随着多年的注水开发,我国大多数油田进入了高含水或特高含水开发阶段,剩余油分布呈现“整体分散、局部富集”的特征。针对我国目前油田开发现状,分析剩余油影响因素,明确高含水油田剩余油主控因素并提出科学合理的挖潜对策,以实现“调整流线”、“控水稳油”、“挖潜富集区”、“提高采收率”的目的,这对延长高含水油藏开发寿命、提高原油采收率、获取矿场经济效益具有极其重要的现实指导意义。针对胜利油田GD高含水油藏“注采流线固定、驱替不均匀、产液结构不合理”的问题,基于实际地质和开发概况,着重考虑目标工区内夹层与韵律性的发育,运用油藏工程及数值模拟方法,结合动、静态资料,建立符合目标区实际的地质与数值模型,综合利用岩心测试、地震解释、测井解释、生产动态和数值模拟等结果,分析地质因素（沉积微相、横向连通性、层间渗透率级差、物性夹层、砂体叠置关系）和开发因素（开发井网、过水倍数、注采对应关系）等各单因素对目标油藏的控制作用,综合多因素分析得到剩余油的主控因素;基于GD高含水油藏主控因素、剩余油富集区分布及开发问题现状,针对性的提出挖潜措施,并进行挖潜方案的开发预测与效果验证。研究结果表明,GD高含水油藏剩余油的主控因素是开发井网、物性夹层和层间渗透率级差,剩余油富集区主要集中在油井间、物性夹层遮挡和正韵律厚油层顶部富集处,为此分别提出井网调整、开发技术政策优化和老井侧钻水平井挖潜对策。通过设计六种不同的井网调整方案,最终优选在实际井网基础上进行抽稀两套、交替脉冲作为最佳井网调整方案;通过技术政策优化进一步得到最佳射孔方式、最佳脉冲周期、最佳采液速度和最佳注采比分别为油水井均避射底部2/3、1年、提液200%和0.96;通过老井侧钻水平井的优选与优化,确定了最佳侧钻井位,并给出了最佳侧钻水平段垂向位置、水平段方向、水平段长度和最佳水平井配产量。经过挖潜方案的生产预测,结果显示开发效果显著,调整前后流线分布的变化也验证了挖潜方案的合理性,这对于同类型的高含水油藏剩余油的挖潜研究具有指导意义。