超低渗油藏地层渗流能力弱,补充地层能量困难。气水交替驱兼顾了二次采油和三次采油的特点,是一种能够有效补充地层能量的技术手段。由于超低渗油藏具有显著的非线性渗流特征,因此开展研究区油藏非线性渗流特征与压力传播机理、气水交替驱在超低渗油藏中的压力传播与参数设计具有重要意义。本文基于沉积相与油藏连通特征,阐述了研究区油藏地质和储层特征,分析了储层非均质性和原始油水分布特征。基于非稳态法开展了研究区超低渗油藏启动压力梯度实验;基于注采井间压力梯度分布特征,以积分法和稳态逐次替换法分析了不稳定渗流状态下的压力传播特征;评价了超低渗油藏拟稳定状态下有效注采距离;基于长岩心驱替模型,开展了气水交替驱压力传导实验与参数优选实验;基于实际数值模型,以正交实验的方法,开展了注入参数影响程度评价与注入方案设计;评价了研究区注水开发特征,开展了现场效果分析。研究结果表明:研究区非均质性较弱,各项特征适合气水交替开发;启动压力梯度实验拟合结果表明,研究区启动压力梯度在0.0237MPa/m左右;启动压力梯度加大非线性特征的同时,扩大了不稳定状态下油水压力波传播的差异;气水交替驱过程中可以保持合理推进速度,延长压力释放时间,实验条件下相比油驱与水驱,气水交替驱方案后岩心自然泄压,压力波传播时间分别增加了 14.92min与26.96min;参数优化实验表明适当提高注入强度、越早注入,有利于提高开发效果,且段塞尺寸和气水比存在最优值,段塞尺寸过小导致注入难度加大,气水比过大容易发生气窜;数值模拟基础上的正交实验得到现场最优参数组合方案为:气水比3:1,注入速率14 m3/d、交替周期40d、注入时机（含水率）40%。对研究区实施气水交替一年后,平均含水率下降了 11.2%,稳产增产井数达到总井数的96%,气水交替驱对研究区具有明显的降水增油效果。