其中一种驱替剂装入驱替剂活塞容器中，打开驱 替剂恒压恒速栗、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Ri'、R2'、R3'~Ra'以及 该时刻驱替剂体系的注入量Vi，V 2，V3，…Vb; ③ 将步骤②中得到的不同时刻电阻值与原始电阻值心、1?2、1?3-1^进行对比，电阻值大 于5000 Ω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L 1; 8)重复步骤2)至7)，得到不同驱替体系在渗透率为心条件下的驱替前缘的位置L^Ls、 L3***Ln〇
[0013] 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。
[0014]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栗、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^，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栗、地层水活塞容器及进液 六通的端口，打开饱和油恒压恒速栗、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M。，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栗、原油活塞容器及进液六通的端口，打开饱和水恒压恒速栗、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E w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。
[0015] 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E。'，并读取此时的电阻值； (4)驱油效果比较。
[0016] 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。
[0017] 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栗、饱和油恒压恒速 栗、驱替剂恒压恒速栗、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，饱和水恒压恒速栗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;饱和油恒压恒速栗连接原油活塞容器，原油活塞容 器的出口端连接进液六通;驱替剂恒压恒速栗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。
[0018] 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】
[0019] 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 Χ10_3μπι2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。
[0020] 图中：1人造均质岩心;2垫片;3连接孔;4电极;5饱和水恒压恒速栗;6饱和油恒压 恒速栗;7驱替剂恒压恒速栗;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】
[0021] 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GE Light Speed Plus CT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DIC0M3.0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。
[0022] (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 X 10-W，1500 X 10-w，2000 X 1 〇-W; (2) 在天然非均质岩心上截取小圆柱形的渗透率分别为1000 X 10_3_2，1500 X 10_3_2， 2000 X 10-3μπι2的均质岩心； (3) 用GE Light Speed Plus CT扫描机扫描渗透率为1000X 10-3μπι2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1000Χ10-3μπι2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、!112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 X 10-3μπι2的天然岩心的孔喉比为1.98，配位数为2.98、孔隙 度为30.8%。
[0023] 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。
[0024] (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。
[0025] (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 ΧΚΓ3μπι2,1500 X 10、m2,2000X 10、m2)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。
[0026] 1)制作分别与天然岩心的不同渗透层(渗透率分别为1000 Χ10-3μπι2,1500X 10一3μ m2，2000 X 10-3μηι2)的储层结构参数完全相同的人造岩心，人造岩心尺寸为45mm X 45mm X 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lcm，电极4的插入深度为22 · 5mm。
[0027] 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·