潜山油藏通常发育天然裂缝,并且油藏厚度大,非均质性强,直井开发风险高,效果差,水平井能够穿过更多的裂缝,获得较高的产能。本文采用油藏工程和油藏数值模拟方法对裂缝性油藏水平井产能进行了研究,并对水平井产能影响因素进行了敏感性分析,得出水平段长度、基质渗透率的变化对产量有重大影响,在一定的生产制度和地质条件下,当有效厚度或裂缝渗透率较高时,水平井产量变化不明显,应尽量将水平段位于油藏中上部以获得较高的产能。针对厚层裂缝性油藏,采用油藏数值模拟手段对比了不同井型组合注采模式开发效果,得出采用同一井型(注采井全用直井或水平井)注采开发的效果要比采用混合井型开发的效果好,采用水平井底部注水能够延长无水采收期,提高注入水波及效率。采用水平井底部注水交错排状注水比正对排状注水无水采收期长,采出程度高。进一步推导出了水平井底部注水交错排状井网井排距公式,并通过该公式确定了兴古7潜山油藏的极限井排距。结合辽河西部坳陷兴古7巨厚古潜山油藏,对比了不同注水开发方式的开发效果,研究得出采用底部注水时,由于储层的非均质性及重力作用,上部生产层注水难以受效,而采用逐层上返注水方式能使注入水均匀向上推进,获得较高的水驱采收率,从而证实裂缝性潜山油藏采用水平井逐层上返(底部注水)开发是可行的。