宝北区块是典型的低孔低渗砂砾岩油藏,与常规砂岩油藏相比其储层非均质性更强。区块的综合含水率在经过20多年的水驱开发后已达到80%以上,且采出程度仅为17.68%,采油速度仅为0.08%。分析认为造成区块开发效果较差的主要原因是长期水驱使储层特征变化,进而影响到流体在储层中的渗流。为改善区块开发状况,将室内岩芯实验和油藏工程方法相结合,研究了区块长期水驱后的储层特征及其变化规律、渗流特征及其变化规律。在明确储层特征和渗流特征变化的基础上,对长期水驱后低渗透砂砾岩油藏的合理开发技术政策进行了研究。取得了如下成果和认识:(1)长期水驱使粘土矿物含量降低,进而使孔喉增大、渗透率变高,最终造成启动压力梯度变小。启动压力梯度变小有利于建立起井间有效的驱替压力系统。同时,粘土矿物运移出大孔喉、堵塞在小孔喉,造成储层非均质性增强。储层纵向非均质性增强会使注入水发生指进。(2)粘土矿物含量降低使储层水敏性、速敏性变为弱水敏、弱速敏。在目前的注水采油过程中,速敏和水敏造成的储层伤害较小。渗透率变大使应力敏感性有所减弱但仍为中等偏强,通过减小有效应力能够降低应力敏感对储层的伤害程度。(3)采用启动压力梯度法优化井距,发现区块井距偏大,Ⅰ+Ⅱ油组井距应缩小至153m,Ⅲ油组井距应缩小至167m。同时采用经验公式法和现场数据法确定井口注水压力上限为51.84MPa,但其目前为31.50MPa,还有提高空间。(4)提出了合理开发技术政策:提高注水压力和加密井网。提高注水压力能在增大生产压差的同时降低储层的应力敏感伤害程度。