大庆长垣西部地区位于松辽盆地北部,具有较为复杂的地质条件。龙虎泡油田为位于该区的油田,由于该区油藏类型主要是“低产、低渗、低丰度”的三低油藏,也为典型的三低油田。龙虎泡油田构造位置位于松辽盆地中央坳陷区齐家-古龙凹陷西侧,是龙虎泡-红岗阶地北端一个轴向近于南北的短轴三级背斜构造。龙虎泡油田高台子组井区经过多年的地下开采,原始井网开采效果逐渐变差。针对低渗透油田目前井网条件下难以建立有效驱替,原始井网开发效益差,在龙虎泡高台子分别进行油藏精细描述研究变得极为重要,为了保障后期合理的开发效果,有必要研究合理的综合调整技术,为后期规模应用提供依据。本文以石油地质学、储层沉积学、油藏描述、石油工程等多门石油地质学科为指导,在收集了众多钻井、测井、录井、分析测试资料及试油试采资料的基础上,对龙虎泡油田高台子组油层GⅢ1—GⅢ9共计8个小层进行油藏地质建模,对高台子油层开展精细的油藏描述,对该区的构造特征、砂体特征及物性特征进行了综合分析。对龙虎泡高台子油层全区和单井进行油藏数值模拟,数值模拟结果表明,龙虎泡区块原始直井水驱拟合良好,龙虎泡区块产油率拟合平均误差10.1%,拟合样点误差14.6%。通过对地质模型各小层物性的分析及各小层剩余油分布和采出程度的研究分析,我们综合设计了3口加密井;通过对加密井见水前后注水方式研究龙虎泡地区,见水前不同的注水方案对累积产油量影响不大,方案1相对其他方案来说,效果略好;见水后不同的注水方案对累积产油量大致相同,但方案3略微比其他方案好。通过对16个不同注水量、不同注水井网下方案模拟,龙虎泡地区,方案1的注采方式最优,在2014年转注效果最好。龙虎泡地区,方案1下,2024年08月,累积总产油10.00万吨,计算采出程度6.43%。通过原始直井生产和加密井生产的指标模拟,龙虎泡地区,预测至2024年8月,如果是原始直井水驱,累积产油量6.97万吨,而在加密井部署后,累积产油量10.00万吨,增长了43.5%,因此证明在新的加密井网条件下,龙虎泡油田高台子组油层的产油量得到大幅度提升。