孤岛油田南区经历20多年开发，目前已进入高含水后期开采，如何进一步提高油田开发水平，实现稳产高产是摆在目前的主要技术课题。本文主要运用油藏精细描述技术，通过储层、构造、流体研究，划分出流体流动单元，重建新的地质模型，在此基础上对测井资料进行了重新解释和处理，并运用数值模拟研究结果，对孤岛油田南区河流相砂岩油藏剩余油分布特征和分布规律进行了科学研究。本文的研究成果对孤岛油田南区开发调整，进一步提高老油田采收率具有重要指导作用。 1、采用储层逐级细分对比方法，对馆3-6砂层组进行了沉积时间单元的划分对比，共划分出20个小层、30个时间单元；重新编制了油砂体数据表，建立了图表数据库，并进一步分析了单层砂体平面、剖面形态以及砂体组合模式，总结出河道砂体属迷宫式储层地质模型，这是精细油藏描述及剩余油分布研究的最重要基础。 2、通过沉积微相多层次逐级细分研究，认为馆3-6砂层组主要属于高弯曲度曲流河沉积体系，馆5～6部分小层表现为辫状河沉积体系；并细分出了边滩、心滩以及天然堤等九种沉积微相，以及滩脊和凹槽等微微相。 3、根据测井曲线对比结果，在南区西部落实了一条四级正断层，断距约4～6米。提出了五种微构造类型及八种顶底微构造组合模式；并研究了微构造与沉积相的关系，发现它们之间存在一定的成因联系，即顶面微构造中高点、鼻状和断鼻构造主要对应于边滩微相，低点与沟槽微构造则主要对应于天然堤微相，而底面微构造正好与之相反。 4、应用微孔渗仪和OPTON多功能显微镜等先进的储层测试仪器设备，大大提高了从宏观到微观表征储层非均质的能力；南区储层中K_水平／K_⊥的比值一般大于1.4，即垂向上渗透率相对于水平渗透率差，这主要是砂岩中泥质纹层造成的；不同岩石相的微观特征不同，南区河道砂储层主要有胶结、压实、溶蚀和交代等成岩作用，成岩阶段属早成岩B期。 5、南区原油具有“三高一低”的特征，地层水为N司HCO3型，平面分布主要受重力分异作用以及断层的影响，导致各断块流体自成体系。 6、应用聚类分析方法，定量地将南区馆3一6砂层组分为五种流动单元，并描述了各流动单元的空间分布及对剩余油分布的控制作用。 7、运用高斯型随机建模方法建立了三维定量地质模型，且显示三维地质模型;同时将三维数据体输入油藏数值模拟，实现了地质模型与数值模拟真正的一体化研究，而且地质模型经油藏数值模拟历史拟合验证表明精度高，符合地下客观情况。 8、对不同水淹时期储层参数、流体性质和测井响应的变化规律进行了研究，总结了适合本区的定性和定量判别水淹级别的方法，在沉积相带约束下建立了不同含水期测井解释模型，对该区400口井进行了处理和解释，经单层生产资料检验，水淹级别符合率达71.12%。 9、通过精细油藏描述，细分了七种主要剩余油分布模式;总结出南区剩余油形成与分布主要受地质和开发两大因素的影响。地质因素主要指沉积微相、微观储层特性、油层微型构造、油藏构造、流体性质等，它们综合表现为油藏非均质性对剩余油分布的控制;开发因素主要指注采系统。上面各种因素互相联系、互相制约，共同控制着剩余油的形成与分布。 10、平面上剩余油分布主要受油层平面非均质性的控制，即与沉积微相、微型构造、断层构造、储层非均质性、流体非均质性以及井网完善程度等因素有密切关系。层间剩余油动用程度存在着一定的差异，主力油层原始含油饱和度高，孔渗性好，采出程度比较高，产油量也大，因此剩余油饱和度比较低:而非主力层原始储层物性较差，原油动用程度相对较低，因此剩余油饱和度相对较高，但由于主力油层的有效厚度远大于非主力油层，且分布范围广泛，所以剩余油经济可采储量仍主要分布在主力小层中，它们仍是今后进一步挖潜的重点层位。层内剩余油分布主要受层内渗透率非均质性及夹层分布的影响，可分为简单正韵律、复杂正韵律以及均质和反韵律等四种分布模式。微观剩余油分布模式分为高渗透储层和中低渗透储层两类，其剩余油分布位置及剩余油量均有较大的差异。 11、运用模糊数学方法，对南区馆3一6各主力小层及沉积时间单元中比较零散的剩余油富集井区进行了综合评价及预测，并在纵向上加以叠合，为制定剩余油挖潜措施提供了明确的目标和依据。 12、通过油藏数值模拟，可以看到断层、油层尖灭区附近剩余油饱和度相对比较富集，这些区域由于存在断层，初期的基础井网不完善，油井一般为水驱单向受效，水驱效果较差，断层富集区的潜力可以补钻部分新井，但风险性较大;油层平面上大部分井区含油饱和度大于50%，主力油层中剩余储量密集区分布连片，富集区剩余储量丰度分布连片性较好，因此主力油层平面调整的潜力仍然比较大，平面上开发潜力应主要通过补钻部分调整井和更新井，以完善注采关系:南区合理油井井网密度与目前静态井网密度基本一致，基于现有技术经济条件不宜进行整体加密;边部稠油区剩余油分布比较密集，这些区域的连片性较差?