Z井区长3低渗透油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中部。截止2018年6月,总体出现产量递减加快,含水上升加快等现象,同时还存在地层压力不均,部分区域水淹等问题。为了掌握研究区水驱开发特征,分析剩余油特征,解决注采矛盾等问题,开展数值模拟研究。首先应用油藏工程方法,对研究区水驱开发特征展开研究,针对研究区递减规律进行分析。结果表明指数递减较符合研究区的开发模式,相关系数为0.6942。截止到2018年6月,全区整体含水率超过25%,综合含水有进一步上升的趋势,说明井区含水率上升加快,水驱开发效果改善不明显。注水利用率基本在0.6~0.7之间,现阶段水驱指数增长趋势明显放缓,研究区整体水驱开发效果受到严重限制,有进一步提高采收率的可能。接着,应用Petrel建模软件对研究区进行三维精细刻画,应用CMG模拟软件开展数值模拟研究。经过一系列水驱开发特征研究分析,掌握剩余油分布类型,主控因素和微观形成机理,研究表明:研究区平面剩余油主要存在以下几种类型:平面干扰型剩余油、井网不完善型剩余油、井网控制不住型剩余油。纵向上,由于层间渗透性差异明显,射孔不完善等因素,层间剩余油存在不同的富集特点。通过研究区微观形成机理研究,结果表明:Z井区井组中流场有趋于稳定的趋势,流体形成较固定的渗流通道。对于低渗区域,注入水波及不到或者波及范围有限;层内非均质性也会产生影响,多种因素的综合影响,产生剩余油富集。另外,在油藏边角部位,注入水影响范围有限,流场变化不明显,这些部位的高渗带也会存在剩余油富集现象。最后,结合前期开发过程中暴露的问题,提出对研究区内相应的调整措施,并通过数值模拟手段预测不同调整措施下的水驱开发效果及剩余油动用机理。提出了补孔,注采比调整,水井分注等相应的开发调整措施。从数值模拟预测的结果看,提出的调整措施都能很好的改善研究区的水驱开发效果,并最终提高剩余油的开采程度。