储层非均质性对水驱油效果有很大影响,储层进入特高含水期后,储层参数会发生变化。通过设计储层非均质物理模型,研究了储层平面非均质性和层间非均质性对水驱油的影响规律:岩心串联组合模型水驱油实验结果表明,岩心串联组合会影响单块岩心的采收率,从注入端到采出端,串联组合模型岩心的采收率依次减小,与岩心的渗透率大小无关;串联组合模型的等效气测渗透率与模型的综合采收率具有很好的相关性,通过计算串联组合模型径向流时的等效平均渗透率,可推出径向流时的最终采收率;串联组合模型的采收率与等效平均渗透率呈正比,与其渗透率变异系数呈反比,采收率对渗透率变异系数更为敏感。平面非均质二维水驱油实验结果表明,主流线与沉积相带延伸方向平行时的最终采收率小于主流线与沉积相带延伸方向斜交时的最终采收率;主流线与沉积相带延伸方向斜交时,高注低采的最终采收率大于低注高采的最终采收率;注入速度为0.3mL/min时,模型最终采收率最大;采用等周期恒速注水,可使最终采收率提高1.6%~3.6%,水驱油含水率达到45%时为最佳注水时机;采用短注长停的注水方式比长注短停的注水方式水驱油的开发效果更好。层间非均质物理模型水驱实验结果表明,中高渗储层合采,渗透率级差越大,两个储层的最终采收率差值也越大,综合采收率越小;注水速率为0.3mL/min时,渗透率级差相同,平均渗透率越大,采收率越高;中渗透岩心两层合采渗透率级差界限为2.56,高渗岩心两层合采渗透率级差界限为5.30;提高注入速率,可缩小相对低渗岩心与相对高渗岩心之间的采收率差距,提高综合采收率。储层物性时变实验研究结果表明,岩心的气测渗透率、束缚水饱和度、残余油饱和度、束缚水下的油相相对渗透率、残余油下的水相相对渗透率与注入孔隙体积倍数有很好的相关性,利用幂律方程和多项式对其进行拟合,建立了储层时变的数学模型。