宝浪油藏平均孔隙度在5.8%-13.2%之间；空气渗透率在4.6×10-3μm2～90.6×10-3μm3之间,属于低孔、低渗油藏。目前处于水驱开发后期,综合含水率为90%左右。由于注水困难,导致油田长期亏空开发,开发效果不理想。此外,宝浪油藏具有“五敏”效应,即：水敏、盐敏、速敏、压敏、碱敏和酸敏,因此无法进行酸化和酸压作业,进一步增加了宝浪油田高效开发的难度。在运用油层天然岩心进行的驱替试验结果表明：(1)渗透率越低,驱动压力及压力梯度越高；随着渗透率的增加,驱动压力及压力梯度会降低。当渗透率≥4.904×10-3μm2时,驱动压力及压力梯度降低幅度很小,无油条件下,驱动压力梯度稳定在0.32MPa/m左右；油驱水条件下稳定在0.5MPa/m左右；水驱油时稳定在0.6MPa/m左右。在三种条件下(无油、油驱水和含油水驱)比较驱动压力及压力梯度值,含油水驱>油驱水>无油。在低渗透率的范围(0.176×10-3μm2-4.904×10-3μm2),三种条件下(无油、油驱水和含油水驱)的驱动压力梯度范围依次是,5.5MPa/m-0.3MPa/m,8.41MPa/m～0.45MPa/m和10.77MPa/m～0.6MPa/m。当油层渗透率≥4.904×10-3μm2时,三种条件下的驱动压力及压力梯度相差不大。(2)综合岩心驱替试验数据,水驱油条件下,当渗透率为0.176×10-3μm2时,驱动压力梯度为10.77MPa/m；当渗透率为22.65×10-3μm2时,驱动压力梯度在0.60MPa/m左右。所以油田由于启动压力太高,注水开发十分困难。(3)注水开发时,总注入量达到0.20～0.30PV时,油井单井含水率或区块的综合含水将上升到90%～95%之间(平均92%左右)；在此时间(或孔隙体积倍数),注入压力(或压力梯度)是急剧上升阶段。油井达到高含水阶段以后,在长时间(1.5PV～2.5PV)内,注入压力或压力梯度仍然继续提高。(4)产出水与岩石的润湿接触角θ>90°,岩石表现为亲油性；随着渗透率的增大,润湿接触角0逐渐降低。在研究水驱开发过程中的注入压力及压力梯度的实验数据的基础之上,通过理论分析得出,宝浪油田需要通过改变油水界面张力和岩石润湿性来降低油田的注入压力。通过模拟油田实际情况进行的室内表面活性剂实验结果表明：(1)适合宝浪油田的增注降压体系是表面活性剂体系S-36/S-912(复配比为1：1.5,总浓度0.05%)；该体系的界面张力值为1.244×10-3mN/m,可降低毛管力5.825×103倍。(2)润湿接触角随着表面活性剂体系浓度的增加而降低,在浓度为0～0.1%(有效浓度)的低浓度范围内,降低幅度最大。(3)所选表面活性剂体系不仅具有使油层岩石的润湿性由亲油性向亲水性方向改变的能力,而且具有降低毛管力及提高采收率的能力。本项目的研究成果不仅为宝浪油田提供了适合的增注降压体系,而且研究出了宝浪油田注水开发过程中压力及压力梯度的变化规律。这为宝浪油田今后开发方案调整提供了理论依据。本次项目的研究成果还为同类型低渗透油藏的开发设计和开发方案调整提供了有利的借鉴。