当前国内绝大多数的陆上油田已经进入了开发的中后期阶段,具体表现为注入井注水量大、产液井含水率高,储层内剩余油的分布状态非常复杂,导致油田的整体开发难度日益提高,严重制约了油田的整体开发效果。针对这一情况,系统的对储层内剩余油的赋存状态进行分析以及总结,并在此基础上提出相应的挖潜措施,将能够起到改善油田整体开发效果,保证油田的稳产增产。本文在进行文献调研以及理论研究的基础上,采用油藏数值模拟和现场实际应用相结合的方法,对大庆萨北油田剩余油的赋存状态进行了研究,首先分析了影响油田剩余油宏观分布状态的各地质开发因素,并建立了与之相关的控制模型,之后通过对模型进行分析,系统的总结了萨北油田在开发中期剩余油主要的分布类型,包括集合块状连续分布型、零星块状分散分布型、局部层带状分布型、整体层带状分布型、镶边状分布型、微圈闭状分布型。在此基础上,对包括水平井技术、调剖堵水技术、二次加密技术以及提液相关的水动力学技术的挖潜优势特点以及各自的适应性进行分析,对以上六种剩余油赋存状态提出各自相应的合理挖潜措施。其中,集合块状连续分布型采用调剖堵水技术以及水平井技术完成挖潜;零星块状分散分布型采用调剖堵水技术、井网重组技术以及水动力学方法中的不稳定注水技术完成挖潜;局部层带状分布型采用调剖堵水技术、井网加密与重组技术及提液与配套的水动力学方法完成挖潜;整体层带状分布型采用井网加密技术完成挖潜;镶边状分布型主要采用水平井技术以及井网加密完成挖潜;微圈闭状分布型采用井网加密以及重组技术完成挖潜。通过萨北油田实际区块剩余油赋存状态进行进行识别的基础上,采用数值模拟的方法,对调整前及采用相应挖潜措施挖潜后的采收率进行预测,发现调整后采收率较调整前提高1.46%-3.27%,证明对剩余油赋存状态的识别及相应的挖潜措施可靠性较高,有较好的应用以及推广价值。