随着国内稠油油藏的不断发现,目前稠油油藏在国内开发占据着一定的比例。而稠油油藏的开发方式多种多样,对于粘度较低的稠油油藏在天然能量损耗一定的情况下,大部分油田采取常规水驱开发方式开采原油来提高采收率。随着开发的不断进行,水驱开发稠油油藏的开发问题逐渐显现出来,如原油粘度增高,注入水突进严重;注水井网不完善;井网破坏严重,水驱储量控制程度低;平面压力分布不均,压力水平保持低。针对此类开发问题的存在,需要探索注水冷采后如何调整开发方式,改善开发效果。本论文以新疆克拉玛依三₂₊₃区克下组的普通稠油油藏为例,收集研究对象相关资料,调研相关文献,主要开展了以下研究:（1）开展地质特征研究,包括地层划分、构造特征、沉积特征、孔隙特征、物性特征、储层非均质性、储层敏感性、流体性质以及温压特征研究。（2）开展注水冷采开发后采油能力特征分析,结合水驱储量控制程度、水驱指数与采出程度以及注水利用率分析目前研究对象注水开发效果,认识目前注水冷采开发中存在的问题及影响因素。（3）选取典型井区进行数值模拟研究,进行历史生产拟合,分析剩余油分布特征,为调整开发方式提供依据。（4）分析确定研究区粘温曲线特征,热采开采机理及开发特征,并对研究区稠油油藏进行热采可行性分析,通过对比油藏参数进行热采开发方式筛选。（5）CMG数值模拟软件对不同热采开发方式进行模拟分析对比,论证注水冷采后蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱以及热采多种方式组合方式的开发效果,确定合理的开发方式并进行注采参数设计,最终对研究区确定合理开发方式。研究分析得出目前研究区注水开发效果差以及冷采阶段剩余油分布差异大,而后通过热采理论上可行性与CMG数值模拟软件结合分析,验证了新疆三₂₊₃区对于冷采后转热采的可行性,确定热采相关注采参数以及合理开发方式,对现存类似普通稠油冷采后采取合理热采方式具有一定的指导意义。