我国低渗透油藏资源量大,开发潜力巨大,如何科学合理开发低渗油藏以获得较高的最终采收率并取得最大化的经济效益成为重中之重。渭北长3油藏为孔隙型砂岩岩性层状油藏,微裂缝较发育,物性具有低孔低渗特征,无明显的油水分异现象,无边、底水,饱和压力低于原始地层压力,油井整体压裂投产。油井无无水采油期,采用超前注水开发方式,注水整体见效,但稳定生产后综合含水率差异大,单井产能差异较大,因此准确的进行注水开发效果评价,对日后油田开发策略的制订与调整具有重大的意义。本文以石油开发地质和油藏工程为理论基础,结合测井资料、岩心资料和生产数据,对渭北长3油藏地质特征进行描述,在此基础上,本文首先筛选出8个注水效果单因素评价指标:最终采收率、地层能量保持程度、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、含水率、存水率、水驱指数和产量递减率。分别对注水效果展开单因素指标评价和整体评价,评价认为,在现有注水措施下,注水效果较好,注水整体见效。其次,依据井组单井注水见效情况将井组分为全见效井组、部分见效井组和未见效井组3类,对井组及单井注采开发动态特征进行研究,研究表明,研究区不同井组注水见效状况存在差别,且在同一井组中的油井注水见效状况亦存在差别,采油井在投产初期含水率接近100%,后期逐渐降为真实初始含水率。最后,本文分别从油藏差异、地质因素及压裂影响三个方面分析了注水效果存在差异的原因,研究表明,在油井稳定生产后综合含水率相差很大,产油能力受含水影响差异大,含水越低,注水效果越好;而处于高粘区和含蜡量高、凝固点低的油井影响到油井的正常生产。在相近天然裂缝发育程度下,储层物性越好,产能越高;井组主力单砂层越发育,与水井连通性越好,连通厚度越大,井组产油能力越强。渗透性越好、含油饱和度越高,压裂后效果越好;改造规模越大,停泵压力梯度越小,压裂后产液量越高;入地液量和加砂规模越大,压裂后日产油越大。