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)。
[0044] (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栗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M w为526.2ml，计算天然岩心孔隙度28.87%。
[0045] 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栗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栗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M。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栗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 恒速栗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E w为38.2%，该时刻的各 个电阻测试仪的读数从左到右依次为3439.2 Ω，2234.5 Ω，135.4 Ω，10000 Ω，3687.9Ω， 212.5Ω，1〇〇〇〇Ω，1〇〇〇〇Ω，436·9Ω，1〇〇〇〇Ω，1〇〇〇〇Ω，625·4Ω，1〇〇〇〇Ω，1〇〇〇〇Ω，726·3 Ω，1〇〇〇〇Ω，1〇〇〇〇Ω，972·5Ω，1〇〇〇〇Ω，1〇〇〇〇Ω，1264·3Ω，1〇〇〇〇Ω，1〇〇〇〇Ω，1872·6Ω， 10000Ω，10000Ω，1435.6Ω 0 [0046] 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Ec^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 , 45.7 Ω ,872.1 Ω ,982.7 Ω ,52.3 Ω ,1236.5 Ω ,1432.5 Ω ,71.9Ω ,2475.8 Ω ,1868.7 Ω ,80.2 Ω，1〇〇〇〇Ω，2465·8Ω，112·3Ω，1〇〇〇〇Ω，1217·5Ω，125·1 Ω。
[0047] (4)驱油效果评价。
[0048] 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： 耒1走3合所徨由阳佶rn
' 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。
[0049] 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 关破。
[0050] 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。
[0051] 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:恒压恒速栗，该仪器为 海安县石油科研仪器有限公司生产的HSB-1型高压恒速恒压栗，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 X 1〇_5 Ω ~2 X 105 Ω，分辨率 *1Χ10-6~1Χ102Ωο
【主权项】
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KhK^Kr·· 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{^、{(^心…心的圆柱形均质岩心； (3) 用GE Light Speed Plus CT扫描机扫描渗透率为Ki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心的天然岩心的孔 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1(2、1(3 - 1(11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η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，即渗透率分别为心上上…^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心^^心…^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lcm，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栗(5)、饱和油恒压恒速栗