油田勘探开发过程中，特低渗裂缝型油藏具有非常大的开发难度。大安油田 J南区块具有低孔特低渗特征，且裂缝较为发育。部分井转注后平面矛盾突出，地层压力不高，但含水上升速度快。采取提前注水开采方式，累积注入量大于采出量，实际月注采比大于1.3，但仍有超过85％的油井供液不足或极差。大安油田 J南区块北部、中部、南部注水差异大，裂缝方向或河道方向部分井产水量大。研究区主要存在含水上升快、采出程度低、自然递减快、注水利用率低、注水受效不均衡等开发矛盾。　　针对研究区开发过程中存在的主要问题，本文以石油地质学、油田开发地质学、油藏工程等为科学指导，根据大安油田 J南区块地层沉积和储层的发育特点，开展以区域地层统筹对比和沉积微相研究为基础的特低渗裂缝储层研究、区块注水开发效果评价等工作，并从地质和开发方面分析其影响因素，结合数值模拟分析结果制定剩余油挖潜调整措施。　　根据物性资料统计分析，大安油田 J南区块整体属于低孔特低渗储层。利用岩心观察、裂缝成像测井和常规测井等方法进行裂缝识别，通过动态资料分析、注入示踪剂等判断其主要发育方向为近东西向。对该区块进行注水开发效果评价，分析水驱储量动用程度、产量递减规律、含水上升规律及其影响因素。研究区整体注水受效以砂体及裂缝方向为主，其余方向上受效较差。该油藏剩余油分布表现出较大的不均匀性，油水界面附近的水侵程度强，水淹比较严重。东部高点附近作为主要的地质储量地区，开发井比较集中且开发动用程度高。　　在储层特征分析、注水开发效果评价等基础之上，结合数值模拟剩余油分布进行综合研究，同时针对大安油田 J南区块复杂的剩余油分布以及主要的开发矛盾，利用国内外研究技术设计多个开发调整的挖潜措施，进一步提升油田开发过程中的开采水平。