坪北油田属于低孔、特低渗储层,且存在着较为发育的裂缝,构造对油藏无明显的控制作用,属岩性油藏。为了解决油田开发过程中存在的主要问题,改善开发效果,提高油田的采收率,本次研究以石油地质开发理论为指导,应用petrel地质建模软件,采用确定性建模和随机建模相结合的油藏建模技术,分别建立了油藏构造模型和属性模型。从开发方式、井网适应性、开发特点等方面进行油藏工程综合研究,分析出目前的开采现状,从而更加有效的解决了开采中因注采井网不完善导致的单井产量低、含水上升快等突出问题。应用eclipse数值模拟软件对地层压力、累计产油、综合含水、累计产水等开发指标进行拟合。定量分析了剩余油在横向和纵向上的分布情况,提出油藏剩余油分布富集区及主控因素,根据剩余油分布富集区及主控因素,制定了17个注采系统调整方案,并对开发方案进行指标预测,通过开发效果分析,优选出合理的开发方案,同时对合理井网密度及产能潜力综合评价,提出新老井综合调整的开发方案,为坪北油田提高最终采收率提供科学依据。本文主要取得以下的成果和认识：(1)目前坪北油田处于低采出程度、中含水、稳产开发阶段。但与合理注采井网相比,目前井网形势对油砂体适应性差,局部区域井网不完善,水驱控制程度低,裂缝发育、部分扩边区储层品位差,油水关系不清等问题仍末解决,提高储量水驱控制程度的潜力仍很大。(2)目前应该以稳定并提高单井产量,提高采收率,夯实油田稳产基础为目标。立足现有井网,强化以注水井调整为重点的井网完善工作；继续实施以精细注采调控为主的油田稳产对策,加大动态监测工作及资料应用,指导下步注采调整。(3)通过三维地质建模,弄清了孔隙度、渗透率分布规律。从平面上看,研究区储层发育部位,孔隙度分布主要集中在0.1附近,且沿北东向呈条带状分布；渗透率分布区间主要为0.1～1毫达西,高渗带展布方向为北东向。从垂向分析,长61相对较好,而长63相对较差。(4)通过数值模拟研究,剩余油主要富集在砂体尖灭区附近,北区、南区物性较好部位,以及生产井连线之间和无井控制区。(5)综合分析得出,影响剩余油分布的主要因素有裂缝带的发育以及注采井网的不适应性等。(6)通过数值模拟预测,采用油井间加密以及对地层厚度大、未钻遇油层进行补孔能取得较好的效果。(7)在综合地质研究、数值模拟成果的基础上,制定了综合调整方案,综合调整方案能达到较好的开发效果。