在长期的注水开发下,渤海海域内的油田多数已经进入高含水、高采出程度时期,“整体分散,局部富集”是该时期剩余油主要呈现的分布特征。位于渤海南部的B油田同样也进入“双高”时期,各种开发矛盾日渐突显,经济效益降低,油田稳产压力逐渐增大,亟待根据剩余油整体分布特征提出切实可行的综合调控措施。因此,在剩余油精确模拟的基础上,明确剩余油潜力区域,提出有针对性的剩余油挖潜措施,对油田持续稳产有着重要的指导意义。本文结合矿产资料和调研分析结果,总结注水开发过程中储层空间与流体的时变机理。同时,提出驱替通量以更准确稳定的表征水驱强度,并回归出储层物性时变参数与驱替通量间的函数关系。在前人研究基础上进一步完善时变模型,形成基于驱替通量的时变模拟软件,并进行可靠性测试。接着,根据目标区块特征建立典型井网机理模型,分析不同时变参数对开发效果的影响:渗透率时变与原油粘度时变都造成开发效果变差;相渗时变下整体开发效果变好。将软件应用于B油田以提高历史拟合精度和剩余油预测的准确性。此外,在分析当前常用剩余油表征技术优缺点的基础上,提出可采潜力丰度以表征剩余油潜力,并利用柯西型函数进行归一处理,定义为剩余油潜力指数,再利用模糊C均质聚类对潜力指数进行客观合理的分级,形成新的剩余油表征评价体系,并归纳对应的调控模式。海上B油田在时变数值模拟软件精确模拟剩余油分布的基础上,利用新的剩余油表征评价体系进一步明确各单砂体剩余油潜力分布状况,结合开发现状优选三大主力砂体,并制定井网加密完善、调剖堵水等措施的综合调控方案。方案模拟十年累计提高原油产量73.61万方,采出程度提高1.35%,有效助力目标区块的持续稳产。