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鄂尔多斯盆地郝家坪油田王家湾区块三叠系延长组第四段长2油层组为研究对象,运用沉积岩石学、石油地质学等理论,以钻井、录井、测井、试油资料为基础,系统研究了该区的构造、沉积体系特征、主力油层的沉积微相、砂体形态及其展布、储层特征。通过在郝家坪油田王家湾区油层地质条件研究和精细储层描述的基础上,进行注水开发方案的设计、方案的对比和优化选择,为注水开发及生产井布置提供可靠的依据,以提高采油厂的开发水平和提高采收率。研究认为：长2沉积体系属河流相沉积,长2储层以细砂岩类为主,其次为中砂岩,长2储层孔隙度一般多在10%-18%,平均孔隙度为13.7%、平均渗透率11.7mD,总体表现为低孔隙度低渗透率特点。储层物性具有强的层内非均质性、较强的平面非均质特点和弱层间非均质性。长2油藏属于弹性及溶解气复合驱动的岩性-构造油藏,砂体呈条带状分布,走向多为北东—南西向。长21-3-1、长21-3-2叠合面积分别为4.04Km2、5.1Km采用容积法计算出长21-3-1、长21-3-2的石油地质储量分别为137.3×104t、274.4×104t。郝家坪油田王家湾区块长2储层自然能量较低,通过经验公式计算天然能量采收率仅为8.3%,而水驱采收率为20.2%,因此本区很有必要采用注水开发方式。水驱油实验表明,当注入1.5PV水时水驱油效率达到48.1%。同时该区储层平面分布稳定,连通程度高,地层压力低,原油性质好,油水粘度比低,有利于注入水进入地层,可以在较低的注水压力下实现注水开发。安塞油田相同类型油藏,通过注水开发已获得良好的开发效果。因此郝家坪油田王家湾区块长2油藏注水开发是可行的。郝家坪油田王家湾区块长2储层井网井排方向确定为NE47°左右,由于渗透率较低,在井网形式上采用菱形井网,井排距比1：1.87,注水井井口允许的最大注水压力为20MPa对部署的三个方案进行了指标预测,并进行了经济评价,经济优选方案：方案设计总井数92口,其中油井71口,水井20口,油水井之比1：3.6。