近年我国已探明石油储量中,低渗、特低渗油藏储量所占比例高达65%以上,其中,特低渗透油藏储量占一半以上,由于特低渗透油藏存在储层发育复杂,局部存在裂缝,油田开发设计缺乏针对性的理论依据,开发难度大,效益差等问题,导致对该类油藏的认识程度和开发水平与中高渗透油藏相比,存在很大的差距。因此,为解决这些制约特低渗透油藏高效开发的技术难题,需要正确认识特低渗油藏的储层特征,充分掌握特低渗油藏的剩余油分布规律,有效结合特低渗透油藏的挖潜技术与措施,制定出合理的、有针对性的开发方案,从而实现特低渗透油藏储量的充分动用和高效开发。本论文以大庆油田H1井区特低渗透油藏为研究对象,H1井区面积较大,井数较少,仅有9口天然能量开采的水平井,相关动静态数据不足;储层发育极其复杂,单层厚度较薄,砂体发育窄小,且局部存在裂缝,造成H1井区储层识别难度大;H1井区9口水平井的长度及井距差异性较大,造成后期井网部署困难,开发难度大;常规的低渗透油藏开发理论和方法不适宜H1井区,开发设计缺乏针对性的理论依据。为了解决这些问题,在充分调研的基础上,针对H1井区开展了多学科、多技术、多方法的综合性研究,综合室内实验、特低渗透油藏渗流理论、井震联合技术、油藏数值模拟技术、特低渗透油藏挖潜技术与措施及经济效益评价方法,提出了一套H1井区特低渗透油藏的综合性挖潜方法。本论文研究内容及主要成果包括以下几个方面:（1）通过室内实验测定了H1井区最小启动压力梯度以及CO₂与H1井区原油的最小混相压力。结合特低渗透油藏渗流理论,建立了考虑启动压力梯度的特低渗透油藏CO₂驱三维三相双重介质组分非达西渗流模型,编制了适用于特低渗透油藏CO₂驱的模拟软件,利用该软件能够完善地模拟CO₂驱油过程;（2）结合H1井区现有的钻井、测井信息,开展了H1井区钻井-测井-地震联合统层,实现点、线、面和空间实践与认识,使得地震解释层位更加可靠;联合相干体、方位角属性和倾角属性等多种技术手段,以井上断点为依据逐级识别,保证断层识别更加精确;基于地震-测井资料预处理及敏感性分析,优选了地质统计学随机储层反演预测方法,确保所预测的砂体展布规律更加真实自然;（3）以井震联合地震解释成果为骨架,以储层反演体为约束背景,建立了H1井区的三维精细地质模型,该模型能够充分反映H1井区三维变化的地质特征与分布特征,为后续开展精细数值模拟研究提供可靠的地质依据;（4）充分考虑水平井的位置及相邻关系,针对H1井区现有的9口水平井进行天然能量驱后CO₂驱的井网部署分区设计,根据分区结果及水平井长度、人工裂缝规模等因素,结合特低渗透油藏开发技术与措施,应用所开发的特低渗透油藏CO₂驱模拟软件进行了H1井区水平井CO₂驱井网优化及注采参数优化,并结合经济效益评价方法,确定了H1井区水平井最优CO₂驱开发方案,即:采用直平组合部署井网方式,七点法、九点法及行列注采井网分区布控,气水交替注入,注入周期为0.5a,气水比为1:1,CO₂注入速度为15000m³/d。经预测,10年后采出程度可达5.28%。通过本论文研究,可为H1井区特低渗透油藏剩余油的进一步挖潜提供一套完整的特低渗透油藏天然能量驱后CO₂驱水平井挖潜方法,同时可为其它该类特低渗透油藏的有效开发提供理论指导和技术支持。