规范,确定了实验参数,并通过对比高倍数水驱前后岩心接触角的变化,评价了高倍数水驱过程中润湿性的变化规律。其次,利用非稳态相渗方法测定了不同水驱倍数下的油水相渗曲线特征,分析了驱油效率,残余油饱和度及无因次采油采液指数的变化规律,并进一步研究了原油粘度,岩心渗透率,驱替速度对于润湿性和水驱规律的影响。最后,通过XRD衍射实验,扫描电镜,原油四组分测试以及分子动力学模拟等手段,从粘土含量,原油组成,孔喉结构等微观角度探究了不同粘度油藏高倍数水驱润湿性改变的机理。研究结果表明,原油粘度越高时沥青质含量越高,初始状态下岩心的油湿性越强。高倍数水驱后润湿性有向偏水湿转化的趋势,且原油黏度为150m Pa·s时润湿性改变的潜力最大。粘土含量的减少和极性物质的解吸是高倍数水驱前后岩心润湿性变化的微观机理。原油粘度对此类油藏高倍数水驱特征的影响较大,不同粘度原油下的相渗曲线和最终驱油效率不同。驱替速度主要影响含水上升规律,而渗透率并不是影响目标油藏开发效果的主要因素。本文的研究成果对海上砂岩稠油油藏高倍数水驱开发后的剩余油挖潜,方案调整等具有重要指导意义。