朝阳沟油田属于低渗透油藏,具有孔隙及喉道半径较小、孔隙结构复杂、储层渗透率较低、纵向和平面非均质性较强等特点,在开发过程中普遍存在着注采比偏高、储层吸水能力不足、油水井间难以建立有效驱动体系等现象,而这些现象都与物质平衡原理相悖,因此,本文应用物理模拟方法对朝阳沟油田高注采比成因进行深入研究,明确朝阳沟油田的储层吸水特征,建立新的地层吸水数学模型,为朝阳沟油田的水驱开发提供科学有效的设计依据和理论基础。主要取得了以下成果和认识:(1)研究分析了朝阳沟油田各类区块的检查井录井数据和油层水洗状况综合柱状图,给出了一、二、三类区块的纵向岩性分布特征和厚度比例,确定了朝阳沟油田一、二类区块主要发育9种岩性,三类区块发育有14种岩性,而一、二、三类区块均发育5种主要岩性,分别为纯泥岩、含砂泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩以及储层砂岩;根据各类区块岩性分布特征,参照一类区块F21层、二类区块F173层、三类区块F112层纵向上的主要岩性分布比例制作了无人工裂缝各类区块复合岩性模型3块和有人工裂缝各类区块复合岩性模型3块。(2)开展了单一岩性容水特征实验研究,分别研究了纯泥岩、含砂泥岩、过渡岩性容水特征,给出了以上各类岩性的容水特征曲线,并确定了各类岩性的容水特征:纯泥岩基本不具备渗透性,主要依靠粘土水化吸水,容水特征曲线呈"厂"字形变化,饱和容水系数随着水浸端压力的增大而增大,但增加幅度变小;随水浸端到岩样中心距离的增大而减小;根据实验结果,建立了纯泥岩容水量与上述参数间的计算公式。含砂泥岩具有一定的渗透性,容水特征介于纯泥岩与过渡岩性之间,孔隙中流体有压力传导现象,岩心末端压力逐渐升高。过渡岩性的容水特征与流体的压缩特征相一致,根据密闭取心岩样实验结果,过渡岩性孔隙中存在部分烃类气体,弹性压缩系数明显高于液体压缩系数。(3)开展了各类区块复合岩性模型吸水特征实验研究,充分模拟了油藏开发的实际条件;首先分析研究了注采比和模型不同部位压力变化特点,其中一、二、三类区块复合岩性模型(无裂缝)驱替初期,储层、过渡岩性压力逐渐升高,随着时间的增加,幅度逐渐趋于平缓;含砂泥岩与纯泥岩压力呈现出一直升高的趋势,但幅度较缓;表明过渡岩性、含砂泥岩、泥岩均吸水,并且一、二、三类区块复合岩性模型(有裂缝)相比无裂缝储层复合岩性模型,各岩性初期压力上升快,但整体压力变化趋势与无裂缝储层复合岩性模型相一致。随后,根据单一容水特征中各岩性容水吸水与压力之间的变化关系,对各类区块复合模型中的吸水量进行劈分,确定了各类岩性的吸水量与吸水比例,其中一、二、三类区块复合岩性模型(无裂缝)吸水量均呈现初期逐渐上升,最后逐渐达到平稳的的趋势;截止到驱替72h注采比基本达到平衡,一、二、三类储层复合模型(无裂缝)中储层、过渡岩性、含砂泥岩、纯泥岩吸水量占比分别为0.63;0.28;0.05;0.04、0.52;0.30;0.11;0.07、0.48;0.32;0.12;0.08,而一、二、三类区块复合岩性模型(有裂缝)吸水量变化趋势与无裂缝复合岩性模型相一致;截止到驱替72h注采比基本达到平衡,一、二、三类储层复合模型(有裂缝)中储层、过渡岩性、含砂泥岩、纯泥岩吸水量占比分别为0.55;0.33;0.07;0.04、0.49;0.31;0.12;0.08、0.43;0.30;0.14;0.12。(4)建立了考虑储层、过渡岩性和泥岩的地层吸水数学模型,结合差分法与物质平衡法对数学模型进行了求解,分别给出了储层水井控制区、储层油井控制区、过渡岩性和泥岩的平均压力解析解,应用实验数据、数值模拟软件和现场实际数据对模型进行了验证和矿场实例计算,计算精度均在3.5%以内。