三塘湖油田牛东火山岩油藏自2006年发现规模开采到2015年,经历了衰竭式开发、直井注水开发、水平井+多段压裂技术开发等历程,目前多数油井出现产液低、含水高的问题,地层压力保持水平低、自然递减率高等问题也非常突出。为降低产量递减速度,提高区块采收率,保证区块效益开发,开展火山岩油藏转变开发方式研究变得尤为必要及迫切。研究人员通过大量调研,针对牛东区块火山岩油藏特征,尝试性提出了火山岩注水吞吐开发思路,并进行了矿场先导试验,效果明显。为了进一步明确注水吞吐机理,优化注水吞吐参数,有必要系统地开展牛东火山岩油藏注水吞吐可行性评价研究,为扩大注水吞吐规模,改善火山岩油藏开发效果提供实施依据。本文首先通过文献调研,了解了国内外火山岩油藏开发方式及注水吞吐开发技术,分析了火山岩油藏开发特征及注水吞吐技术的适用性及影响因素;其次梳理分析了三塘湖油田牛东火山岩油藏地质开发特征,与调研的其它火山岩油藏开发特征进行对比分析;第三,设计开展了基质岩心渗吸实验,进行注水吞吐机理研究,评价了三塘湖油田牛东火山岩基质岩心渗吸采收率及渗吸影响因素;第四,建立了基于双重介质的单井、井组地质模型,并在地质建模的基础上进行了数值模拟研究,对比研究了三塘湖油田牛东火山岩油藏的最优吞吐参数;第五,建立了基于双重介质的井组地质模型,并在地质建模的基础上进行了数值模拟研究,对比研究了三塘湖油田牛东火山岩油藏的最优吞吐方式;最后整体评价了注水吞吐现场应用效果。综合全文得出了以下几点认识:（1）三塘湖牛东区块油藏类型为断鼻裂缝—溶孔溶洞孔隙型火山岩油藏。储集油气流的空间有次生溶蚀孔洞、原生气孔、孔洞,油气渗流的主要通道是裂缝。储层整体属于低孔低渗储层。地层原油属于低黏度、低气油比、高地饱压差轻质原油。牛东油田火山岩油藏经直井、水平井开发,综合表现为产量递减快、地层压力低等特征,符合注水吞吐开发油藏地质条件。（2）高温渗吸实验表明,三塘湖油田低渗透油藏基质岩心高温渗吸驱油的变化规律为:在0h～24h,渗吸出油多,渗吸速度快;24h～72h,渗吸出油少,渗吸速度减小;72h后,渗吸速度趋近0,渗吸过程基本达到平衡。提高压力、提高含油饱和度、降低油水黏度比、添加表面活性剂等有助于渗吸平衡采收率的提高,是注水吞吐的有利条件。（3）单井数值模拟结果显示,最优的注水吞吐参数为累积注入量8000 m3、注入速度200 m3/d、焖井时间20天。三轮注水吞吐之后效果开始变差,六轮吞吐后,累计产油1.86×104t,采收率提高到5.41%,采收率增加2.91%。最优注气吞吐参数为累积注入量150×104m3、注入速度6×104m3/d、焖井时间20天。第一轮吞吐后效果变差,六轮注气吞吐后,累计产油1.46×104t,采收率提高到4.26%,采收率增加1.76%。综合而言,推荐进行注水吞吐。（4）井组衰竭开采、整体注水吞吐、整体注气吞吐、上层井注水吞吐下层井注气吞吐和水气段塞吞吐等5种方案下井组开采10年的累计产油量的数值模拟结果显示,各方案下采收率由高到低依次为整体注水吞吐、水气段塞吞吐、上水下气吞吐、整体注气吞吐、衰竭开采。综合而言,整体注水吞吐方案最优。（5）现场应用效果表明:火山岩注水吞吐达到周期评价共110井次,有效井次96井次,有效率87.3%。平均单井单轮次注水11033m3,占产期133天,平均有效期224天,单井初期增油5.1t/d,平均单井单轮次周期增油776t。