油藏开发到一定阶段,随着含水率上升、油田产量递减，平面、层间、层内矛盾逐渐突出、注水效果逐渐变差，增产逐年降低，投入产出效益下降。这些都是其必经阶段,因此到油藏开发中后期,必然要对油藏采取必要的开发调整措施，以减缓含水上升率、延缓产量递减。东韩研究区经过十几年的开采，目前处于中高含水阶段，低产低效井多，注水利用率低，为了解决目前研究区开发过程中存在的主要问题，改善开发效果，提高油田采收率，对研究区进行开发调整已势在必行。本次研究以石油地质开发理论为指导，应用地质建模软件，采用确定性建模和随机建模相结合的油藏建模技术，分别建立了油藏构造模型和属性模型；从开发方式、井网适应性、开发特点等方面进行油藏工程综合研究，从而更加有效的解决了开采中因注采井网不完善导致的单井产量低、含水上升快等突出问题；应用数值模拟软件对地层压力、累计产油、综合含水、累计产水等开发指标进行了精细历史拟合；定量分析了剩余油在横向和纵向上的分布规律，明确了油藏剩余油分布富集区及主控因素；根据剩余油分布富集区及主控因素，制定了4个注采系统调整方案，并对开发方案进行指标预测，通过开发效果分析，优选出合理的开发方案，同时对合理井网密度及产能潜力进行了综合评价，提出了新老井综合调整的开发方案，为定边油田东韩油区提高最终采收率提供了科学依据。本文主要取得以下成果和认识：(1)目前东韩油区处于低采出程度、高含水、稳产开发阶段。但与合理注采井网相比，目前井网形势对油砂体适应性差，局部区域井网不完善，水驱控制程度低，裂缝发育、部分扩边区储层品位差，油水关系不清等问题仍末解决，提高储量水驱控制程度的潜力仍很大。(2)在前人认识基础上，研究认为东韩油区延长组长2油层组属于三角平原亚相沉积，其砂体主要为三角洲平原分流河道砂体，主要以南北向为主；延9、延10层为河流沼泽沉积环境，发育曲流河河道，河道以南北向展布，略有北东向发育趋势。（3）注采系统研究表明，东韩油区约1/4的储量未动用，1/3的储量动用程度差。目前含水率为65％左右时，计算合理油水井数比1.95：1，现井网实际油水井数比为4.17：1，油水井数比偏大。（4）延9、10油层组储层主要呈中等一弱非均质，长2油层组储层主要呈强一中等非均质，少数呈现弱非均质型。层间非均值较强，延安组和延长组储层平面上非均质为中等偏弱，局部地方非均值也较强。（5）剩余油研究表明，东韩油区延91、长1、长21-1、长21-2剩余油富集程度较高，这些层中可动剩余油储量丰度高值区主要在1119井区、1518-2—1528井区、1819—1141—1177井区、1537-1—1540井区四个井区，对剩余油形成因素进行了分析。（6）注采参数优化表明，合理注采比应在2以上，合理配产液量不应超过12m3/d，高含水期可适当提高；油井底流压在4MPa左右，注水压力不超过10.14MPa。采收率预测综合结果为20.18%。（7）目前应该以稳定并提高单井产量，提高采收率，夯实油田稳产基础为目标，立足现有井网，强化以注水井调整为重点的井网完善工作；继续实施以精细注采调控为主的油田稳产对策，加大动态监测工作及资料应用，指导下步注采调整。(8)在综合地质研究、数值模拟成果的基础上，制定了综合调整方案，综合调整方案能达到较好的开发效果。