C油藏属于高孔高渗砂岩油藏,经过四十几年的开发,含水率高达89.04%,已进入特高含水期。C油藏经历了天然能量开发、初期注水开发、细分层系开发、完善井网和稳油控水综合治理5个阶段,目前由于套管损坏井停产停注、高含水井停产等原因,造成原有井网形式遭到破坏,储量失控较大；再加之对剩余油分布特征认识不清,影响了油藏剩余油的控制程度以及后期稳油控水目标的实现。因此,在重新认识地质特征的基础上进行油藏的水驱开发效果评价、剩余油分布特征分析、小砂体开发方式优化、探索合理的挖潜措施是提高油藏采收率的关键。本文通过油藏工程方法对C油藏的水驱储量控制程度、层系适应性、井网适应性、能量状况、含水上升率、存水率和水驱指数进行计算分析和评价,运用5种方法预测得到油藏的最终采收率为47.54%,较目前40.53%的采出程度仍有提高产油量的空间,此外运用4种基于狭义水驱曲线推导出的公式对油藏的最终水驱体积波及系数进行了预测,同时基于广义水驱曲线(俞启泰型)提出了一种能够正确预测水驱体积波及系数的新公式。经分析认为,该油藏目前层系划分合理,合理地层压力保持水平均在80%以上,能量保持水平较好,且含水上升率符合甲型水驱曲线的理论含水上升率曲线,实施的综合调整措施达到了稳油控水的目的,较好地改善了油藏的开发效果；但却存在现有层系注采对应率低,油井单向受效严重,井网完善程度差,井网对储量的控制程度较低,实际注水井数少于理论井数,存水率和水驱指数有所下降等问题。这说明油藏后期需要完善现有井网,提高对剩余油的控制程度。通过数值模拟技术对剩余油的分布特征进行了分析总结,认为剩余油主要分布于主力含油小层的断层及物性遮挡区、注采井网不完善部位和构造高部位,以及非主力含油小层的井网不完善砂体与未动用小砂体处。并对油藏一、二类砂体的井网井型进行分类优选,提出了一类砂体宜采用直井注水井排平行于构造趋势的排状井网形式,二类砂体宜采用直井一注二采的井网形式。结合水驱开发效果评价结果、剩余油分布特征以及不同砂体井网井型优选结果,设计了C油藏的下一步挖潜措施。经数值模拟预测结果表示,调整后日产油量由29.6t上升到87.0t,年阶段含水率由96.9%下降到94.5%,采收率较未采用挖潜措施时提高了3.8%。说明措施设计较为合理,取得了较好的增产效果。