为了达到高产稳产的效果,海上油田1通常采用水平井进行开发,并形成水平井——直井,水平井——水平井注采系统。认清水平井注采系统的渗流特征及开发规律,对于水平井注采系统的优化具有重要的指导意义。本文以渤海M油田为例,主要开展了以下研究工作并取得了相应的成果：(1)在分析了M油田主要特征的基础上,调研总结了M油田可借鉴的开发经验,分析了M油田采用水平井开发的可行性。(2)运用数值模拟的方法,研究了不同采油速度下水平注采系统与直井注采系统的含水率-采出程度关系、稳产时间和面积波及效率等的差异,论证了M油田采用水平井开发的优势与合理性,表明M油田采用水平井开发优势明显。(3)针对M油田典型的实际注采系统,采用保角变换与势的叠加原理,分析了水平井一注一采和一注两采(四种模式)下的势场、压力梯度场和无因次产量变化规律,并获得了相应的图版,表明水平井能有效改善渗流环境,延长见水时间,并使得注采系统驱替更均匀。(4)采用渗流力学相关理论与流线模拟相结合的方法,研究了水平井一注两采水驱前缘推进特点,回归获得了主流线方程。通过不同注采系统势场与无因次产量的研究,建立了不同注采系统见水时间的分析方法,获得了不同无因次纵向距离下的无因次见水时间变化图版,结果表明水平井—水平井一注一采模式无因次见水时间最长。(5)基于M油田的平均储层参数,研究不同注采系统、不同油水粘度比时的含水率和面积波及效率变化规律,并获得了相应的回归方程和变化图版,结果显示水平井—水平井一注一采模式见水时面积波及效率最高。(6)利用基础研究获得的各种图版及结果,从无因次产量、无因次见水时间、含水上升率和而积波及效率等方面,系统的分析了各注采系统的主要特征。(7)采用油藏工程与数值模拟的方法,研究了油田生产井合理井底流压、注水井最大注入压力、经济极限含水率和合理注采比等开发技术界限。并在成功历史拟合的基础上,对储量控制程度较低的典型井区,进行了井网优化调整研究和纵向层位射孔优化设计,得到水平井—直井一注两采模式为最优井网,水平井射储层上部,注水井射储层底部为最优射孔位置。(8)分析了实际模型模拟结果与回归方程分析结果之间存在差异的原因,初步评价了最优井网下的水平开发效果,表明对于靠近边水区域,在开发过程中应充分考虑天然水入侵的影响。