利津油田利7块油藏经过近四十年水驱开发,采出程度达到42.3%,综合含水率94.6%,油藏已经进入了特高含水开发阶段。该油藏储量动用程度高,水淹严重,剩余油零散分布,导致目前开发效果变差,如何进一步提高该油藏采收率是目前面临的主要问题。针对该油藏存在问题,首先开展了地质特征研究,进一步细化了地质认识,核算了油田储量。采用油藏工程方法,对油藏开发动态进行分析,评价了目前水驱开发效果。在建立油藏地质模型基础上,开展数值模拟研究,得到了目前油水分布规律;在此基础上结合经济评价方法,对不同油价下的合理井距、单井经济极限产量、合理压力保持水平、单井产能等参数进行了计算,得到了参数技术界限,并设计了油藏调整方案,预测了开发调整效果。通过油藏描述成果,利用地质建模软件,建立了油藏数值地质模型,核实计算储量为377.1万吨。层间干扰、停产停注井多和注水井分注率低是影响水驱效果的主要原因;采用水驱特征曲线标定水驱采收率为52.57%。数值模拟结果表明,目前剩余油主要分布在油藏构造高部位和井网控制程度差的部位。在70美元/桶的油价下,合理井网密度为11.6口/平方公里,经济极限单井累计产油量为0.6万吨。油藏合理的地层压力保持水平在18MPa,初期注采比1.3。调整方案实施后,预测前三年累计增产油量1.4万吨。