CN116906032A - 陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，属于油田开发技术领域，从目标油田储层物性和流体性质出发，采用离心实验、驱油实验与核磁共振扫描岩心技术相结合的手段，分析不同孔喉半径对应的原油流动能力与驱替压力梯度的关系，揭示陆相稠油非线性渗流微观驱油特征；建立大、小孔喉并联模型，应用伯肃叶流动方程，考虑微观条件下主要作用力，对小孔喉中原油的滞留机理及动用技术界限进行研究，确定微观剩余油有效动用技术界限，提出高含水期剩余油挖潜策略，大幅度提高采收率，极大改善高含水期开发效果，进一步发展和丰富陆相稠油油藏高效开发理论，为制定陆相稠油油藏高含水期开发技术政策提供技术支撑和理论指导。
Description
技术领域
本发明属于油田开发技术领域，尤其是涉及一种陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法。
背景技术
长期注水开发的陆相稠油油藏进入高含水期后，逐渐呈现出单井产能低、产量递减快、水驱效果变差等开发特征，但油层仍然有较多剩余油，油田采收率有进一步提高的潜力，亟需深化油田开发调整、流场调控等以挖掘剩余油，改善油田高含水期开发效果。
目前高含水期剩余油挖潜方法主要基于储层精细描述、开发效果评价、剩余油分布等认识基础上，进一步完善与深化开发层系、注采井网、井型及井距等，该方法融合多专业研究成果，具有较强的综合性、现场性和经验性，缺乏方法和理论指导，没有充分考虑稠油油藏高含水期剩余油分布机理与流动规律并提出有效动用技术界限及合理优化注采关系，难以实现精准有效挖潜剩余油、进一步大幅度提高油田采收率的目的，亟需开展高含水期剩余油机理及有效动用技术界限研究，为制定油田开发技术政策提供理论依据。
为了解决目前技术的不足，提出陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，指导陆相稠油油田高含水期开发调整研究及实施，最大程度地改善高含水期开发效果与开发效益。
发明内容
有鉴于此，本发明旨在提出一种陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，该方法从目标油田储层物性和流体性质出发，采用离心实验、驱油实验与核磁共振扫描岩心技术相结合的手段，分析不同孔喉半径对应的原油流动能力与驱替压力梯度的关系，揭示陆相稠油非线性渗流微观驱油特征；建立大、小孔喉并联模型，应用伯肃叶流动方程，考虑微观条件下主要作用力，对小孔喉中原油的滞留机理及动用技术界限进行研究，确定微观剩余油有效动用技术界限，最终提出高含水期剩余油挖潜策略，进一步大幅度提高采收率，极大改善高含水期开发效果，进一步发展和丰富陆相稠油油藏高效开发理论。
为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，包括以下步骤：
步骤1，根据目标油田储层物性、流体性质和开发特征，选取具有代表性的岩心与原油粘度；
步骤2，开展岩心铸体薄片鉴定，分析孔隙结构、孔隙类型和孔喉半径分布特征；
步骤3，开展离心实验、驱替实验，并测量T2谱，分析驱油效率与驱替压力梯度的关系，确定不同孔喉半径对应的原油流动能力与驱替压力梯度的关系；
步骤4，基于步骤3中认识，建立大、小孔喉并联驱替模型，应用伯肃叶流动方程研究小孔喉中微观剩余油有效动用的临界驱替压力梯度,应用时间迭代方法研究大、小孔喉微观驱油效率与驱替压力梯度关系，确定高含水期微观剩余油动用技术界限；
步骤5，以提高驱替压力梯度与驱油效率为目标，优化设计注采井网、井型、井距以及注采压差，分析调整前后驱替压力梯度、驱油效率和水驱采收率的变化情况，提出高含水期剩余油挖潜措施；
步骤6，针对步骤5中剩余油挖潜措施实施情况，进行开发效果评价。
进一步的，所述步骤1中，选取具有代表性的岩心和原油粘度，指的是选取岩心的孔隙度、渗透率与尺寸以及原油粘度能够代表目标油田，且满足铸体薄片鉴定、离心实验与驱替实验要求。
进一步的，所述步骤3中，所述离心实验指利用离心机分析不同离心速度对岩心中原油的分离程度，模拟不同驱替压差对岩心中原油的动用范围和驱油效率。
进一步的，所述步骤3中，所述驱替实验指利用岩心进行一维水驱油驱替实验，模拟不同驱替压力梯度下驱油效率与累积注入量的关系。
进一步的，所述步骤3中，所述T2谱指采用核磁共振扫描岩心技术，研究岩心孔喉半径分布及其含油量变化情况。
进一步的，所述步骤4中，建立大、小孔喉并联驱替模型，考虑孔喉结构、流体性质与微观条件下的主要作用力，应用伯肃叶流动方程研究小孔喉中微观剩余油动用的临界驱替压力梯度，计算公式如下式所示：
式(6)中：
G为驱替压力梯度，MPa/m；
σ为界面张力，mN/m；
θ1为大孔喉流体润湿角，°；
θ2为小孔喉流体润湿角，°；
r1为大孔喉的半径，μm；
r2为小孔喉的半径，μm；
L为孔喉长度，μm；
L1为大孔喉的长度，μm；
L2为小孔喉的长度，μm；
μw为水相粘度，mPa·s；
μo为原油粘度，mPa·s；
v2为流体的流速，m/s；
lo为小孔喉中原油长度，μm。
进一步的，所述步骤4中，应用时间迭代方法研究大、小孔喉微观驱油效率与驱替压力梯度关系，确定高含水期微观剩余油有效动用技术界限，计算公式如下式所示：
式(10)中：
η为驱油效率，％；
L为孔喉长度，μm；
S1为大孔喉的横截面积，μm2；
S2为小孔喉的横截面积，μm2；
x2为小孔喉中水相长度，μm。
进一步的，每一步迭代时比较小孔喉中驱替压力梯度与启动压力梯度的大小，直至小孔喉中的启动压力梯度大于启动压力梯度迭代结束，使用公式(10)计算大、小孔喉的驱油效率。
进一步的，所述步骤5中，对井网、井型、井距进行优化，使注采井间的驱替压力梯度大于步骤4得到的临界驱替压力梯度，大幅度提高驱油效率，形成海上陆相稠油油藏典型开发模式。
进一步的，所述步骤6中，将步骤5所提出的高含水期剩余油挖潜措施应用到实际油田，对比调整前后油田的驱替压力梯度、驱油效率和水驱采收率的变化情况。
相对于现有技术，本发明所述的陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法具有以下优势：本发明提出了陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，为制定陆相稠油油藏高含水期开发技术政策提供了技术支撑和理论指导，能够大幅度提高采收率，提高了陆相稠油油藏高含水期开发效果，适用于陆相注水开发稠油油田。
附图说明
构成本发明的一部分的附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1为本发明实施例方法流程图；
图2为本发明实施例T2谱测试结果图；
图3为本发明实施例离心后与初始状况不同孔喉半径累积含油占比对比图；
图4为本发明实施例不同孔喉驱油效率与驱替压差关系曲线图；
图5为本发明实施例不同驱替压差对应驱油效率与驱替倍数关系曲线图；
图6为本发明实施例大、小孔喉并联示意图(其中，a为实际模型；b为简化模型)；
图7为本发明实施例小孔喉临界驱替压力梯度与孔喉半径大小关系曲线图；
图8为本发明实施例驱油效率与驱替压力梯度关系曲线图；
图9为本发明实施例注采井网调整模式图(其中，a为定向井与水平井交错行列注采井网；b为定向井与水平井五点注采井网)。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
如图1所示，本发明为陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，能够提高陆相稠油油藏高含水期开发效果，适用于陆相注水开发稠油油田，包括以下步骤：
步骤1，根据目标油田储层物性、流体性质和开发特征，选取具有代表性的岩心与原油粘度；其中，选取具有代表性的岩心和原油粘度，指的是选取岩心的孔隙度、渗透率与尺寸以及原油粘度能够代表目标油田，且满足铸体薄片鉴定、离心实验与驱替实验要求。
步骤2，开展岩心铸体薄片鉴定，分析孔隙结构、孔隙类型和孔喉半径分布特征；
步骤3，开展离心实验、驱替实验，并测量T2谱，分析驱油效率与驱替压力梯度的关系，确定不同孔喉半径对应的原油流动能力与驱替压力梯度的关系；
其中，所述离心实验指利用离心机分析不同离心速度对岩心中原油的分离程度，模拟不同驱替压差对岩心中原油的动用范围和驱油效率；
所述驱替实验指利用岩心进行一维水驱油驱替实验，模拟不同驱替压力梯度下驱油效率与累积注入量的关系；
所述T2谱指采用核磁共振扫描岩心技术，研究岩心孔喉半径分布及其含油量变化情况。
步骤4，基于步骤3中认识，建立大、小孔喉并联驱替模型，考虑孔喉结构、流体性质与微观条件下的主要作用力，应用伯肃叶流动方程研究小孔喉中微观剩余油有效动用的临界驱替压力梯度，应用时间迭代方法研究大、小孔喉微观驱油效率与驱替压力梯度关系，确定高含水期微观剩余油有效动用技术界限。
具体地，应用伯肃叶流动方程研究小孔喉中微观剩余油动用的临界驱替压力梯度，计算公式如下式所示：
式(6)中：
G为驱替压力梯度，MPa/m；
σ为界面张力，mN/m；
θ1为大孔喉流体润湿角，°；
θ2为小孔喉流体润湿角，°；
r1为大孔喉的半径，μm；
r2为小孔喉的半径，μm；
L为孔喉长度，μm；
L1为大孔喉的长度，μm；
L2为小孔喉的长度，μm；
μw为水相粘度，mPa·s；
μo为原油粘度，mPa·s；
v2为流体的流速，m/s；
lo为小孔喉中原油长度，μm。
应用时间迭代方法研究大、小孔喉微观驱油效率与驱替压力梯度关系，确定高含水期微观剩余油有效动用技术界限，计算公式如下式所示：
式(10)中：
η为驱油效率，％；
L为孔喉长度，μm；
S1为大孔喉的横截面积，μm2；
S2为小孔喉的横截面积，μm2；
x2为小孔喉中水相长度，μm。
每一步迭代时比较小孔喉中驱替压力梯度与启动压力梯度的大小，直至小孔喉中的启动压力梯度大于启动压力梯度迭代结束，使用公式(10)计算大、小孔喉的驱油效率。
步骤5，以提高驱替压力梯度与驱油效率为目标，优化设计注采井网、井型、井距以及注采压差等，分析调整前后驱替压力梯度、驱油效率和水驱采收率的变化情况，提出高含水期剩余油挖潜措施；具体地，对井网、井型、井距进行优化，使注采井间的驱替压力梯度大于步骤4得到的临界驱替压力梯度，大幅度提高驱油效率，形成海上陆相稠油油藏典型开发模式。
步骤6，针对步骤5中剩余油挖潜措施实施情况，进行开发效果评价。具体地，将步骤5所提出的高含水期剩余油挖潜措施应用到实际油田，对比调整前后油田的驱替压力梯度、驱油效率和水驱采收率的变化情况。
陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法的核心是从目标油田储层物性和流体性质出发，采用离心实验、驱油实验与核磁共振扫描岩心技术相结合的手段，分析不同孔喉半径对应的原油流动能力与驱替压力梯度的关系，揭示陆相稠油非线性渗流微观驱油特征；建立大、小孔喉并联模型，应用伯肃叶流动方程，考虑微观条件下主要作用力，对小孔喉中原油的滞留机理及动用技术界限进行研究，确定微观剩余油有效动用技术界限，最终提出高含水期剩余油挖潜策略，进一步大幅度提高采收率，极大改善高含水期开发效果，进一步发展和丰富陆相稠油油藏高效开发理论，为制定陆相稠油油藏高含水期开发技术政策提供技术支撑和理论指导。
为更好地了解本发明的发明内容、特点及功效，兹例举以下实施例，并配合附图详细说明如下：
步骤1，简述目标油田储层、流体和开发特征以及岩心和原油粘度的选取。
渤海陆相砂岩稠油油田以三角洲相和河流相沉积为主，其中绥中36-1油田为典型三角洲相油田，秦皇岛32-6油田为典型河流相油田，储层具有高孔高渗及强非均质性特征，平均孔隙度30％，平均渗透率3000mD；地层原油具有密度大、黏度高、胶质沥青含量高、含硫量低、含蜡量低、凝固点低等特点，地下原油粘度50～350mPa·s，平均120mPa·s；纵向上发育多套含油层系，各油层间油藏类型、储层物性和流体性质差异大。初期采用定向井反九点井网一套层系开发，经过近20年的开发逐渐进入高含水期，呈现产量递减大、含水上升快的特征。针对上述情况，高含水期实施调整井进行密闭钻井取心，本次选取岩心长度为4.76cm，直径为2.45cm，孔隙度为35.8％，孔隙体积为8.03cm3，气测渗透率为2915×10-3μm2；选取三种原油粘度值60mPa·s、120mPa·s、180mPa·s；建立原始含油饱和度为0.81。
步骤2，简述岩心铸体薄片分析鉴定结果。孔隙结构为细砂状结构，约含细砂82％、中砂18％，各粒级颗粒分布均匀。岩石孔隙较发育，分布均匀，连通性较好。孔隙类型主要见原生粒间孔，少量粒间溶孔和少量粒内溶孔；主要孔径区间0.1～35μm，孔喉半径平均值22.0μm，汞饱和度50％时孔喉半径25.0μm，最大孔喉半径56.0μm。
步骤3，简述离心实验、驱替实验研究过程及认识。用Mn2+离子水驱，开展不同离心速度下(对应驱替压差0.03MPa～2.50MPa)实验，并测量T2谱。实验得到的T2谱测试结果如图2所示，可以看出，由于Mn2+离子屏蔽核磁信号，信号强度可以表示岩心中的原油含量；随离心速度(驱替压差)的增大，信号强度整体降低，岩心中的原油含量降低；呈双峰分布分布，其右峰对应大孔隙所在的主流通道，其内部流体首先流动，是可动流体的主要贡献部分；分三个区域，右侧大孔流体持续流出，中部小孔流体在低转速采出程度较低，高转速时通过大孔流出，左侧因毛管力和驱替压力的动态变化出现交互过程；驱替压差小于1.0MPa，随驱替压差的增大，岩心中原油含量变化较大，超过1.0MPa后，岩心中原油含量变化较小。
孔喉半径与弛豫时间的关系式为：
利用式(1)对图2进行变换可得各驱替压差下不同孔喉半径累积含油占比，如图3所示，可以看出，可动临界孔隙半径对应的T2弛豫时间称为可动流体T2截止值—1ms，临界可动孔隙半径约为50nm；通过进一步分析得到驱油效率随着驱替压差增大的变化曲线，如图4所示，可以看出：
①随着驱替压差的增大，驱油效率增大，剩余油减少；
②大孔(孔喉半径大于80nm)是主流通道，驱油效率达84.2％；中孔(孔喉半径60nm～80nm)次之，驱油效率为54.2％；小孔(孔喉半径小于60nm)驱替压差1MPa时驱油效率仅12.4％，驱替压差逐步增大至2.5MPa，小孔中的油逐渐能够克服毛管阻力，经由大孔流出，从而提高小孔中油相的动用能力，驱油效率提高至26.9％。
进一步针对地层原油粘度为60mPa·s、120mPa·s、180mPa·s原油开展不同驱替压力梯度的驱替实验，水粘度为1mPa·s，矿化度为3000mg/L，驱替压力梯度为0.001MPa/m～0.050MPa/m，得到不同驱替速度对应的驱油效率与驱替倍数的关系曲线，如图5所示，可以看出：
①驱油效率随着原油粘度增加而降低，低、中、高粘油的最大驱油效率分别为69.4％、57.7％、53.8％；
②驱油效率随驱替速度的增加而增大，在较低的压力梯度范围内低粘油增大幅度高于中、高粘油，而较高的压力梯度范围内低粘油增大幅度低于中、高粘油，增大驱替压力梯度有利于提高中、高粘油的动用程度。这是因为随着驱替压差增大，逐渐达到较小半径孔喉中的原油流动条件，从而增加驱油效率；
③在驱替压差一定时，驱油效率随驱替倍数的增加而增大，在驱替倍数超过30PV后，低粘油驱油效率随驱替倍数的增加而增大的幅度较小，而中、高粘油驱油效率随驱替倍数的增加而增大的幅度较大，提高驱替倍数有利于中、高粘油的动用效果。
步骤4，简述高含水期微观剩余油动用的临界驱替压力梯度计算及认识。由步骤3的实验可知，水驱开发过程中，由于不同半径的孔喉受到驱替压力、毛细管力、黏滞力的差异，导致不同半径孔喉中流体流动能力存在差异，半径较大的孔喉流体流动能力较强、驱油效率较高，而半径较小的孔喉流体流动能力较差、驱油效率较低，因此当驱替压差不足以克服小孔喉毛管力及粘滞阻力时，原油就会滞留在小孔喉中，形成剩余油。
假设孔喉中流体不可压缩，孔喉的润湿性不变，且孔喉的大小不变。原油在孔喉中受到驱替压力、毛细管力、黏滞力的共同作用，原油在孔喉中流动的条件为驱替压差大于毛管力等阻力之和，当驱替压差不足以克服毛管力及粘滞阻力时，原油就会滞留在孔喉中。
图6为原油在大、小孔喉中流动模型，大、小孔喉并联，两端的驱替压差相等，大孔喉的半径为r1，小孔喉的半径为r2，大孔喉的长度为L1；小孔喉的长度为L2。根据流体在孔喉中受力平衡，可列方程：
式(2)中，ΔP为孔喉两端的压差，MPa；μo为油相粘度，mPa·s；μw为水相粘度，mPa·s；x为孔喉中水相的长度；v为流体的流速；r为孔喉半径，μm；σ为界面张力；θ为润湿角；μo为原油粘度，mPa·s；L为孔喉长度，μm。
相比于小孔喉，大孔喉中流体流速较快，大孔喉突破形成水通道后，并联孔喉压差为ΔP，只有当ΔP能克服小孔喉中的阻力时，才能驱动其中剩余油。
大孔喉突破形成水通道后，流体的受力为：
式(3)中，v1为大孔喉中流体的流速。
水突破大孔喉中，加大了对小孔喉中流体流动的干扰作用，大孔喉中流体流动占主导作用，可认地层的驱替压力梯度与大孔喉的驱替压力梯度相等，大孔喉中驱替压力梯度的计算式为：
式中，G为驱动压力梯度，MPa/m。
小孔喉中的流体受力为：
式中，v2为小孔喉中流体的流速；r2为小孔喉半径，μm；lo为小孔喉中油相的长度。
联立式(4)和式(5)可得驱替压力梯度与小孔喉半径的关系式为：
定义临界驱替压力梯度为使小孔喉中流体刚好能够流动时对应的驱替压力梯度，由式(6)可计算不同小孔喉半径对应的临界驱替压力梯度。
利用式(6)计算原油粘度为60mPa·s、120mPa·s、180mPa·s时对应的临界驱替压力梯度与小孔喉半径的关系曲线，如图7所示，可以看出：
①临界驱动压力梯度随原油的粘度增加而增大，在平均孔喉半径(35μm)条件下，低、中、高粘度原油对应的临界驱动压力梯度分别为0.029MPa/m、0.058MPa/m、0.088MPa/m；
②原油粘度一定，临界驱动压力梯度随着小孔喉半径的减小而增大，因此，可通过增加驱动压力梯度的方式来提高小孔喉中原油的动用率，增大驱油效率。
接下来，采用时间迭代法研究大、小孔喉驱油效率与驱替压力梯度的变化规律。
大孔喉渗流速度为：
小孔喉渗流速度为：
式(7)、式(8)中，K1为大孔喉渗透率，mD；K2为小孔喉渗透率，mD；G1为大孔喉启动压力梯度，MPa/m；G2为小孔喉启动压力梯度，MPa/m。
由于大、小孔喉驱替压力梯度不变，因此大、小孔喉的渗流速度之和为定值，可表示为：
ν＝ν1+ν2 (9)
随着驱替的进行，大、小孔喉的含水饱和度不断升高，渗流阻力逐渐减小，孔喉两端的驱替压差ΔP不断减小，当驱替压差减小到小孔喉的启动压差时，小孔喉中会形成残余油，大、小孔喉的驱油效率的计算式可表示为：
式(10)中，η为驱油效率；x2为小孔喉水相的长度；S2为小孔喉的横截面积，μm2；S1为大孔喉的横截面积，μm2。
大、小孔喉驱油效率计算步骤为：
①计算t时刻大、小孔喉水相的长度：
x1(t)＝x1(t-1)+ν1Δt (11)
x2(t)＝x2(t-1)+ν2Δt (12)
②利用式(7)计算t时刻大孔喉的渗流速度v1；
③利用式(9)计算t时刻小孔喉的渗流速度v2；
④利用式(8)计算t时刻大、小孔喉两端的压差ΔP；
⑤计算小孔喉的驱替压力梯度：
⑥比较小孔喉驱替压力梯度与启动压力梯度的大小，如驱替压力梯度大于启动压力梯度令，重复步骤①-步骤⑤；否则使用式(10)计算得到驱油效率。进一步计算得到地层原油粘度为60mPa·s、120mPa·s、180mPa·s时对应的驱油效率与驱替压力梯度关系曲线，如图8所示，可以看出：
(1)驱动压力梯度一定时，驱油效率随原油粘度的减小而增大，低粘度范围的驱油效率增大幅度要大于高粘度范围的驱油效率增大幅度，这是因为粘度较小时，临界驱动压力梯度较小，小孔喉中的剩余油易于达到流动条件；
(2)原油粘度一定时，驱油效率随驱动压力梯度的增加而增大，在中间段，驱油效率的增速较快，这是因为此时驱动压力梯度大于临界驱动压力梯度，小孔喉中的剩余油得到了动用。
步骤5，简述高含水期剩余油挖潜策略。渤海陆相稠油主力油田经过多年开发，进入高含水阶段，油田持续稳产面临巨大挑战。根据渤海陆相油田地质油藏特征，对井网、井型、井距等进行优化，使注采井间驱替压力梯度大于临界驱替压力梯度，大幅度提高驱油效率，形成两种海上陆相稠油油藏典型开发模式：定向井与水平井交错行列注采井网(图9-a)、定向井与水平井五点注采井网(图9-b)。
步骤6，简述注采井网调整效果。
绥中36-1油田是渤海第一个大型整装三角洲相稠油油田，平均渗透率2000mD，地层原油粘度30～450mPa·s，平均185mPa·s。初期采用一套开发层系，反九点井网，注采井距360m，于2000年11月投产。绥中36-1油田高含水期采用交错行列井网水平井分采、定向井分注调整模式，调整后驱替压力梯度由0.04MPa/m提高到0.11MPa/m，油田采油速度由1.1％提高到1.8％，采收率由24.0％提高到39.2％。
秦皇岛32-6油田是渤海第一个大型河流相稠油油田，该油田油水关系复杂，构造幅度低，渗透率平均3000mD，地层原油粘度78～260mPa·s，平均220mPa·s。初期采用一套开发层系，反九点井网，注采井距360m，于2001年10月投产。高含水期采用五点井网水平井分采、定向井分注调整模式，调整后驱替压力梯由0.05MPa/m提高到0.10MPa/m，油田采油速度由0.8％提高到1.8％，采收率由21.5％提高到35.6％。
尽管上面结合附图对本发明的优选实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可以做出很多形式，这些均属于本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，根据目标油田储层物性、流体性质和开发特征，选取具有代表性的岩心与原油粘度；
步骤2，开展岩心铸体薄片鉴定，分析孔隙结构、孔隙类型和孔喉半径分布特征；
步骤3，开展离心实验、驱替实验，并测量T2谱，分析驱油效率与驱替压力梯度的关系，确定不同孔喉半径对应的原油流动能力与驱替压力梯度的关系；
步骤4，基于步骤3中认识，建立大、小孔喉并联驱替模型，应用伯肃叶流动方程研究小孔喉中微观剩余油有效动用的临界驱替压力梯度,应用时间迭代方法研究大、小孔喉微观驱油效率与驱替压力梯度关系，确定高含水期微观剩余油动用技术界限；
步骤5，以提高驱替压力梯度与驱油效率为目标，优化设计注采井网、井型、井距以及注采压差，分析调整前后驱替压力梯度、驱油效率和水驱采收率的变化情况，提出高含水期剩余油挖潜措施；
步骤6，针对步骤5中剩余油挖潜措施实施情况，进行开发效果评价。
2.根据权利要求1所述的陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，其特征在于：所述步骤1中，选取具有代表性的岩心和原油粘度，指的是选取岩心的孔隙度、渗透率与尺寸以及原油粘度能够代表目标油田，且满足铸体薄片鉴定、离心实验与驱替实验要求。
3.根据权利要求1所述的陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，其特征在于：所述步骤3中，所述离心实验指利用离心机分析不同离心速度对岩心中原油的分离程度，模拟不同驱替压差对岩心中原油的动用范围和驱油效率。
4.根据权利要求3所述的陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，其特征在于：所述步骤3中，所述驱替实验指利用岩心进行一维水驱油驱替实验，模拟不同驱替压力梯度下驱油效率与累积注入量的关系。
5.根据权利要求3所述的陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，其特征在于：所述步骤3中，所述T2谱指采用核磁共振扫描岩心技术，研究岩心孔喉半径分布及其含油量变化情况。
6.根据权利要求1所述的陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，其特征在于：所述步骤4中，建立大、小孔喉并联驱替模型，考虑孔喉结构、流体性质与微观条件下的主要作用力，应用伯肃叶流动方程研究小孔喉中微观剩余油动用的临界驱替压力梯度，计算公式如下式所示：
式(6)中：
G为驱替压力梯度，MPa/m；
σ为界面张力，mN/m；
θ1为大孔喉流体润湿角，°；
θ2为小孔喉流体润湿角，°；
r1为大孔喉的半径，μm；
r2为小孔喉的半径，μm；
L为孔喉长度，μm；
L1为大孔喉的长度，μm；
L2为小孔喉的长度，μm；
μw为水相粘度，mPa·s；
μo为原油粘度，mPa·s；
v2为流体的流速，m/s；
lo为小孔喉中原油长度，μm。
7.根据权利要求6所述的陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，其特征在于：所述步骤4中，应用时间迭代方法研究大、小孔喉微观驱油效率与驱替压力梯度关系，确定高含水期微观剩余油有效动用技术界限，计算公式如下式所示：
式(10)中：
η为驱油效率，％；
L为孔喉长度，μm；
S1为大孔喉的横截面积，μm2；
S2为小孔喉的横截面积，μm2；
x2为小孔喉中水相长度，μm。
8.根据权利要求7所述的陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，其特征在于：每一步迭代时比较小孔喉中驱替压力梯度与启动压力梯度的大小，直至小孔喉中的启动压力梯度大于启动压力梯度迭代结束，使用公式(10)计算大、小孔喉的驱油效率。
9.根据权利要求1所述的陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，其特征在于：所述步骤5中，对井网、井型、井距进行优化，使注采井间的驱替压力梯度大于步骤4得到的临界驱替压力梯度，大幅度提高驱油效率，形成海上陆相稠油油藏典型开发模式。
10.根据权利要求1所述的陆相稠油油藏高含水期剩余油有效动用技术界限确定方法，其特征在于：所述步骤6中，将步骤5所提出的高含水期剩余油挖潜措施应用到实际油田，对比调整前后油田的驱替压力梯度、驱油效率和水驱采收率的变化情况。
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