我国近年石油探明储量中,低渗透储量所占比例高达66%,其中特低渗透及超低渗透油田占一半以上,开发难度很大,而井网部署及注采参数是否合理是特地渗透及超低渗透油田开发成败与否的关键,对我国石油工业的发展有着相当重要的意义。本文在调研国内外超低渗透油田开发现状的基础上,考虑超低渗透油藏的主要特征,选取长庆油田长6层为研究对象,建立了超低渗透油藏不可逆变形条件下单相非线性稳定渗流模型,分析了变形系数对极限供油半径的影响;研究超低渗透油藏技术极限井距和合理注采井距的确定方法;在单相稳定渗流条件下对合理生产压差影响因素进行分析研究。研究结果表明,随着α₀₁的不断增大,地层渗透率降低,拟启动压力梯度增大,导致极限供油半径变小。长庆超低渗透油藏井区合理的极限注采井距为310-343m,矩形五点法合理注采井距为240m。介质变形系数越大,最大采油指数也越低,随生产压差的继续增大而降低的幅度也越大,最大采油指数所对应的合理生产压差也越小。启动压力梯度越大,合理生产压差也就越大。考虑启动压力梯度下,根据合理压力保持水平和合理流压确定超低渗透油藏的合理生产压差为10.4～11.4MPa。在理论研究的基础上,通过数值模拟手段,建立超低渗透油藏开发地质模型,对井网部署及注采参数等进行了数值模拟优化研究。研究结果表明,超低渗透油藏采用注水井排与裂缝平行的矩形五点井网时开发效果较好,井距为360m、排距150m,裂缝导流能力为200-230mD.m,穿透比为0.4,压力保持水平为117%,注采比1.0,采油速度1.7%。