孤东油田是在中生界潜山背景上发育起来的近南北走向的第三系披覆背斜构造。本次研究区块为孤东油田七区西，其目的层馆陶组为河流相沉积，具有高孔高渗、强非均质、储层结构疏松、易出砂的特征。目前已进入特高含水开发阶段，挖港难度越来越大。研究小油砂体薄油层资源量和开发技术政策，对提高水驱采收率具有重要的现实意义和指导意义。研究的技术关键主要是小油砂体薄油层储层精细描述、剩余油定量描述以及开发技术政策。本研究选定的基本标准层是第四砂层组底部的、厚约20-30cm的灰绿色生物泥岩作为标准层。孤东七区西馆上段河流相可分为两个亚相，即辫状河沉积相模式(6~8～5~4)和曲流河沉积相模式(5~4以上)。这套河流相沉积储层较为发育，共分为28个小层、324个油砂体，其中含油面积≤0.5km~2的小砂体有301个，平均有效厚度3.0m，石油地质储量665×10~4t，根据不同含油面积级别按几何形态、厚度、储量、微相进行了评价。在小砂体资源评价的基础上，进行了小油砂体开发状况分析及剩余油潜力评价。目前未动小油砂体数218个，储量192×10~4t；已动小油砂体数83个，储量473×10~4t，采出程度12.9％，有较大潜力。为了优选小油砂体薄油层的最佳开采方式，利用数值模拟技术与油藏工程技术相结合，对不同类型的小油砂体分别采用直井与水平井开采方式进行对比优选。本次研究共建立了3个模型，前2个模型是直井与水平井优选，第3个模型是在较大砂体中进行不稳定注水与连续注水效果对比，分别进行了油砂体直井弹性、水平井弹性与直井单井吞吐对比优化研究、可注水小油砂体直井、水平井注采方式对比优化研究、不稳定注水开发方式研究。结果对于可注水的砂体，早期注水开发效果较好，地层压降为1—2Mpa时转注最好。采用吞吐十一注一采或一注二采的采收率要比采用纯弹性开采高得多。