高2-4-6块属辽河油田厚层块状稠油油藏,1977年投入开发,历经蒸汽吞吐、水驱开发阶段。水驱开发过程中,受油水粘度比高、储层非均质性强及出砂出底水等因素制约,水驱后油藏在纵向和平面上动用效果较差,在油藏顶部以及油井之间滞留大量剩余油,传统的直井水驱井网很难将此类剩余油采出。因此,急需转换开发方式,进行深度开发和多元开发。基于这一现状,该区块采取了在油藏的中上部,应用水平井开发方式,来增加油藏的动用程度。本论文在现有开发井网方式下,研究了水平井注水,直井采油的开发方式。对于该方式能否提高油藏的最终采收率,以及对提高采收率的影响因素,做出客观的评价;为该区块普通稠油油藏进行多元开发和深度开发提供可借鉴的技术范例。本论文首先开展了适用于重力水驱的相似准则研究;在此基础上进行室内物理模拟实验:给出普通稠油粘度及重力作用对水平井顶部注水开发效果的影响情况;同时应用油水前缘、饱和度监测方法,对厚层块状稠油油藏水平井顶部注水可动流体饱和度场进行监测,给出渗流规律。通过上述实验得出:重力水驱相似准则与原来的水平井物理模拟相似准则基本一样,但重力数上面多了油水相的压缩系数;不同原油粘度下含水率与采出程度的变化规律表明,随粘度的增加,含水上升、采出程度下降且粘度越大含水上升速率越快,采出程度下降幅度越大;原油粘度200mPas是本区块稠油开发的一个临界值;室内实验研究结果表明,重力与驱动力比值过大或过小对油田开发效果均不理想,在本实验条件下,较理想的生产压差选取约为3Mpa左右;由综合采收率、含水率关系图可以看出:水驱的最终采收率达到了42.69%,虽然含水上升较快,主要是由于水平井虽然提高了波及系数,但未提高驱油效率,即使注入水波及到的区域仍有大量残余油。