青海油田的WN储层是典型的低渗透水敏性储层。由于低渗透油藏的特殊性(低渗透率、低孔隙度、孔隙结构复杂),其流体的渗流规律常常与中高渗储层存在较大的差异。因此本文在对WN储层基本地质特征认识的基础上,通过室内岩心渗流实验和微观模型水驱油实验对该储层中的油、水渗流特征及影响因素进行了系统的实验研究。通过研究本文得到以下主要认识:　　 (1)该储层的主要岩石类型为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和长石砂岩。岩石主要以粉砂为主,其次为细砂。方解石是WN储层的主要胶结物类型；岩石胶结类型以孔隙胶结为主；孔喉类型主要包括原生粒间孔隙、次生粒间孔隙、微孔隙和微裂缝；对渗流起主要贡献的喉道半径在0.2μm～3.04μm之间,喉道半径偏小。该储层孔隙度分布范围在4.0％～33.5％之间,平均9.7％,渗透率分布在0.1～81.8×10-3μm2之间,平均为2.54×10-3μm2,属低孔隙度、低渗透率储层。　　 (2)储层水敏是WN储层的主要伤害因素,伊／蒙混层和绿／蒙混层、蒙皂石是引起储层水敏的主要矿物；该储层水敏伤害率在34.7％-90.7％,平均64.3％,为中等偏强水敏。　　 (3)研究区储层单相油渗流和单相水渗流均存在明显的非达西非线性渗流特征；单相油渗流启动压力梯度范围在0.003408～0.033433MPa／cm。单相水渗流启动压力梯度范围在0.000779～0.028232MPa／cm。单相油和单相水的启动压力梯度随渗透率的增加而有所减小,存在较好幂指数关系。单相油启动压力梯度明显大于单相水启动压力梯度。　　 (4)研究区最终水驱油效率在25.3％～68.1％范围,平均47.81％,最终驱油效率相对偏低；提高注入压力对提高驱油效率有明显的效果,提高幅度在5％～10％；加入防膨剂的注入水能够有效地抑制储层岩心中的粘土矿物膨胀,提高水驱油效率。　　 (5)WN储层油水两相相渗曲线具典型亲水性低渗储层油水相渗曲线特征,水相渗透率低,两相渗流区窄。　　 (6)微观模型实验研究表明,储层岩石中的残余油主要以绕流、边缘角隅处、细小喉道的孔隙中和大孔道中的油斑或油膜四种形式存在,其中绕流残余油是最主要的残余油形式。　　 本论文的研究成果对更好的开发WN低渗透水敏性油藏奠定了理论基础,对同类低渗透水敏性油藏的开发也具有一定的指导意义。