世界上各个国家的老油田经过了十几年到几十年的注水开发,总体上看大都已进入高含水、高采出程度阶段。我国老油田大多数已进入了高含水中后期或特高含水期阶段,综合含水高达80%以上。对于高含水期老油田来说,将有约70%以上的剩余油将在含水80%以上的情况下采出来,油田后期开采的难度越来越大。如此可观的剩余油是我国老油田增储上产的丰厚基础和提高采收率的重要依据。但是,如何寻找这些剩余油并将其经济地开采出来,就成为了我国高含水老油田在新的开发阶段面临的一个十分重要而又亟待解决的问题。勘探开发实践表明,勘探与开发工作的成败关键在于对油藏的认识程度。中国的油气藏十分复杂,特别是进入开发中后期的油藏,大多已进入高含水的产量递减阶段。由于储层非均质特征的差异性、屏障性、敏感性及变化的随机性,加入井网的不完善性,导致油水推进在纵、横向上的不均一性及油层动用程度的差异性、剩余油分布的零散性。同时,在长期水淹的储层中,储层及流体性质将发生一系列物理的、化学的及机械的变化。以上这些因素使油藏各方面的非均质性更加突出,因而要更精细、准确、定量的揭示剩余油的分布,就必须对油藏进行精细描述。WX3区块自1994年投入注水开发,已开采了18年时间,目前进入了高含水开发期。期间,通过采取井网加密调整、滚动增储、注水结构调整、放大生产压差开采、二次开发等技术政策,对区块进行了调整和治理,取得了一定的开发效果。但随着开发程度的不断加深,新的问题和矛盾逐渐显示出来,主要表现在：1)局部仍然存在一定的失控区和滞留区,使得一部分储量得不到有效动用；2)薄差层在目前井网条件下,难以建立有效驱替压力梯度,水驱效果差,影响了区块的开发水平；3)总体上剖面动用问题仍然偏低,且分层差异较大；4)注水结构不合理是导致油田自然递减偏大的主要原因；5)地下油水分布经几年的研究,虽然有了一定程度的认识,但其准确性与区块挖潜调整的实际需要相差较大,需进一步深入研究。本文在前人研究的基础上,以全油藏为对象、井组为单元,充分利用该区地震、钻井、测井、岩心分析、试油、生产测试以及动态资料,采用油藏精细描述技术从油藏构造及裂缝分布特征、细分沉积相、储层特征、油气水性质与分布、油藏压力、温度及驱动类型以及储量复算等方面开展了油藏地质特征的再认识；运用常规油藏工程方法和数值模拟技术,通过对油藏注水开发过程中油水运动规律、含水率变化规律、压力系统、注采能力、储量动用状况、合理注采比与注水强度等开采特征的深入研究,界定了油藏中高含水期开采技术政策界限；对油藏注水开发水平及开发效果进行了评价,寻找出影响油藏开发效果的主要原因；从加密调整、侧钻井恢复边部高含水井产能、油水井增产措施等三个方面分析了油藏今后的开发潜力。本次研究评价WX3区块开发现状,找到制约区块高效开发的瓶颈,借鉴国内外低渗透油田精细注水开发模式及配套技术,通过开展区块精细油藏描述,细分单砂体和流动单元,精细配注单元,合理控制层段注采比,最大限度地提高水驱储量动用程度,提高水驱采收率,改善区块开发效果。