特低滲透油藏水驅(qū)規(guī)律及最佳驅(qū)替模式

王文環(huán),彭緩緩,李光泉,蔚 濤,魏晨吉

(1.中國石油 勘探開發(fā)研究院,北京 100083； 2. 中國石化 石油工程技術(shù)服務(wù)股份公司,北京 100020)

特低滲透油藏在注水開發(fā)過程中,普遍存在含水上升快、產(chǎn)量遞減大,水驅(qū)采收率低(僅為20%左右)等問題。為掌握特低滲透油藏開采規(guī)律,進一步改善水驅(qū)開發(fā)效果,前人在天然裂縫、人工裂縫與現(xiàn)今地應(yīng)力,以及合理井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整方面開展了大量研究工作[1-12],主要是從天然裂縫成因、分布規(guī)律預(yù)測,人工裂縫與現(xiàn)今地應(yīng)力的關(guān)系,以及井網(wǎng)與油井人工壓裂裂縫適配性等方面開展了研究,以避免天然裂縫及人工壓裂裂縫見水問題；提出了大井距、小排距的菱形反九點、五點矩形等井網(wǎng)方式,增大驅(qū)替壓力梯度,改善水驅(qū)狀況。但在注水開發(fā)過程中,油井仍出現(xiàn)方向性水淹,導(dǎo)致油藏含水快速上升,產(chǎn)量低,水驅(qū)開發(fā)效果極差[13-19]。揭示特低滲透油藏水驅(qū)規(guī)律,研究其最佳驅(qū)替滲流模式對提高特低滲透油藏水驅(qū)采收率具有重要意義。

為此,筆者通過對大量已開發(fā)特低滲透油藏開采特征研究,在揭示了特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)規(guī)律的基礎(chǔ)上,提出了特低滲透油藏應(yīng)遵循“沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替模式”的新理念,給出了不同類型井網(wǎng)轉(zhuǎn)“裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替”模式。應(yīng)用數(shù)值模擬研究表明,井網(wǎng)模式轉(zhuǎn)換不僅避免了注水動態(tài)裂縫導(dǎo)致的注入水無效循環(huán),也消除了注水動態(tài)裂縫對儲層非均質(zhì)性的影響,擴大了水驅(qū)波及程度,是特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)的最佳驅(qū)替模式。同時通過理論計算進一步證明“平面徑向滲流轉(zhuǎn)平面平行滲流”能夠大大降低油藏驅(qū)替滲流阻力,并相應(yīng)地提高注、采驅(qū)替壓力梯度,有利于實現(xiàn)基質(zhì)的有效驅(qū)替,增加油井產(chǎn)量,提高驅(qū)油效率。由井網(wǎng)模式的轉(zhuǎn)換實現(xiàn)了滲流方式的轉(zhuǎn)換,形成了不同類型油藏最佳的驅(qū)替滲流模式。

1 特低滲透油藏開采特征及水驅(qū)規(guī)律

1.1 特低滲透油藏開采特征

現(xiàn)場大量特低滲透油藏開采特征研究表明,無論井網(wǎng)注水主流線方向與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向是否一致,在注水開發(fā)過程中,首先沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向開啟注水動態(tài)裂縫,導(dǎo)致主、側(cè)向油井具有不同的開采特征：裂縫主向油井暴性水淹,側(cè)向油井產(chǎn)量遞減；轉(zhuǎn)注或關(guān)閉水淹油井后,側(cè)向油井產(chǎn)量、含水長期穩(wěn)定(圖1)。

如WY油藏采用注水主流線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向呈22.5°，300 m×300 m不規(guī)則正方形反九點井網(wǎng),在投產(chǎn)1～2 a內(nèi),沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的油井陸續(xù)發(fā)生暴性水淹,而側(cè)向油井初期產(chǎn)量遞減,關(guān)閉或轉(zhuǎn)注主向水淹油井后,產(chǎn)量和含水穩(wěn)定均10 a以上。

PQ油藏采用注水主流線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向呈0°,300 m×300 m正方形反九點井網(wǎng),同樣,也在投產(chǎn)1～2 a內(nèi),沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的油井全部發(fā)生暴性水淹,關(guān)閉主向水淹油井后,側(cè)向油井產(chǎn)量和含水到目前一直保持穩(wěn)定。

CYG油藏采用注水主流線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向呈22.5°,300 m×300 m正方形反九點井網(wǎng),在投產(chǎn)4～5 a內(nèi),沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力和與之呈較小角度的注水井排方向的油井陸續(xù)發(fā)生暴性水淹；而4個角井保持低產(chǎn)、原始低含水狀態(tài)。

1.2 特低滲透油藏水驅(qū)規(guī)律

基于以上多個特低滲透油藏開發(fā)特征認識不難發(fā)現(xiàn),當(dāng)注水壓力達到現(xiàn)今水平最小應(yīng)力時,首先沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向開啟注水動態(tài)裂縫,隨著注水壓力的升高,會依次開啟與之成較小角度的注采井連線方向裂縫[17-19]。

特低滲透油藏水驅(qū)規(guī)律受控于注水動態(tài)裂縫的開啟規(guī)律,如果油藏只開啟了單方向裂縫,主向油井水淹,轉(zhuǎn)注水淹油井后,側(cè)向油井產(chǎn)量、含水保持長期穩(wěn)定的開采特征具有普遍性。即特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)遵循“沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替”的水驅(qū)規(guī)律。水驅(qū)過程可劃分為主向造縫竄流和側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替階段。

圖1 不同類型油井生產(chǎn)特征曲線Fig.1 Production characteristics of different types of oil wellsa. 典型主向井生產(chǎn)特征曲線;b. 典型側(cè)向井生產(chǎn)特征曲線

主向造縫竄流階段：注入水憋壓并沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向造縫,導(dǎo)致該方向油井發(fā)生暴性水淹,產(chǎn)量迅速遞減、含水快速上升,該階段以主向裂縫竄流為主(圖2aⅠ段)。

側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替階段：關(guān)井或轉(zhuǎn)注現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向水淹油井后,沿注水動態(tài)裂縫形成高壓條帶,注入水開始沿裂縫側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替,側(cè)向油井及油藏產(chǎn)量、含水穩(wěn)定,該階段以裂縫側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替為主(圖2aⅡ段)。

如果油藏開啟了雙向裂縫,最大主應(yīng)力方向和與之呈較小角度的注采井排方向油井依次暴性水淹,導(dǎo)致油藏含水上升、油量遞減。關(guān)閉或轉(zhuǎn)注主向水淹油井后,由于仍存在其他井排方向注入水的無效循環(huán),導(dǎo)致油藏含水依然快速上升,產(chǎn)量持續(xù)下降,油藏難以穩(wěn)產(chǎn)(圖2b)。特低滲透油藏的開發(fā)必須控制非主向開啟裂縫,只主向開啟裂縫,遵循“主向裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替”的規(guī)律,才能實現(xiàn)油藏有效水驅(qū)開發(fā)。

WY油藏和PQ油藏的數(shù)值模擬研究亦表明[19]低滲透油藏水驅(qū)遵循“裂縫線性側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替”規(guī)律。雖然WY油藏和PQ油藏注水井排與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向呈不同角度,但剩余油均沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向裂縫側(cè)向呈條帶狀分布,且離裂縫側(cè)向距離越遠,含油飽和度越高。

另外,WY油藏加密調(diào)整試驗進一步驗證了模擬結(jié)果,部署在最大水平主應(yīng)力方向注采井連線上的8口井含水率均為100%,距離裂縫垂向80 m左右的井含水率為30%～40%,距離大于100 m井含水率在10%以內(nèi),為油藏原始含水。

綜合以上研究表明,特低滲透油藏在注水開發(fā)過程中,不可避免的導(dǎo)致現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫的開啟和延伸。注入水首先沿該方向裂縫竄流,導(dǎo)致注入水無效循環(huán),油藏基質(zhì)得不到有效驅(qū)替,水驅(qū)效果很差。但當(dāng)關(guān)閉或轉(zhuǎn)注該方向水淹油井后,沿注水動態(tài)裂縫形成高壓條帶,高壓條帶與側(cè)向低壓生產(chǎn)井排之間形成一定的注、采壓差,注入水便從高壓條帶向側(cè)向低壓生產(chǎn)井排驅(qū)替,側(cè)向油井產(chǎn)量、含水可保持長期穩(wěn)定,油藏便進入了沿該方向動態(tài)裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)有效驅(qū)替的狀態(tài),實現(xiàn)特低滲透油藏注水動態(tài)裂縫側(cè)向基質(zhì)的有效驅(qū)替。因此,注水動態(tài)裂縫是影響特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)效果的主控因素,特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)必須控制非主向開啟裂縫,同時遵循“沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替”的水驅(qū)規(guī)律。

2 特低滲透油藏不同類型井網(wǎng)轉(zhuǎn)換模式

遵循“主向注水動態(tài)裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替”的水驅(qū)規(guī)律,是實現(xiàn)油藏的有效驅(qū)替的關(guān)鍵。在對特低滲透油藏水驅(qū)規(guī)律認識的基礎(chǔ)上,形成了6種不同類型井網(wǎng)的最佳轉(zhuǎn)換模式。

2.1 注水主流線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向一致的井網(wǎng)轉(zhuǎn)化模式

1) 0°正方形反九點井網(wǎng)加密調(diào)整轉(zhuǎn)化模式

注水主流線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力呈0°，300 m×300 m反九點井網(wǎng),當(dāng)注水壓力達到現(xiàn)今最小水平主應(yīng)力時,沿現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向開啟裂縫,并逐漸延伸。當(dāng)注水動態(tài)裂縫貫穿主向油井,主向油井水淹,注入水在注、采井之間無效循環(huán),無法形成有效驅(qū)替。為形成有效驅(qū)替,轉(zhuǎn)注主向水淹油井,形成裂縫線性側(cè)向驅(qū)替。由于轉(zhuǎn)注后每個井組會有兩口主向油井的產(chǎn)量損失,且側(cè)向油水井排距為300 m,難以建立有效驅(qū)替,因此為彌補油井產(chǎn)量損失并保持合理油水井?dāng)?shù)比3,每個井組內(nèi)建議加密四口油井?；谏衔奶氐蜐B透油藏水驅(qū)及剩余油分布規(guī)律認識,提出沿主向裂縫兩側(cè)平行于水線加密；同時為建立有效側(cè)向驅(qū)替,排距縮小為150 m。最終300 m×300 m，0°正方形反九點井網(wǎng)加密轉(zhuǎn)化為300 m×150 m兩排注水井加三排油井的線性注水、側(cè)向驅(qū)替排狀井網(wǎng)(圖3a)。

圖2 不同裂縫開啟特征油藏產(chǎn)量、含水變化模式Fig.2 Production and water cut of reservoirs with different crack characteristicsa.開啟單方向裂縫油藏;b.開啟雙方向裂縫油藏 Ⅰ.沿裂縫驅(qū)替階段;Ⅱ.沿側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替階段

2) 0°反七點井網(wǎng)加密調(diào)整轉(zhuǎn)化模式

對于420 m×210 m的反七點井網(wǎng),當(dāng)最大主應(yīng)力方向油井水淹后轉(zhuǎn)注,形成排距為210 m的線性交錯井網(wǎng),但側(cè)向難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng),可加密調(diào)整為210 m×105 m線性注水、側(cè)向驅(qū)替井網(wǎng)(圖3b)。

3) 0°菱形反九點井網(wǎng)加密調(diào)整轉(zhuǎn)化模式

同0°正方形反九點井網(wǎng),當(dāng)主向油井水淹后即轉(zhuǎn)注,以減少注入水無效循環(huán)。開發(fā)實踐表明,排距為150,160和180 m的菱形反九點井網(wǎng)轉(zhuǎn)注水淹油井后,都能夠形成有效驅(qū)替,但為保持合理油水井?dāng)?shù)比3,提出一個井組內(nèi)沿注水動態(tài)裂縫側(cè)向加密4口新油井,形成沿注水動態(tài)裂縫線性注水,側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替的交錯排狀井網(wǎng)(圖3c1)；對于排距為220 m菱形反九點井網(wǎng),由于排距大,難以形成有效驅(qū)替,側(cè)向縮小排距加密,同時主向水線上加密兩口水井,變成井距為180 m,排距為150 m,兩排水井夾三排油井線性井網(wǎng)(圖3c2)。

2.2 注水主流線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向呈一定角度的井網(wǎng)轉(zhuǎn)化模式

1) 22.5°正方形反九點、單向縫開啟井網(wǎng)調(diào)整轉(zhuǎn)化模式

注水主流線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力呈22.5°的300 m×300 m反九點井網(wǎng),當(dāng)注水壓力達到現(xiàn)今最小水平主應(yīng)力時,最大水平主應(yīng)力方向開啟裂縫[17],跨井組油井水淹。轉(zhuǎn)注該方向水淹油井,同時側(cè)向加密兩口油井成為223 m×134 m線性側(cè)向驅(qū)替注采井網(wǎng)(圖4a)。

2) 22.5°正方形反九點、雙向縫開啟井網(wǎng)調(diào)整轉(zhuǎn)化模式

注水主流線與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力呈22.5°,300 m×300 m反九點井網(wǎng),當(dāng)注水壓力達到最小水平主應(yīng)力時,最大水平主應(yīng)力方向開啟裂縫[17]；當(dāng)注水壓力繼續(xù)增大時,與最大水平主應(yīng)力方向呈最小角度的注采井排方向又開啟裂縫。該類井網(wǎng)的調(diào)整轉(zhuǎn)化模式為：首先轉(zhuǎn)注最大水平主應(yīng)力方向的水淹油井,同時關(guān)閉注水井排方向水淹油井,形成沿現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向線性注水井網(wǎng)；沿現(xiàn)今最大主應(yīng)力水線側(cè)向均勻加密,形成223 m×134 m線性側(cè)向驅(qū)替注采井網(wǎng)(圖4b)。

圖3 0°井網(wǎng)加密調(diào)整轉(zhuǎn)化模式Fig.3 Infilling adjustment transformation mode of 0°well patterna. 0°正方形反九點井網(wǎng);b.0°反七點井網(wǎng);c.0°菱形反九點井網(wǎng)

3 特低滲透油藏不同滲流方式阻力對比

井網(wǎng)轉(zhuǎn)換帶來了滲流方式的轉(zhuǎn)換,滲流方式由平面徑向流變?yōu)槠矫嫫叫辛鱗20-25]。滲流方式的轉(zhuǎn)換可以大大減小滲流阻力,增加有效驅(qū)替壓力,有利于實現(xiàn)低滲透油藏的側(cè)向有效驅(qū)替,提高油井產(chǎn)量,增加驅(qū)油效率,是最佳的滲流方式。

3.1 不同驅(qū)替方式滲流阻力計算公式推導(dǎo)

應(yīng)用等滲流阻力法[26],計算平面徑向流和平行流滲流阻力,如圖5所示。

在面積注水系統(tǒng)的“單元”內(nèi)(圖5a),從注水井到生產(chǎn)井底的水驅(qū)油過程,可以劃分為兩個連續(xù)的滲流阻力區(qū)：一是從注水井供給前緣到生產(chǎn)坑道的均質(zhì)滲流區(qū),簡稱為外部阻力區(qū)。在該區(qū)內(nèi),流動系數(shù)保持不變,滲流阻力大小用R1表示；二是從生產(chǎn)坑道到生產(chǎn)井底的徑向滲流區(qū),簡稱為內(nèi)部阻力區(qū)。該區(qū)作用范圍的大小,取決于面積注水系統(tǒng)生產(chǎn)井距的大小。在該區(qū)滲流系數(shù)保持不變,滲流阻力的大小R2表示。因此,面積徑向驅(qū)替滲流阻力表示為：

(1)

由公式(1)可知,當(dāng)rei與rep相等時,滲流阻力可表示為：

(2)

(3)

由特低滲透油藏水驅(qū)規(guī)律研究可知,特低滲透油藏在注水開發(fā)過程中,不可避免的導(dǎo)致現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫的開啟和延伸,主向油井水淹。轉(zhuǎn)注水淹油井,可沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫形成高壓條帶。另外,側(cè)向油井間由于壓裂也形成了沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向的壓裂裂縫。

圖5 不同滲流方式滲流阻力區(qū)及流線示意圖Fig.5 Schematic diagram showing the seepage resistance zones and their flow lines in different seepage waysa.平面徑向流;b.平面平行流 pwi,pwp.注、采井井底流壓，MPa;d.井距，m;m.注采井?dāng)?shù)比；L.井排距

特低滲透油藏轉(zhuǎn)入裂縫線性側(cè)向驅(qū)替時,就相當(dāng)于注水裂縫與壓裂裂縫兩平行坑道間的平面平行流。其滲流阻力就只有外阻力,排狀注水驅(qū)替滲流總阻力公式(3)可變?yōu)椋?/p>

(4)

當(dāng)井距與排距相等時,線性井網(wǎng)油水井?dāng)?shù)比為1,則線性側(cè)向驅(qū)替滲流阻力即為：

(5)

式中：μ為流體粘度,mPa·s；K為儲層滲透率,10-3μm2；h為油層厚度,m；d為井距,m；L為注、采井排距,m；rwi為生產(chǎn)井半徑,m；rei為注水井折算半徑,m；rep為生產(chǎn)井折算半徑,m；n為井?dāng)?shù),口；m為注采井?dāng)?shù)比。

3.2 裂縫線性平行流與面積徑向流滲流阻力對比

由徑向滲流阻力公式(2)和平行滲流公式(5)可計算不同井網(wǎng)形式、不同井排距條件下平面徑向流和平面平行流驅(qū)替滲流阻力,計算結(jié)果詳見如下所示(表1)。

由計算結(jié)果可見,任何面積注水井網(wǎng)的驅(qū)替滲流阻力都大于相應(yīng)注、采井排距的裂縫線性井網(wǎng)的滲流阻力。如300 m×300 m正方形反九點井網(wǎng)滲流阻力是300 m排距裂縫線性驅(qū)替井網(wǎng)的2.08倍,也就是說,轉(zhuǎn)裂縫線性側(cè)向驅(qū)替后滲流阻力可減小一半、產(chǎn)量可提高一倍。因此,對于沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向開啟注水動態(tài)裂縫的特低滲透油藏,轉(zhuǎn)面積注水井網(wǎng)為裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替的線性井網(wǎng),可大大降低油藏驅(qū)替滲流阻力,增加側(cè)向驅(qū)替壓力梯度,有利于實現(xiàn)側(cè)向基質(zhì)有效驅(qū)替,增加驅(qū)油效率,提高單井產(chǎn)量,平面平行流是特低滲透油藏的最佳滲流方式。

表1 面積徑向滲流阻力/裂縫線性側(cè)向平行流滲流阻力倍數(shù)Table 1 Table showing multiple of area radial seepage resistance/crack linear lateral parallel flow resistance

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

WY油藏采用22.5°正方形反九點注采井網(wǎng),最大主應(yīng)力方向油井水淹后沒有及時關(guān)閉或轉(zhuǎn)注,導(dǎo)致油井含水一直上升,注入水無效循環(huán),產(chǎn)量遞減到1.0 t/d,水驅(qū)采收率也不足16%。

轉(zhuǎn)注裂縫水淹油井,井網(wǎng)轉(zhuǎn)換為裂縫線性注水、側(cè)向驅(qū)替后,實現(xiàn)了井網(wǎng)與注水動態(tài)裂縫匹配一致,不僅避免了動態(tài)裂縫導(dǎo)致的注入水無效循環(huán),也消除了動態(tài)裂縫對儲層非均質(zhì)性的影響,擴大了水驅(qū)波及程度。數(shù)值模擬研究表明,由于原井網(wǎng)注入水沿注水動態(tài)裂縫從油井產(chǎn)出,形成無效循環(huán),水驅(qū)波及范圍小,平面波及系數(shù)只有44.8%；當(dāng)轉(zhuǎn)注水淹油井,轉(zhuǎn)裂縫線性注水側(cè)向驅(qū)替后,水驅(qū)波及范圍大大提高,平面波及系數(shù)為88%,提高了43.2%。

現(xiàn)場生產(chǎn)實踐也證明井網(wǎng)轉(zhuǎn)換為裂縫線性注水后,更有利于側(cè)向油井建立有效驅(qū)替。油藏平均單井產(chǎn)量由井網(wǎng)調(diào)整前的不足1.0 t/d上升為2.0 t/d左右,為井網(wǎng)轉(zhuǎn)換前的2倍以上(圖6a)。水驅(qū)采收率預(yù)計可由井網(wǎng)調(diào)整前的15.7%提高到35%(圖6b)。因此,“沿現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向裂縫線性注水側(cè)向驅(qū)替”是特低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)的最佳驅(qū)替模式。

圖6 WY油藏開采特征和采收率預(yù)測曲線Fig.6 Curves showing production characteristics and recovery efficiency prediction for oil reservoir WYa. WY油藏開采特征曲線;b. WY油藏含水與采出程度關(guān)系曲線

5 結(jié)論

1) 在注水開發(fā)過程中,特低滲透油藏會首先沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注、采井間開啟注水動態(tài)裂縫,隨著注水壓力的升高,或?qū)㈤_啟與之成最小角度的注采井連線方向裂縫,導(dǎo)致注入水沿裂縫方向注采井無效循環(huán),造成油藏水驅(qū)開發(fā)效果很差。

2) 通過井網(wǎng)模式轉(zhuǎn)化,實現(xiàn)井網(wǎng)與注水動態(tài)裂縫匹配,利用現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫建立側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替,從而實現(xiàn)了滲流方式的轉(zhuǎn)化。這種轉(zhuǎn)化不僅能夠避免注水動態(tài)裂縫導(dǎo)致的注入水無效循環(huán),消除裂縫對儲層的非均質(zhì)性影響,擴大波及,又能大大降低驅(qū)替滲流阻力,增加有效驅(qū)替壓力梯度,提高驅(qū)油效率和單井產(chǎn)量。

3) 堅持“造主向縫、避側(cè)向縫”的原則,建立沿現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向注水動態(tài)裂縫線性注水、側(cè)向基質(zhì)驅(qū)替模式,對發(fā)展特低滲透油藏裂縫線性側(cè)向驅(qū)替理論具有非常重要的意義。