层内油水运动规律注水井吸水剖面和生产井产液剖面的实测资料证明，油层内不同部位在开采中吸水、产液等情况差异十分明显，注水井油层内的不同部位吸水能力差别很大，生产井中高产液段往往只是一小部分层段，其他层段产量较低，甚至不产液。 层内油水运动规律受储层层内非均质性的控制，即主要受储层的韵律性、层理类型以及夹层分布等影响。在垂向上储层层内有正韵律、反韵律、复合韵律和均质韵律四种韵律性，它们在开发过程中的水驱特征存在较大差别。储层内部不同的层理类型对层内油水运动有明显的控制作用。层理构造因沉积物的粒度、成分、结构、颗粒排列方式等差异性而显示出来，对渗透率以及流体运动规律有重要影响，从而控制层内油水的运动及分布。层内夹层对油水渗流普遍具有不同程度的影响和控制作用。夹层尤其对厚油层的开发效果影响比较大。对厚油层而言，分布相对稳定的夹层从长期来看有利于油田的开发，夹层的存在将厚油层分割成几段，这样就抑制了水在垂向上的窜流，存在夹层的厚油层一般水淹速度慢，所以最终厚度波及系数要高于无夹层的油层，从而提高了厚油层的开发效果。 层间油水运动规律一个开发层系往往由多个含油小层组成，少则几个，多则十几个，每个小层的油层物理性质都不同，这就存在储层性质层间非均质，在注水开发过程中就表现出油水运动的层间差异。对层间油水运动起主要作用的是层间储层物性和压力状态的差异。生产井在多层合采时，由于层间地层系数和生产压差的差异，导致各个层之间的产液量存在非常大的差别。物性好、生产压差大的层一般产液量高，而物性差、生产压差小的层产液量低。从而造成各油层动用程度上存在较大的差别，有些层已经高含水，而另外一些层却未动用，降低了总体合采层系的水淹厚度，也就降低了开发效果。 ①层间干扰。注水井中不同层吸水状况不同的原因，除油层本身性质差异外，还有在笼统注水条件下层间干扰的影响。在多层合注的情况下，注水层段越多，层间差异越大。在油层性质不同和层间干扰的双重影响下，注水井中层间吸水差异悬殊，甚至有相当数量的油层不吸水。层间渗透率差异越大，层间干扰越严重。一般在开发层系的划分过程中，同一层系内的压力系统应基本保持一致。在同一口井中，合采时各层的流压不能相差太大。因为只有各层有大致相同的生产压差，才可以减缓层间干扰和防止流体倒灌现象。 ②注水井单层突进。在多层合采合注的油藏，较高渗透层水驱启动压力低，容易水驱，而低渗透层不容易水驱，注入水沿某一单层迅速突进至油井，使该层先见水。注水井水驱往往沿着高渗透层形成单层突进，其他低渗透层位流动阻力大，生产能力往往受到限制，水洗效果差。单层突进的根本原因是层间渗透率的差异过大引起的，其次油层层间原油性质的差别、连通情况的变化等也会加剧注入水单层突进现象的发生。单层突进的结果将导致层间水淹不均匀。这种单层突进现象随着开发的不断进行，会变得越来越严重。因为随着不断的开发，高吸水层因吸水量多，受到的冲刷作用也越强，导致物性不断变好，更加剧了层间的非均质程度，所以越到开发后期注水井单层突进的现象越严重。 平面油水运动规律注水开发过程中，平面上油水运动也是不均匀的，这主要受储层性质的平面非均质性和注采井距合理性、井网控制程度的影响。 沉积微相是控制平面油水运动规律的根本地质因素。一般在主力相带中，沿高渗透带的方向（一般是砂体的长轴方向）注水容易出现注入水的平面舌进现象。由于沉积时的水动力不同，导致在不同微相里具有不同的孔渗特征。所以平面上油水的运动总体上受沉积相带的严格控制：同一相带内，油水运动较为流畅，并存在优势渗流方向（优势渗流方向一般与古水流的方向相同）；不同相带之间，由于物性上存在差异而使油水运动受阻。一般在发育砂岩的主要微相中，由于其平面稳定性好，物性条件好，成为原始储集油气和后期油气运动的主要场所。在后期注水开发中，注入水易沿着这一微相的优势渗流方向向前突进，从而造成平面上的注入水舌进。如在河流相中，顺着河道方向注水时，平面上主河道易被水淹，而天然堤和决口扇等孔渗性较差的微相中往往不易被水驱。所以导致平面上不同部位的砂体往往生产效果差别很大。处于主河道上的油井产能较高，生产效果较好；相反，处于边缘相如天然堤、决口扇上的生产井生产效果很差。 断层和裂缝对平面油水运动的影响很大。裂缝的存在使储层具有双重介质的特点，裂缝中的渗透率明显要高于孔隙中的渗透率。在开发过程中，裂缝中的流体首先通过生产井排出，而孔隙中的流体首先进入到裂缝中，再从裂缝进入生产井。裂缝的发育可以引起渗透率的方向性。油藏开发时，裂缝的存在使注入水沿着裂缝的走向快速推进，而垂直于裂缝方向的油则受效很差，动用程度低或无动用，所以在开发具有裂缝的油藏时，注水方向垂直于裂缝的走向时开发效果较好。 ①注入水平面舌进。注入水平面舌进在油藏注水开发过程中是较为常见的，它反映的是储层平面非均质性和注采系统之间的不匹配。注入水平面舌进受砂体几何形态，以及平面高渗透带等平面非均质性的严格控制。 ②优势渗透率方向。优势渗透率方向是指油气藏注水开发过程中由于平面上渗透率的方向性导致注入水在井间不均匀运动，在相对高渗透率的方向水运动快而多。渗透率的方向性是指同一岩样不同方向所测得的渗透率不同，最突出的是平行于层理面方向渗透率高于垂直于层理面方向的渗透率；同是水平渗透率，不同的方向，渗透率也不同，如顺古水流方向、层理倾向和颗粒排列等组构引起的渗透率各向异性，这些就是平面油水运动的优势方向，若沿着优势渗透率方向（如古流线的方向）注水，注入水沿着该方向舌进，而侧缘的储层水驱程度较低，使平面差异和矛盾更加突出。这是由于储集岩石都是在不同水流的条件下沉积的，再加上成岩作用和后生作用的影响，就造成了储层的各向异性。这种现象在河道砂体中相当普遍。 ③井间干扰。同一注采井组内一口油井或者注水井改变工作制度，对相邻的油井或者注水井的产量、压力、注水量等都会产生影响，这种现象即井间干扰。井距越小，井间干扰越严重。一般在新井投产或者投注时，由于对油水运动的方向起到了调整作用，导致老井产量或者注水量下降明显。所以在油田注水开发过程中，必须选择合理的井距和工作制度，才能使井间干扰的程度降到最低。 微观油水运动规律在微观孔隙规模中，油气运动的阻力有毛细管力、黏滞力和自身重力（油水密度差引起的），因此，微观规模油水运动规律主要与微观孔隙结构、润湿性和流体性质有关，其中孔隙结构是影响微观油水运动（驱替效率）的最重要的因素。一般地，孔隙非均质性越强，驱油效率越低。孔喉越小，毛细管阻力越大，油水运动越困难。毛细管力在亲油（油湿）储层中作为水驱的阻力，而在亲水（水湿）储层中，毛细管力则作为驱动力。 扩展阅读
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