引言

在油田开发过程中，储层非均质性很大程度上影响注水开发效果。而对于开发井网而言，注水开发过程中，井组井间物性差异直接影响水驱采收程度和剩余油分布特征，特别对于多层合采井组，储层非均质特性所引起层间、层内以及平面矛盾，导致单井控制区域的注水驱替效率和剩余油分布存在较大差异^[1-7]。近年来，关于储层非均质性对注水开发影响研究多集中在油藏数值模拟^[8-12]，室内实验研究多以填砂管驱替和平板模型为主^[13-16]，非均质复杂程度与油田实际情况相差较大，仅能满足单一因素影响下水驱特征研究^[17-19]。而基于注采井组物性组合特征的三维物理模拟实验，考虑井间非均质特性和纵向物性差异影响下，井组加密调整前后水驱特征和开发效果研究很少。

以绥中36-1油田为研究对象，利用三维大尺寸岩芯模型(300 mm×300 mm×200 mm)以及高温高压多功能三维流动模拟系统进行井组水驱实验研究。该岩芯模型制备依据目标储层岩性特征，采用不同粒径石英砂、黏土和特种胶结剂，利用专用模具压制和高温烘烤，实现与区块油田一致的弱胶结疏松砂岩的岩性和物性特征。通过模拟实际注采井组储层空间物性特征，并基于原地层温度压力条件下水驱采收率实验，可以宏观反映出井组物性差异对水驱油效率的影响，以及井网加密调整前后三维剩余油分布的特点，其结果可为实际油藏井网加密调整优化和开发后期剩余油挖潜提供实验支撑。

1 油藏特征

绥中36-1油田是三角洲相沉积的大型普通稠油油田，主要含油层系为湖相三角洲，为受岩性影响的构造层状油气藏。储层以岩屑长石砂岩为主，为细砂和粉砂状结构，胶结物为伊/蒙混层和高岭石。常规岩芯分析表明，孔隙度主要分布在26%~37%，渗透率主要分布在100~6 000 mD。孔隙类型以粒间孔为主，储层厚度大、平面连通好、水驱控制程度高(在80%以上)。储层流体特征表现为地面原油平均密度为0.97 g/cm³，地层平均黏度为95 mPa·s，具有密度大、黏度高的特点，属普通稠油，地层水总矿化度为6~071 mg/L，水型属NaHCO₃型。

作为迄今为止渤海稠油油田中规模最大的油田，历次研究表明，由于油层非均质程度高，注入水单层和单向突进比较严重，大段合采层间干扰严重，导致常规注水开发的采收率均在20.0%左右，类比国内其他油田，陆上注水开发油田标定平均采收率为33.3%^[20]、环渤海湾陆上油田标定平均采收率为27.1%^[21]，显然，通过研究9点注采井网生产过程中受储层非均质程度和层间干扰影响下的水驱特征，明确剩余油分布规律，提高采收率已是油田现阶段面临的主要课题。

2 实验部分 2.1 模型实验参数确定

由于实验室条件的限制，对于复杂的物理现象，不可能用实验完全模拟实际储层原型。因此，在实际油藏问题的实验室模拟中，应根据实验目的和实验条件，掌握问题的主要矛盾，明确在水驱过程中起主导作用的相似数，利用主要的相似准则数实现模型与原型的转化，设计和制作模型，并对主要参数按比例处理。以相似理论为基础，通过多孔介质油水两相连续性方程、运动方程、饱和度方程、毛管力方程以及定解和初始条件。采用积分类比法推导出无因次相似准则数。

$ {\pi _1} = \frac{{vt}}{{\Delta S\phi \overline S L}} $

(1)

$ {\pi _2} = \frac{q}{{\rho v{L^2}}} $

(2)

$ {\pi _{\rm{3}}} = \frac{p}{{\rho {\rm{g}}L}} $

(3)

$ {\pi _{\rm{4}}}{\rm{ = }}\frac{{J\sigma \cos {\rm{ }}\theta \sqrt {\phi /K} }}{p} $

(4)

$ {\pi _5}{\rm{ = }}\frac{{v\mu }}{{K\overline {{K_{\rm{r}}}} {\rm{ }}\rho {\rm{g}}}} $

(5)

式中：

v-渗流速度，cm/s；

t-生产时间，min；

Δ S-储层含油饱和度，%；

ϕ-模型的孔隙度，%；

S-归一化饱和度，无因次；

L-特征长度，cm；

q-汇源项，流入为正，流出为负，g/s；

ρ-密度，g/cm³；

p-压力，MPa；

g-重力加速度，m/s²；

J-J函数，无因次；

σ-界面张力，mN/m；

θ-润湿角，(°)；

K-绝对渗透率，D；

μ-黏度，mPa·s；

K_r-归一化相对渗透率，无因次。

其中，油田井距约为300 m，油藏有效厚度约为100~200 m，而实验室模型厚度为20 cm，因此，确定厚度比例为1 000倍，由此可以确定三维大尺寸模型井距为30 cm。在保证渗流速度不变的情况下，原始油藏和室内模型时间的比例也为1 000倍。实际油田井网产液量为1 000~3 000 m³/d，则可以通过相似准数计算出模型井网采液速度为0.690~2.080 mL/min，具体参数转换见表 1。

2.2 岩芯模型制备及物性测试

由于疏松砂岩油藏现场取芯受众多因素限制，不易获取具有代表性的储层岩芯，因而在实验中采用人造岩芯来进行研究。实验中所用岩芯分为3类(表 2)，Ⅰ类为均质岩芯模型，模拟实际储层中相对均质区块，整个岩芯均按固定粒度配比进行制备，确保岩芯整体物性差异较小；Ⅱ类为层间非均质岩芯模型，依据目标储层的含油层段将人造岩芯分为3层进行模拟，按照实际储层各层平均物性参数，确定岩芯对应层位的粒度配比，模拟实际储层层间物性差异；Ⅲ类为层内非均质岩芯模型，依据所选取的代表性井组中，各井所在层位的物性参数来确定人造岩芯的砂粒配比以及胶结剂用量，模拟实际注采井组井间非均质特征。Ⅲ类岩芯重点在层内非均质，层间非均质相对于Ⅱ类稍低。

各岩芯上钻孔并埋设井筒(带有防砂网)，模拟实际9点加密注采井网部署(图 1)，各井位附近均埋设有饱和度探针，可进行岩芯中含油饱和度测试^[22]。岩芯各层位连接有压力传感器，实现压力多点位测量。岩芯制备完成后进行物性测试，包括各层平面渗透率测定和纵向渗透率测定，结果见表 2。

2.3 实验装置

实验采用高温高压三维物理模拟实验装置和井组高温高压三维物理模拟测试与控制系统，实验流程如图 2所示。

2.4 实验步骤

(1) 以目标储层流体参数为基准，配制地层水，矿化度为6 000 mg/L。实验用油为稀释后的原油，地层温度下黏度为90 mPa·s。

(2) 将制备好的岩芯装入夹持装置中密封并做好防砂措施，连接饱和度探针和管线，进行岩芯各层位物性测试。

(3) 岩芯抽真空后施加围压，并饱和地层水，待到各测试点位均出水后适当增大饱和压差，平衡一段时间。

(4) 用模拟油多点位驱替建立束缚水饱和度，保持高温烘箱温度为60 ℃(地层温度)，将岩芯老化72 h；同步升高围压和内压，围压升至17~18 MPa，内压升至原始地层压力15 MPa，并观测岩芯含油饱和度场云图，确保模拟油充分饱和，计量驱出水量和饱和油量，确定岩芯的含油饱和度和束缚水饱和度。

(5) 开通9点井网开始进行生产，通过油水流量自动计量与采集系统进行数据计量，并随时监测岩芯各测压点的压力变化。

(6) 当地层压力降到饱和压力以下时，进行开发井网调整，打开加密井进行生产，并适当增大注水压力，直至结束。

(7) 清洗管线，更换岩芯，重复上述实验流程。

3 实验结果分析 3.1 模型生产数据分析

3类岩芯模型生产曲线如图 3所示，9点基础井网生产阶段(0~900 min)，Ⅰ类岩芯模型稳产期最长，产油速度快，流量较为稳定，油井见水时间晚，产水后上升速度迅速，表明模型生产井统一见水，各井生产差异小；Ⅱ类岩芯模型，稳产期分为两个阶段，第一阶段产油速度快但稳产期较短，之后产油速度迅速降低，进入第二稳产阶段，而且在生产过程中，Ⅱ类岩芯模型最先见水，产水速率上升相对缓慢，显示层间非均质越明显、单层水窜进越快；Ⅲ类岩芯模型，产油速度相对较慢，且稳产期短，油井见水较均质模型早，但晚于层间非均质模型，显示在层间非均质相对较弱时层内非均质会导致层内水窜。井网加密调整后(900~1 900 min)，各模型均显著受效，Ⅲ类岩芯模型稳产期最长，油井见水最晚，表明该种井网加密调整方式对层内非均质性强而层间非均质相对较弱的储层段适用性强，但产油速度相对较低，而Ⅱ类岩芯模型稳产期最短且生产井见水最早。

Ⅱ类岩芯模型各层压力变化曲线如图 4所示，9点基础井网生产阶段，物性差的下层压力下降迅速，且降幅最大，而物性好的上层，压力变化相对缓和，且降幅较小，随着生产进行，层间压力结构差逐渐增大，在500 min后，随着井网产油速度减缓，各层压力降幅相对较小，但整体上层间压力差持续增大，此时上层和下层层间压差达到3 MPa，导致下层驱替效果较差，形成剩余油富集；井网加密调整为排状注水驱替后，岩芯各层迅速受效，尤其中、下层压力迅速升高，层间压力结构差异减小，直至消失，岩芯整体压力恢复至原始地层压力状态，由物性结构差所引起的压力结构差共同造成的剩余油富集层位驱替效果得到显著改善。相较于Ⅱ类岩芯模型，Ⅲ类岩芯模型各层压力降幅相对缓和，且压差较小，井间非均质程度较小的上层，随着原油不断采出，注入水能够均匀有效补充，压力降幅相对较小，而非均质程度较大的下层，大范围低渗区的存在使得注入水难以有效波及，压力变化较为剧烈，压降幅度较大，此时上层和下层层间压差达到2 MPa，受层间压力结构差以及平面非均质差异共同影响，剩余油主要集中分布在非均质程度较强的层位和远离高渗带的低渗区；井网加密调整后，上层非均质程度弱，其注入水波及程度好，压力恢复较快，而中、下层非均质程度强，整体受效较慢，相较于Ⅱ类岩芯模型，压力恢复持续时间相对较长。

根据现场试验区^[23]平均单井有效厚度、渗透率变异系数、渗透率突进系数及渗透率级差判断，6口井的分段测试干扰系数在0.48~0.70(产量法)，平均为0.51，合采产量还不足分段开采合计产量的一半，表明生产过程中，目标储层存在显著的层间压力差异，模拟实验测试结果准确反映出现场生产中层间干扰特征。

3.2 模型含油饱和度分布变化

选取Ⅰ类岩芯模型生产过程中多个时间点绘制井间压力场和饱和度场分布如图 5，图 6所示。

基础井网生产阶段(0~900 min)，注采井数比为3，各采油井附近压力持续降低。而对于饱和度场而言，在0~300 min，注采井间压差较小，水驱前缘较为规整；而在300~800 min，随着注采压差进一步增大，距注水井较近的边井，受效范围大，而对于角井，距注水井相对较远，水驱波及范围小，角井附近远离注水井一侧地层压力相对较高，这种平面压力结构差的存在，使得注入水难以规整推进，形成显著的水驱优势通道。

9点井网排状加密调整之后(900~1 800 min)，注采井数比为1.5，中间井排的转注使得基础采油井优先受效。但随着加密井附近剩余油持续采出，压力逐渐降低，促使水驱前缘推进趋于平行，岩芯整体压力得以恢复，井间以及边缘地带的剩余油均能够被有效波及和采出，9点加密井网逐渐趋于注采平衡。基础井网采收率为28.87%，井网加密调整之后采收率达到42.55%。

Ⅱ类岩芯模型各层物性参数见表 2，岩芯各层平面渗透率变异系数小，各层均可视为均质储层，而岩芯剖面呈反韵律变化特征，其层间渗透率变异系数为0.62，非均质程度较强。

井组生产过程中各层压力场变化和含油饱和度分布如图 7，图 8所示。

生产初始阶段(0~50 min)物性好的上层驱替效率高，油水运移迅速，岩芯上层大量原油的采出使得压力和饱和度降幅相对较大，而物性较差的下层，驱替效率低，采出程度相对较小，其压力和含油饱和度降幅小，但随着生产进行(50~350 min)，注入水沿上层大量波及，地层能量得到充分补充，岩芯上层压力略有升高，而下层随着原油不断采出，注入水不能及时高效补充，导致下层压力不断下降，随着基础井网持续开采(350~850 min)，岩芯上层压力维持在14 MPa，而中、下层压力依然持续降低，各层压力降幅差异较大，岩芯上层降幅为1 MPa，而下层压降达到4 MPa，此时层间压差达到3 MPa，层间压差和物性差异的存在，导致各层驱油效率存在显著差异，上层驱油效率为21.05%，而下层仅为11.84%。井网加密调整之后(900~1 200 min)，岩芯整体压力逐渐升高，但由于各层受效程度存在差异，导致各层压力恢复速度并不一致，在井网加密调整后短时间层间压差依然存在，随着层间压差逐渐减小至消失，层间干扰得到一定程度缓解，岩芯整体采收程度得到较大提高，特别是下层驱油效率达到34.21%，较加密前提高22.37%。

Ⅲ类岩芯模型经过多点位渗透率测定，绘制出岩芯各层渗透率平面分布等值线(图 9)，上、中层渗透率变异系数分别为0.53和0.78，下层渗透率变异系数为1.06，各层非均质程度较强。

9点基础井网注水开采后岩芯各层剩余油饱和度分布如图 10a所示。9点基础井网阶段，岩芯各层整体表现为非均质程度越小，剩余油饱和度越小，整体水驱效率越显著，而就岩芯各层含油饱和度分布特征而言，上层高渗透带上由于分布有生产井，驱替效果较好，剩余油饱和度相对较小，而物性相对较差的区域，水驱波及程度较低，剩余油饱和度偏高；虽然岩芯中层存在两条高渗透带，但高渗透带上无生产井分布，水驱效率并不显著，因此，对于平面非均质性油层，高渗透带存在并不意味着其水驱效率高且容易发生突进现象，这还与井网部署有一定关系，特别对于岩芯下层而言，其渗透率变异系数大，非均质程度强，存在大范围低渗区，使得注入水沿单一方向驱替，低渗区水驱动用程度小，剩余油饱和度大，下层整体驱油效率较小。在井网加密调整后，图 10b中间井排转注使得岩芯上、中层驱替前缘规整推进，平面水驱动用程度明显提高，驱油效率相比加密前得到很大改观，而岩芯下层井排转注后高渗区流量大，注水量大，使得低渗区方向水驱动用程度较差，低渗区剩余油难以得到高效驱替。

3类岩芯模型采出程度对比见表 3，由统计结果可以看出，从均质到非均质，层间和井间非均质程度的增加，井组原始储量(饱和油量)会逐步减小，这符合基本规律；其对应的采出程度和最终采收率也是逐步下降的，从层间非均质模型到层内非均质模型、对应的水驱采收率进一步降低。客观的物性结构差和开发造成的压力结构差是影响结果的主要因素，对比表 1和表 3的结果可以预计随层间物性结构差和层内非均质程度的增加，最终水驱采收率会进一步下降；Ⅲ类储层应该说与实际开发油藏的情况最为接近，从实验上证实了统计的平均采收率为33.3%的正确性，并说明过高的(即超过均质模型的采收率数值)水驱采收率标定结果将是错误的。

3.3 不同模型加密前后水驱特征变化

根据实验综合生产曲线数据，分别选取加密前和加密后的多个时间节点，从实验数据中分别提取对应的上、中、下3层的饱和度分布数据，根据各层平均厚度利用产量劈分法得到加密前和加密后各层产量及剩余油饱和度随时间变化的动态值，进而通过3类岩芯模型在不同井网模式下的累计产水量W_p和累计产油量N_p数据，并绘制到半对数坐标系中，如图 11、图 12和图 13所示，可以看出，W_p和N_p之间呈现线性曲线关系符合甲型水驱曲线的特征，因此，选用甲型水驱曲线对加密前后的水驱特征变化进行阐述。

W_p和N_p的关系为

$ \ln {W_{\rm{p}}} = a + b{N_{\rm{p}}} $

(6)

式中：

W_p-累计产水量，mL；

N_p-累计产油量，mL；

a-水驱常数，无因次；

b-水驱常数，mL^-1。

利用童宪章地质储量常数b与水驱控制地质储量N_w的关系，可以分别得到3类岩芯模型加密前后的水驱控制地质储量，并通过油藏水驱控制程度定义，计算各岩芯模型单层以及整体水驱控制程度(β)，各岩芯模型水驱参数如表 4所示。

9点基础井网生产阶段，就各类岩芯整体水驱特征而言，均质岩芯水驱控制程度为0.72，层间非均质岩芯为0.61，而井间非均质岩芯模型仅为0.51，岩芯模型物性组合越复杂，其水驱控制程度越小，储量动用程度受限越严重。Ⅱ类岩芯模型高渗透上层水驱控制程度高，与均质模型相近，而中、下层由于受层间物性结构差和压力结构差影响，水驱控制程度相对较低，剩余油饱和度相对较大。而Ⅲ类岩芯模型不仅受层间干扰影响，而且各层存在不同程度井间非均质特性，与Ⅱ类岩芯模型各层相比较，Ⅲ类岩芯模型各层水驱控制程度较低，非均质程度越大，水驱控制程度越低，对于存在大范围低渗区的下层，水驱控制程度仅为0.44。

井网加密调整后，各模型水驱控制程度均得到较大提高，Ⅰ类岩芯模型提高24%，达到0.96；Ⅱ类岩芯模型整体压力恢复，层间压差逐渐消失，层间干扰减弱，相较于加密前各层水驱控制程度提高显著，达到0.90，但依然受高渗透层制约，低渗透下层水驱控制程度相对较低；Ⅲ类岩芯模型各层水驱控制程度提高均在30%以上，整体水驱控制程度达到0.85，但各层改善程度差异相对较大，特别是岩芯下层，加密调整后水驱控制程度仅为0.79，原因在于大面积低渗区和特高渗透带同时存在，使得低渗区即使在井网加密调整后还是难以得到显著改善。

3.4 井网排状加密前后流场变化及剩余油分布

Ⅰ类岩芯模型加密前，为正方形反9点井网设计，中间一口注水井，其地层流体黏度可近似看作地层水黏度(μ_w=1.760 8 mPa·s)，其他开发井位地层流体黏度可近似看作地层原油黏度(μ_o=90 mPa·s)。依据渗流力学中势的相关内容，通过均质模型加密前后压力和含油饱和度分布，绘制出加密前后均质模型各点的势，从而作出9点基础井网排状加密前后流场分布图(图 14)，其流线走势与谢伟伟^[24]等人通过流函数作出的反9点井网流线图类似，可以反映均质地层反9点井网流场的分布情况。

9点基础井网阶段，岩芯模型流场变化较为规整，主流线分布于注采井间通道上，边井流线分布范围相对角井较大，而相邻边、角井之间，远离注水井一侧未得到流线控制，结合均质模型压力场和剩余油饱和度场分布可知，井间部位相对采油井附近泄压较慢，地层压力高，注入水波及程度低，因此，剩余油主要分布于远离主流线的井网边缘地带。井网加密调整后，岩芯模型流场发生显著变化，中间井排转注使得流线均匀分布，注入水平行推进，加密井附近水驱效果显著，剩余油富集区驱油效率有较大提高，岩芯整体水驱控制程度已达到0.96。

Ⅱ类岩芯模型井网加密前后各层流场分布特征与Ⅰ类岩芯模型基本相同，但各层流线控制范围存在显著差异。井网加密前，物性好的上层流线控制范围大，水驱效率好，而物性相对较差的下层，受层间物性和压力结构差影响，流线驱动范围较小，水驱波及程度较低，剩余油主要分布于驱油效率较差的下层；井网加密调整后，随着层间压差逐渐消失，层间干扰程度减弱，各层水驱控制程度增强，特别是中、下层，水驱控制程度提高29%，层间驱替差异显著缩小。

同样，选取Ⅲ类岩芯模型下层为研究对象，可绘制出9点基础井网排状加密前后流场分布图(图 15)，9点井网加密调整前，各注采井间流场分布差异较大，受井间物性差异影响，主流线并不完全沿生产井方向分布，注入水优先沿高渗透带驱替，当高渗透带附近无生产井部署或存在低渗透区块时，驱替流体发生绕流，水驱方向出现转变，与均质模型相比，流场分布较为复杂，主流线方向多变。对于存在大范围低渗区，边井区域驱动范围相对于角井较大，边井附近水驱效果好于角井，剩余油主要分布于低渗区角井附近以及相邻生产井中间地带；在井网加密调整后，流场分布较为规整，但两口转注井水驱改善程度存在显著差异，左侧转注井靠近高渗透带，低渗区范围小，流线分布范围较大，水驱效率相对较高，而右侧转注井位于大范围低渗区，注入水驱替速度相对较慢，而受原注水井方向上水驱强度大，且含水饱和度相对较高的影响，转注井难以充分发挥作用，使得转注井水驱控制范围内的驱替效率较低，井网加密调整后水驱控制程度仅为79%，依然有一部分剩余油残留在大范围低渗区。

3.5 油田现场井组生产动态分析

对Ⅲ类岩芯模型所选取的目标油田典型井组进行生产动态分析，井位分布如图 16所示，其渗透率分布与图 9a一致，单井生产动态曲线如图 17、图 18所示，基础井网生产阶段，位于高渗透带上1井生产初期日产油量维持在150 m³，而低渗透区块上2井日产油量仅为80 m³；随着生产进行，1井较早见水，见水后产油量显著降低，且含水率迅速增大，达到60.00%，而2井稳产期相对较长，油井见水后含水率上升相对缓慢，维持在40.00%左右；而在井网加密调整后，1井产量迅速升高，但随着生产进行，达到短暂峰值后日产油量呈现持续下降趋势，且含水率略有升高，达到70.00%左右；而2井日产油量提升相对迟缓，稳定在80 m³，与加密前产油速率相当，而含水率有所下降，稳定在60.00%左右。

目标油田井组生产动态分析表明，基础井网生产注水驱替受物性分布制约较为显著，注入水优先沿高渗透带快速波及驱替，而低渗透区块水驱波及相对迟缓，随着水驱生产进行，高渗透带上注采井间水驱优势通道逐渐形成，导致油井见水较早，见水后含水率快速上升，而低渗区水驱波及速率相对较慢，稳产期相对较长，油井见水晚，但边井水驱效果好于角井，剩余油主要分布于低渗区角井附近以及相邻生产井中间地带；井网加密调整后，注入水沿水驱优势通道快速推进，高渗透带井位最先受效，且含水率进一步增大，而低渗区井位受效相对缓和，与加密调整前相比，水驱效率提升并不显著，低渗区依然是剩余油富集区域。

同时，在精细地质建模基础上的油田现场数值模拟研究成果表明^[23]，由于开发区储层非均质较强，注水井吸水剖面明显不均，单层和单向突进现象非常明显。井网加密调整前水驱控制程度普遍维持在0.50左右，采收率为22.00%，而在井网加密调整后，水驱控制程度可达到0.90，采收率预计可达34.00%，层间及层内矛盾得到显著改善。现场数值模拟研究成果与实验中岩芯模型驱替过程中含油饱和度分布变化、流场流线特征以及水驱特征参数一致，反映出模拟实验的可靠性以及测试研究成果的准确性。

根据油田目标井组生产数据，绘制出甲型水驱曲线如图 19所示，对井组生产动态进行预测，利用童宪章地质储量常数与水驱控制地质储量的关系，确定目标井组整体水驱控制程度，并通过井组生产水油比，进一步预测井组加密前采收程度和加密后最终采收率^[25]，结果如表 5所示。目标井组加密前水驱控制程度达到0.52，含水率达到69.04%，加密调整前采收程度23.54%；而目标井组在加密调整后，水驱控制程度预测达到0.83，当井组整体含水率达到98%时，预测其最终采收率可达到33.50%。可以看出，油田实际井组加密前后水驱预测数据与实验模拟结果基本一致，表明该水驱模拟实验可以准确反映实际油田生产动态特征，实验结果可为目标区块的井网加密前后剩余油分布以及开发调整提供理论依据。

4 结论

(1) 对于不同物性组合储层按9点基础井网生产，均质储层注采井间主流通道形成所引起的平面压力场不规整变化以及井间非均质储层高渗透带和低渗透区块分布所导致的主流线绕流多变，是水驱前缘难以平行推进的主要原因；而对于多层合采储层，层间物性结构以及各层非均质程度不同均会直接引起储层层间压力结构差产生，进一步造成低渗透层剩余油富集，从而导致各层水驱控制程度和采出程度出现较大差异。

(2) 在井网加密转注后，排状注水驱替使得水驱前缘平行推进，显著改善井间压力和非均质性产生的平面矛盾，纵向上层间压差逐渐减小直至消失，层间矛盾得以缓解，低渗透层水驱控制程度提高29%；但对于非均质程度较强的储层，大范围低渗区依然是剩余油主要富集部位。

(3) 不同物性组合的4组实验表明：物性组合越复杂的储层，井间非均质矛盾和层间干扰越严重，其水驱控制程度越低，在井网加密调整后，各模型剩余油富集层位驱替效果均得到较好改善，尤其物性组合较复杂的Ⅱ、Ⅲ类岩芯模型，其采收率提高程度都在11.00%以上。但是从均质储层9点井网到排状加密后水驱控制程度达到96.00%、其对应的采收率最高也仅达到42.55%来看，这也许是该种井网和加密方式下的采收率最高上限值。