本文通过对大庆萨尔图油田北部小井距南井组试验区油层微相沉积及油层微型构造特征、示踪剂应用模拟、剩余油动用状况及潜力分析、高含水后期二类油层剩余油挖潜技术的研究，获得如下认识及成果：　　 萨尔图北部油层属于河流-三角洲相沉积，该区单砂层划分为10种沉积类型，共发育8个油层组、34个砂体组、114个沉积单元。微型构造是局部小突起、鼻状构造、小凹陷、小沟槽和斜面(断层遮挡)为主。　　 以油藏精细地质研究为基础，根据研究区油藏开发的动态特征以及油藏在高含水后期油层物性和渗流规律，考虑到油层流-固耦合特性，通过将多相流体渗流力学和岩土弹塑性力学相结合，建立适合高含水后期流-固耦合渗流油藏的示踪剂应用的数值地质模型和数学模型，给出了流-固耦合渗流油藏示踪剂应用数学模型的数值方法，编制了流-固耦合渗流示踪剂应用模型的计算程序。　　 根据井间示踪注入用量方案的模拟计算，确定研究区在75m井距条件下示踪剂最佳注入浓度为13，696mg/L。模拟研究了以注入井(北2-6-50井、北2-6-503井、北2-6-505井)，中心生产井(北2-6-501井)和平衡生产井(北2-6-502井、北2-6-504井北2-6-506井)为井组的水溶性示踪剂井间产出初见浓度和突破时间。　　 通过设计多种不同的油层静态和动态因素的地质模型，并通过对不同地质模型的示踪剂产出动态模拟，探讨注入井北2-6-50井与采油井北2-6-504井和北2-6-501井之间示踪剂产出动态差异的影响因素，研究表明：萨II12油层内非均质小层层数、萨II12油层内不同纵向小层的非均质性和注入井压力变化造成不同井间示踪剂产出动态差异的主要原因。　　 根据示踪剂产出曲线的拟合模拟以及对井间动态连通的回采率的计算对比，确定井间动态连通状况和高渗透带分布，分析采油井含水率和采收率之间变化关系。结果显示平衡井北2-6-506井与注入井北2-6-50井间、北2-6-503井与北2-6-501井间、北2-6-505井与北2-6-501井间井间动态连通关系最好，其间油层有效渗透率高，渗流指数大，渗流能力强，为高渗透分布带。对采油井含水率变化与采收率变化之间关系研究表明，北2-6-501井含水率每变化一个百分点，其采收率变化0.45个百分点；而北2-6-504井含水率每变化一个百分点，其采收率将变化0.74个百分点。　　 根据示踪剂模拟动态分析成果及储层微相沉积特征研究表明，井间动态连通关系好的高渗透带，井间油层动用程度普遍较高，油层以高水淹为主，剩余油潜力很小。剩余油主要集中在基础井网采油井排附近五点井网的“死油区”附近，其它部位剩余油饱和度偏低。剩余油可调厚度平均砂岩为1.96m，有效厚度0.38m。　　 提出了提高剩余油采出程度的驱油技术，研制的新型弱碱化表面活性剂三元复合驱油技术，在萨北开发区二类油层南井组萨IIl2开展的先导性矿场试验表明，新型弱碱化表面活性剂复合体系及其段塞组合可以取得比水驱提高采收率20％以上的采油效果，其经济效益是显著的。