鄂尔多斯盆地具有极其丰富的油气资源,是我国北方的一个重要的含油气盆地,但因其储层孔隙度低、渗透率低,使得盆地中的油气开采具有很大难度。安5油田的胡151区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带,在陕西省定边县内,该区块储层非均质性强,经过几年的开发,油藏产量递减较大,保持油田稳产有困难；地层压力分布很不均匀,注采调整难度大,合理的注水政策难以确定。本次论文研究的重点是研究区的延9油组,通过所取的测井和岩心资料,同时结合所选区域标志层,对研究区的地层进行了划分,划分为延91和延92两个小层。同时通过资料的分析认为本次论文的研究区是河道沉积。研究区储层孔隙类型主要包括粒间孔、长石溶孔,喉道类型主要以缩颈型和孔隙缩小型为主。储层孔隙结构较好,储层具备一定程度的储集渗流能力。储层成岩作用类型主要是压实作用、压溶作用、胶结作用。分析得出储层已达晚成岩阶段A期。通过分析区块的单井产能,油井初期产能及产能的控制因素来分析油井产量递减状况。胡151井区经历了一个从自然能量开采到注水开发的过程,实际生产过程中的产能比通过油藏工程预测的产能要小,初期的产能受到储层渗透率、地层系数的控制,并且初期产能递减非常小。通过对区块内大部分井的产量变化分析,把这些分为三类,第一类是日产液上升型,第二类是日产液稳定型,第三类是日产液下降型。同时针对相应类型的井提出了治理措施。在研究区块的含水变化规律后,发现初期含水受储层含油性控制,初期含水的平面分布受储层构造控制性较强。胡151井区目前的含水受边底水影响较大,存在两种情况,第一种情况是初期投产即为高含水,所见水为地层水,此类井位于油藏西部低构造区域,主要是受到构造高低控制,边底水较为发育,开发效果较差。第二种情况是初期投产低含水,所见水为地层水,此类井位于油藏西部较低构造区域,边底水较为发育,因边底水的内推,致使含水上升,开发效果变差。胡151井区的能量利用情况分析中,发现区块注入水在2009年已经逐步见效,地层压力逐步回升,在平面上压力场分布不均匀。通过分析本区块的水驱类型,发现区块存在弹性驱动、注入水驱、边底水驱这三种类型,从胡151区块历年各类驱动能量指标情况看,驱动类型由初期的边底水能量驱动为主向注入水驱动为主转变。通过合理泵效法推断,结合生产区块油田的经验,推断出了最小的合理流压值。从而确定生产压差。通过注水强度的理论研究,计算出单井的合理注水量,推导出合理的注水强度。结合胡151区块的采液强度和含水、含水上升率的关系分析出合理的采液强度,利用方案优选出合理的注采比。在开发方案的调整上,针对边底水活跃区,通过加强注采平衡的控制,预防边底水的进一步内推。针对见注入水区,建议对见注入水的油井实施控液,提高注水利用率和存水率,促进井组中其他油井见效。针对低含水高效开发区为了预防因产液量较高而造成的注入水突进,建议下一步实施控液。注水政策方面以均衡注水,平稳补充地层能量,夯实稳产基础。针对注采平面不均衡区中水驱驱替系统建立情况不理想井组,建议实施不稳定注水。