我国致密油分布十分广泛,储量和开发潜力巨大,是未来油气勘探开发重要接替资源。由于此类储层岩性致密,渗透率低,渗流阻力大,目前主要利用水平井分段多簇大型体积缝网压裂改造后,依靠地层天然能量进行衰竭式开采。鄂尔多斯盆地东南部H区块主力油层长6属于典型的致密砂岩油藏,储层埋藏相对较浅,原始地层能量不足,在实际开发中产量递减很快,多数油井年递减率超过45%,部分油井一年后产量不足初期产能的20%,采出程度低,开发效益差。针对这一问题,本文提出利用注水吞吐采油技术来补充地层能量,充分发挥致密基质的毛管力渗吸排油作用,改善该地区致密砂岩油藏体积压裂水平井的开发效果。本文以鄂尔多斯H区块长6储层天然岩心为研究对象,进行储层评价,渗流规律分析,渗吸作用效果及可动流体赋存状态分析,优选了适合研究区储层的渗吸剂体系,研究了渗透率、裂缝对于渗吸效果的影响;设计制作了大型注水吞吐物理模拟装置,在因素分析的基础上设计了四因素三水平的正交试验,得到了各主控因素对注水吞吐效果的影响程度以及最优参数组合;建立了考虑注水、憋压和回采三个阶段的双重介质渗流模型,并用有限元仿真平台进行数值模拟,进一步验证实验结论的正确性并分析了各主控因素的影响规律及作用机理。研究结果表明,该区孔隙结构复杂、天然能量低、弱亲水和弱敏感性,天然裂缝发育,渗吸采油可以获得较高的采收率;确定各主控因素对吞吐效果的影响程度由大到小分别是:注水量>回采速度>注水速度>憋压时间,在本文实验条件下最佳注采参数组合为:注水量9m L、注水速度0.7m L/min、憋压时间40h、回采速度0.1m L/min;注入阶段应采取动态注入的方式,前期大排量快速注入,在设备允许范围内尽快使压力恢复至较高程度,后期降低流量温和注入,以提高注入水的波及体积;憋压时间存在理论最优值,既能充分利用注入水高低压差之间的不稳定驱替作用和毛管力渗吸排油作用,又不至于使投资回收期过长;回采速度应保持适中,过大的回采速度会导致地层(岩心)能量衰减过快,过小的回采速度不利于水对油滴的剥离和携带,影响注水吞吐效果;研究区极限吞吐轮次为3轮,理论上累积采出程度可达到12.91%。