油藏非均质性对油田开发的影响
储层非均质性的研究
摘要人们讲储层的基本性质在三维空间分布的不均一性或各项异性称为储层的非均质性。
储层非均质性无论是岩性或物性变化，通常都是极其复杂的，并且直接影响开采效果。
本文主要针对油气储层的非均质性研究内容与发展进行讨论。
本文所运用的储层非均质综合指数对储层的非均质性进行研究，除了从地质角度去考虑控制储层非均质性形成的因素外，还把储层所处的沉积微相、油层的顶底面构造以及流体在其中流动能力等因素纳入了研究中。
研究储层的非均质性，不仅可以升华对储层非均质性的认识，而且在确定开发方案、进一步部署井网和提高采收率等方面具有重要意义。
关键词：表征参数、分层系数、砂岩密度、有效厚度系数目录第1章前言 (1)第2章储层非均质性概念 (1)2.1 储层概念 (2)2.2 石油天然气储层地质学概念 (2)2.3 储层非均质性概念 (3)第3章储层非均质性的分类 (4)3.1 Pettijion(1973)的分类 (4)3.2 Weber(1986)的分类 (5)3.3 Haldorson(1983)的分类 (5)3.4 裘亦楠（1989）的分类 (6)第4章层间非均质性 (7)4.1层间非均质性研究 (7)4.2层间非均质性的成因 (7)4.3层间非均质表征参数 (8)4.3.1分层系数、砂岩密度、有效厚度系数 (8)4.3.2砂层间渗透率非均质程度 (8)4.3.3统计表征参数方法 (9)4.3.4 油田开发应用 (10)第5章层内非均质性 (10)5.1 垂向粒度分布的韵律性 (10)5.2 层理构造……………………………………………………………………. .115.3层内夹层 (11)5.4层内渗透率非均质性 (11)5.5引起层内非均质性的根本原因 (12)第6章结论……………………………………………………………………………. .13参考文献…………………………………………………………………………………. .14致谢……………………………………………………………………………………… .15第1章前言我国地大物博，石油天然气资源丰富。
调剖剂的分类
当油田开发进入中晚期后，由于油层的非均质性或因为开采方式不当，使注入水及边水沿高渗透层及高渗透区不均匀地推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成舌进，造成注入水提前突破，致使油井过早出水，直至水淹，而低渗透层尚未发生作用，降低了原油的采收率。
因此，必须采用油井堵水或注水井调剖的方法来治理水害。
对于多数注水开发的油田，由于油层的非均质性，使注入水沿高渗透层条带突进是油井水淹的主要原因。
对出水油井采取措施后，虽然可以降低含水量，但有效期短，仅单井受益，势必增加施工成本，且成功率不高，特别是非均质性严重的地层。
为此，解决油井过早水淹的问题，还必须从注水井着手。
在注水井上，采用分层注水及分层改造低渗透层是使水线能比较均匀推进的重要措施，但并不是在所有情况下都能比较好地解决问题。
因此，对注水井进行选择性封堵高渗透层大孔道的方法来调整和改善吸水剖面，即注水井调剖，是使水线较均匀地推进，防止油井过早水淹，降低原油含水，增加水驱油的面积，减少死油区，提高油层采收率较好方法。
目前行之有效的方法都是使用化学剂调剖，即通过化学手段调整吸水剖面，这类化学剂品种多，发展快，效果显著。
国外调剖技术发展现状国外调剖技术的研究和应用己有近六十年的历史，注水井调剖技术是在油井封堵水层技术的基础上发展起来的。
早期利用水基水泥和封隔器进行分层卡堵水。
20世纪50年代在油田应用原油、粘性油、憎水的油水乳化液，固态烃溶液和油基水泥等作堵水剂。
前苏联试验了叔丁基酚和甲醛合成树脂，环烷酸皂尿素甲醛树脂等化学剂。
20世纪60年代开始使用聚丙烯酰胺类高分子聚合物凝胶技术，这为化学调剖堵水技术打开了新局面。
20世纪70年代以来，Needham等人指出利用聚丙烯酰胺在多孔介质中的吸附和机械捕集效应可有效地封堵高含水层，从而使化学堵水调剖技术的发展上了一个台阶。
20世纪80年代末，美国和前苏联都推出一批新型化学剂，归纳起来，大致可分为水溶性聚合物凝胶类调剖技术，水玻璃类调剖技术和颗粒调剖技术等。
浅谈油气田地质特征对油田开发的影响
浅谈油气田地质特征对油田开发的影响作者：张虎来源：《地球》2013年第07期[摘要]油藏开发是一个漫长的过程，在这个漫长的过程中，随着油气的不断采出和注入剂的不断注入，油藏将逐步显示出比较特殊的开发地质特征。
研究油藏开发过程中的地质特征及其变化，对于加深油藏认识、解决开发中一系列矛盾、科学开发油田、提高最终采收率有重要意义。
本文将主要探讨油气田地质特征对油田开发的影响。
[关键词]油气田地质特征开发[中图分类号] TE3 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2013）-7-36-1开发中后期的老油田，一般来讲，开发几十年，多数层系经过了细分；井网经过了加密；开发方式经过了转换。
因此，对构造比较整装的构造块状油气藏和多层状构造油藏、油田的构造特征、储层分布、油气地质储量等认识比较清楚。
对于储层物性及非均质状况、流体性质和渗流物理特性、油气井产能及产能变化规律的认识也是比较清楚的。
1油气田的地质特征开发中后期油田技术评价中油田地质特征再认识的重点应该是：（1）对一些构造、储层比较复杂的油田。
例如：复杂断块油气田、透镜状岩性油田和裂缝性油田，尽管油田的主力区已经开发若干年，实践证明，在油田主体的周围和主力开发层系的上下部会随着滚动勘探开发工作地不断深入，陆续会发现一些新层新块，增加新储量，形成新产能。
评价工程师应瞄准这个重点，过细地收集和研究有关地震、钻井、测井、测试资料，努力发现新层块和新的含油砂体。
（2）在老油田内部，经过几十年的开发生产，重新对比油层，重新组合断层，对油藏进行精细描述，重新编绘含油砂体分布图。
尤其要研究油田周边的构造倾角变化和储层展布情况，有无含油边界外扩，增加储量的可能；对于一些低电阻油层段，通过多年油水井射孔投产资料，重新研究油层有效厚度下限标准，有无漏划油层；对于原开发方案中为防止气窜、水窜而避射的油层有无补开单采或合采的可能等。
（3）对于大段合采、非均质比较严重的油田要用油藏数模的办法，模拟预测地下剩余油分布，结合油水井分层测试资料在纵向和横向上寻找剩余油相对富集的层段或井区，以布置调整井。
低渗油藏的生产特征与开发开采技术
低渗油藏的生产特征与开发开采技术摘要：低渗透油藏在新发现的石油储量中占有很大的比例。
低渗透油藏在增产增储方面时比较重要的能源。
本文主要讲述了低渗透油藏的生产特征，在对低渗油藏进行开发的过程中，采用注水，压裂以及油层解堵等关键技术，并对效果进行综合评价。
关键词：低渗透油藏开发开采技术研究压裂技术中图分类号：TE951 低渗透油藏的生产特征对于低渗透油藏来说，第一，边底水并不是很活跃，自然的产能也不是很大，产量的递减的速度也比较快。
在开采作业的初始的时候，由于一部分的构造比较低，油水的边界周围的井含水量也比较大，其他的油井含水量非常低。
第二，低渗透油藏的储层的物理性质比较差，吸水的能力也比较差。
由于其储层的物性较差，因此大部分的水晶需要进行压裂作业，在压裂的初期会具有较高的吸水能力，随着注水时间的增长，不仅洗井作业中会对油藏造成一定程度的伤害，同时孔隙度和渗透率也下降，最终吸水的能力也随着减弱。
而且注水的水质不符合对低渗透油藏进行注水作业中的水质质量，使得地层间产生污染以及堵塞的状况，最终导致吸水的能力降低。
最后，低渗透油藏容易受层间的非均质性的影响，导致储层的吸水能力造成很大的差异。
2 低渗油藏的开发开采技术在对低渗油藏进行开发的过程中，会运用到很多关键的技术。
（1）确定合理的注采井网。
首先要确立好注水的时机。
低渗透油田所具有的天然的能量比较小，其弹性和溶解气驱的采收率比较低。
所以，就需要在开采的初期进行注水作业。
同时要保持一定的地层压力，这样才能够提高开采速率和采收率。
对于弹性能大且异常高压的油田，应推迟一下注水的时间，可增加污水采油的产量。
经过大量的开采时间表面，当上覆的压力变大的时候，渗透率和孔隙度就会变小，而且这种变化是不可逆的。
因此，应该在低渗透油田进行开采的初期，进行注水作业，使得地层的压力一直在最高的状态，孔隙度和渗透率变小，进而对渗流条件进行改善。
然后确定好井距。
在低渗透油田中，会存在很多注水井无法注水，形成高压区。
特高含水期油藏精细管理方法
质砂岩油田。
大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。
特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。
因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。
以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。
上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。
步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。
在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。
比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。
当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。
该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。
见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。
为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。
但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。
如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。
2[1][1].6 储层非均质性研究
![2[1][1].6 储层非均质性研究](https://img.taocdn.com/s3/m/fac498c34028915f804dc2fa.png)
i 1 n
式中：K ── 一定井段内渗透率 平均值；
h
i 1 n n i 1
n
i
K hi K i / hi
i 1
n ── 一定井段内砂层数； hi ── 第i个砂层的厚度；
Ki ── 第i个砂层的渗透率。
（2）渗透率级差（NK） 一定井段内渗透率最大值与最小值（Kmin）
② 渗透率级差（NK） ③ 非均质系数（突进系数）（SK） ④ 垂直渗透率与水平渗透率的比值
① 渗透率变异系数（VK）
一定井段内各单砂层渗透率的标准偏差与其平均
值的比值。即 VK / K 通常可用渗透率 变异系数（VK）粗略 地评价层内非均质程 度。即VK
i
其中
(K
i 1
n
i
K)
(构造和结构因素引起的渗透率方向
性即各向异性，以各向渗透率之间的比值表示。
(3) 裂缝引起的渗透率方向性。 储层存在裂缝时，将会导致严重的渗透率方
向性，要研究各种缝的产状，尤其是其走向。
(4) 砂体总体上的平面非均质性。
可以下列方法描述：
① 井点渗透率的变异系数；
率表示。
（3）连通体大小
①指一个连通体内包括多少个砂体；
②指连通体的总面积或总宽度。
（4）砂体接触处的渗透能力
砂体间相互接触连接，并不一定是流体流动的连
通通道，这主要决定于接触面的渗透能力。
由于上伏冲刷面上泥砾或钙砾的富集，或泥岩披
覆层的存在，砂体间的冲刷接触面可能形成不渗透或 低渗透界面，目前还没有定量描述方法。 实际工作中，发现上述可能破坏砂体接触面连通 性的地质现象时，应通过干扰试井加以验证，以定性
《油气田开发地质学》 第三章 油藏动态地质特征
5
外来补给的驱动方式 内能消耗的驱动方式
水压驱动 气压驱动 弹性驱动
溶解气驱动
重力驱动
6
第一节 注水过程的地质因素分析
一、油田开发方式 二、油田注水应考虑的地质因素
7
二、注水应考虑地质因素
油田注水是把水注入油层并将原油驱替到生产井，这一过 程是在油层内进行，油层性质和结构必然要对油田注水产 生重要影响，甚至是决定性的影响。
9
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，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。
10
在裂缝性储集层与单 孔隙储层驱油机理不 同。裂缝中是水驱油 过程。裂缝中的水与 基质孔隙中的油是水 油交换过程。
层位 S2下3
濮65井产液剖面成果（1987年）
射孔层数
射孔厚度 m
产液量 m3/d
产油量 产水量 m3/d m3/d
含水 %
流压 MPa
8
8.6
0
0
0
S2下4
6
10.6
0
0
0
S2下51＋2
4
7.6
8.72
0.8
7.92 90.8 30.4
S2下53＋5
3
6
104.17 7.17 97.0 93.1 30.8
38
（4）注入水水质的影响 注入水水质对油层吸水能力影响很大，应防注入 水中杂质、微生物细菌类化学物质污染油层，造 成油层吸水能力下降，损害油层产能。
非均质油藏剩余油分布规律研究——濮城油田文51断块开发分析
现为 单层 突进 ， 注永 井 和 采油 井 之 间 形成 地 下 在
水 遵” 导致 全井 流压 升 高 ， 剧 了层 同 矛 盾 ， ， 加 其 它 层 因 干 扰 而 吸 永 少 或 不 吸 永 。根 据 １ ９ — １ ９ ９ ６ ９９
宏 观 剩 余 油 分布 受 各 种 因素 的综 台 影 响 ， 试
验 认 为 决 定 石 油 采 收 率 的 基 本 地 质 因素 是 储 层 的 非 均 质 性 ， 括 沉 积非 均 质 性 、 造非 均质 性 、 包 构 成 岩 非 均 质 性 和 流 体 非 均 质 性 ， 中 沉 积 非 均 质 性 其 是 最 基 本 的 影 响 因 素 ， 在 一 定 程 度 上 控 制 了 成 它 岩 非 均 质 性 和 流 体 非 均 质 性 。 台 而 言 ， 观 剩 余 综 宏 油 分 布 主 要 受 况 积 非 均 质 性 和 构 造 非 均 质 性 的 影
著 ， 用开 发地 质学 方 法 ， 确 的进 行宏 观剩余 油 应 准 分 布 规律 的描 述 和 预测 ， 为改 善 油 田开 发效 果 成
的 主要 课题 。 １ 影 响 剩 余 油 分 布 的 因 素 分 析
水差 异大 ， 注入水 单层 突进 严 重 ， 致对 应油 井含 导
水上 升快 ， 分 油井 过早进 入 高含水 期 。 部 １ １２ 平 面 非 均 质 性 的 影 响 ．
响。 文 ５ 从 １断块油 藏开 发 历程及 小 层水 淹状 况分
析 ， 响 剩余 油分布 的主要 因 素有 ； 影
１ １ 储 层 宏 观 非 均 质 性 ．
１ １ １ 层 问 非 均 质 性 强 ．．
《油气田地下地质学》复习思考题(15级资工)
《油气田地下地质学》提纲第一章1、名词解释：地质井、参数井、预探井、评价井、开发井、调整井、定向井、丛式井、水平井、CT值、井斜角、井斜方位角、井号编排、钻时、钻时录井、岩心、岩心收获率、岩心编号、岩屑、岩屑录井、岩屑迟到时间、捞砂时间、钻达时间、套管程序、方入、进尺、补心高、补心海拔。
2、录井方法一般包括哪几种？3、影响钻时的因素有哪些？如何根据钻时来判断岩性？4、现场上常用的荧光录井方法有哪几种？5、如何划分碎屑岩的含油级别？6、为什么要进行岩心归位？简述岩心归位的原则和步骤。
7、如何获取有代表性的岩屑？常用的测定迟到时间的方法有哪几种？8、在钻井中泥浆的功能是什么？泥浆性能包括有哪些？9、什么是泥浆的失水量和泥饼？钻井过程中对其作何要求？为什么？10、如何根据井号编排判断井别：渔浅1井、荆参2井、浩4 -3井、陵1井、沙36井。
11、泥浆显示分为哪几类？12、完井方法因地质条件不同可分为哪几类？13、如何根据泥浆性能的变化来判断油、气、水层和其它特殊岩层？14、通过岩心录井及岩心分析可获得哪些资料及信息？第二章1、概念：油气水的综合判断、束缚水、可动水、含油饱和度、相渗透率、增阻侵入、减阻侵入、地层测试、中途测试、跨隔测试、测试垫。
2、在进行油气水层的判断时，为什么对低渗透性砂岩油气层的含油性解释偏低？3、在进行油气水层的判断时，为什么对高渗透性砂岩油气层的含油性解释偏高？4、简述在碳酸盐岩双重孔隙结构中，基质孔隙系统和裂缝系统的主要区别。
5、说明钻柱测试压力卡片上不同压力段测试阀、旁通阀、封隔器所处的工作状态，标注压力卡片上各点所表示的压力。
6、满足什么样条件的压力卡片才能供我们解释分析用？7、对几张典型的压力卡片进行初步分析。
8、简述低阻油层的成因。
9、简述水淹层的地质特征。
第三章1、名词解释：有效厚度、沉积旋回、细分沉积相、标准层、标准剖面、含油层系、油层组、砂岩组、单油层、测井相、地震相。
储层非均质与剩余油分布
（3）平面非均质性 包括砂体成因单元连通程度、平面孔隙度、渗透率的变化和非均质程度以及
渗透率方向性。
（4）孔隙非均质性 孔隙非均质性指砂体孔隙、喉道大小及其均匀程度，孔隙喉道的配置关系和
连通程度。这些性质直接影响油田开发过程中注入剂的驱替效率。
储层层内非均质性与剩余油分布
一、层内沉积韵律性与剩余油分布 二、层内沉积构造差异与剩余油分布 三、层内夹层的分布与剩余油分布 四、层内砂泥组合与剩余油分布 五、渗透率非均质程度的定量表征
（据宋力，2010年6月）
储层层内非均质性与剩余油分布
根据夹层上下储层不同韵律特征，可以进一步总结出三种剩 余油分布模式：界面之上富集型、界面之下富集型和界面上下富 集型。
（1）界面之上富集型
剩余油主要集中于 界面之上的韵律层底 部相对低渗透部分，
特点：界面分隔的 上下两个砂体渗透率 级差均较大，自然电 位曲线呈典型的漏斗 型。
砂岩密度(Sn)：指剖面上砂岩总厚度占地层总厚度的百分数。数值 越大，砂体越发育，连续性好。统计时注意应含粉砂。其主要作用是油 田开发地质中研究砂体连通性，这在研究平面非均质性时也非常重要！
有效厚度系数：含油层厚度与砂岩总厚度之比的百分数，其平面等 值线可较好地反映油层的分布规律，这主要油藏工程中用于研究采收率 问题
（3）砂夹泥组合 即砂岩中夹有泥质夹层，由于夹层的存在降低了砂体垂向连通性，
因而阻碍了油气在砂体内的垂向运移，往往有剩余油富集
储层层内非均质性与剩余油分布
五、渗透率非均质程度定量表征
表征渗透率的非均质程度的定量参数： 渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率级差
渗透率变异系数：单砂层内渗透率的标准偏差与其平均值的比值,反映样品偏 离整体的平均值的程度。
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油藏非均质性对油田开发的影响
【摘要】安塞油田M区块的非均质性具有从均质到非均质的渐变性，为了提高油藏水驱效果，从油田开发的角度，研究了不同非均质性储层下的递减率、开发技术政策，得出了不同非均质下油田开发中应采取不同的对策，从而提高水驱效果。
【关键词】非均质性油田开发
1 概述
M油田位于西倾的伊陕斜坡中部，油藏埋藏浅，渗透率低，水饱高，单井产能低，是典型的“三低”油藏。
不同区域具有不同的非均质性，控制着不同的注采关系，在油藏开发中亦需要采取不同的对策，以达到最佳开发效果。
2 非均质性研究
2.1 剖面非均质性
该油藏是一个处于一个西倾单斜背景之上鼻隆构造，平均埋深930m，从西到东，油藏埋深变浅，压实作用对储层的影响逐渐减小，渗透率逐渐增大，非均质性逐渐减弱（表1）。
2.2 平面非均质性
平面非均质性采用聚类分法，对该区内的井以KH值、砂地比、孔隙度和油井初期含水为聚类标准进行聚类分析后得到平面非均质性分布图，平面非均质性主要受沉积相的影响，在沿着分流河道方向（北东-南西向）形成一系列不同类的区域。
3 非均质性对油田开发的影响
平面非均质性在油田开发中，主要影响流体渗流方向，从开发的角度上讲，影响着注入水推进方向，对油井来说，则是油井的见效方向，见效后产量的变化等情况。
3.1 对见效方向的影响
统计该区油井见效情况，发现见效油井方向与油井所处的位置有关，见效井主要分布于油藏中部。
其中，不同区域反映出不同的特征。
东部区域见效油井呈点状分布在注水井的周围，表明注入水推进时是均匀向各方向推进的；中部区域油井见效主要有两个方向，分别是东西方向与北东南西方向，这两个方向一个是砂体走向，一个是储层的层理走向，表明水驱方向受沉积环境控制；西部区域油
井见效方向性更为明显，主要是北东南西向，表明水驱状况受沉积相和储层物性的控制更加严重，水驱效果也相对较差。
3.2 对见效后产量的影响
采用油藏工程方法，对该油田东、中、西部的含水与平均单井累积产油量的关系、递减情况进行分析。
该油田含水上升规律表出现均为凸型水驱特征规律，每个区域分为见效井与未见效井进行分析，三个区域出现明显的差异。
东部见效油井最终累积采油量（含水为98%时）为未见效油井的10倍。
从递减率上看，见效井的未见效井产量均随时间呈指数变化，未见效油井的月递减率是见效油井的7.4倍；而中部见效油井的含水与平均单井累积产油关系主要表现为凸型，初期含水上升速度较快，之后逐渐减小。
见效油井含水上升速度整体比不见效油井含水上升速度慢，从含水与累积产油关系曲线看，见效油井平均单井累积产油量可达1.2×104t，未见效油井平均单井累积产油只有0.8×104t，表明油井见效后，受注入水影响，平均单井可增产0.4×104t；从递减率曲线上看，未见效井递减率是见效井递减率的4.2倍；西部见效油井的含水与累积产油关系主要表现为凸型，初期含水上升速度较快，之后逐渐减小。
从含水与累积产油关系曲线来看，见效油井平均单井累积产油量为0.55×104t，未见效油井平均单井累积产油只有0.12×104t，从递减率来看，在正常情况下，未见效井的递减率是见效井递减率的2.7倍。
从该油田的东部→中部→西部油井见效后产量变化及含水变化来看，随着埋深的增加，储层非均质性变强，见效方向逐渐变得单一，见效井的递减与未见效井的递减差别也逐渐变小，可采储量差别也逐渐变小，表明从东到西，水驱状况逐渐变差。
3.3 对开发技术政策的影响
油藏水驱状况的好坏，最后决定了油田开发过程中所采用的开发政策，比如，如果剖面非均质性较低，那么，相应的射开程度降低，也会达到较好的效果；水驱方向均匀，采用的注采比也会增大，以提高采油速度；不同水驱方向，采用不同生产压差，控制适当的注采压差，以减少残余油等，都会产生重要的影响。
3.3.1？非均质性与射开程度的关系
为了弄清不同区域的射开程度，我们可以统计射程度与动用程度的关系，结论如下：
东部射开程度与动用程度关系不明显（图2），中部、西部（图3图4）吸水厚度与射开程度成正比，但中部关系没有西部关系密切（相关系数低）。
表明，油藏从东到西，随着非均质性的增强，射开程度与水驱储量动用程度关系逐渐变得密切。
？3.3.2？非质性与注采比的关系
在油田开发过程中，为了防止注入水突进，导致油井含水上升，增加残余油，应采用合适的注采比。
根据物质平衡法可得：
（式中，dp/dt为压力变化速度，IPR为注采比，QL为产液量，Qs为水侵量，C1为综合压缩系数），可知，压力变化速度与IPQ是成正比关系的。
我们可以做出不同区域内测压井的压力变化速度与对应水井所在的井组的注采比进行统计，可得到，不同区域内注采平衡时的注采比的数值。
从图上可知（图5图6图7），从东到西，该油田注采平衡时的注采比是逐渐减小的（dp/dt=0时，注采比分别为1.18，1.14，1.09）。
表明，随着非均性增强，水驱方向变得单一、水驱波及体积逐渐减小，从而，造成开发过程中，注采比也需减小。
3.3.3？非均质性与生产压差的关系
在相同的压力下，过大的生产压差是引起注入水突进的另外一个重在因素，洗油效率大大降低，而降低采收率。
根据达西公说，公式左边为比采液指数，右边是一个等价于一个与地层渗透率、流体粘度、渗流半径有关的数，因此，可认为，相近的比采液指数具有相近的渗流状态，统计相近的比采液指数的井的生产压差与采油强度，可得到合理的生产压差。
分别统计东部，中部及西部相近的比采液指数的井的生产压差与采液强度的关系，可得到：该区东部油井储层平面非均质性接近、污染程度接近，日产液与生产压差成正比，而日产油与生产压差的关系上看，生产压差在3.0-4.5MPa时，油井产量最高，低于3.0MPa时，油井产液量过低，使油井产量过低；高于4.5MPa 时，油井含水上升过快引起油量下降；中部按比采液指数分类后分别讨论生产压差情况，当油井含水低于60%时，中部合理的生产压差在5.0-6.0MPa之间，当油井含水高于60%时，应放大压差生产；西部不与底水接触井的合理的生产压差在5.0-6.0MPa之间，对西部与底水直接接触油井合理的生产压差为2.0MPa左右。
4 结论
（1）非均质性与油藏埋深有关，随着油藏埋深的增加，非均质性增强；
（2）非均质性通过影响注入水推进方向影响波及体积，从而进一步影响开发效果。
（3）一般来说，非均质性越强，油田开发过程中，所能采用射开程度越高，注采比越低，生产压差越低。
参考文献
[1] 王志权.内蒙古石油化工.储层非均质性及其对注水开发效果的影响，2009年第8期，215-216
[2] 董桂玉，何幼斌，徐徽.石油天然气学报.储层宏观非均质性的几种表征方法，2005年8月第27卷，第4期，590-591页。