鄂尔多斯盆地T油区长2储层具有低孔、低渗、低压和非均质性强等特点,长期以来主要应用裸眼完井,依靠自然能量生产,地层能量亏空严重,产量低且处于下降趋势。从2013年开始以注水开发方式进行生产,经过一段时间稳产之后,现在面临产油量下降较快、含水率上升明显的问题。为应对研究区开发效果差的问题,本文在对研究区地质特征以及生产概况分析的基础上,应用油藏工程和数值模拟的方法评价了注水开发现状,提出了调整方案并确定注采参数。通过油藏工程方法分析了研究区总体开发动态特征及产量变化规律,以理论含水率曲线和实际曲线对比的方法对含水率变化进行评价、应用童氏图版法和水驱曲线特征分析评价预测了研究区采收率、用新丙型水驱特征曲线方法评价了研究区储量动用程度、采用年产油量综合递减率评价了老井的稳产能力。在对注水井组及其见效方向分析、最大主应力方向、沉积展布方向研究的基础上,结合邻区经验提出了与研究区实际情况相符合的注水开发调整原则。在建立油藏数值模型并分析剩余油分布特征的基础上,兼顾注水开发调整原则,用油藏工程方法和油藏数值模拟手段确定了不同注水开发调整模拟方案。最终优化调整方案表明,调整后油田采收率比调整前提高5%,含水率下降2%。研究成果能为研究区注水开发技术政策的完善提供指导,有助于研究区长2油藏的高效开发和长期稳产,有助于提高原油采收率。