目前国内油田开发大都进入中后期，含水相对较高，递减速度加快，给国家能源安全带来新的考验。为保证国家能源供应，加大对老油田或区块品质相对较差油层的开发，以实现能源接替。火烧山油田含油层系位于二叠系平地泉组中下部，总沉积厚度350～550m，按隔层情况、沉积旋回、岩矿特征、电性特征等分为四个开发层系：H1、H2、H3、H4。其中H1层系属于低渗、低孔储集层，储层连片性差，虽然开发时间较早，但规模较小。目前综合含水75.81%，采出程度4.58%，采油速度为0.2%，采液速度0.802%。火烧山油田H1层砂体呈透镜体分布，储层物性差，属于储量难动用区块，纵观其开发历程，开发效果表现较差，主要体现在以下几个方面：（1）储量动用程度低，（2）水驱控制程度差,（3）采油速度低，（4）递减速度较快。从油藏开采特征及开发效果情况来看，为了有效改善和提高H1层开发效果，必须加强地质方面的详细研究，在此基础上进行经济高效的开发挖潜。本文研究的主要目的是针对火烧山H1层油藏开展精细油藏描述，提高其认识程度，搞清砂体空间分布及油水分布规律，进一步落实地质储量；在精细油藏描述基础上对其开发效果进行评价，通过三维地质建模和油藏数值模拟，再现生产历史，研究剩余油分布规律，综合分析H1层油藏潜力，提出综合调整方案。通过研究，论文主要取得如下几点成果与认识：1、通过岩心观察以及测井响应特征，发现H1层内存在2个稳定明显的标志层，根据沉积旋回精细对比，划分为7个小层，分为H11-1、H11-2、H12-1、H12-2、H12-3、H13-1、H13-2，各小层顶界面均有明显的岩电对比标志。2、研究区内构造简单，火烧山H1油藏整体为背斜构造，长轴9760m，短轴3780m，长轴方向N-S。落实较大断层1条（火10井断裂），落实1条小断层（H1269井断裂）。从微构造发育情况来看，研究区主要发育48个微构造，正向微构造19个、负向微构造29个。正向微构造产油水平高，其次是斜向微构造，负向微构造最差。3、对测井曲线标准化的基础上，通过岩心资料归位，建立测井数据与岩心物性分析数据之间的关系，绘制各种解释模型图版，利用解释模型图版确定各储层参数。通过研究发现H1层油藏的储层岩性为中砂岩、细砂岩为主，储层孔隙度在4-20%之间，渗透率在0.003-400×10-3μm2之间，含油性与岩性关系上看，油气显示也集中在这两种岩性中，粉砂岩不含油。从岩性与物性关系上看粒度大小与孔隙度关系不大，主要影响渗透率，岩性越粗渗透率越大。4、通过研究分析，火烧山油田H1层为一套三角洲相的三角洲前缘和前三角洲亚相沉积，是陆源粗碎屑沉积，物源来源于东北部的克拉美丽山系，显示出物源供给逐渐减弱，三角洲沉积退缩的演化过程。5、通过非均质性研究，孔隙类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔及少量的粒间孔。层内非均质主要以反韵律型、正韵律和均质韵律型为主。上部四个小层的层内与层间非均值性相对较弱，下部四个小层的层内与层间非均质性相对较强。各小层的油层平均厚度较薄，油层连片性较差，相对而言H12-2油层的连片较好，其它小层砂体呈土豆状、星星点点分布于全区。6、通过地质储量复算，该区储量增加2.11%，除了计算参数有些微小的变化外，主要原因是本次计算加上了火8井区的地质储量。7、对该区块不同开发方式井进行生产规律分析，总结出本区油藏存在注采井数比低，井网完善差，注水井负担过重，地层能量低，递减快等问题。主要原因是火烧山油田H1油藏砂体平面上呈透镜体状分布，储层物性差，储量丰度低，不具备整体开发条件。8、通过监测资料、取心资料、动态分析、数值模拟方法进行剩余油分布规律研究，总结出了H1组平面及纵向剩余油分布规律，其中H12-2层是主力生产层，开发潜力较大。9、方案调整采取分区治理，分为北部已开发区域和南部未动用区，北部地区主要采取老井调剖堵水或补层、上反或合采，南部区域可采取下部油井上反或合采或水井分注、局部可采用水平井开发。通过优化对比水平井+补层方案生产效果最好，预测20年，采出程度可达到10.69%，且经济效益优于直井+补层方案。论文以“认识剩余油，开发剩余油”为核心问题，综合构造、沉积、储层、测井、分析化验及开发动态等方面资料，动静结合，由定性到定量，相互验证，互为推动，形成了一套砂岩油藏开发后期精细描述、剩余油分布及挖潜的研究思路和技术方法，为同类油藏中后期的高效开发提供了探索性研究。