油气藏的勘探开发过程是一个不断认识调整的过程,而剩余油气数量的多少与空间分布是编制油气藏开发调整方案的重要依据。因此,在油气藏的开发过程中,必须及时跟踪分析与掌握油气藏剩余油气的分布状况,并在此基础上进行油气增产挖潜措施的设计,从而为油气藏的下一步开发调整提供指导,以达到改善油气藏开发效果以及提高采收率的目的。塔河油田AT1区中油组油气藏为中高孔渗、常温常压、小规模底水砂岩凝析气藏。2006年2月正式投入开发,历经试采、上产、稳产阶段,2007年12月含水快速上升进入递减开发阶段。自投入开发以来,随着生产的进行,产出原油密度逐渐增大。2008年年底,原油密度达到0.85g/cm3,初步推测可能存在底油。直到2011年2月AT5-2重炮扩射出黑油,随后的PVT测试证实了油环的存在。本文首先对塔河油田ATl区中油组油气藏的储量进行了核算,并与2006年申报的储量进行了对比。然后采用油气藏工程法对塔河油田AT1区中油组的地层能量、生产状况、含水状况进行分析,找出了影响含水上升的因素以及开发中存在的问题。再次,采用数值模拟技术,研究了该油气藏的剩余油气在纵向与平面的宏观分布规律。最后,针对开发中存在的问题以及剩余油气分布特征,采用加密与措施调整并举的综合调整方案。本文共提出了4套加密方案,通过对各方案进行开发指标的预测,优选出了5口井的F3方案为最佳加密方案；另外还选出了2口井进行补孔措施。整个综合调整方案实施以后,预计到2024年年底,油的采出程度达到23.39%,气的采出程度达到23.24%。与不进行任何调整相比,油、气的采出程度分别提高了6.18%和3.01%。本文的研究对同类油气藏的开发具有现实指导意义。