研究区块HD111井区位于哈得逊油田的西北角,东河砂岩段为该油藏的主力含油层段,具有埋深大、厚度薄的特点。储层内部发育多套夹层,且夹层的展布范围广,给流体的分布带来较大的影响。HD111井区东河砂岩段油水分布规律认识不清,制约着该区块储量的动用,截止2015年8月,累积产油量为55.74×104t,采出程度仅为9.81%,生产开发潜力巨大。弄清研究区块油水分布特征和找到适用于这类特殊油藏的开发机理,是目前该油藏开发急需解决的关键问题。根据东河砂岩段野外露头剖面、岩心观察、常规测井以及成像测井,将HD111井区储层内部夹层分为三类:泥质夹层、钙质夹层、钙泥质夹层。由各类夹层的测井响应特征,建立起研究区三类夹层的识别标准,总结出哈得逊油田HD111井区3种夹层都有低声波、高密度、高电阻率、低电导率的测井响应特征及低孔隙度、低渗透率的物性特征,主要区别在于泥质夹层对应的伽马值较大,钙质夹层较低,而钙泥质夹层介于两者之间。为了研究HD111井区的油水分布特征,本文主要根据岩心观察、测井解释结果以及常规测井等,对研究区内单井的油水界面进行识别,在单井油水界面识别的基础上,选取多条联井剖面对研究区内的油水分布特征进行研究分析,总结出HD111井区的油水分布规律,首次提出研究区储层内部的油水界面由西往东方向是阶梯状存在的,这与目前国内外研究学者普遍认同的倾斜油水界面存在一定的差别。阶梯状油水界面的存在,与研究区内夹层的排驱压力及其封闭的油柱高度相关性较大,在毛管压力转换系数的基础上,将实验室内压汞实验测试所得的排驱压力转换为地层条件下的实际排驱压力,得出各类夹层在地层条件下可能封闭的最大油柱高度。在油水界面分布特征以及地层分层(砂层11个,夹层9个)等地质认识的基础上,采用随机建模方法。在对孔隙度、渗透率、含油饱和度进行校正的情况下,得到地层条件下孔隙度、渗透率及饱和度分布值,最终建立起能体现HD111井区目的层段真实的孔隙度、渗透率以及饱和度分布的属性模型。通过储量计算,HD111井区地质储量为589.86×104t,与容积法计算地质储量568.48×104t相比,误差仅为3.62%,在误差允许范围内,所建立的模型较为可靠。为了对HD111井区东河砂岩油藏的开发机理进行模拟研究,在研究区内各井生产历史拟合的基础上,通过模拟不同的注采井型、水平井水平段长度、注采井距、水平井布井方向和生产井配产的生产开发效果,认为:最佳的井型开发方案为直井注水平井采;最合理的水平井水平段长度为400m;最合适的注采井距为600m;开发效果最佳的布井方向为沿着构造低部位走向的东西方向;能保证生产井稳产20年且采出程度最高的配产为25m3/d。在开发机理模拟研究的基础上,结合研究区块的实际地质特点,从水平井布井方向的角度出发,共设计四套开采方案,通过模拟结果对比分析,方案二布井最少且累积产油量最高,开发效果最佳,预测到2035年,采出程度为25.91%。