鄂尔多斯盆地西峰油田M区长2₃油藏目前处于开发中后期,面临的主要问题有:研究区东部和北部发育边底水,油水关系复杂,导致东部新投产井含水上升较快;储层非均质性较强,注水井纵向吸水不均,水驱动用程度较低,导致该区剩余油储量较大。因此,本文主要基于测井资料、岩心分析资料、动态监测资料、生产历史数据等,以油藏地质特征为基础,以渗流机理为理论,以生产动态数据为约束,以数值模拟技术为手段,运用动态分析法和油藏工程数值模拟法,对平面、纵向油水运动规律以及影响因素进行研究,综合油水运动规律研究以及油藏工程数值模拟研究,对平面、纵向剩余油进行定性-定量化研究,并结合开发工艺,提出了剩余油挖潜措施。通过研究可知:M区目前整体处于中高含水期（30%⁴0%）,平面含水上升速度不均,平面含水上升速度主要受边水发育程度、沉积砂体展布方向以及注采井网影响;M区东部及北部地区平面含水上升速度受边水影响明显,且随着时间的推移,边水向油藏内部流动,导致中部含水率逐渐升高,其他区域含水上升速度受河道沉积砂体展布方向和井网控制,顺着沉积砂体展布方向水线推进速度较快,以及同一个井组,对角井的水线推进速度比边井的水线推进速度快;M区纵向吸水特征有:均匀状、多指状、尖峰状等,纵向吸水规律受储层物性、砂体厚度、储层非均质性及储层填隙物种类等因素控制,由于M区南部和东南部储层物性较差、砂体较薄、非均质性较强、孔隙中高岭石黏土含量较高等,导致M区南部及东南部开发井在纵向上吸水量较低,吸水剖面为多指状或尖峰状吸水,中部区域储层物性较好、砂体较厚、储层非均质性较弱、黏土矿物含量较少,吸水剖面多为均匀状吸水;在平面上,M区剩余油主要以片状、条带状等多种形态分布在M区东南部、西南部、中部和北部等地区,其中,长2₃¹层由于东南部储层砂体厚度较薄、物性较差,以及西南部边水几乎不发育,导致其在东南部和西南部存在大量剩余油;长2₃²层由于中部泛滥平原相发育,储层的渗透率非均质性较强,导致其中部形成大量剩余油;长2₃³层由于中部发育底水,北部和东北部发育边水,底水和边水的不均匀推进,致使主流线以外水驱效果存在差异,导致其中部、北部和东北部形成大量剩余油;在纵向上,M区剩余油主要分布在长2₃¹层的底部（长2₃¹-K₃^长2₃¹-K₅）、长2₃³层的顶部(长2₃³-K₁₃^长2₃¹-K₁₆);影响M区剩余油分布的因素主要包括:构造、沉积微相、注采井网、储层非均质性、边底水、储层物性、砂体厚度;长2₃¹层（剩余油占比59.54%）、长2₃³层（剩余油占比35.76%）是M区剩余油挖潜的主力层,通过合理调整开发参数、合理调整井网以及运用工艺手段等对M区剩余油进行挖潜,预测最终产量提高6.2×10⁴t,采收率提高0.95%。