油气田地下地质学读书报告.docx
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油气田地下地质学读书报告
第七章注水开发油田动态监测
第一节压力监测
一、压力监测的意义和监测系统
目前油层压力是油藏某时期开发动态最敏感的参数之一，它是注水保持能量状况和注采平衡关系的直接反映，也是我们选用合理的开采方式和进行配产配注的主要依据。
按一定的要求被选定为定期观测其井底压力的一批井（观测井、油井、注水井）及其监测制度，就构成了一个压力动态监测系统。
有的油田规定，要选三分之一的采油井每半年测一次压力，选二分之一的注水井每三个月测一次夺力，且保持其连续性。
二、测压方法
1、直接测量法选用合适的压力计下入井底，直接测取关井后的恢复压力值。
这种方法较为准确。
但需关井，影响产量。
现场常常将所测取的未达稳定状态的恢复压力数据再经过处理后求取地层压力。
直接测量地层压力的仪器包括地面直读式电子压力计测试系统、环空测压法、重复式地层测试器。
2、间接测量法利用压力恢复数据求油井平均地层压力用井筒液面计算地层压力。
3、油井生产资料计算法利用油层油井生产数据，如两种工作制度下油井的稳定产量和流压或油井生产指示曲线等在适当的条件下也可计算油层压力。
三、压力监测结果分析
1.油层压力的保持水平油田投产后，油层能量消耗，产生压力降。
注水补充能量，可使油层压力回升。
所以，目前油层压力的保持水平直接反映了注采两方面的平衡状态和目前油层水驱油的能量状态。
一般要求油层压力高于饱和压力，即尽量避免原油中溶解气在油层中脱出，由于气体的流动而抑制油的流动。
但也并不是油层压力保持的越高越好。
如果注水使油层压力高于岩石破裂压力，则会产生新的裂缝或使原微裂缝进一步开启，也可能使油水过渡带附近原油外流损失，也会产生油套管损坏变形等问题。
实际上，油层压力的保持水平。
应考虑多种因素，根据本油田的实际情况来决定。
一般认为，为使油层保持较高的能量状态，应使油层压力保持在原始压力附近。
2.单井及井组剖面压力监测结果分析单井压力分析是分析油井生产动态的主要内容之一，同时它也是区块乃至全油田动态分析的基础。
在多层合才有井中，还必须及时掌握个分层的压力状况，即掌握单井压力剖面特征，帮助我们认识和分析各层的能量状况、储层动用情况。
对已注水开发的油藏，还可以分析注采层位对应关系，注采平衡关系，并指导油田开发调整。
3.区块油层压力监测结果分析
（1）分析油层地质特征
各区块的油层地质特征不同，反映在等压图上的特征也不同。
（2）求区块平均地层压力
在有各单井压力数据所作的油层等压图上，各局部区域压力分布是有差别的，为了了解某区块油层的总体压力水平，需要求出平均地层压力。
（3）分析地下流体动态
油层的压力分布特征直接控制着其中流体的运动状况。
一般的规律是：
采油多得区域压力低，注水多得区域压力高；沿压力梯度大的方向，是流体的主流动方向；等压图上形成的以注水井为起点的高压舌，也指示了有水舌突进的方向和区域；等压线均匀并大体与等高线平行的区域，注入水一般均匀推进等。
在分析地下流体运动状况的基础上，就可指导我们进行合理的注采方案调整。
第二节吸水与产出剖面监测
一、吸水剖面的测量与分析
1、吸水剖面的测量方法
对注水开发的非均质多油层油田，为了了解注水井每个层段或小层吸水状况，需要用生产测井方法测注水井的吸水剖面。
吸水剖面反映油层在注水时的吸水量。
常用放射性同位素载体法进行测量。
2、吸水剖面分析
（1）了解油层吸水状况，分析层间差异，提出改善措施。
吸水剖面资料明确指出了注水井中的吸水层位、各层的吸水能力以及油层的吸水程度。
（2）利用吸水剖面推测产出剖面注水效果反映在油井上，当油层连通性好，注采井间油层对比关系清楚，注采层位对应明确时，一般表现为主吸水层也为主产液层，不吸水层厚度对应不出油层厚度，即吸水与产出剖面有大体一致的对应关系。
所以，改善注水井吸水剖面可以达到改善油井产出剖面的目的。
3、影响油层吸水能力的因素
（1）油层渗透率：
油层渗透率是影响油层吸水能力的基本因素。
油层吸水时存在一个最低渗透率限值，超过这个下限值油层才能吸水。
（2）注水压力和注采井距：
生产井出油靠生产压差，注水井吸水靠注水压差。
提高注水压力，增大注水压差，可以有效地增加吸水层数和吸水量，提高水驱储量动用程度。
注水压力也应有上限值，不能高于油层破裂压力太多。
否则会引起注入水层间、井间窜流，单层注入水突进，油井过早暴性水淹，套管损坏等一系列问题。
注采井距越小，油水井之间连通程度越高，油层吸水程度越高。
（3）注水时间和油层含水饱和度对吸水的影响：
由多个吸水层组成的注水层段内，随着注水时间的增长，主要吸水层的吸水能力越来越高，而吸水差的层吸水性能越来越差，造成吸水剖面愈来愈不均匀。
原因：
1.高吸水层随着注水时间的增长，含水饱和度越来越大，水相渗透率也愈来愈大，吸水能力不断增强；
2.低吸水层，多为低渗层，孔道半径小，易造成注入水固相颗粒的堵塞和高含量粘土矿物遇水膨胀的堵塞，吸水能力就会越来越小了。
（4）水质对吸水程度的影响：
注入水的水质对油层吸水能力也有很大影响，必要时应进行注入水预处理，以防注入水中的杂质、微生物细菌类化学物质污染油层，造成油层吸水能力下降，甚至损害油层产能。
二、产出剖面的测量与分析
1、产出剖面的测量方法
产出剖面监测：
是指在生产井正常生产条件下，测量各生产层或层段的产出情况，其结果一般用各层或层段的相对产液量或绝对产液量来表示。
（1）找水流量计法
各小层产油量=产液量-水量
（2）分采井管柱测试法
（3）环空测试法
（4）气举测试法
这种方法是将抽油泵起出，下入气举管柱，气举降低流压，然后用自喷测试仪器进行测试。
存在的主要问题是工艺较复杂，从抽油变为气举后，使测试结果不能代表油井正常抽油生产时的分层出油见水情况。
2、产出剖面测试结果分析
（1）分析各层产液、产油、含水状况，了解油层动用差别，提出调整挖潜的对象和措施。
（2）同井分期多次测试产出剖面，了解产出状况的动态变化，检验和评价措施效果。
第三节油水运动状况监测
一、监测的内容和方法
1．检查井取心（密闭取心）分析研究油层水淹状况
（1）岩心的油水相对渗透性
（2）岩心含油状况
（3）油层水的含盐量
（4）含油饱和度的变化
2．示踪剂测试与水淹层测井法研究油水运动规律
用示踪剂监测注入水的水流方向和流动运动速度，是一种较为简便、实用而有效的方法。
在某注水井的注入水中加入某种指示剂，在见水油井中检测这种指示剂，就可根据油井与水井的方位关系，确定注入水的水流方向；根据油、水井之间的距离和从投入指示剂到检测到指示剂的时间，可推算注入水的推进速度，并以此检测结果可以绘制出研究目的层的水流方向图，直观反映地下注入水的运动规律。
3．油水井动态监测法分析油水运动与分布
这种方法是油田开发工作者通过实际观测诸如因水井的投注、增注、停注、注入强度的改变，油井的见效、见水、含水变化，产出水的矿化度变化等特征，来分析判断地下油气运动和分布特征的常用方法。
如果油井产水的矿化度随含水而降低的话，说明油井产水为注入水。
含水率越高，则水淹程度越大。
4、油藏数值模拟研究目前和预测未来某时刻的油水层水淹状况
根据目前的井网条件和油水井动态资料，用数值模拟法不仅可得出油层目前的水淹状况，也可模拟出未来不同开发时间某油层的水淹变化特征，对油水运动与分布动态做出预测。
5．开发地震监测注水前缘检查
二、监测结果分析与应用
1、油层水淹的一般规律
（1）井网控制不住的地区，水驱控制程度差，油层动用不好，多形成剩余油富集区。
（2）条带状砂体的主体带部位层厚，渗透率也大，往往是注入水优先推进和强水淹区；而砂体的边缘、边角、尖灭线附近往往是水淹不到的剩余油富集区。
（3）断层附近油层动用不好，存在“滞留区”；裂缝存在时，注入水沿裂缝水窜，使大量的原油仍饱含在孔隙或微裂缝中采不出来而形成“滞留区”。
（4）油层大面积连片分布地区，注入水控制强，剩余油低；油层零星分散分布地区剩余油含量高。
（5）油层微型构造中的正向构造，如小高点、小鼻状凸起、小构造阶地等多为水淹程度低的剩余油分布区；而负向构造，如小沟槽、小凹地等多为水淹程度较高的地区。
2、运用监测结果指导油田调整挖潜
对油水运动状况进行监测的结果，一般反映在单层平面水淹图、剩余油分布图上。
这类图件是油层进行调整挖潜的主要依据。
其调整的目的是：
增大注水波及体积，提高水驱动用程度，从注与采两方面入手，提高注水开发效率和水驱采收率。
第八章油田开发中的地质研究
第一节油田开发阶段的划分和录取资料的任务
一、油田开发阶段划分
1、按过程
（1）油藏评价阶段
获得工业性油气流到提交探明储量过程。
（2）开发方案设计阶段
开发可行性研究，具开采价值后，进入开发设计，至钻完第一批井网。
（3）开发方案实施阶段
油田钻成第一期开发井网（或基础井网）后至射孔完成。
（4）开发管理调整阶段
油田正式投入开发以后，即进入管理调整阶段。
2、按产量变化
（1）投产阶段
油井逐渐投产、产量急剧增加。
（2）高产稳产阶段
生产井数变化不大、油井与油田产能旺盛、产量变化较小。
（3）产量递减阶段
产量持续下降、产量递减长时期居高不下。
（4）低产阶段
生产井数因水淹或枯竭不断减少、产量递减。
3、按含水
（1）无水开发阶段
不含水
（2）低含水开发阶段
综合含水25%
（3）中含水开发阶段
综合含水25%～75%
（4）高含水开发阶段
综合含水75%～90%
（5）特高含水开发阶段
综合含水90%以上
二、资料录取任务
1、地质资料
（1）岩心观测沉积韵律、沉积构造、夹层分布、裂缝特征等。
（2）岩石物理分析孔隙度、渗透率、含油（气）饱和度、相对渗透率、界面张力、润湿性、毛管压力及孔隙结构等。
（3）岩石学分析岩石薄片分析（碎屑成分、填隙物成分和含量等）、铸体薄片分析（孔隙类型及大小分布、喉道类型、裂缝特征等）、粒度分析、扫描电镜分析（矿物类型、喉道特征等）、X衍射分析（粘土矿物类型及含量）等。
（4）地球化学分析镜质组反射率（Ro）、最大热解峰温度（Tmax）、孢粉颜色、稳定同位素、微量元素分析。
（5）岩心流动试验储层敏感性试验（速敏、水敏、盐敏、酸敏等）、水驱油试验（驱油效率、剩余油形成机理）、岩心长期水驱实验（水驱过程中孔隙结构和岩石物性的动态变化）。
2、地震资料
地震资料包括三维地震、井间地震、时移地震等资料
三维地震在油田开发中的应用，主要是通过提高分辨率以达到小层级别的油层研究目的。
井间地震方法可望在很大程度上提高储集层井间预测的精度，但目前由于技术问题进行广泛的商业性使用。
时移地震，期望监测油田开发过程中流体运动的变化。
3、测井资料
一般包括自然伽马测井、自然电位测井、声波时差测井、中子测井、密度测井、电阻率测井或感应测井、地层倾角测井等。
对于裂缝性地层，尚有微电阻率扫描测井、成像系列测井、全波列测井等。
水驱开发过程中水淹层测井，即生产测井，包括C／O测井、中子寿命测井、电磁传播测井、介电常数测井、核磁测井、重力测井等。
4、生产动态资料
压力、产量、含水、注水、流体监测（注入水、水淹层评价）
第二节注水过程地质分析
一、国内油藏的基本特点
二、注水应考虑的地质因素
1）油层埋藏深度和构造形态
油层太浅，难以承受很高的注水压力，注水压力可能压破地层或压开延伸到地面的裂缝面；油层太深，注水压力太大，注水成本太高。
构造闭合高度小，油层下部有底水，原生水饱和度较高，使整个或大部分油层变为“油水过渡带”。
2）断层和裂缝
若断层是封闭的或放射状的，则适合注水和控制，可按断块进行注采设计。
若断层是敞开的，这种断层会破坏注水效果，特别是出现连续敞开雁列式断层对注水效果的影响更为严重，甚至会完全破坏注水效果。
3）岩性和物性
砂岩油层：
主要考虑孔隙度、渗透率、连续性和矿物成分。
石灰岩：
主要因素是裂缝（包括溶洞）。
在研究注水时，渗透率是重要因素，也是基本因素之一。
油田埋藏深：
渗透率高，可采用大井距注水，如果注入压力较低，可用少数注水井，维持油田高产稳产，避免采油成本太高。
油田埋藏浅：
注入成本低，可采用小井距注水，注入大量水采油。
渗透率变化的范围小，则注水效果好。
渗透率的非均质性：
在不均匀的砂岩中，渗透率变化大。
注入水容易通过高渗透带从注水井向生产井突进，使得低渗透率的油层中的油不能采出。
渗透率变化小，则水线在油层内可均匀推进。
一般在低渗透砂岩中注水需要较高的注水压力或较小的井距。
渗透率的方向性：
渗透率变化是有方向性的，弄清这个情况，在布置生产井和注水井时会有所帮助。
如果水平方向的渗透率比垂直方向高，则对注水有利。
因为水能沿水平方向向生产井移动，而不会沿高渗透带乱窜。
4）储层分布
5）孔隙结构和沉积韵律
磨圆比较好的砂岩，水驱油效果好。
正韵律沉积的油层下部砂岩颗粒较粗，渗透率较好，注水见效快，水淹早；上部砂岩颗粒较细，渗透率较差，注水见效慢，采油后含油饱和度较高。
6）矿物成分的敏感性
粘土遇到淡水通常会膨胀。
蒙脱石矿物中，又以钠蒙脱石的膨胀性最大，遇水膨胀后的体积可为原体积的8～10倍。
一般用膨润度（膨润度是指粘土膨胀后增加的体积占原始体积的百分数）来衡量粘土膨胀大小的指标。
粘土膨胀的大小与水的性质有关，通常淡水使粘土膨胀远比咸水大得多。
黄铁矿与先前进入油藏或注入水中所含的空气或氧气会形成腐
蚀性硫酸，使得日后会出现设备腐蚀的问题。
钡与硫化物混合，则产生不溶性硫酸钡，对油层有严重的堵塞
作用并可能大大降低产量。
7）原油的粘度
当油水粘度比太大时，开发效果不好。
一般来说，当地下原油粘度大于l00mPa·s时，该油藏已不适宜注水，最好采用热力采油。
三、水驱油的基本原理与地质布井方法
1、水驱油的基本原理
从油层中采出原油体积，必须被某种流体取代或置换。
置换原油的流体，或者来自油层本身（如含气原油的膨胀、释放气体的膨胀和油层岩石孔隙空间收缩等）；或者来自油层外部的边水、底水和注入水。
这里所谓的水驱油，是指注入水的驱替过程。
水驱油的原理，是油层中的油被水驱替，类似于活塞压入液体通过含原油的管子一样。
但应特别指出，水驱油过程是一个非活塞式驱油的过程。
受润湿性、毛细管作用等多种因素影响，由于几何和物理的原因，注水前缘经过孔隙后，仍然留下很多原油，这些油逐渐被以后的注入水驱替（或带走），经过一段时间驱替以后，驱替介质的体积逐渐增加，含油的比例相对减少，最后降到经济极限。
2、注水开发的地质布井方法
（1）对于大的油砂体是否需要切割注水。
（2）注水井应尽量布在油层多而又连通性好的地方，同时要尽量使注水井影响的生产井数最多。
当油田的中、高渗透率层吸水量较高时，将注水井选在层间渗透率比较均匀和中、低渗透油层上，有利于水线均匀推进。
（3）相带分布：
因河流相沉积的油层总是首先沿河道中心推进。
具体布井步骤：
第一步，把油砂体作为布井的独立单位，分别进行布井；
第二步，把单油层的布井图叠合起来，得出最大限度的理想布井图；
第三步，进行综合调整，找出适合于大多数油砂体的一个或几个井网方案图；
第四步，比较可能的见效井层和开发效果。
四、注水开采过程中的油层性质变化
1．水洗岩芯的特征
水洗岩心的观察，重点是研究岩心的水洗特征。
一般来说，岩心水洗后含油程度降低，颜色明显变浅，含油不饱和，具水湿感。
镜下观察岩石颗粒表面干净，呈玻璃光泽，滴水试验水珠很快渗入岩心，沉降试验颗粒呈团块状下沉等。
2．岩石润湿性的变化
由于粘土矿物的运动、水化及优先吸附液体的变化，使油层润湿性在注水开发过程中会发生变化。
室内水洗实验结果也表明，冲刷时间增加，亲水表面逐渐增加，亲油表面逐渐减小，岩石润湿性逐渐由亲油向亲水方向转化。
主要的亲水矿物有：
石英、云母、长石、石灰石、白云石等。
主要的亲油矿物有：
硫黄、石墨、滑石及硫化物类矿物、含铁（从原油中吸附表面活性物质）的矿物。
大部份粘土矿物新水，以水云母为最。
3．油层孔隙结构的变化
在注水过程中，受到注水长期洗刷后的强水淹油层，氯化盐含量一般要比水淹前降低50％～80％。
油层经注入水长期冲刷后，岩石孔隙半径（主要是沟通孔隙的喉道半径）明显增大，渗透率相应增高。
注入对粘土矿物一是水化，二是机械搬移。
水敏矿物（蒙脱石、伊/蒙混层）遇水膨胀，结构破坏，注入水可以将其移动至细小的孔喉中或排到油井中采出。
因此总的来说，注水开发使原来粘土矿物少的地方更少，多的地方更多。
大孔道更畅通，小孔道被堵塞。
4．采油过程中裂缝和断层的变化
在油田开发中，如遇暴性水淹和水窜漏失时，用吸水指示曲线、压力恢复曲线、示踪剂等方法都是研究断层和裂缝存在的有效方法。
断层在稳定期是封闭的，但注水可以使期复活，沿断层发生水窜、水淹，并使断层处出现井下套管错断，变形等问题。
断层的活动对油田开发不利，需要加以控制。
裂缝发育的油田，在高压期是开启的。
油田开采一须时间后压力下降，裂缝闭合，渗透率下降，注水开发，裂缝可能再开启，油层物性变好。
第三节油水井流动条件分析
一、单井模型的建立
二、限制流体向井流动的因素
三、油水井分析
1、保持油层能量开采的油井生产特征
1）注采层位对应性分析
如果油水井之间，油层有对应关系，则油井中的对应油层迟早会见到注水效果，油井产量、压力必然上升。
如果油水井之间的油层没有对应关系，则油井产量、压力必然下降。
2）受效井的特征
（1）油井压力、产量上升
注水开发的油田，注水见效后，地层压力恢复，在油井工作制度不变的情况下，产量也随之上升。
油井见效后，要及时放大井底生产压差达到高产，但这种高产也要适当，防止油井过早见水，二是油井见水后，含水率和流动压力上升，要求加大生产压差，保持稳产。
（2）油井见水
判断见水层位和水流方向一般考虑以下几点：
①渗透率高的层先见水；②油砂体主体带部位的油层先见水；③注入水容易沿古河道方向和构造低部位流动；④注人水沿层厚较大的注水井，向厚度变薄的生产井推进；⑤吸水量高的层易见水；⑥注入水易沿裂缝和断层方向突进。
3）确定合理油井工作制度
第四节油层地下动态和地质因素的关系
一、油层动态规律
1.产量变化
开采速度越高，稳产期（开发分四个阶段）采出程度越低，递减阶段的递减幅度越大。
2、含水上升规律
中含水期含水上升速度快，含水变化很快。
低含水期和高含水期的含水上升速度慢，含水相对比较稳定。
含水上升与注入水占孔隙体积的关系：
随着注水时间的增加，注入水占油层孔隙体积的百分数也不断增加，油井开始含水。
无水期采油的时间不长，采油量仅占采出程度的百分之几，而含水期开采时间很长，产油量多。
另外有研究表明，河流沉积低弯度砂体，单位采油量耗水量最大，注水有效利用率最低；而高弯度砂体注水利用率最高。
3、油层压力变化
在同一油田的不同开发区块压力变化不同，甚至同一区块内不同油层的压力保持水平和变化规律也可能不相同。
二、影响油田开发效果的地质因素
1、非均质性
层间注采差异多层合注时渗透率高的层吸水能力强，启动压力低。
平面上的注采差异井间干扰—压力干扰、油井产量呈带状分布、注入水的突进方向不同，水淹程度不同。
同一相带中沉积的油层，一般油层厚度和渗透率比较接近，在相同的压差下，各井的产量大致相近。
特别在投产初期，往往油井产量呈带状分而，显示出油层平面上的差异。
2、油层渗透率和产能系数
渗透率的平面变化影响注水的平面波及系数，渗透率高的区域，首先见到注水效果；渗透率低的区域，注水根本波及不到。
渗透率的纵向变化影响到层间矛盾和各小层的产量或注水量。
3、储层裂缝
储集层裂缝是影响油田开发效果的重要地质因素，因为裂缝型储层的驱油机理、布井方法、注采系统、油水运动规律和油层动态特征与单孔隙型储层完全不同；开发指标也有明显差异，如有的注水开发的裂缝型储集层（或油藏），其无水期采收率可能为零。
4、油层矿物成分和岩石表面润湿性
矿物成分包括碎屑和胶结物成分，但影响开发效果最重要的因素是胶结物含量和成分。
胶结物含量多少，直接影响到油层渗透率的高低和油砂体尖灭的位置。
油层表面润湿性在很大程度上控制了油水微观分布，根据实验室分析，油层岩石表面润湿性是非均匀的。
5、地下原油粘度和油水比
油水粘度比越大，水驱厚度系数越小，无水采收率越低。
原油粘度越大，含水上升越快。
第五节砂岩油层水驱油运动规律和剩余油分布
一、纵向油水运动规律
1、油层水淹受沉积韵律控制
（1）正韵律层水淹特点
正韵律油层水驱油开采过程中，注入水首先沿底部高渗透段向前突进，重力作用使这一突进过程得到加剧，以致底部水淹严重，注入水波及体积小，层内储量动用状况很不均匀。
（2）反韵律油层水淹特点
反韵律油层，注水首先沿上部高渗透率段向前推进。
同时在重力作用下，注入水进入下部低渗透层段，使油层纵向水淹较均匀，水淹厚度和强水淹厚度较大。
（3）多段多韵律油层水淹特点
多段多韵律油层水淹特点是：
多段水淹，水淹厚度比较大。
每个韵律段内部水淹特点与正韵律油层类似，一般具有不均匀的底部水淹特征。
（4）薄油层水淹特点
薄油层水淹的主要特点一是厚度小，渗透率比较低，由于水驱过程中的重力作用，驱油均匀，效果好；二是岩石润湿性一般为中性或偏亲水，毛细管压力作用对水驱油有利。
2、分层开采不平衡
在合注合采时，单井控制油层层数多，储量大，各层渗透率差别明显，油层压力也不一致，因而造成各层开采不平衡。
高渗透层开采过快，采油强度大，见水和含水上升速度快；低渗透层开采慢，采油强度低，很难见到注水效果，剩余油饱和度高。
3、储量动用不均衡
开发初期，主要是开采高渗透主力油层。
许多低渗透薄油层的储量动用状况很差。
随着油田进入高含水后期的开采，还需补打加密井，动用低渗油层。
据大庆油田的统计，第一次加密井，平均每井能增加可采储量4.4×104t；二次加密井，平均每井增加可采储量1.9×104t，这时稳产的主要措施是补打加密井。
开发地质研究的重点，是剩余油饱和度高的油层和表外储油层，不断增加可采储量，为油田稳产提供物质基础。
4、油层润湿性不同水淹特征也不同
在油层条件相近的情况下，亲水油层的采收率比亲油的高。
含油的小孔隙，若为亲油地层，由于毛细管压力的干扰或被堵塞，注入水不可能驱替这些原油，所以这些油形成孔隙中的剩余油。
若这些孔隙为亲水孔隙，孔隙中的油就有可能被驱替出来。
二、平面油水运动规律
1、注入水推进方向与沉积相的关系
注入水水线推进方向几乎全都指向河道方向。
河道中心渗透率最大，注入水总是最先和分布于河道中以河道为中心向两边推进。
处于边滩、漫滩上的注水井，注入水也力图就近进入河道而沿河道推进。
处于河道中的注水井，注人水向河道下游方向运动速度最快。
2、注入水沿砂体延伸方向推进
轴向井（采油井与注水井连线与油砂体延伸方向平行）见效快，见水早，含水上升快，高产时间短；侧向井（采油井与注水井连线与油砂体延伸方向斜交）见效慢，见水迟，含水上升慢，稳产高产时间长。
3、裂缝和断层影响注入水推进的方向
裂缝和断层中的水推进速度最快，流量最大。
三、剩余油分布及研究方法
1、剩余油的研究方法
（1）室内研究
（2）矿场剩余油分布规律研究
2、剩余油的分布
（1）微观分布形式
1）滞流带中的剩余油（压力梯度小，油不流动）；
2）毛细管压力束缚的剩余油；
3）以薄膜状存在于岩石表面上的剩余油（薄膜油）。
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