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本文以砂砾岩油藏为研究对象，综合应用地质、测井、分析化验及动态资料，以储层地质学、测井地质学、开发地质学、油藏工程学理论为指导，以油藏动态分析方法、油藏数值模拟方法和层次分析方法为手段，对准噶尔盆地西北缘典型砂砾岩油藏—百口泉油藏开发过程中形成的大孔道进行综合研究，揭示大孔道形成发育的主要控制因素，探索一套砂砾岩油藏大孔道分布预测及综合评价的方法和配套技术，指导砂砾岩油藏编制合理的开发方案，从而达到提高采收率的目的。
主要取得了以下认识：
1.以准噶尔盆地西北缘典型砂砾岩油藏为例，进行了精细储层沉积微相研究，在研究区建立了以成因微相为基础的洪积相储层沉积模型，在百一段共识别出4种沉积微相和9种成因微相，为大孔道的研究提供了精细地质模型。
2.系统归纳了大孔道的形成条件，从储层高渗透带的分布、储层微观性质变化、储层非均质性三方面系统阐述储层大孔道形成的地质因素，运用油藏数模手段定量化研究大孔道形成的开发动态控制因素，明确了主要控制因素是沉积微相类型、高渗透带的分布、渗透率级差、纵横向渗透率比值、注采强度和原油粘度。
3.建立了大孔道发育的7种地质模式，有3类大孔道发育地质模式易于大孔道的形成，系统归纳了高渗透层的分布规律，高渗透层段的厚度一般占所在砾岩层厚度的3％～20％，洪积相砂砾岩油藏中辫流心滩和辫流流沟微相是高渗透层段最为发育的相带，且高渗透层段纵向发育的位置主要受正韵律和复合韵律的控制明显。根据沉积特征和注采方向的关系分析，容易形成大孔道的注采方向有：辫流流沟→辫流流沟；辫流心滩→辫流流沟；辫流砂岛→辫流间滩。
4.以百口泉组百一段洪积相正韵律储层的地质模型为原型，根据大孔道的形成条件，建立考虑主要控制因素在内的各种概念模型，根据不同条件下概念模型的模拟结果，进行单因素建模，分别建立渗透率级差、地下原油粘度、纵横向渗透率比值和注水强度四个因素影响下的大孔道形成时机预测模型，将四种因素同时考虑在内，进一步建立了多因素的动态预测模型，并应用该预测模型对实际研究区大孔道做了预测分析，预测结果与示踪剂测试结果符合较好。
5.在大孔道分布预测研究的基础上，充分考虑砂砾岩油藏开发过程中有利于大孔道形成的主要静态与动态因素，采用层次分析方法有机结合定性和定量指标的优势，建立了大孔道综合评价模型，将识别出的大孔道分为3类，即潜在发育大孔道，未完全发育大孔道和完全发育大孔道。