针对大庆西部特低渗透新站油田由于储层中裂缝发育,在注水开发过程中暴露出油井见水早、见水后含水上升快、产量递减快、见水无明显方向性、治理难度大的矛盾,本文在国内外文献调研的基础上,通过开展新站油田油藏地质特征研究,搞清了该区域的构造特征、储层特征、流体性质、油水分布特征及油层地层压力和温度;通过岩心室内分析、差应变法、井壁崩落法、微地震波法地应力测试、微电阻率扫描成像及阵列声波测井等技术手段开展储层裂缝发育特征研究,搞清了新站油田人工裂缝和天然裂缝发育程度及方位,人工压裂缝的趋势方向为NE71.4～113.7°,天然裂缝无明显方向性,为复杂裂缝型油藏;通过开发过程中开展动态分析,搞清了新站油田裂缝对注水开发的不利影响。在此基础上,为了改善油田开发效果,针对不同对象、不同时期,采用不同的治理方法,在油田开发初期通过泊松比法确定注水井注水压力上限,采取定压注水,对注水井进行分类管理,延迟油井见水时间;油井见水初期,及时进行注水方案调整或堵缝调剖,控制含水上升速度;油井水淹后,通过注采系统调整试验,减轻裂缝对注水开发的不利影响,减缓油田产量递减,根据注水井的位置特点试验不同方式注采系统调整方式,开展五点法注水、线性注水和不规则注水三种方式注采系统调整试验,取得一定的效果;随着注水时间延长,油井开始多层、多方向见水,层间和平面矛盾更加突出,治理难度加大,为此首次在特低渗透油田开展整体堵缝调剖试验,采用模糊数学方法建立优选调剖井的综合评判模型,同时结合油水井连通关系、井组见水情况和注水压力等因素优选调剖区块,并通过室内实验优化堵剂配方,通过开展整体堵缝调剖,调整了层间和平面矛盾,控制了区块产量递减,改善了区块开发效果。通过采取不同治理方法,目前油田日产油稳定在280t,含水上升率由2002年的2.52%下降到1.22%,油田自然递减率由25%控制在12%以内,研究形成了一套较为有效的改善无明显方向特低渗透裂缝性油田开发效果的综合治理办法,同时也为大庆西部外围低、特低渗透储层中含有微裂缝油田高效开发储备了技术。