在低渗透油田开发后期中,异步注采开发是提高原油采收率的重要方法之一,在部分油田已得到广泛应用,且取得较好的效果。但异步注采技术的提产机理不明晰,仍需进一步研究。目前大庆油田G693区块采用直井—水平井联合开发虽取得了阶段性高产,但开发后期常规的不稳定注水、周期注水提产效果不明显,调配难度大,保持地层压力与控制含水矛盾突出。因此,提出非常规注水方式—异步注采对该区块进行充分开发,以提高原油采收率及资源开发程度。以G693区块为研究对象,利用研究工区地质数据和36口井井位信息,通过Petrel软件建立断层模型、层面模型、构造模型、沉积相模型、属性模型,并在保留模型框架和流动响应的基础上将模型粗化。将三维地质模型导入数值模拟软件中,结合油藏基本参数与生产井史完成全区和单井历史拟合,通过拟合,全区累产油量拟合误差1.66%,含水率拟合误差2.15%,单井拟合达标率为95.4%,达到拟合要求。然后应用数值模拟技术,对比同步注采技术与异步注采技术预测五年后的生产效果,表明异步注采具有压力场波动大,饱和度场波及范围广,采出程度高,含水率上升慢的优势。最后,开展异步注采措施综合调整和注采参数优化研究。结果表明:G693区块异步注采转注时机最佳为含水率30%;G693河道-主体砂体类型注水强度为25m~3,注采比为1.2,注采周期为注30天采30天,焖井周期为30天;河道-河道砂体类型注水强度为30m~3,注采比为1,注采周期为注30天采120天,焖井周期为30天。将注水参数优选结果应用于实际模型水平区块,预测20年后开发指标结果,该区块22口油井的采出程度由原来的32.60%提高到34.90%,增加2.3%。异步注采技术应用于平直联合布井的低渗透油田对剩余油进一步挖潜提供了新的思路,对改善低渗透油田开发效果具有借鉴意义。