CN105545267A - 一种实现变渗流阻力驱油的方法 - Google Patents

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    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons

Abstract

本发明涉及的是一种实现变渗流阻力驱油的方法，这种实现变渗流阻力驱油的方法：一、针对实际储层为纵向非均质的储层，测试其不同渗透层的储层结构参数：二、结合实际储层的破裂压力、注入压力、压力梯度，进行不同注入体系在不同孔喉条件下的推进匹配监测实验，评价不同注入体系的注入能力：三、确定变渗流阻力驱油所需要注入的注入体系的类型及注入顺序，实现驱替前缘近平行推进：四、进行变渗流阻力驱油并进行效果评价。本发明不仅能够测试不同驱替剂体系在不同渗透层的驱替前缘的位置，为变渗流阻力驱油方案的设计提供参考，进而实现变渗流阻力驱油，更重要的是能够实现驱替前缘接近平行推进，从而大幅度提高最终采收率。

Description

一种实现变渗流阻力驱油的方法
技术领域
本发明涉及原油采收率技术领域，具体涉及一种实现变渗流阻力驱油的方法。
背景技术
目前，我国绝大多数油田主力区块都已进入高含水阶段，虽然某些区块进行了聚合物驱、三元复合驱等化学驱方法，但仍面临着如何进一步提高采收率的严峻问题。据统计，我国油井生产平均含水已达80%以上，东部地区一些老油田含水甚至己达90%以上，高含水期剩余油极为分散，增储上产、稳油控水的难度越来越大。其特点主要有：①勘探开发程度高，新增储量日益困难，剩余储量可动用性较差；②注水开发油田“三高二低”矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低；③油田地质情况复杂，水驱油过程不均匀，大部分油田仍有60%左右的剩余油残留在地下。因此化学驱提高采收率研究摆到更加迫切的位置。在这方面国内虽然进行了大量的研究，也针对水驱后高含水油藏存在的问题进行了大量的研究，但还存在一定的不足。
变渗流阻力驱油是解决水驱后高含水油藏存在的问题及进一步挖潜剩余油的最有效的方法之一，所谓的变渗流阻力驱油方法是指采用渗流阻力不同的体系注入渗透率不同的非均质油藏，实现在平面或纵向上均匀推进、扩大波及体积，或控制非均质油层注聚合物阶段的剖面返转、提高中低渗透层的动用程度，或在扩大波及体积的同时提高驱油效率等目的，从而大幅度提高原油的最终采收率。现有的变渗流阻力驱油技术大多以分质分注为主，但是在相同压差下高渗层的渗流速度较快，且由于注入剂粘度逐渐变低或液气交替等原因，使得中低渗透层推进速度变快，从而无法实现驱替前缘接近平行推进。
发明内容
本发明的目的是提供实现变渗流阻力驱油的方法，它用于解决现有的变渗流阻力驱油技术无法实现驱替前缘接近平行推进，不能实现大幅度提高最终采收率的问题。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：这种实现变渗流阻力驱油的方法：
一、针对实际储层为纵向非均质的储层，测试其不同渗透层的储层结构参数：
（1）根据实际储层的非均质情况，确定实际储层的分层情况及各层的渗透率K1、K2、K3…Kn，n的值为实际储层的层数；
（2）在实际储层的不同渗透层取渗透率分别为K1、K2、K3…Kn的圆柱形均质岩心；
（3）用GELightSpeedPlusCT扫描机扫描渗透率为K1的天然岩心，扫描岩心后在计算机上显示该样品的三维立体图像；
（4）利用步骤（3）中得到的三维立体图像并使用计算机确定渗透率为K1的天然岩心的孔喉比、配位数、孔喉尺寸等基本储层结构参数；
（5）重复步骤（3）、（4），确定渗透率为K2、K3…Kn的天然岩心的孔喉比、配位数、孔喉尺寸等基本储层结构参数；
二、结合实际储层的破裂压力、注入压力、压力梯度，进行不同注入体系在不同孔喉条件下的推进匹配监测实验，评价不同注入体系的注入能力：
（1）确定适合该实际储层的驱替剂的体系的个数；
所确定的驱替剂体系的个数与实际储层的不同渗透层的层数n相同；
（2）利用测试驱替剂体系驱替前缘实验装置测试不同的驱替剂体系在不同储层条件下，即渗透率分别为K1、K2、K3…Kn，在实际储层的压力梯度下能够实现最远驱替前缘的位置及对应的驱替剂体系的注入量，该测试实验需要制作分别与天然岩心的不同渗透层的储层结构参数完全相同的人造均质岩心，不同渗透层是指渗透率分别为K1、K2、K3…Kn的不同储层，该人造均质岩心带有电极，电极在人造岩心上端面成对分布，每根电极的间距为1cm，人造均质岩心所需要的电极插入深度一般为岩心厚度的二分之一；驱替前缘的位置即为距离岩心注入端最远处含油饱和度发生大幅度变化的位置，而含油饱和度与电阻存在正相关性，因此通过确定岩心各处的电阻的变化便可确定该处含油饱和度也发生了变化，从而确定驱替前缘的位置，驱替前缘的位置即为电阻值发生大幅度变化的位置；
三、确定变渗流阻力驱油所需要注入的注入体系的类型及注入顺序，实现驱替前缘近平行推进：
（1）根据不同注入体系在不同渗透层的推进情况，确定所需要注入的注入体系的类型；
根据不同注入体系在不同渗透层的推进情况即不同驱替剂体系在不同渗透率条件下的驱替前缘的位置，在实际储层压力梯度下选择能够在各个渗透层中实现最远驱替前缘的不同驱替剂体系及其对应的注入量，从而确定在地层压力达到地层破裂压力前所需要注入的注入体系的类型及其对应的注入量，其中所需要注入的注入体系的类型的个数与实际储层的不同渗透层的个数一致。
（2）根据不同注入体系的注入能力，确定各个不同驱替剂体系的注入顺序。
根据测得的不同驱替剂体系在不同渗透层的驱替前缘的位置，确定实际非均质储层能够实现近平行推进的驱替前缘的位置，该位置为在高、中、低三个渗透层均能够达到的最远的驱替前缘的位置。
为实现驱替前缘近平行推进，确定各个不同驱替剂体系的注入顺序为：在地层压力尚未达到地层破裂压力前，首先注入能够在高渗层条件下达到最远驱替前缘的驱替剂体系，扩大高渗层的波及体积且封堵高渗层；然后注入能够在较高层条件下达到最远驱替前缘的驱替剂体系，此时最高渗层已被先前注入的驱替剂体系封堵，注入的驱替剂体系主要沿着渗透率较高层向前驱替，从而扩大了该渗透层的波及体积；最后按照上述方法依次向天然岩心中注入不同的驱替剂体系，从而达到依次扩大各渗透层波及体积的目的，各个驱替剂体系在对应渗透层的注入量与其在对应渗透层达到最远驱替前缘的注入量一致。
四、进行变渗流阻力驱油并进行效果评价：
采用与实际储层参数完全相同的带有电极人造非均质岩心进行变渗流阻力驱油实验，该人造非均质岩心中，电极分别插在各个不同渗透层的中间部位，电极布设点相对于所述的人造均质岩心较少且成对布设，应达到监测各个不同渗透层不同位置的电阻值；利用变渗流阻力驱油实验装置进行变渗流阻力驱油，并绘制最终的电阻值变化的分布图，进而分析对应位置含油饱和度的分布及变化情况，最终评价所确定的变渗流阻力驱油方案的效果。
上述方案中人造均质岩心的入口端和出口端分别设置有连接孔，连接孔内有内螺纹，垫片设置在连接孔处，内螺纹能够实现岩心与其它仪器间的密封连接，垫片用以与其它仪器之间的连接。
上述方案中测试驱替剂体系驱替前缘实验装置包括饱和水恒压恒速泵、饱和油恒压恒速泵、驱替剂恒压恒速泵、恒温箱，恒温箱内设置有地层水活塞容器、原油活塞容器、驱替剂活塞容器、人造均质岩心、回压阀、液体计量器，饱和水恒压恒速泵连接地层水活塞容器，地层水活塞容器的出口端连接进液六通；饱和油恒压恒速泵连接原油活塞容器，原油活塞容器的出口端连接进液六通；驱替剂恒压恒速泵连接驱替剂活塞容器，驱替剂活塞容器的出口端连接进液六通，进液六通的出口连接至人造均质岩心的入口端，人造均质岩心的出口端连接液体计量器，人造均质岩心入口端的管线上设置压力监测器，人造均质岩心出口端的管线上设置回压阀。
上述方案中测试驱替剂体系驱替前缘实验装置测试驱替前缘实验方法为：
1）制作分别与实际储层的不同渗透层的储层结构参数完全相同的人造均质岩心，不同渗透层渗透率分别为K1、K2、K3…Kn，人造岩心带有电极，电极在人造均质岩心上端成对分布，每根电极的间距为1cm，人造均质岩心所需要的电极插入深度一般为岩心厚度的二分之一；记录每根电极的横纵坐标，为确定驱替前缘位置做好准备；
2）将制得的渗透率为K1人造均质岩心连接到测试驱替剂体系驱替前缘实验装置中；
3）连接人造均质岩心中电极与电阻测试仪；
①在连接前，用刀片将电极外部的绝缘漆刮掉7mm；然后要使用电流笔测试排线14的每根铜丝线是否流通，若发现堵塞，做上标记，依次使用下一根铜丝线，最后将每个电极按顺序与排线的铜丝线相连接，记好连接顺序，为了保证电极与排线间能够充分连接，一般情况下将电极与排线通过电焊焊接在一起，从而保证电极与排线之间的电路畅通；
②连接排线与电阻测试仪；
一个电阻测试仪测试一对电极间的电阻值，每对电极均通过排线与相应的电阻测试仪连接；
4）人造均质岩心饱和模拟地层水；
首先地层水活塞容器装满地层水，然后打开饱和水恒压恒速泵、地层水活塞容器及进液六通的端口，进行人造均质岩心饱和地层水，直至出口端液体计量器中出液为止，实验过程中透过人造均质岩心的表面能够看到水线的走向，记录饱和水量mw，计算人造均质岩心孔隙度；
5）人造均质岩心饱和模拟原油；
首先原油活塞容器中装满模拟原油，关闭饱和水恒压恒速泵、地层水活塞容器及进液六通的端口，打开饱和油恒压恒速泵、原油活塞容器及进液六通的端口，进行人造均质岩心饱和模拟油，直至出口端液体计量器中出油量占总出液量的三分之一为止，饱和油的过程中透过人造岩心的表面能够看到模拟原油的走向，记录饱和油量mo，计算原始含油饱和度；
6）测试电极间的原始电阻值；
关闭饱和油恒压恒速泵、原油活塞容器及进液六通的端口，打开各个电阻测试仪，记录各个电阻测试仪的读数，获得电极间的原始电阻值R1、R2、R3…Ra，其中a为电极对的个数，若电极的个数为m，则电极对的个数a就等于m-1；
7）不同驱替剂体系的驱替前缘测试；
不同驱替剂体系的注入均为恒压注入，其注入压力与实际储层的注入压力一致，根据实际储层的压力梯度及所制作人造均质岩心的尺寸计算人造均质岩心采出端的压力P采，通过调节回压阀设定实验回压为P采；
①将已经确定的几种驱替剂体系的其中一种驱替剂装入驱替剂活塞容器中，打开驱替剂恒压恒速泵、驱替剂活塞容器及进液六通的端口，进行驱替剂驱替实验，实验过程中观察各个电阻测试仪的读数变化，电阻值的变化应是由靠近注入端的仪器开始，然后依次向采出端变化；
②当电阻值不再发生变化时实验停止，记录该时刻对应的电阻值R1 ，、R2 ，、R3 ，…Ra ，以及该时刻驱替剂体系的注入量V1，V2，V3，…Vb；
③将步骤②中得到的不同时刻电阻值与原始电阻值R1、R2、R3…Ra进行对比，电阻值大于5000Ω为未波及到的区域，找到电阻值发生大幅度变化的且距离注入端最远的电极对；
④步骤③中找到的电极对的横坐标的位置即为这种驱替剂体系在该储层条件下在对应时刻的驱替前缘的位置，对应的驱替前缘的位置至注入端的距离为L1；
8）重复步骤2）至7），得到不同驱替体系在渗透率为K1条件下的驱替前缘的位置L1、L2、L3…Ln。
9）重复步骤2）至8），得到不同驱替体系在不同渗透率条件下的驱替前缘的位置。
上述方案中步骤四中进行变渗流阻力驱油具体方法：
（1）制作岩心模型；
根据实际储层的天然岩心的储层参数，制作与实际天然岩心储层参数完全相同的带有电极人造非均质岩心；
该人造非均质岩心的电极分别插在各个不同渗透层的中间部位，电极布设点相对较少且成对布设，应达到监测各个不同渗透层不同位置的电阻值；
（2）连接实验装置；
1）将人造非均质岩心连接到变渗流阻力驱油实验装置中；
2）将人造非均质岩心与电阻测试仪相连接；
该部分连接方式与测试驱替剂体系驱替效果实验中均质岩心与电阻测试仪之间的连接方式相同，记录每个电阻测试仪所测试的电阻值的坐标；
（3）进行变渗流阻力驱油实验；
1）人造非均质岩心饱和模拟地层水；
首先地层水活塞容器装满地层水，然后打开饱和水恒压恒速泵、地层水活塞容器及进液六通的端口，进行人造非均质岩心饱和地层水，直至出口端液体计量器中出液为止，记录饱和水量Mw，计算天然岩心孔隙度；
2）人造非均质岩心饱和模拟原油；
首先原油活塞容器中装满模拟原油，关闭饱和水恒压恒速泵、地层水活塞容器及进液六通的端口，打开饱和油恒压恒速泵、原油活塞容器及进液六通的端口，进行人造非均质岩心饱和模拟油，直至出口端液体计量器中出油量占总出液量的三分之一为止，记录饱和油量Mo，计算原始含油饱和度；
3）饱和油后的人造非均质岩心放在恒温箱中进行熟化，熟化时间为24h；
4）人造非均质岩心水驱实验；
关闭饱和油恒压恒速泵、原油活塞容器及进液六通的端口，打开饱和水恒压恒速泵、地层水活塞容器及进液六通的端口，进行非均质岩心水驱实验，直至出口端液体计量器中含水率达到98%实验停止，记录水驱最终采收率Ew及对应时刻的电阻值；
5）变渗流阻力驱油实验；
据步骤三中确定的在地层压力达到地层破裂压力前所需要注入的注入体系的类型、顺序及其对应的注入量，进行变渗流阻力驱油实验。
对水驱至含水率为98%的非均质天然岩心依次进行不同驱替剂体系驱油实验，记录此时的采收率Eo ’，并读取此时的电阻值；
（4）驱油效果比较。
1）绘制水驱后及变渗流阻力驱油后的电阻值的分布图，确定按照所设计的变渗流阻力驱油方案进行驱替的驱替前缘的位置；
2）比较纯水驱与应用变渗流阻力驱油设计的方案的最终采收率，评价变渗流阻力驱油方案设计的效果。
上述方案中变渗流阻力驱油实验装置包括饱和水恒压恒速泵、饱和油恒压恒速泵、驱替剂恒压恒速泵、恒温箱，恒温箱内设置有地层水活塞容器、原油活塞容器、驱替剂活塞容器、人造非均质岩心、回压阀、液体计量器，饱和水恒压恒速泵连接地层水活塞容器，地层水活塞容器的出口端连接进液六通；饱和油恒压恒速泵连接原油活塞容器，原油活塞容器的出口端连接进液六通；驱替剂恒压恒速泵连接驱替剂活塞容器，驱替剂活塞容器的出口端连接进液六通，进液六通的出口连接至人造非均质岩心的入口端，人造非均质岩心的出口端连接液体计量器，人造非均质岩心入口端的管线上设置压力监测器，人造非均质岩心出口端的管线上设置回压阀。
本发明具有以下有益效果：
本法发明在充分考虑水驱后高含水油藏的非均质性，并在已有的单一化学驱技术的基础上，提出了一种新的变渗流阻力体系驱油提高采收率方法及其装置，该装置不仅能够测试不同驱替剂体系在不同渗透层的驱替前缘的位置，为变渗流阻力驱油方案的设计提供参考，进而实现变渗流阻力驱油，更重要的是能够实现驱替前缘接近平行推进，从而大幅度提高最终采收率，解决了本领域的技术难题。
附图说明
图1是本发明中人造均质岩心示意图；
图2是本发明中测试驱替剂体系驱替前缘实验装置结构示意图；
图3是本发明中人造均质岩心与排线连接示意图；
图4是本发明中人造均质岩心通过排线与电阻测试仪连接示意图；
图5是渗透率为1000×10-3μm2的天然岩心的三维立体图像，其中图5a为顶部方向；图5b为底部方向；
图6本发明中三层非均质岩心电极布设分布图；
图7本发明中三层非均质岩心电极布设平面分布图；
图8是本发明中变渗流阻力驱油实验装置图；
图9是水驱后电阻值变化区域分布图；
图10是变渗流阻力驱油后电阻值变化区域分布图。
图中：1人造均质岩心；2垫片；3连接孔；4电极；5饱和水恒压恒速泵；6饱和油恒压恒速泵；7驱替剂恒压恒速泵；8地层水活塞容器；9原油活塞容器；10驱替剂活塞容器；11进液六通；12压力监测器；13液体计量器；14恒温箱；15排线；16电阻测试仪；17人造非均质岩心；18插入低渗层的电极；19插入中渗层的电极；20插入高渗层的电极；21回压阀。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步的说明：
这种实现变渗流阻力驱油的方法如下：
1、所用岩心为某油田实际三层非均质天然岩心，测试其不同渗透层的储层结构参数；本部分所使用的扫描机器为GELightSpeedPlusCT机的图像处理和分析系统，该扫描系统由岩心扫描台架、探测器、X射线源、数据采集与图像处理等部分组成，扫描系统的计算机主频为2*3.2GHz，内存为2GB，提供DICOM3.0标准接口，高速网络传输数据，传输数据为10幅/s，计算机采用Linux操作系统。
（1）根据实际天然岩心的非均质情况，确定实际储层的各层的渗透率分别为1000×10-3μm2，1500×10-3μm2，2000×10-3μm2；
（2）在天然非均质岩心上截取小圆柱形的渗透率分别为1000×10-3μm2，1500×10-3μm2，2000×10-3μm2的均质岩心；
（3）用GELightSpeedPlusCT扫描机扫描渗透率为1000×10-3μm2的天然岩心，扫描岩心后在计算机上显示该样品的三维立体图像，如图5所示；
（4）利用步骤（3）中得到的三维立体图像并使用计算机确定渗透率为1000×10-3μm2的天然岩心的孔喉比为2.41，配位数为4.98，孔隙度为26.9%；
（5）重复步骤（3）、（4），确定渗透率为1500×10-3μm2的天然岩心的孔喉比为2.10，配位数为2.64、孔隙度为28.9%，2000×10-3μm2的天然岩心的孔喉比为1.98，配位数为2.98、孔隙度为30.8%。
2、不同注入体系推进匹配监测实验；
该实际储层的地层破裂压力为28.8MPa，进行不同注入体系在不同孔喉条件下的推进匹配监测实验，评价不同注入体系的注入能力。
（1）确定该实际储层的驱替剂的体系的个数
该实际储层共有三个渗透层，驱替剂体系共有三种：由分子量为1200万的中分子量聚合物配制的中分子量高浓度聚合物（浓度为2500mg/L）及中分子量常浓度聚合物（浓度为1000mg/L），分子量为2500万的高分子量聚合物配制的高分子量常浓度聚合物（浓度为1000mg/L），这里的高浓度和正常浓度都指的是相对浓度，没有明确统一的界限。
（2）测试所确定的驱替剂体系在不同储层条件（渗透率分别为1000×10-3μm2，1500×10-3μm2，2000×10-3μm2）下的驱替前缘的位置；
实验开始前，所以仪器及阀门均处于关闭状态。
1）制作分别与天然岩心的不同渗透层（渗透率分别为1000×10-3μm2，1500×10-3μm2，2000×10-3μm2）的储层结构参数完全相同的人造岩心，人造岩心尺寸为45mm×45mm×300mm，如图1所示，人造岩心带有电极4，电极4在人造岩心上端成对分布，每根电极4的间距为1cm，电极4的插入深度为22.5mm。
记录每根电极4的横纵坐标，为确定驱替前缘位置做好准备，每根电极4的坐标从左到右依次为（1，2.25），（2，2.25），（3，2.25），（4，2.25），（5，2.25），（6，2.25），（7，2.25），（8，2.25），（9，2.25），（10，2.25），（11，2.25），（12，2.25），（13，2.25），（14，2.25），（15，2.25），（16，2.25），（17，2.25），（18，2.25），（19，2.25），（20，2.25），（21，2.25），（22，2.25），（23，2.25），（24，2.25），（25，2.25），（26，2.25），（27，2.25），（28，2.25），（29，2.25）。
2）将制得的渗透率为1000×10-3μm2人造岩心按照图2的连接关系连接到实验装置中；
3）连接人造均质岩心1中电极4与电阻测试仪16；
①在连接前，用刀片将电极4外部的绝缘漆刮掉7mm；然后使用电流笔测试排线15的每根铜丝线是否流通，未发现堵塞，说明各个铜丝线均流通，最后将每个电极4按顺序与排线15的铜丝线焊接在一起，记好连接顺序；
②连接排线15与电阻测试仪16，参阅图3、图4：
将每对电极4通过排线15与电阻测试仪16连接。
所需要的电阻测试仪16的个数很多，每对电极4都需连接一个电阻测试仪16，因此需要的电阻测试仪16的个数就很多。同一时刻的各个电极对间的电阻值也可分开测试，即仅用一台电阻测试仪16测量所对应电极对之间的电阻值，其过程为首先将电阻测试仪16与第一对电极4相连接，测试第一对电极4的电阻值，记录该对电极4间的电阻值，然后断开连接，再将下一对电极4与电阻测试仪16连接，测试这对电极4间的电阻值，这样一次测量每对电极4间的电阻值，这种方式的操作过程比较繁琐而且会对实验过程中驱替介质的前缘位置的测量产生误差，因此本发明采用每对电极4都连接一台电阻测试仪16，以实现同时测试每对电极4间的电阻，测得的电阻值的坐标为这对电极4的坐标的中间值，因此采取这种方法的精确性主要由布设电极4间的距离所决定，因此在布设电极4时应在岩心能够承受的范围内尽可能多的布设电极4，即减小电极4间的距离，以增加所测得实验结果的精确度。
主要通过排线15实现人造均质岩心1与电阻测试仪16之间的连接，排线15由34根铜丝线构成，铜丝线能够导电，每根铜丝线外面包裹着材料较软的绝缘胶皮，能够实现铜丝线之间的导电，并能够防止铜丝线的氧化和腐蚀。
每个电阻测试仪16测得的电阻值的坐标从左到右依次为（1.5，2.25），（2.5，2.25），（3.5，2.25），（4.5，2.25），（5.5，2.25），（6.5，2.25），（7.5，2.25），（8.5，2.25），（9.5，2.25），（10.5，2.25），（11.5，2.25），（12.5，2.25），（13.5，2.25），（14.5，2.25），（15.5，2.25），（16.5，2.25），（17.5，2.25），（18.5，2.25），（19.5，2.25），（20.5，2.25），（21.5，2.25），（22.5，2.25），（23.5，2.25），（24.5，2.25），（25.5，2.25），（26.5，2.25），（27.5，2.25），（28.5，2.25）。
4）人造均质岩心饱和模拟地层水；
参阅图2，首先地层水活塞容器8装满地层水，然后打开饱和水恒压恒速泵5、地层水活塞容器8及进液六通11的第一端口，进行人造均质岩心饱和地层水，直至出口端液体计量器13中出液为止，实验过程中透过人造岩心的表面能够看到水线的走向，记录饱和水量163.4ml，计算岩心孔隙度为26.88%。
5）人造均质岩心饱和模拟原油；
参阅图2，首先原油活塞容器9中装满模拟原油，关闭饱和水恒压恒速泵5、地层水活塞容器8及进液六通11的第一端口，打开饱和油恒压恒速泵6、原油活塞容器9及进液六通11的第二端口，进行人造均质岩心饱和模拟油，直至出口端液体计量器13中出油量占总出液量的三分之一为止，饱和油的过程中透过人造岩心的表面能够看到模拟原油的走向，记录饱和油量111.4ml，计算原始含油饱和度为68.18%；
6）测试电极间的原始电阻值；
关闭饱和油恒压恒速泵6、原油活塞容器9及进液六通11的第二端口，打开各个电阻测试仪16，由于原油是不导电的，因此电阻测试仪16测不到电阻值，偶尔会出现电阻值大于或等于10000Ω的读数，这种现象均认为此处未被动用。
7）不同驱替剂体系的驱替前缘测试；
该实际储层的注入压力为20MPa，注采压差15MPa，井距100m，压力梯度为0.15MPa/m，人造岩心长度30cm，因此，接下来的实验均为恒压驱替实验，驱替压力为20MPa，出口端回压阀设定实验回压为19.55MPa。
①将浓度为1000mg/L的中分子量常浓度聚合物装入驱替剂活塞容器10中，打开驱替剂恒压恒速泵7、驱替剂活塞容器10及进液六通11的第三端口，进行驱替剂驱替实验，实验过程中观察各个电阻测试仪16的读数变化，电阻值的变化由靠近注入端的仪器开始，然后依次向采出端变化；
②当电阻值不变化时实验停止，此时，中分子量常浓度聚合物的注入量为1.05倍的孔隙体积（PV），对应的电阻值从注入端到采出端依次为25.3Ω、50.9Ω、80.2Ω、102.5Ω、158.6Ω、252.1Ω、392.7Ω、578.9Ω、702.5Ω、998.2Ω、1152.4Ω、1234.5Ω、1436.5Ω、1687.2Ω、2004.5Ω、2349.8Ω、2764.2Ω、3012.5Ω、3486.2Ω、100000Ω、100000Ω、100000Ω、100000Ω、10000Ω，电阻值在5000Ω以上的均认为未被波及，均用100000Ω代替；
③由步骤②找到电阻值发生大幅度变化的且距离注入端最远的为第19对电极4；
④步骤③中找到的电极4对的坐标为（19.5，22.5），因此驱替前缘的位置至注入端的距离为L1，对应的注入量为1.05PV；
8）重复步骤2）至7），观察不同驱替体系驱替后的电阻值的变化，从而确定中分子量高浓度聚合物及高分子量常浓度聚合物在该渗透率为1000×10-3μm2储层条件下驱替前缘的位置分别为18.5cm、16.5cm及此时对应的驱替体系的注入量为0.897PV、0.625PV。
9）重复步骤2）至8），得到不同驱替体系在不同渗透率条件下的驱替前缘的位置。
中分子量常浓度的聚合物在渗透率为1500×10-3μm2的储层条件下测得的驱替前缘的位置为距离注入端23.5cm，对应的驱替体系的注入量为0.978PV，在渗透率为2000×10-3μm2的储层条件下测得的驱替前缘的位置为距离注入端27.5cm，对应的驱替体系的注入量为0.725PV；中分子量高浓度的聚合物在渗透率为1500×10-3μm2的储层条件下测得的驱替前缘的位置为距离注入端21.5cm，对应的驱替体系的注入量为0.792PV，在渗透率为2000×10-3μm2的储层条件下测得的驱替前缘的位置为距离注入端26cm，对应的驱替体系的注入量为0.634PV；高分子量常浓度的聚合物在渗透率为1500×10-3μm2的储层条件下测得的驱替前缘的位置为距离注入端19.5cm，对应的驱替体系的注入量为0.645PV，在渗透率为2000×10-3μm2的储层条件下测得的驱替前缘的位置为距离注入端24cm，对应的体系压力为0.512PV。
3、变渗流阻力驱油设计；
（1）根据不同注入体系与岩心喉道半径的匹配关系，确定所需要注入的注入体系的类型；
根据以上实验结果可以看出，在地层压力达到地层破裂压力前，中分子量常浓度聚合物、中分子量高浓度聚合物及高分子量常浓度聚合物均能够在该实际储层的各个渗透层不同程度的注入，从而能够扩大各个渗透层的波及体积，因此确定在地层压力达到地层破裂压力前所需要注入的注入体系为高分子量常浓度聚合物、中分子量常浓度聚合物及中分子量高浓度聚合物。
（2）根据不同注入体系的注入能力，确定各个不同驱替剂体系的注入顺序。
根据测得的在实际生产压差下不同驱替剂体系在不同渗透层的驱替前缘的位置，确定实际非均质储层能够实现近平行推进的驱替前缘的位置为19.5cm。
为实现驱替前缘近平行推进，确定各个不同驱替剂体系的注入顺序为：首先注入高分子量常浓度聚合物，注入量为0.512PV，扩大高渗层的波及体积且封堵高渗层，然后注入中分子量高浓度聚合物，注入量为0.792PV，进一步扩大中渗层的波及体积且封堵中渗层，最后注入中分子量常浓度聚合物，注入量为1.05PV，扩大低渗层的波及体积，最终实现各渗透层的驱替前缘近平行推进。
4、变渗流阻力驱油效果评价。
（1）制作岩心模型；
根据实际储层的天然岩心的储层参数，制作与实际天然岩心储层参数完全相同的带有电极人造非均质岩心17，结合图6、图7所示，岩心的规格为45mm×135mm×300mm带有电极的三层非均质岩心，各个不同渗透层之间设有隔层，同一层的监测的电极对的间距为1cm，每一组共有3对电极，这3对电极为插入低渗层的电极18；插入中渗层的电极19；插入高渗层的电极20，它们分别测试不同渗透层的电阻值；
（2）连接实验装置；
1）将非均质岩心按照图8连接到变渗流阻力驱油实验装置中；
2）将非均质岩心与电阻测试仪16相连接；
共27对电极，因此需要27台电阻测试仪16，该部分连接方式与测试驱替剂体系驱替效果实验中均质岩心与电阻测试仪16之间的连接方式相同。每个电阻测试仪16所测得的电阻值的坐标从左到右依次为（3，2.25），（3，6.75），（3，11.25），（6，2.25），（6，6.75），（6，11.25），（9，2.25），（9，6.75），（9，11.25），（12，2.25），（12，6.75），（12，11.25），（15，2.25），（15，6.75），（15，11.25），（18，2.25），（18，6.75），（18，11.25），（21，2.25），（21，6.75），（21，11.25），（24，2.25），（24，6.75），（24，11.25），（27，2.25），（27，6.75），（27，11.25）。
（3）进行变渗流阻力驱油实验；
2）非均质天然岩心饱和模拟地层水；
1）非均质岩心饱和模拟地层水；
结合图8所示，首先地层水活塞容器8装满地层水，然后打开饱和水恒压恒速泵5、地层水活塞容器8及进液六通11的第一端口，进行非均质岩心饱和地层水，直至出口端液体计量器13中出液为止，记录饱和水量Mw为526.2ml，计算天然岩心孔隙度28.87%。
2）非均质岩心饱和模拟原油；
结合图8所示，首先原油活塞容器9中装满模拟原油，关闭饱和水恒压恒速泵5、地层水活塞容器8及进液六通11的第一端口，打开饱和油恒压恒速泵6、原油活塞容器9及进液六通11的第二端口，进行非均质岩心饱和模拟油，直至出口端液体计量器13中出油量占总出液量的三分之一为止，记录饱和油量Mo为363.6ml，计算原始含油饱和度69.1%；
3）饱和油后的非均质岩心放在恒温箱18中进行熟化，熟化时间为24h；
4）非均质岩心水驱实验；
关闭饱和油恒压恒速泵6、原油活塞容器9及进液六通11的第二端口，打开饱和水恒压恒速泵5、地层水活塞容器8及进液六通11的第一端口，进行非均质岩心水驱实验，直至出口端液体计量器13中含水率达到98%实验停止，记录水驱最终采收率Ew为38.2%，该时刻的各个电阻测试仪的读数从左到右依次为3439.2Ω，2234.5Ω，135.4Ω，10000Ω，3687.9Ω，212.5Ω，10000Ω，10000Ω，436.9Ω，10000Ω，10000Ω，625.4Ω，10000Ω，10000Ω，726.3Ω，10000Ω，10000Ω，972.5Ω，10000Ω，10000Ω，1264.3Ω，10000Ω，10000Ω，1872.6Ω，10000Ω，10000Ω，1435.6Ω。
5）变渗流阻力驱油实验；
按照步骤3中设计的变渗流阻力驱油方案，对水驱至含水率为98%的非均质天然岩心17依次进行不同驱替剂体系驱油实验，首先注入高分子量常浓度聚合物，注入量为0.512PV，然后注入中分子量高浓度聚合物，注入量为0.792PV，最后注入中分子量常浓度聚合物，注入量为1.05PV，记录此时的采收率Eo ’-为60.4%，所测得的电阻值从左到右依次为48.5Ω，32.7Ω，12.1Ω，121.3Ω，72.5Ω，23.7Ω，312.5Ω，139.7Ω，36.9Ω，572.1Ω，465.4Ω，45.7Ω，872.1Ω，982.7Ω，52.3Ω，1236.5Ω，1432.5Ω，71.9Ω，2475.8Ω，1868.7Ω，80.2Ω，10000Ω，2465.8Ω，112.3Ω，10000Ω，1217.5Ω，125.1Ω。
（4）驱油效果评价。
1）整理水驱后及变渗流阻力驱油后的电阻值数据如下表所示：
表1实验所得电阻值汇总
坐标 水驱后（Ω） 变渗流阻力方案驱油后（Ω）
（3，2.25） 3439.2 48.5
（3，6.75） 2234.5 32.7
（3，11.25） 135.4 12.1
（6，2.25） 10000 121.3
（6，6.75） 3687.9 72.5
（6，11.25） 212.5 23.7
（9，2.25） 10000 312.5
（9，6.75） 10000 139.7
（9，11.25） 436.9 36.9
（12，2.25） 10000 572.1
（12，6.75） 10000 465.4
（12，11.25） 625.4 45.7
（15，2.25） 10000 872.1
（15，6.75） 10000 982.7
（15，11.25） 726.3 52.3
（18，2.25） 10000 1236.5
（18，6.75） 10000 1432.5
（18，11.25） 972.5 71.9
（21，2.25） 10000 2475.8
（21，6.75） 10000 1868.7
（21，11.25） 1264.3 80.2
（24，2.25） 10000 10000
（24，6.75） 10000 2465.8
（24，11.25） 1872.6 112.3
（27，2.25） 10000 10000
（27，6.75） 10000 1217.5
（27，11.25） 1435.6 125.1
由以上数据绘制最终的电阻值变化的区域分布图，确定按照所设计的变渗流阻力驱油方案进行驱替的驱替前缘的位置；
由表1及图9能够看出，水驱后低渗层的驱替前缘位置大约在3cm，中渗层的驱替前缘的位置大约在6cm，而中渗层的末端为出口端，因此电阻值较低，高渗层的驱替前缘以达到出口端，这说明水驱至含水率为98%时高渗层已经突破。
由表1及图10能够看出，按照所设计的变渗流阻力驱油方案驱油后低渗层的驱替前缘位置大约在21cm，中渗层及高渗层的驱替前缘以达到出口端，这说明中高深层均已经突破。
2）比较纯水驱与利用变渗流阻力驱油设计的方案得到的最终采收率，能够看出水驱至含水率为98%时阶段采出程度为38.2%，按所设计的变渗流阻力驱油方案中驱替剂体系的阶段采收程度达到了60.4%，这说明所设计的变渗流阻力驱油方案提高采收率达到22.2个百分点，该方案的驱油效果显著。
本发明旨在克服上述现有技术中存在的技术问题，设计了一种人造岩心，通过该人造岩心能够测试不同层位驱替前缘的位置，发明了一种实现变渗流阻力驱油的方法与装置，从而能够实现不同渗透层的驱替前缘近平行推进，该装置包括：恒压恒速泵，该仪器为海安县石油科研仪器有限公司生产的HSB-1型高压恒速恒压泵，活塞容器，六通，压力监测器12，液体计量器13，恒温箱14，电阻测试仪16，由苏州晶格电子有限公司生产的ST2263型双电测数字式四探针测试仪，该仪器能够测量的电阻的范围是1×10-5Ω~2×105Ω，分辨率为1×10-6~1×102Ω。

Claims (6)

1.一种实现变渗流阻力驱油的方法，其特征在于：这种实现变渗流阻力驱油的方法：
一、针对实际储层为纵向非均质的储层，测试其不同渗透层的储层结构参数：
（1）根据实际储层的非均质情况，确定实际储层的分层情况及各层的渗透率K1、K2、K3…Kn，n的值为实际储层的层数；
（2）在实际储层的不同渗透层取渗透率分别为K1、K2、K3…Kn的圆柱形均质岩心；
（3）用GELightSpeedPlusCT扫描机扫描渗透率为K1的天然岩心，扫描岩心后在计算机上显示该样品的三维立体图像；
（4）利用步骤（3）中得到的三维立体图像并使用计算机确定渗透率为K1的天然岩心的孔喉比、配位数、孔喉尺寸等基本储层结构参数；
（5）重复步骤（3）、（4），确定渗透率为K2、K3…Kn的天然岩心的孔喉比、配位数、孔喉尺寸等基本储层结构参数；
二、结合实际储层的破裂压力、注入压力、压力梯度，进行不同注入体系在不同孔喉条件下的推进匹配监测实验，评价不同注入体系的注入能力：
（1）确定适合该实际储层的驱替剂的体系的个数；
所确定的驱替剂体系的个数与实际储层的不同渗透层的层数n相同；
（2）利用测试驱替剂体系驱替前缘实验装置测试不同的驱替剂体系在不同储层条件下，即渗透率分别为K1、K2、K3…Kn，在实际储层的压力梯度下能够实现最远驱替前缘的位置及对应的驱替剂体系的注入量，该测试实验需要制作分别与天然岩心的不同渗透层的储层结构参数完全相同的人造均质岩心（1），不同渗透层是指渗透率分别为K1、K2、K3…Kn的不同储层，该人造均质岩心（1）带有电极（4），电极（4）在人造岩心上端面成对分布，每根电极（4）的间距为1cm，人造均质岩心（1）所需要的电极（4）插入深度一般为岩心厚度的二分之一；驱替前缘的位置即为距离岩心注入端最远处含油饱和度发生大幅度变化的位置，而含油饱和度与电阻存在正相关性，因此通过确定岩心各处的电阻的变化便可确定该处含油饱和度也发生了变化，从而确定驱替前缘的位置，驱替前缘的位置即为电阻值发生大幅度变化的位置；
三、确定变渗流阻力驱油所需要注入的注入体系的类型及注入顺序，实现驱替前缘近平行推进：
（1）根据不同注入体系在不同渗透层的推进情况，确定所需要注入的注入体系的类型；
根据不同注入体系在不同渗透层的推进情况即不同驱替剂体系在不同渗透率条件下的驱替前缘的位置，在实际储层压力梯度下选择能够在各个渗透层中实现最远驱替前缘的不同驱替剂体系及其对应的注入量，从而确定在地层压力达到地层破裂压力前所需要注入的注入体系的类型及其对应的注入量，其中所需要注入的注入体系的类型的个数与实际储层的不同渗透层的个数一致；
（2）根据不同注入体系的注入能力，确定各个不同驱替剂体系的注入顺序：
根据测得的不同驱替剂体系在不同渗透层的驱替前缘的位置，确定实际非均质储层能够实现近平行推进的驱替前缘的位置，该位置为在高、中、低三个渗透层均能够达到的最远的驱替前缘的位置；
为实现驱替前缘近平行推进，确定各个不同驱替剂体系的注入顺序为：在地层压力尚未达到地层破裂压力前，首先注入能够在高渗层条件下达到最远驱替前缘的驱替剂体系，扩大高渗层的波及体积且封堵高渗层；然后注入能够在较高层条件下达到最远驱替前缘的驱替剂体系，此时最高渗层已被先前注入的驱替剂体系封堵，注入的驱替剂体系主要沿着渗透率较高层向前驱替，从而扩大了该渗透层的波及体积；最后按照上述方法依次向天然岩心中注入不同的驱替剂体系，从而达到依次扩大各渗透层波及体积的目的，各个驱替剂体系在对应渗透层的注入量与其在对应渗透层达到最远驱替前缘的注入量一致；
四、进行变渗流阻力驱油并进行效果评价：
采用与实际储层参数完全相同的带有电极（4）人造非均质岩心（17）进行变渗流阻力驱油实验，该人造非均质岩心（17）中，电极（4）分别插在各个不同渗透层的中间部位，且成对布设，达到监测各个不同渗透层不同位置的电阻值；利用变渗流阻力驱油实验装置进行变渗流阻力驱油，并绘制最终的电阻值变化的分布图，进而分析对应位置含油饱和度的分布及变化情况，最终评价所确定的变渗流阻力驱油方案的效果。
2.根据权利要求1所述的实现变渗流阻力驱油的方法，其特征在于：所述的人造均质岩心（1）的入口端和出口端分别设置有连接孔（3），连接孔（3）内有内螺纹，垫片（2）设置在连接孔（3）处。
3.根据权利要求2所述的实现变渗流阻力驱油的方法，其特征在于：所述的测试驱替剂体系驱替前缘实验装置包括饱和水恒压恒速泵（5）、饱和油恒压恒速泵（6）、驱替剂恒压恒速泵（7）、恒温箱（14），恒温箱（14）内设置有地层水活塞容器（8）、原油活塞容器（9）、驱替剂活塞容器（10）、人造均质岩心（1）、回压阀（21）、液体计量器（13），饱和水恒压恒速泵（5）连接地层水活塞容器（8），地层水活塞容器（8）的出口端连接进液六通（11）；饱和油恒压恒速泵（6）连接原油活塞容器（9），原油活塞容器（9）的出口端连接进液六通（11）；驱替剂恒压恒速泵（7）连接驱替剂活塞容器（10），驱替剂活塞容器（10）的出口端连接进液六通（11），进液六通（11）的出口连接至人造均质岩心（1）的入口端，人造均质岩心（1）的出口端连接液体计量器（13），人造均质岩心（1）入口端的管线上设置压力监测器（12），人造均质岩心（1）出口端的管线上设置回压阀（21）。
4.根据权利要求3所述的实现变渗流阻力驱油的方法，其特征在于：所述的测试驱替剂体系驱替前缘实验装置测试驱替前缘实验方法为：
1）制作分别与实际储层的不同渗透层的储层结构参数完全相同的人造均质岩心（1），不同渗透层渗透率分别为K1、K2、K3…Kn，人造岩心带有电极（4），电极（4）在人造均质岩心（1）上端成对分布，每根电极（4）的间距为1cm，人造均质岩心（1）所需要的电极（4）插入深度一般为岩心厚度的二分之一；记录每根电极（4）的横纵坐标，为确定驱替前缘位置做好准备；
2）将制得的渗透率为K1人造均质岩心连接到测试驱替剂体系驱替前缘实验装置中；
3）连接人造均质岩心（1）中电极（4）与电阻测试仪（16）；
①在连接前，用刀片将电极（4）外部的绝缘漆刮掉7mm；然后要使用电流笔测试排线（15）的每根铜丝线是否流通，若发现堵塞，做上标记，依次使用下一根铜丝线，最后将每个电极（4）按顺序与排线（15）的铜丝线相连接，记好连接顺序，将电极（4）与排线（15）通过电焊焊接在一起，从而保证电极（4）与排线（15）之间的电路畅通；
②连接排线（15）与电阻测试仪（16）；
一个电阻测试仪（16）测试一对电极（4）间的电阻值，每对电极（4）均通过排线（15）与相应的电阻测试仪（16）连接；
4）人造均质岩心饱和模拟地层水；
首先地层水活塞容器（8）装满地层水，然后打开饱和水恒压恒速泵（5）、地层水活塞容器（8）及进液六通（11）的端口，进行人造均质岩心饱和地层水，直至出口端液体计量器（13）中出液为止，实验过程中透过人造均质岩心（1）的表面能够看到水线的走向，记录饱和水量mw，计算人造均质岩心孔隙度；
5）人造均质岩心饱和模拟原油；
首先原油活塞容器（9）中装满模拟原油，关闭饱和水恒压恒速泵（5）、地层水活塞容器（8）及进液六通（11）的端口，打开饱和油恒压恒速泵（6）、原油活塞容器（9）及进液六通（11）的端口，进行人造均质岩心饱和模拟油，直至出口端液体计量器（13）中出油量占总出液量的三分之一为止，饱和油的过程中透过人造岩心的表面能够看到模拟原油的走向，记录饱和油量mo，计算原始含油饱和度；
6）测试电极间的原始电阻值；
关闭饱和油恒压恒速泵（6）、原油活塞容器（9）及进液六通（11）的端口，打开各个电阻测试仪（16），记录各个电阻测试仪（16）的读数，获得电极（4）间的原始电阻值R1、R2、R3…Ra，其中a为电极对的个数，若电极的个数为m，则电极对的个数a就等于m-1；
7）不同驱替剂体系的驱替前缘测试；
不同驱替剂体系的注入均为恒压注入，其注入压力与实际储层的注入压力一致，根据实际储层的压力梯度及所制作人造均质岩心的尺寸计算人造均质岩心采出端的压力P采，通过调节回压阀（21）设定实验回压为P采；
①将已经确定的几种驱替剂体系的其中一种驱替剂装入驱替剂活塞容器（10）中，打开驱替剂恒压恒速泵（7）、驱替剂活塞容器（10）及进液六通（11）的端口，进行驱替剂驱替实验，实验过程中观察各个电阻测试仪（16）的读数变化，电阻值的变化应是由靠近注入端的仪器开始，然后依次向采出端变化；
②当电阻值不再发生变化时实验停止，记录该时刻对应的电阻值R1 ，、R2 ，、R3 ，…Ra ，以及该时刻驱替剂体系的注入量V1，V2，V3，…Vb；
③将步骤②中得到的不同时刻电阻值与原始电阻值R1、R2、R3…Ra进行对比，电阻值大于5000Ω为未波及到的区域，找到电阻值发生大幅度变化的且距离注入端最远的电极对；
④步骤③中找到的电极对的横坐标的位置即为这种驱替剂体系在该储层条件下在对应时刻的驱替前缘的位置，对应的驱替前缘的位置至注入端的距离为L1；
8）重复步骤2）至7），得到不同驱替体系在渗透率为K1条件下的驱替前缘的位置L1、L2、L3…Ln；
9）重复步骤2）至8），得到不同驱替体系在不同渗透率条件下的驱替前缘的位置。
5.根据权利要求1或4所述的实现变渗流阻力驱油的方法，其特征在于：所述的步骤四中进行变渗流阻力驱油具体方法：
（1）制作岩心模型；
根据实际储层的天然岩心的储层参数，制作与实际天然岩心储层参数完全相同的带有电极人造非均质岩心（17）；
该人造非均质岩心（17）的电极（4）分别插在各个不同渗透层的中间部位，电极（4）布设点相对较少且成对布设，达到监测各个不同渗透层不同位置的电阻值；
（2）连接实验装置；
1）将人造非均质岩心（17）连接到变渗流阻力驱油实验装置中；
2）将人造非均质岩心（17）与电阻测试仪（16）相连接；
该部分连接方式与测试驱替剂体系驱替效果实验中均质岩心与电阻测试仪（16）之间的连接方式相同，记录每个电阻测试仪（16）所测试的电阻值的坐标；
（3）进行变渗流阻力驱油实验；
1）人造非均质岩心饱和模拟地层水；
首先地层水活塞容器（8）装满地层水，然后打开饱和水恒压恒速泵（5）、地层水活塞容器（8）及进液六通（11）的端口，进行人造非均质岩心饱和地层水，直至出口端液体计量器（13）中出液为止，记录饱和水量Mw，计算天然岩心孔隙度；
2）人造非均质岩心饱和模拟原油；
首先原油活塞容器（9）中装满模拟原油，关闭饱和水恒压恒速泵（5）、地层水活塞容器（8）及进液六通（11）的端口，打开饱和油恒压恒速泵（6）、原油活塞容器（9）及进液六通（11）的端口，进行人造非均质岩心饱和模拟油，直至出口端液体计量器（13）中出油量占总出液量的三分之一为止，记录饱和油量Mo，计算原始含油饱和度；
3）饱和油后的人造非均质岩心（17）放在恒温箱（14）中进行熟化，熟化时间为24h；
4）人造非均质岩心水驱实验；
关闭饱和油恒压恒速泵（6）、原油活塞容器（9）及进液六通（11）的端口，打开饱和水恒压恒速泵（5）、地层水活塞容器（8）及进液六通（11）的端口，进行非均质岩心水驱实验，直至出口端液体计量器（13）中含水率达到98%实验停止，记录水驱最终采收率Ew及对应时刻的电阻值；
5）变渗流阻力驱油实验；
据步骤三中确定的在地层压力达到地层破裂压力前所需要注入的注入体系的类型、顺序及其对应的注入量，进行变渗流阻力驱油实验；
对水驱至含水率为98%的非均质天然岩心依次进行不同驱替剂体系驱油实验，记录此时的采收率Eo ’，并读取此时的电阻值；
（4）驱油效果比较：
1）绘制水驱后及变渗流阻力驱油后的电阻值的分布图，确定按照所设计的变渗流阻力驱油方案进行驱替的驱替前缘的位置；
2）比较纯水驱与应用变渗流阻力驱油设计的方案的最终采收率，评价变渗流阻力驱油方案设计的效果。
6.根据权利要求5所述的实现变渗流阻力驱油的方法，其特征在于：所述的变渗流阻力驱油实验装置包括饱和水恒压恒速泵（5）、饱和油恒压恒速泵（6）、驱替剂恒压恒速泵（7）、恒温箱（14），恒温箱（14）内设置有地层水活塞容器（8）、原油活塞容器（9）、驱替剂活塞容器（10）、人造非均质岩心（17）、回压阀（21）、液体计量器（13），饱和水恒压恒速泵（5）连接地层水活塞容器（8），地层水活塞容器（8）的出口端连接进液六通（11）；饱和油恒压恒速泵（6）连接原油活塞容器（9），原油活塞容器（9）的出口端连接进液六通（11）；驱替剂恒压恒速泵（7）连接驱替剂活塞容器（10），驱替剂活塞容器（10）的出口端连接进液六通（11），进液六通（11）的出口连接至人造非均质岩心（17）的入口端，人造非均质岩心（17）的出口端连接液体计量器（13），人造非均质岩心（17）入口端的管线上设置压力监测器（12），人造非均质岩心（17）出口端的管线上设置回压阀（21）。
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