热水驱广泛的应用于稠油油藏的开发，并取得了较好的效果，但对于致密油藏，目前尚未对注热水开发的机理和技术进行过系统研究，也没有进行过相关的矿场试验。为此，本文针对致密油藏提高采收率的需要，开展了热水驱油机理实验研究并对实际区块进行了注热水开发方案优化和开发效果分析。利用油田现场提供的油、气样，按拟合泡点压力的原则配置模拟油样。通过高压物性实验、界面张力实验、高温高压驱替实验和铸体薄片分析实验，系统研究了注热水对原油物性、岩石-流体相互作用以及储层岩石物性的影响，并从这3个方面对热水驱提高致密油藏采收率的机理进行了分析。研究结果表明，随注入水温度升高，致密油藏原油泡点压力不断增大，但增大幅度逐渐变缓，泡点压力与温度关系曲线近似呈―S‖形；原油体积系数显著增大，热膨胀性强，在注热水开发过程中，有利于地层能量的恢复；原油密度有较大幅度的降低，其在地层中的流动性增强，有利于地层中原油的采出；原油粘度减小，油水粘度比降低，但下降的幅度很小，对提高采收率贡献不大；油水界面张力、束缚水饱和度以及残余油饱和度均不同程度的降低，油水相渗曲线两相共渗范围变宽，曲线向有利于水驱油的方向移动；油相启动压力梯度减小，与温度呈幂函数关系，在井网一定的情况下，地层原油流动所需要的最小注采压差大幅度降低，减小开发难度；注入压力减小，降压效果显著，可有效缓解水井―注不进‖现象；储层岩石渗透率及孔隙特征总体有逐渐变好的趋势，水驱油效率增大。在热水驱油机理室内实验的基础上，应用油藏数值模拟方法建立长庆致密油藏注热试验区实际模型，对注热水参数进行了优化，并利用优化后的注热参数分析了开发效果，研究结果表明：试验区最优注热水温度为100℃，注热水速度为25m3/d，注热水量为30×104m3，15年后注热水开发采出程度为22.527％，比注常规水提高了2.18％。研究结果可以为致密油藏注热水开发提供理论基础和技术支持。