黑123区块位于大情字井油田的南部，区块储层主要受岩性控制，油藏的类型为岩性油藏。油藏平均孔隙度9.2％，渗透率0.129×10-3μm2，为低孔超低渗岩性油藏。区块储层非均质性强，因此开发难度大。本文主要以石油地质学、油田开发地质学、油藏工程等理论指导，综合利用研究区的地质勘探开发资料，针对黑123岩性油藏低孔低渗特点，开展了黑123岩性油藏数值模拟研究，分析了研究区剩余油分布情况，提出了黑123岩性油藏的优化方案。　　本文在综合分析黑123岩性油藏地质开发资料的基础上，对研究区的地质特征开发特征进行了分析，建立了黑123岩性油藏的三维的地质模型，对研究区的水驱开发历史进行拟合。在数值模拟的基础上分析了黑123岩性油藏的剩余油分布特征，针对目前研究区存在的问题，设计了多个优化调整方案，为研究区的下一步勘探开发提供依据。　　根据对研究区的数值模拟分析区块的剩余油分布情况，发现剩余储量多呈条带状分布，主要分布在断层附近、岩性尖灭区、注采井网不完善区、井间滞留带等注水波及不到区域。纵向上剩余储量丰度高值仍分布在各主力含油小层。从地质和开发方面分析，认为低渗透岩性油藏受岩性控制开发难度大，注水波及范围小，因此储量动用程度较低;注采井网的不完善、生产压差和采油速度的不合理造成了产量递减、含水上升快。