葡北油田在经过基础井网开发、一次、局部二次加密及扩边调整等相应注采关系调整后，已进入特高含水开发阶段，因存在水驱控制程度低、井间开采差异大、层间矛盾大、薄差油层动用差、局部井区注采关系不完善等问题，致使剩余油储量较多、分布复杂且零散，因此，如何改善注水开发效果进一步挖潜剩余油是葡北油田目前亟待解决的问题。纳米微球深部调驱技术是近几年提出的一种新型深部调驱技术。纳微米微球具有“堵大不堵小”的特点，可对油藏多孔介质内部非均质性进行多次改善调整，以提高采收率。为此，本文进行了葡北油田纳微米微球深部调驱数值模拟研究，旨在为该项技术在葡北油田的有效应用提供理论指导与技术支持。本文首先利用PETREL软件建立了葡北油田的精细地质模型，其次在地质模型的基础上选取模拟区块进行了水驱历史拟合，并对剩余油分布情况进行了描述，剩余油分布结果显示，由于注采不完善、井间干扰等问题，部分剩余油运用程度较低，含油饱和度仍能达到60%以上。针对目前剩余油分布情况，在纳微米微球深部调驱机理和数学模型支持的基础上，利用纳微米微球深部调驱数值模拟软件进行了纳微米微球注入参数优选，包括注入浓度、注入量、注入速度及注入方式的优选，并在参数优选结果的基础上设计了不同动态开发方案，最终得到葡北油田纳微米微球深部调驱技术优选方案，即2013年开始注入纳微米微球，分两段塞注入，先注入3000mg/L高浓度纳微米微球溶液0.0132PV，再注入1500mg/L低浓度纳微米微球溶液0.0368PV，共计注入纳微米微球溶液0.05PV，预测第2年开始见效益，3年可累计增油6510.99m3，经济效益较显著。