CN103993876B - 一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法，应用于石油钻采技术领域，该方法包括：配制待测缓膨颗粒溶液；制备长条状的胶结人造岩心；分别在初次水驱时、注入待测缓膨颗粒溶液时以及再次水驱时记录各测压点的压力示数值，计算初次水驱时、注入待测缓膨颗粒溶液时以及再次水驱时各岩心段对应的渗透率；分析各岩心段的渗透率变化情况；确定待测缓膨颗粒溶液在待测油藏地层中的注入能力；确定待测缓膨颗粒溶液注入待测油藏地层的有效调剖距离；建立待检测的缓膨颗粒溶液浓度和缓膨颗粒粒径、待测油藏地层的参数、注入能力以及有效调剖距离之间的对应关系。本发明为特定油藏地层选择合适的缓膨颗粒提供了可靠的依据，有利于提高调剖堵水的效率。

Description

一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法

技术领域

本发明涉及石油钻采技术领域，具体地，涉及一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法。

背景技术

随着油田开发的深入，中国陆相油田的综合含水逐年升高，高渗透油层出水严重，低渗透油层生产潜力难以发挥，主要原因是长期的高强度注水造成油藏的高渗透层中形成了窜流通道，注入水沿窜流通道指进进入生产井，形成了无效循环，含水率上升，产量下降。因此调剖改善注入水剖面已经成为当务之急。

近井地带由于长年高强度注入水冲刷，已经形成了严重的裂缝和高渗透带，而在调剖施工过程中，注入的调剖剂往往会沿裂缝窜流造成调剖失效，因此需要一种可以对近井地带的超高渗透层和裂缝实行高强度封堵的调剖剂，缓膨颗粒正是一种针对这种情况开发的调剖调驱剂。

研究缓膨颗粒的油藏适应性对注水井调剖具有非常重要的意义，但目前还没有专门针对缓膨颗粒油藏适应性方面的研究。

发明内容

本发明实施例的主要目的在于提供一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法，以提供一种在实验室条件下通过模拟缓膨颗粒溶液调剖堵水过程来确定缓膨颗粒油藏适应性的技术。

为了实现上述目的，本发明实施例提供一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法，包括：

根据待检测的缓膨颗粒溶液浓度和缓膨颗粒粒径，配制待测缓膨颗粒溶液；

制备长条状的胶结人造岩心，沿所述胶结人造岩心的长度方向设置多个测压点，并在所述各测压点处装设压力传感器；其中，所述胶结人造岩心用于模拟待测油藏地层，所述的多个测压点至少包括位于所述胶结人造岩心前端部的测压点；

对所述胶结人造岩心抽真空；

利用地层水对所述胶结人造岩心进行初次水驱，并当所述各测压点处的压力传感器的示数稳定时记录压力示数值；其中，所述地层水的矿化度与所述待测油藏地层的矿化度相同；

从所述胶结人造岩心的前端部注入所述待测缓膨颗粒溶液，当所述各测压点处的压力传感器的示数再次稳定时记录压力示数值；

利用所述地层水对所述胶结人造岩心进行再次水驱，当所述各测压点处的压力传感器的示数再次稳定时记录压力示数值；

根据达西公式，利用所述初次水驱过程中记录的压力示数值计算初次水驱时所述胶结人造岩心各岩心段的渗透率，利用注入所述待测缓膨颗粒溶液过程中记录的压力示数值计算注入所述待测缓膨颗粒溶液时所述胶结人造岩心各岩心段的渗透率，利用所述再次水驱过程中记录的压力示数值计算再次水驱时所述胶结人造岩心各岩心段的渗透率，其中，所述岩心段为所述胶结人造岩心中相邻两个测压点间包括的岩心；

根据所述各岩心段分别在注入所述待测缓膨颗粒溶液时和初次水驱时的渗透率，确定所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力；

根据所述各岩心段分别在再次水驱时和初次水驱时的渗透率，确定所述待测缓膨颗粒溶液注入所述待测油藏地层的有效调剖距离；

建立所述待检测的缓膨颗粒溶液浓度和缓膨颗粒粒径、待测油藏地层的参数、注入能力以及有效调剖距离之间的对应关系。

借助于上述技术方案，本发明在实验室条件下模拟了缓膨颗粒溶液注入油藏地层进行调剖堵水的过程，利用胶结人造岩心在初次水驱、注入缓膨颗粒溶液以及再次水驱过程中各测压点处的压力值计算各岩心段的渗透率，并通过对比初次水驱、注入缓膨颗粒溶液以及再次水驱过程中各岩心段的渗透率变化情况，确定缓膨颗粒溶液的油藏注入能力以及有效调剖距离，最终得到缓膨颗粒溶液的浓度及缓膨颗粒粒径大小、油藏地层参数、注入能力以及有效调剖距离之间的对应关系，本发明能够为实际油田生产中进行的调剖堵水提供有效的数据基础，为特定油藏地层选择合适的缓膨颗粒提供了可靠的依据，有利于提高调剖堵水的效率。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明提供的评价缓膨颗粒油藏适应性的方法流程示意图；

图2是本发明提供的一种制备长距离胶结人造岩心的方法流程示意图；

图3是本发明制作的一种胶结人造岩心示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法，如图1所示，该方法包括如下步骤：

步骤S101，根据待检测的缓膨颗粒溶液浓度和缓膨颗粒粒径，配制待测缓膨颗粒溶液。该步骤的具体过程为：根据研究需要确定缓膨颗粒的粒径大小以及缓膨颗粒溶液的浓度，计算所需的聚合物溶剂用量，将具有这种设定粒径大小的缓膨颗粒放入聚合物溶剂中配置出具有设定浓度的缓膨颗粒溶液。其中，聚合物溶剂可采用部分水解的聚丙烯酰胺溶剂。

步骤S102，制备长条状的胶结人造岩心，沿所述胶结人造岩心的长度方向设置多个测压点，并在所述各测压点处装设压力传感器；其中，所述胶结人造岩心用于模拟待测油藏地层，所述的多个测压点至少包括位于所述胶结人造岩心前端部的测压点。

具体的，该步骤可以采用石英砂环氧树脂胶结、石英砂填砂模型、石英砂磷酸铝胶等方法制备胶结人造岩心，对此本发明不作具体限定。

实际油田生产中利用缓膨颗粒溶液进行调剖堵水的前提是长期注水造成油藏形成了具有窜流通道的高渗透层，基于此，本发明要在实验室条件下模拟缓膨颗粒溶液注入油藏地层的调剖堵水过程，就需要在实验室条件下制备胶结人造岩心以模拟具有一定渗透率的油藏地层；另外，为了尽可能真实地模拟缓膨颗粒溶液在油藏地层中的长距离渗流过程，本发明所制备胶结人造岩心应具备相当的长度。

考虑到实验室条件下制备长距离胶结人造岩心的复杂程度，本发明提供以下一种方便在实验室条件下制备长距离胶结人造岩心的方法，如图2所示，该方法具体包括：

步骤S201，制作长方体状、均质的胶结人造岩心，该胶结人造岩心的渗透率、孔喉比、孔隙密度分别与所述待测油藏地层的渗透率、孔喉比、孔隙密度一致；

步骤S202，选取所述长方体状胶结人造岩心上正对的两个面，分别对所述两个面沿其垂直方向进行割缝，形成多个缝隙，所述多个缝隙相互平行，且对其中一个面割缝形成的缝隙与对其中另一个面形成的缝隙互相间隔；

步骤S203，将所述割缝后的胶结人造岩心放入模具中，并浇入环氧树脂和固化剂以密封所述各缝隙。

图3所示的胶结人造岩心即为根据上述方法制备，其具体制作过程如下：首先，制备一尺寸为60cm(长)×60cm(宽)×4.5cm(高)的均质胶结人造岩心；然后，在该60cm(长)×60cm(宽)×4.5cm(高)的胶结人造岩心上选择两个正对的面，并分别垂直于这两个面进行割缝，割缝过程中每隔5cm进行一次割缝，从而在胶结人造岩心上形成11个平行的缝隙，将垂直于其中一个面割缝形成的缝隙记为A，将垂直于另一个面割缝形成的缝隙记为B，则缝隙A和B相互间隔，且两个相邻的缝隙A和B间距为5cm；最后，将割缝后的胶结人造岩心放入模具中，并浇入环氧树脂和一定比例的固化剂，静置72小时，以密封所述各缝。经过上述各步骤之后，该胶结人造岩心实际成为一个由12块60cm(长)×5cm(宽)×4.5cm(高)的均质岩心串接形成的长距离岩心，其岩心长度为720cm，足以模拟长距离的真实油藏地层。

该步骤中装设压力传感器的过程具体为：从长条状胶结人造岩心的前端部开始，沿着胶结人造岩心的长度方向每隔一定距离设置一个测压点，并在各测压点打孔，将压力传感器插入孔中，再将孔密封好。相邻两个测压点的间距可以根据实际需要进行设定，但间距设置的如果过小，则相邻的两个压力传感器示数变化不大，对研究长度方向的压力变化意义不大。

为了达到所制备的胶结人造岩心能够模拟出油藏地层的渗透率，在制备过程中可以在所用的岩心基质中加入适量有助于提高缓膨颗粒注入能力的无机盐颗粒。其中，所加入的无机盐应为常温下为晶体、高温下不易融化(以避免在制作岩心的高温下融化)但遇水易溶解的无机盐。可选地，本发明可选择氯化钠NaCl、氯化镁MgCl₂、氯化钙CaCl₃中的至少一种加入岩心基质中，以使最终形成的胶结人造岩心渗透率与所述待测油藏地层的渗透率一致。较佳的，所选的无机盐颗粒与所述胶结人造岩心基质的质量比为1:3，且无机盐颗粒的直径大于等于所用缓膨颗粒直径的1/3。

需要说明的是，在实施本发明时，可以根据实际情况去选择合适的无机盐，以达到所制备的胶结人造岩心能够模拟出具有一定渗透率的油藏地层的目的，本发明对所采用的无机盐不作具体限定，即以下说明仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，选择其它任何无机盐均应包含在本发明的保护范围之内。

步骤S103，对所述胶结人造岩心抽真空。

具体的，该步骤中对胶结人造岩心抽真空至一设定压强大小(例如为-0.1Mpa)，并保持该压强不渗不漏若干小时(例如为8小时)，以确保胶结人造岩心处于真空状态。

步骤S104，利用地层水对所述胶结人造岩心进行初次水驱，并当所述各测压点处的压力传感器的示数稳定时记录压力示数值；其中，所述地层水的矿化度与所述待测油藏地层的矿化度相同。

具体的，该步骤需要先配制与所述待测油藏地层的矿化度相同的地层水，然后从胶结人造岩心的前端部注入地层水，直至完全饱和且各测压点处的压力传感器的示数稳定，记录下此时各个压力传感器的压力示数值。

步骤S105，从所述胶结人造岩心的前端部注入所述待测缓膨颗粒溶液，当所述各测压点处的压力传感器的示数再次稳定时记录压力示数值。

具体的，由于步骤S104已经进行初次水驱，因此该步骤中注入的缓膨颗粒溶液会驱替原先胶结人造岩心中的水，达到调剖堵水的目的。

步骤S106，利用所述地层水对所述胶结人造岩心进行再次水驱，当所述各测压点处的压力传感器的示数再次稳定时记录压力示数值。

步骤S107，根据达西公式，利用所述初次水驱过程中记录的压力示数值计算初次水驱时所述胶结人造岩心各岩心段的渗透率，利用注入所述待测缓膨颗粒溶液过程中记录的压力示数值计算注入所述待测缓膨颗粒溶液时所述胶结人造岩心各岩心段的渗透率，利用所述再次水驱过程中记录的压力示数值计算再次水驱时所述胶结人造岩心各岩心段的渗透率，其中，所述岩心段为所述胶结人造岩心中相邻两个测压点间包括的岩心。

具体的，该过程所采用的达西公式如下：

K＝1000×L×μ×Q/(60×g×A×△P)

其中，K-渗透率，mD；

L-岩心段(相邻两个测压点间包括的岩心)长度，cm；

μ-注入液体(地层水或缓膨颗粒溶液)的粘度，cp；

Q-流量，ml/min；

g-重力加速度；

A-岩心截面积，cm²；

△P-相邻测压点间的压力差(即相邻两个压力传感器压力示数值之差)，MPa。

步骤S108，根据所述各岩心段分别在注入所述待测缓膨颗粒溶液时和初次水驱时的渗透率，确定所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力。

注入缓膨颗粒过程中岩心的渗透率会相比初次水驱时有所下降，若下降幅度小，则调剖体系注入顺利，说明其注入能力好，应用在现场将会降低注入事故发生的概率。基于此，分析注入所述待测缓膨颗粒溶液时各岩心段的渗透率相比初次水驱时各岩心段的渗透率的下降情况，就可以评价待测缓膨颗粒溶液在待测油藏地层中的注入能力。

优选的，可以选择注入缓膨颗粒后第一岩心段的渗透率相比初次水驱时该段渗透率的下降情况作为评价缓膨颗粒注入能力的标准，其中，所述第一岩心段为位于所述胶结人造岩心前端部的测压点与其相邻测压点间包括的岩心。

具体的，该步骤具体包括：

计算第一岩心段分别在注入所述待测缓膨颗粒溶液时和初次水驱时的渗透率的比值；

若该比值小于等于第一参考值，则将所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力确定为优良；

若该比值小于等于第二参考值且大于第一参考值，则将所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力确定为中等；其中，所述第一参考值和第二参考值均为正数，且第一参考值小于第二参考值；

若该比值大于第二参考值，则将所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力确定为差。

上述过程可以根据实际的油田开发情况选择合适的第一参考值和第二参考值来评价待测缓膨颗粒溶液的注入能力，优选的，本发明提供一种选择：第一参考值为0.1，第二参考值为0.5。

需要说明的是，在实施本发明时，为了达到真实评价待测缓膨颗粒溶液注入能力的目的，可以根据实际情况去选择合适的第一参考值、第二参考值，而不必局限于本发明所给的参考值0.1、0.5，本发明对所选择的参考数值不作具体限定，即以上说明仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，选择其它任何参考数值均应包含在本发明的保护范围之内。

步骤S109，根据所述各岩心段分别在再次水驱时和初次水驱时的渗透率，确定所述待测缓膨颗粒溶液注入所述待测油藏地层的有效调剖距离。

由于缓膨颗粒溶液的吸附滞留，沿着注入的方向，缓膨颗粒在胶结人造岩心中的浓度将逐渐变小，最终在胶结人造岩心的某一位置处浓度将变为零(以下称为停止点)，从注入起始点至该停止点之间的岩心由于有缓膨颗粒的存在，能起到明显的调剖堵水作用，但是调剖堵水效果随沿程缓膨颗粒浓度的下降将会减弱,离注入端较远的岩心段则由于缓膨颗粒浓度过低，也就不能起到明显的调剖堵水作用；再次水驱时渗透率会比初次水驱时有所下降，而且距离注入端越远，渗透率下降的幅度将会越来越小，分析再次水驱时各岩心段渗透率相比初次水驱时各岩心段渗透率下降幅度的变化情况，就可以评价待测缓膨颗粒溶液注入待测油藏地层的有效调剖距离。

具体的，该步骤具体包括：

计算所述各岩心段分别在再次水驱时和初次水驱时的渗透率的比值，若该比值大于等于第三参考值，则将该岩心段对应的测压点确定为有效调剖测压点；其中，所述第三参考值为正数；

将位于所述胶结人造岩心前端部的测压点与各有效调剖测压点的最远间隔距离确定为所述待测缓膨颗粒溶液注入所述待测油藏地层的有效调剖距离。

上述过程可以根据实际的油田开发情况选择合适的第三参考值来评价待测缓膨颗粒溶液的有效调剖距离，优选的，本发明提供一种选择：第三参考值为10。

需要说明的是，在实施本发明时，为了达到真实评价待测缓膨颗粒溶液注入能力的目的，可以根据实际情况去选择合适的第三参考值，而不必局限于本发明所给的参考值10，本发明对所选择的参考数值不作具体限定，即以上说明仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，选择其它任何参考数值均应包含在本发明的保护范围之内。

步骤S110，建立所述待检测的缓膨颗粒溶液浓度和缓膨颗粒粒径、待测油藏地层的参数、注入能力以及有效调剖距离之间的对应关系。

优选的，该步骤中待测油藏地层的参数包括渗透率、孔隙尺度、地层水矿化度中的至少一种。

具体实施时，根据实际研究的需要，可选择多种不同粒径大小的缓膨颗粒，制作多种不同浓度的缓膨颗粒溶液，针对待研究的特定油藏地层重复上述步骤S101～S111，可得到多组待测缓膨颗粒溶液的浓度及缓膨颗粒粒径(分别对应待检测的缓膨颗粒溶液浓度和缓膨颗粒粒径)、待测油藏地层参数、注入能力以及有效调剖距离之间的对应关系，为实际油田生产中进行的调剖堵水提供有效的数据基础，为特定油藏地层选择合适的缓膨颗粒提供了可靠的依据。

需要说明的是，上述步骤S101配制待测缓膨颗粒溶液与上述步骤S102制备长条状的胶结人造岩心的顺序可以互换，本发明对其顺序不作具体限定，即以上说明仅为本发明的一种具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围。

实施例一

本实施例是对0.2mm粒径的缓膨颗粒调剖剂进行油藏适应性评价，具体过程如下：

步骤1.根据待研究的油藏地层的各项特征(如渗透率、孔喉比、孔隙密度等)，制备如图3所示的胶结人造岩心，尺寸为720cm(长)×5cm(宽)×4.5cm(高)。

步骤2.利用0.2mm粒径的缓膨颗粒配置浓度为3000ppm的缓膨颗粒溶液，所用溶剂是聚合物溶液，聚合物是部分水解聚丙烯酰胺，分子量2000万，浓度是1200mg/L。

步骤3.在常温环境下，将胶结人造岩心抽真空至-0.1MPa，检查模型不渗不漏并保持8个小时。

步骤4.利用与待研究油藏地层矿化度相同的地层水对胶结人造岩心进行初次水驱，待完全饱和地层水后，记录压力传感器示数稳定时的压力示数值。

步骤5.注入缓膨颗粒溶液直至各个压力传感器的示数稳定，记录各个压力传感器的压力示数值。

步骤6.利用上述地层水对胶结人造岩心进行再次水驱，直至各个压力传感器的示数稳定时记录压力示数值；

步骤7.根据达西公式，利用初次水驱过程中记录的压力示数值计算初次水驱时胶结人造岩心各岩心段的渗透率，利用注入缓膨颗粒溶液过程中记录的压力示数值计算注入缓膨颗粒溶液时胶结人造岩心各岩心段的渗透率，利用再次水驱过程中记录的压力示数值计算再次水驱时胶结人造岩心各岩心段的渗透率；

步骤8.根据所述各岩心段分别在注入所述待测缓膨颗粒溶液时和初次水驱时的渗透率，确定所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力；

步骤9.根据所述各岩心段分别在再次水驱时和初次水驱时的渗透率，确定所述待测缓膨颗粒溶液注入所述待测油藏地层的有效调剖距离；

步骤10..建立缓膨颗粒溶液的浓度及缓膨颗粒粒径、待研究油藏地层的参数、注入能力以及有效调剖距离之间的对应关系。

实施例二

本实施例是对0.5mm粒径的缓膨颗粒调剖剂进行油藏适应性评价，与实施例一相比，除所选择的缓膨颗粒粒径更改为0.5mm以外，重复实施例一中的步骤1～11。

本发明在实验室条件下模拟了缓膨颗粒溶液注入油藏地层进行调剖堵水的过程，利用胶结人造岩心在初次水驱、注入缓膨颗粒溶液以及再次水驱过程中各测压点处的压力值计算各岩心段的渗透率，并通过对比初次水驱、注入缓膨颗粒溶液以及再次水驱过程中各岩心段的渗透率变化情况，确定缓膨颗粒溶液的油藏注入能力以及有效调剖距离，最终得到缓膨颗粒溶液的浓度及缓膨颗粒粒径大小、油藏地层参数、注入能力以及有效调剖距离之间的对应关系，本发明能够为实际油田生产中进行的调剖堵水提供有效的数据基础，为特定油藏地层选择合适的缓膨颗粒提供了可靠的依据，有利于提高调剖堵水的效率。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种评价缓膨颗粒油藏适应性的方法，其特征在于，包括：

根据待检测的缓膨颗粒溶液浓度和缓膨颗粒粒径，配制待测缓膨颗粒溶液；

制备长条状的胶结人造岩心，沿所述胶结人造岩心的长度方向设置多个测压点，并在所述各测压点处装设压力传感器；其中，所述胶结人造岩心用于模拟待测油藏地层，所述的多个测压点至少包括位于所述胶结人造岩心前端部的测压点；

对所述胶结人造岩心抽真空；

利用地层水对所述胶结人造岩心进行初次水驱，并当所述各测压点处的压力传感器的示数稳定时记录压力示数值；其中，所述地层水的矿化度与所述待测油藏地层的矿化度相同；

从所述胶结人造岩心的前端部注入所述待测缓膨颗粒溶液，当所述各测压点处的压力传感器的示数再次稳定时记录压力示数值；

利用所述地层水对所述胶结人造岩心进行再次水驱，当所述各测压点处的压力传感器的示数再次稳定时记录压力示数值；

根据达西公式，利用所述初次水驱过程中记录的压力示数值计算初次水驱时所述胶结人造岩心各岩心段的渗透率，利用注入所述待测缓膨颗粒溶液过程中记录的压力示数值计算注入所述待测缓膨颗粒溶液时所述胶结人造岩心各岩心段的渗透率，利用所述再次水驱过程中记录的压力示数值计算再次水驱时所述胶结人造岩心各岩心段的渗透率，其中，所述岩心段为所述胶结人造岩心中相邻两个测压点间包括的岩心；

根据所述各岩心段分别在注入所述待测缓膨颗粒溶液时和初次水驱时的渗透率，确定所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力；

根据所述各岩心段分别在再次水驱时和初次水驱时的渗透率，确定所述待测缓膨颗粒溶液注入所述待测油藏地层的有效调剖距离；

建立所述待检测的缓膨颗粒溶液浓度和缓膨颗粒粒径、待测油藏地层的参数、注入能力以及有效调剖距离之间的对应关系。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的根据所述各岩心段分别在注入所述待测缓膨颗粒溶液时和初次水驱时的渗透率，确定所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力，具体包括：

计算第一岩心段分别在注入所述待测缓膨颗粒溶液时和初次水驱时的渗透率的比值；其中，所述第一岩心段为位于所述胶结人造岩心前端部的测压点与其相邻测压点间包括的岩心；

若该比值小于等于第一参考值，则将所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力确定为优良；

若该比值小于等于第二参考值且大于第一参考值，则将所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力确定为中等；其中，所述第一参考值和第二参考值均为正数，且第一参考值小于第二参考值；

若该比值大于第二参考值，则将所述待测缓膨颗粒溶液在所述待测油藏地层中的注入能力确定为差。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述的第一参考值为0.1，第二参考值为0.5。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的根据所述各岩心段分别在再次水驱时和初次水驱时的渗透率，确定所述待测缓膨颗粒溶液注入所述待测油藏地层的有效调剖距离，具体包括：

计算所述各岩心段分别在再次水驱时和初次水驱时的渗透率的比值，若该比值大于等于第三参考值，则将该岩心段对应的测压点确定为有效调剖测压点；其中，所述第三参考值为正数；

将位于所述胶结人造岩心前端部的测压点与各有效调剖测压点的最远间隔距离确定为所述待测缓膨颗粒溶液注入所述待测油藏地层的有效调剖距离。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述的第三参考值为10。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的制备长条状的胶结人造岩心，具体包括如下步骤：

制作长方体状、均质的胶结人造岩心，该胶结人造岩心的渗透率、孔喉比、孔隙密度分别与所述待测油藏地层的渗透率、孔喉比、孔隙密度一致；

选取所述长方体状胶结人造岩心上正对的两个面，分别对所述两个面沿其垂直方向进行割缝，形成多个缝隙，所述多个缝隙相互平行，且对其中一个面割缝形成的缝隙与对其中另一个面形成的缝隙互相间隔；

将所述割缝后的胶结人造岩心放入模具中，并浇入环氧树脂和固化剂以密封所述各缝隙。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述的制作长方体状、均质的胶结人造岩心过程包括：加入无机盐颗粒以使所述胶结人造岩心的渗透率与所述待测油藏地层的渗透率一致。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述的无机盐为氯化钠NaCl、氯化镁MgCl₂、氯化钙CaCl₂中的至少一种。

9.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述无机盐颗粒与所述胶结人造岩心基质的质量比为1:3，且所述无机盐颗粒的直径大于或等于所述缓膨颗粒粒径的1/3。

10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述待测油藏地层的参数包括渗透率、孔隙尺度、地层水矿化度中的至少一种。