低渗-致密油藏储量约占全国总石油储量三分之一,然而只能够开采大约40%,仍然有大量油未能开发。受构造断层裂缝影响的低渗-致密油田开发时,油藏中流体流动阻力大,油井产能低,为提高效益普遍采用压裂注水开发方式。经实践证明,这种开发方式会使得水井注入水在裂缝方向快速流动,使油井迅速水淹,油田开发效率严重下降。因此识别水淹通道,划分水淹通道类型,分析水淹通道形成机理,总结水淹之后剩余油分布规律,进而制定适配的开发调整措施变得格外重要。本文在充分了解研究区地质概况并详细分析油水井生产动态资料的基础之上,从地质和开发两方面分析水淹通道形成机理,表明形成水淹通道的核心原因是存在人工裂缝、天然裂缝及沉积作用形成的相对高渗透带。根据水淹通道形成特点及造成水淹的严重程度,把水淹通道分为人工裂缝型水淹、注水诱导裂缝型水淹、注水冲刷型水淹,并总结了不同水淹通道类型的特点。根据地质资料与开发资料选出模糊综合评判法识别水淹通道,共识别31组油水井对,其中发现14组油水井对发育水淹通道。利用示踪剂测试结果及开发动态资料验证识别结果,正确率达到93.5%。结合油藏生产动态分析结果,通过油藏数值模拟总结了研究区剩余油分布规律。纵向上,2~1小层开发状况差,原油采出量少,仅为该层储量的4.16%;2~2小层开发状况好,原油采出量多,为该层储量的8.14%,但因为2~2小层原油储量大,剩余油储量仍比2~1小层要高。平面上,2~1小层剩余油分布具有连片特点,主要集中分布在樊3区块及南部无井网部署区域等;2~2小层剩余油主要分布在樊3区块西北部无井网部署区域、断层边角附近、西南部无井网部署区域等。断层、微构造、裂缝、布井位置等因素主要控制剩余油分布。通过水淹规律分析,针对研究区剩余油分布特点,制定了补孔、转线状注水、不稳定注水等方案。不稳定注水方案分为两种情况,一种是直接实施不稳定注水,另一种是对人工裂缝型及注水诱导裂缝型水淹通道上的水井先调剖后再实施不稳定注水。不稳定注水方案的设计主要根据注水量波动幅度、注水周期、平均单井日注水量等参数值,共设计54个方案。以未来十年的产油量及含水率变化为标准,对不稳定注水方案、补孔方案、转线状注水方案进行比较,优选出了注水周期为40d,平均单井注水量为24m~3/d,注水波动幅度为0.7的方案为最佳方案。最佳方案未来十年产油共19.46×10~4m~3,共产水63.33×10~4m~3,含水率为76.63%。