本论文属于油气田开发工程方向下设的油气藏描述及油气田开发地质子向。油泉子油田储层物性较差、层薄、连通性较差,目前主要存在注水困难,泵压高,吸水能力差,注不进,油井不见效,油水关系复杂等问题。针对油泉子油田自身及注水面临的问题,以静态分析为主结合注采井生产特征分析,提出了油泉子油田注采层位对应性综合评价方法,以地层精细划分对比为基础,分别开展了基于构造位置,沉积微相分布,储层、油层特征,注采井生产特征的注采层位对应性评价,综合各因素的评价结果,进一步完成了注采层位对应性综合评价,并提出了措施建议。取得的主要成果如下:（1）提出了油泉子油田注采层位对应性综合评价方法。综合考虑储层中油水流动同时受构造位置、沉积微相分布、储层、油层特征及注采井生产特征等多个因素的控制和影响,依次分析了构造位置,沉积微相分布,储层、油层特征,注采井生产特征与注采层位对应性的关系,提出了油泉子油田注采层位对应性综合分析方法。（2）开展了地层划分与精细对比。利用生物化石、岩心和测井等资料,首先确定了地层划分方案,构建了关键井剖面及分层骨干剖面,然后进行多井拉网式分层,梳理了 229 口井的分层,完成了 45 口新井的地层划分,为注采层位对应性评价奠定了基础。（3）开展了构造特征研究及基于构造位置的注采层位对应性评价。分析油泉子油田的构造特征,属于高陡背斜,依据重力对流体流动的影响,制定了注采层位对应构造位置评价原则,统计分析井组中油水井构造位置高低,结果表明:区内少数井组的构造位置会影响注水效果。（4）开展了沉积微相特征研究及基于沉积微相分布的注采层位对应性评价。利用岩心描述、测井等资料,研究沉积微相分布特征,发现油泉子油田纵横向相变频繁。根据沉积砂体接触类型,确定了沉积砂体连通性评价原则,统计分析单井在主力层位上的（微相类型）连通情况,结果表明:大部分井组主力油层组微相为滩坝和漫流席状砂。（5）开展了储层、油层特征研究及基于储层、油层特征的注采层位对应性评价。通过岩心、测井等资料研究发现,该油田属于低孔低渗储层,没有统一的油水界面。确定了注采井间储层、油层对应性评价原则,利用测井解释及地层划分成果,统计分析了储层、油层的对应情况,结果表明:区内储层、油层大部分对应良好。（6）开展了注采井生产特征分析及注采层位对应性综合评价。分析注采井生产数据,发现自2011年注水后,产量较之前有所好转,但区内近一半的井组注水未见效或见效不明显,整体的注水效果较差。最后,以井间沉积砂体连通性和储层、油层对应性评价结果为主,结合注采井生产特征分析及构造位置评价结果,确定了注采层位对应性综合评价原则,完成了油泉子油田注采层位对应性综合评价,并提出了相应的措施建议。