我国东部油田中大部分为复杂断块油田,江苏、江汉、冀东、辽河、胜利等都是典型断块油藏,超过总油田数的25%,目前断块油藏已投入开发的地质储量和年产油量约占全国的1/3。因而断块油藏作为原油储层重要的组成部分,在油田开发中占有重要的地位。断块油藏的典型特点是地质构造、油水系统、流体性质异常复杂,断层多断块小,断层遮挡情况复杂,储层非均质性严重,因而决定了认识的逐步性。受地质、开发条件等多种因素制约,高含水期断块油藏剩余油分布更加分散。因此为进一步提高油田采收率,摸索出庙北中深层高含水断块油藏的剩余油分布规律,将对其进一步挖潜起到重要的指导作用。庙北中深层是被断层复杂化的背斜构造,储层为扇三角洲前缘沉积砂岩,岩性较细,以中细砂岩为主,储集物性相对较好,其平均孔隙度为18.59%,平均渗透率为188.70mD,为中孔中渗储层；油水关系复杂,地层能量较弱,为弹性和溶解气驱动的中产能小型断块构造层状油藏,属正常温度压力系统;原油物性较好,地下原油粘度一般为1.22mPa-s-3.73mPa-s,属低粘油藏。本文针对庙北中深层断块油田的地质特点和开发现状,在地质研究成果基础上,通过对工区储层特征,储层物性,渗流特征及流体性质的了解,结合室内水驱油资料及岩心分析数据,研究分析了各个断块的地层能量,压力保持程度及储层各油组的渗透率宏观及微观非均质性；在熟悉了油藏开发历史及开发现状之后,分析了油藏试油特征及开采初期特征、采油速度等；分析了各增产措施的效果,绘制了油水井产吸剖面的劳伦兹曲线,对注水效果进行了分析；并结合开采特征及含水上升规律,分析了产量递减的影响因素,为下一步数值模拟研究提供参考。庙北东营组单油藏规模较小、油气贫富不均、平面分布较为零散,含油面积小,具有连片性差,土豆状分布特点。通过对油藏动态的分析及开发效果的评价,研究表明：根据各个断块的开采特征及开发曲线,各区块的储量动用状况较差和地层压力保持程度较低；从油井自身产能分析,对投产初期及目前开采状况进行对比,分析认为：开发阶段油水层认识存在偏差,大部分油井投产初期就高含水,从而对断块的开发效果产生了较严重的影响；地饱压差小,地层能力不足导致初始产能低并且油井稳产期时间短,产量递减快；注水效果不理想,动静矛盾较多,油水井井间连通性复杂,地层能量未能得到有效补充,反映注采井网不完善,注水受益井见效时间短,受益井含水上升快,有待尽快调整注采井网,增加注水井点,提高水驱控制程度,降低含水上升率；从开采方面分析,油藏低产井、低效井较多,套损、套变井占很大比例,且增产措施效果不明显。油井产量递减快,断块采油速度低,造成采出程度较低。由于油藏固有的地质条件、储层、流体性质等天然因素,以及开发方式和工艺技术水平等因素的影响,水驱采收率偏低。以上一系列原因导致该区块的开发效果不理想。通过水驱特征曲线法、产量递减法、经验公式法、童氏图版法等多种油藏工程方法对采收率进行预测,并针对目前的问题提出合理的开发方式和技术政策,建议采用一套开发层系,提高注入采出井数比,井网采取三角形井网,井距为200～250m为最优。油藏数值模拟研究中,主要借助通用的Eclipse油藏数值模拟软件的黑油模拟器完成。在充分历史拟合的基础上,根据数值模拟研究得到的剩余油分布情况,对各个层开采情况进行分析评价,总体表现为剩余油分布分散,加大了下一步剩余油挖潜的难度。从区域看,剩余油饱和度较高的区域主要分布在庙27-25、庙26-24和庙109x1断块；纵向上各砂岩组、各小层间剩余油的分布也存在较大的差异。由于每个断块储量不同,主力含油层位不同,动用程度参差不齐,目前各块剩余潜力目的层存在较大差异。根据各个方案的模拟情况,提液及补层换层可以在一定程度上提高采收率,在剩余油富集部位补钻新井效果较明显,建议在构造高部位及局部微构造高点处、内部断层附近等形成的未动用区域,进行井网加密及利用停产井,完善注采井网,对物性差的地区的油井进行产液结构调整,灵活的开采剩余油。