一种岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法.pdf

本发明提供了一种岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法，将油藏中采油结束的生产井作为计算单元，对于每个计算单元，分别计算其一次采收率，判断每个计算单元的储层的储集体的类型，分别利用溶洞型采收率经验公式和裂缝型采收率经验公式对不同类型的计算单元计算其拟合采收率，最后通过误差分析以及散点图分析，对计算结果进行评价。本发明充分的考虑了储层性质、流体性质、油藏性质和油藏能量这几个方面对采收率的影响，公式中包含的主控因素项理论依据充分，资料全面，客观地反映了影响采收率的各种因素。该计算思路方法是对现有碳酸盐岩油藏采收率计算方法的补充和完善，在计算碳酸盐岩油藏勘探末期开发初期采收率标定具有实用价值。

权利要求书
1.  一种岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法，其特征在于利用已知的油藏 资料进行采收率标定，具体包括以下步骤：
(1)将油藏中采油结束的生产井作为计算单元，其中，当生产井发生以下事件之 一时为采油结束的生产井：低压低产而关井，生产井暴性水淹，生产井转注，或者生产 井储量动用程度在80％以上；
(2)对于每个计算单元，利用静态法或动态法计算其一次采收率；
(3)判断每个计算单元的储层的储集体的类型，若储层的储集体为溶洞型，则采 用以下经验公式计算该计算单元的拟合采收率：
ER＝1.521φ×NTG×log(ΔP)/log(μ0)+0.156
其中，ER表示采收率，单位为f，φ表示孔隙度，单位为f，NTG表示净毛比，单位 为f，ΔP表示油压差，单位为MPa，μ0表示原油粘度，单位为mPa·s，孔隙度和净毛 比根据油藏中的地质类型确定，油压差和原油粘度为油藏资料中的已知量；
若储层的储集体为裂缝型，则采用以下经验公式计算该计算单元的拟合采收率：
ER＝2.756φ×NTG×log(ΔP)/log(μ0)+0.116
其中，ER表示采收率，单位为f，φ表示孔隙度，单位为f，NTG表示净毛比，单位 为f，ΔP表示油压差，单位为MPa，μ0表示原油粘度，单位为mPa·s，孔隙度和净毛 比根据油藏的已知地质类型确定，油压差和原油粘度为油藏资料中的已知量；
(4)将拟合采收率与一次采收率做散点图并进行对比，观察二者是否具有良好的 相关性，同时，计算其相对误差和绝对误差，评价拟合公式是否完善。

2.  根据权利要求1所述的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法，其特征在 于：步骤(2)中计算各个计算单元的一次采收率时，静态法包括容积法和相关经验公 式法，动态法包括递减曲线法或水驱特征曲线法。

3.  根据权利要求2所述的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法，其特征在 于：步骤(2)中，若采用容积法计算一次采收率，则一次采收率为一次采油结束时的 累积产油量比上容积法计算的静态储量。

4.  根据权利要求2所述的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法，其特征在 于：步骤(2)中，若采用相关经验公式法计算一次采收率，则所述的相关经验公式法 采用马尔道斯公式：
E R = 0.1 33 log Kh μ o - 0.174 ]]>
其中，ER表示一次采收率，单位为f，K表示有效渗透率，单位为mD，h表示有效 厚度，单位为m，μo表示地层原油粘度，单位为mPa·s，有效渗透率、有效厚度以及地 层原油粘度均为油藏资料中的已知量。

5.  根据权利要求2所述的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法，其特征在 于：步骤(2)中，若采用相关经验公式法计算一次采收率，则采用国家储委油气储量 评审办公室推荐的水驱碳酸盐岩裂缝性油藏采收率的相关经验公式：
E R = 0.2326 [ φ ( 1 - S wi ) B oi ] 0.969 × ( K e μ w μ o ) 0.4863 × ( S wi ) - 0.5326 ]]>
其中，ER表示一次采收率，单位为f，φ表示总有效孔隙度，单位为f，Swi表示地层 束缚水饱和度，单位为f，Boi表示原始地层原油体积系数，Ke表示有效渗透率，单位为 ×10-3μm2，μw表示地层水粘度，单位为mPa·s，μo表示地层原油粘度，单位为mPa·s； 总有效孔隙度、地层束缚水饱和度、原始地层原油体积系数、有效渗透率、地层水粘度 和地层原油粘度均为油藏资料中的已知量。

6.  根据权利要求2所述的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法，其特征在 于：步骤(2)中，若采用递减曲线法计算一次采收率，则利用以下公式计算其累计产 油量：
N P = N pr + Q i a [ 1 - e - at ] ]]>
其中，a表示产量递减率，Qi表示在开始递减的时刻产量，Np表示累积产油量，Npr表示产量递减前的累积产量；产量递减率、开始递减的时刻产量、累积产油量以及产量 递减前的累积产量均为油藏资料中的已知量；
运用递减法绘出其余各计算单元的生产递减曲线，找到每口井的递减时段，通过递 减规律计算出计算单元的可采储量，进而得到一次采收率。

7.  根据权利要求2所述的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法，其特征在 于：步骤(2)中，若采用水驱特征曲线法计算一次采收率，则采用甲型和乙型水驱特 征曲线计算一次采收率。

说明书一种岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法
技术领域
本发明涉及一种岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法，属于采矿技术领域。
背景技术
对于勘探末期，开发初期的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏，在地质开发资料尚不完善的 情况下，对一次采油采收率进行标定，从而合时合适的制定和修改各区块开发和开发改 进方案，具有重要价值。一次采油采收率简称为一次采收率。目前一次采收率的标定方 法，国内外一般分三个阶段：开发前期，开发中期，开发后期。开发前期主要是应用经 验公式法，表格估算法，类比法；开发中期采用流管法，井网密度法，数值模拟法；开 发后期采用水驱曲线法，递减曲线法，随机模型法。由于影响采收率的主控因素及其函 数关系各不相同，学者们提出过低渗透油藏、复杂断块油藏、气田采收率等标定公式， 目的是定量计算主控参数，最简单直观的方式来标定原油采收率。
表格估算法适用于于单一的驱动类型油藏，对以弹性驱动以及弹性水压驱动为主的 多驱动类型油藏不太合理；类比法需找到国内外可类比的油田，油藏性质和储层特征的 不同导致误差过大；经验公式法适用于底水裂缝型油藏。利用动态资料进行采收率标定 的方法主要为递减法，但由于含水规律复杂，计算结果偏差较大。
发明内容
为了解决现有技术的不足，本发明提供了一种岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标 定方法，选择具有代表性的各个缝洞单元单井为计算单元，对勘探末期开发初期采收率 进行重新的标定，通过对影响其采收率的主控因素——在勘探末期主要指地质因素进行 分析和评价，选择最合理可行的地质表征参数，找出一次采收率与各主控因素参数之间 的数学关系，建立新型经验公式，从而在油田范围内利用建立的经验公式标定采收率。
本发明为解决其技术问题所采用的技术方案是：提供了一种岩溶缝洞型碳酸盐岩油 藏采收率的标定方法，利用已知的油藏资料进行采收率标定，具体包括以下步骤：
(1)将油藏中采油结束的生产井作为计算单元，其中，当生产井发生以下事件之 一时为采油结束的生产井：低压低产而关井，生产井暴性水淹，生产井转注，或者生产 井储量动用程度在80％以上；
(2)对于每个计算单元，利用静态法或动态法计算其一次采收率；
(3)判断每个计算单元的储层的储集体的类型，若储层的储集体为溶洞型，则采 用以下经验公式计算该计算单元的拟合采收率：
ER＝1.521φ×NTG×log(ΔP)/log(μ0)+0.156
其中，ER表示采收率，单位为f，φ表示孔隙度，单位为f，NTG表示净毛比，单位 为f，ΔP表示油压差，单位为MPa，μ0表示原油粘度，单位为mPa·s，孔隙度和净毛 比根据油藏中的地质类型确定，油压差和原油粘度为油藏资料中的已知量；
若储层的储集体为裂缝型，则采用以下经验公式计算该计算单元的拟合采收率：
ER＝2.756φ×NTG×log(ΔP)/log(μ0)+0.116
其中，ER表示采收率，单位为f，φ表示孔隙度，单位为f，NTG表示净毛比，单 位为f，ΔP表示油压差，单位为MPa，μ0表示原油粘度，单位为mPa·s，孔隙度和净 毛比根据油藏的已知地质类型确定，油压差和原油粘度为油藏资料中的已知量；
(4)将拟合采收率与一次采收率做散点图并进行对比，观察二者是否具有良好的 相关性，同时，计算其相对误差和绝对误差，评价拟合公式是否完善。
步骤(2)中计算各个计算单元的一次采收率时，静态法包括容积法和相关经验公 式法，动态法包括递减曲线法或水驱特征曲线法。
步骤(2)中，若采用容积法计算一次采收率，则一次采收率为一次采油结束时的 累积产油量比上容积法计算的静态储量。
步骤(2)中，若采用相关经验公式法计算一次采收率，则所述的相关经验公式法 采用马尔道斯公式：
E R = 0.133 log Kh μ o - 0.174 ]]>
其中，ER表示一次采收率，单位为f，K表示有效渗透率，单位为mD，h表示有 效厚度，单位为m，μo表示地层原油粘度，单位为mPa·s，有效渗透率、有效厚度以及 地层原油粘度均为油藏资料中的已知量。
步骤(2)中，若采用相关经验公式法计算一次采收率，则采用国家储委油气储量 评审办公室推荐的水驱碳酸盐岩裂缝性油藏采收率的相关经验公式：
E R = 0.2326 [ φ ( 1 - S wi ) B oi ] 0.969 × ( K e μ w μ o ) 0.4863 × ( S wi ) - 0.5326 ]]>
其中，ER表示一次采收率，单位为f，φ表示总有效孔隙度，单位为f，Swi表示地 层束缚水饱和度，单位为f，Boi表示原始地层原油体积系数，Ke表示有效渗透率，单位 为×10-3μm2，μw表示地层水粘度，单位为mPa·s，μo表示地层原油粘度，单位为mPa·s； 总有效孔隙度、地层束缚水饱和度、原始地层原油体积系数、有效渗透率、地层水粘度 和地层原油粘度均为油藏资料中的已知量。
步骤(2)中，若采用递减曲线法计算一次采收率，则利用以下公式计算其累计产 油量：
N P = N pr + Q i a [ 1 - e - at ] ]]>
其中，a表示产量递减率，Qi表示在开始递减的时刻产量，Np表示累积产油量， Npr表示产量递减前的累积产量；产量递减率、开始递减的时刻产量、累积产油量以及 产量递减前的累积产量均为油藏资料中的已知量；运用递减法绘出其余各计算单元的生 产递减曲线，找到每口井的递减时段，通过递减规律计算出计算单元的可采储量，进而 得到一次采收率。
步骤(2)中，若采用水驱特征曲线法计算一次采收率，则采用甲型和乙型水驱特 征曲线计算一次采收率。
本发明基于其技术方案所具有的有益效果在于：本发明充分的考虑了储层性质、流 体性质、油藏性质和油藏能量这几个方面对采收率的影响，公式中包含的主控因素项理 论依据充分，资料全面，客观地反映了影响采收率的各种因素。该计算思路方法是对现 有碳酸盐岩油藏采收率计算方法的补充和完善，在计算碳酸盐岩油藏勘探末期开发初期 采收率标定具有实用价值。
附图说明
图1是一次采收率和马氏公式计算的静态采收率对比图。
图2是A5井产量变化关系曲线图。
图3是一次采收率和递减法采收率对比图。
图4是储层有效厚度与采收率关系图。
图5是储层净毛比与采收率关系图。
图6是中间变量与一次采收率相关关系图。
图7是溶洞型一次采收率对比图。
图8是裂缝型一次采收率与计算采收率对比图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。
本发明提供了一种岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏采收率的标定方法，具体包括以下步 骤：
(1)将油藏中采油结束的生产井作为计算单元，其中，当生产井发生以下事件之 一时为采油结束的生产井：低压低产而关井，生产井暴性水淹，生产井转注，或者生产 井储量动用程度在80％以上。
同时由于油田储层空间配置方式、流体性质在不同部位上特征不同，所以在选择 计算单元时，可以将不同类型的实例进行区分处理。按照计算单元的选择标准，研究中 依次选取A区单井或者多井缝洞单元中的A1～A12共12个计算单元，B区B1～B12共 12个计算单元。
(2)对于每个计算单元，利用静态法或动态法计算其一次采收率；静态法包括容 积法和相关经验公式法，动态法包括递减曲线法或水驱特征曲线法。
(A)若采用容积法计算一次采收率，则一次采收率为一次采油结束时的累积产油 量比上容积法计算的静态储量，各个计算单元的计算结果如表1：


表1 容积法计算一次采收率的结果
容积法计算得到的一次采收率为真实结果，本具体实施方式将容积法的计算结果作 为对比使用。
(B)若采用相关经验公式法计算一次采收率，则可以采用马尔道斯公式或1997年 国家储委油气储量评审办公室推荐的水驱碳酸盐岩裂缝性油藏采收率的相关经验公式。 马尔道斯公式如下：
E R = 0.133 log Kh μ o - 0.174 ]]>
该公式以下简称为“马氏公式”，其中，ER表示一次采收率，单位为f，K表示有效 渗透率，单位为mD，h表示有效厚度，单位为m，μo表示地层原油粘度，单位为mPa·s， 有效渗透率、有效厚度以及地层原油粘度均为油藏资料中的已知量。
若采用相关经验公式法计算一次采收率，则采用1997年国家储委油气储量评审办公 室推荐的水驱碳酸盐岩裂缝性油藏采收率的相关经验公式：
E R = 0.2326 [ φ ( 1 - S wi ) B oi ] 0.969 × ( K e μ w μ o ) 0.4863 × ( S wi ) - 0.5326 ]]>
该公式以下简称为“储委公式”，其中，ER表示一次采收率，单位为f，φ表示总有 效孔隙度，单位为f，Swi表示地层束缚水饱和度，单位为f，Boi表示原始地层原油体积 系数，Ke表示有效渗透率，单位为×10-3μm2，μw表示地层水粘度，单位为mPa·s，μo表 示地层原油粘度，单位为mPa·s；总有效孔隙度、地层束缚水饱和度、原始地层原油体 积系数、有效渗透率、地层水粘度和地层原油粘度均为油藏资料中的已知量。该公式中 的各项参数的应用范围和工区奥陶系油藏的参数分布见表2：

表2 经验公式应用参数和油藏参数表
分别利用马氏公式和国家储委推荐公式，对选取的24个计算单元计算一次采收率的 结果见表3：

根据图1所示的一次采收率和马氏公式计算的静态采收率对比图，可以看出一次采 收率和马氏公式计算的采收率相关性较好，数值分布在45°线附近。可以认为马氏公式 计算的采收率的计算结果比较符合A、B区主体采收率标定实际。储委公式对于实施例 这种岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏的取值参数均不可能用一个数来描述油藏地质特征，导致 采收率计算误差较大。
综合比较，马尔道斯公式计算的一次采收率更为准确。
(C)若采用递减曲线法计算一次采收率，则利用以下公式计算其累计产油量：
N P = N pr + Q i a [ 1 - e - at ] ]]>
其中，a表示产量递减率，Qi表示在开始递减的时刻产量，Np表示累积产油量，Npr表示产量递减前的累积产量；产量递减率、开始递减的时刻产量、累积产油量以及产量 递减前的累积产量均为油藏资料中的已知量；运用递减法绘出其余各计算单元的生产递 减曲线，找到每口井的递减时段，通过递减规律计算出计算单元的可采储量，进而得到 一次采收率。
当时间t趋近于无限大时，递减期的最大累积产量应为Qi/a，即在求得递减期初始 产量Qi和递减率后，便可计算可采储量，因此，通过选取单井的递减段，计算出至抽 油阶段结束时的可采储量，再加上递减初始时刻之前的累计产量(一般情况下包括自喷 阶段的累计产量)，计算出单井的可采储量。
运用递减法绘出其余各计算单元的生产递减曲线，A5井产量变化关系曲线图如图 2所示，找到每口井的递减时段，通过递减规律计算出计算单元的可采储量，进而得到 一次采收率。
(D)若采用水驱特征曲线法计算一次采收率。水驱特征曲线法常用于在碎屑岩油 藏投入开发含水率达到50％以后，利用油藏的累积产水量或者累积产液量和累积产油量 在半对数坐标上存在明显的直线关系，外推到含水率为98％时计算油藏可采储量的方法。 用该方法计算的储量只反映油藏当前控制的可采储量，特殊情况下可以通过经验分析得 到地质储量。经过多年的实践应用，普遍认为四种水驱特征曲线具有较好的实用意义， 即甲型、乙型、丙型和丁型水驱特征曲线。对实施例分析发现，丙型和丁型水驱特征曲 线回归的相关性差，计算结果不理想，因此本次采用甲型、乙型水驱特征曲线计算。利 用现有的注水开发资料，对以上其他的计算单元进行水驱特征曲线分析，分别作出其甲 型，乙型水驱曲线，通过对拟合方程的相关系数以及计算可采储量，结合计算单元的生 产实际情况，综合处理得到各井水驱曲线法计算的可采储量及采收率。
采用递减曲线法和水驱特征曲线法计算得到的可采储量和一次采收率如表4所示：


结合实施例的油藏性质特征，通过对以上递减曲线法和水驱曲线法计算采收率的对 比分析，递减法计算可采储量比较符合目前实施例A，B区的生产开发现状，随着地层 能量的降低，月采油量明显的呈现递减趋势。
通过图3所示的一次采收率和递减法采收率对比图，水驱曲线法计算的可采储量比 较偏大，其可能原因是由于实施例特殊的油藏性质造成水进规律与一般碎屑岩和双介质 型油藏的差别较大。综合比较，递减法计算得到的一次采收率更为准确。
(3)判断每个计算单元的储层的储集体的类型，选取储层净毛比、总孔隙度、原 油粘度和油压差作为参数，根据经验公式计算采收率。
在利用经验公式计算采收率时，之所以选取储层净毛比、总孔隙度、原油粘度和油 压差作为参数，主要基于以下理由：
结合实施例岩溶缝洞型碳酸盐岩的特殊性以及其与一般碎屑岩重要的渗流规律的不 同，通过对前人所做的工作的大量总结认为，影响勘探末期碳酸盐岩采收率的主控因素 主要是指地质因素，包括以下四个方面内容：油藏因素，储层因素，流体因素，能量因 素：
(a)油藏因素标定，影响勘探末期采收率主控因素油藏因素包括油藏埋深，各个计 算单元的油藏埋深差别较小时，可忽略油藏埋深对采收率的影响；对于油藏有效厚度和 储层净毛比，两个参数都是从油藏规模的角度说明了油藏有效储集层对采收率的影响。 从图4所示的储层有效厚度与采收率关系图以及图5所示的储层净毛比与采收率关系图 来看，储层净毛比更能较准确的表征油藏因素对于一次采收率的重要影响；
(b)储层因素标定，描述实施例储层发育好坏的参数包括总孔隙度，渗透率，非均 质性以及面孔率等几个方面，渗透率参数的准确求取是个生产中面临的较大问题，尤其 是缝洞型油藏；非均质性以及描述非均质性的非均质系数能够定性的说明研究区储层发 育的良好情况，却在定量计算方面缺乏数值资料的支撑；面孔率是一个尝试性的概念， 通过大量的图像分析工作，能够建立成像测井和普通测井之间的联系，却同时也由于是 尝试性的概念，得出的关系图版可能不具有普遍意义上的规律，要得到普遍意义的规律， 还需要做更多更大量的数据收集以及图像分析方面的工作；总孔隙度能够比较全面的从 基质，孔洞，裂缝等多个方面综合考虑储层的发育情况，参数的获取也能通过测井等基 础资料获得，对于储层因素的标定，采用总孔隙度这个参数来表征研究区储层发育情况；
(c)流体因素标定，流体因素对采收率的影响主要表现在流体运动过程中产生的内 摩擦阻力对原油流动所做的负功，相关参数为原油密度、粘度、气油比以及体积系数， 从数据分析和处理的角度来看，溶解气油比取值较难，只有少数井有PVT资料；体积 系数的取值依据粘度的数据作出粘度和体积系数的相关关系进而得到；原油粘度对采收 率的取值有着最直接的关系，粘度的取值可以利用粘温曲线，以及粘度和密度的相关关 系得到。因此本次计算中，采用原油粘度作为影响一次采收率的流体因素；
(d)能量因素标定，在研究的过程中，除了驱动类型，压力系数，油压以及油压差 以外，水油体积比也是一个能够表征边底水油藏天然能量的参数，一般采用物质平衡法 以及Von Everdingen和Hurst提出的计算天然水侵量的非稳定流方法来计算这个参数。 不过该方法所选取的参数不易得到，驱动类型对一次采收率的影响最为巨大，实施例是 处于同一个油藏，宏观驱动类型相似；压力系数能够表征油藏能量的大小，在数据拟合 的过程中也能发现压力系数和一次采收率之间有一定的正相关关系，但是计算单元中多 数井没有静压、流压测试；油压和油压差，从理论影响的角度以及从数据散点图上，都 能很好的显示它们与一次采收率之间存在的较好的正相关关系，但是，油压值没有考虑 到动态生产方式对油压值的人工干预，而油压差作为一个差值则是一个绝对的概念，可 以忽略动态生产方式的影响，表示的是能量的一个消耗量，因此，综合考虑各方面因素， 采用油压差作为表征油藏能量的参数。
综上，选取用总孔隙度表征储层物性、总净毛比表征油藏特征、地层原油粘度表征 流体特点，油压差表征地层能量来作为影响采收率的主控因素，以一次采收率为标定采 收率，权重各主控因素对采收率标定的影响，分别对溶洞型和裂缝型两种储集体进行非 线性回归，得到采收率与各主控因素之间的经验关系式。
溶洞型采收率经验公式：
本次分析选取A、B区储层特征比较明显的10个溶洞型储集体作为样本,通过多次 试算，参照图6所示的中间变量与一次采收率相关关系图，发现以 φ×NTG×log(ΔP)/log(μ0)为中间变量较合理，此变量和一次采收率线性正相关关系明 显。
以ER＝aφ×NTG×log(ΔP)/log(μ0)+b为模型进行数理统计分析，运行结果如表5 至表7所示：

表5 模型摘要

表6 方差分析b
表5和表6中，a表示预测因子，是常数，中间变量；b表示因变量，具体是一次采 收率。

表7 回归系数
表7中，a表示因变量，为采油采收率。
从数理分析可以得到，通过逐步回归法，得到溶洞型采收率经验公式，则当储层的 储集体为溶洞型，采用该溶洞型采收率经验公式计算该计算单元的采收率：
ER＝1.521φ×NTG×log(ΔP)/log(μ0)+0.156
其中，ER表示采收率，单位为f，φ表示孔隙度，单位为f，NTG表示净毛比，单位 为f，ΔP表示油压差，单位为MPa，μ0表示原油粘度，单位为mPa·s，孔隙度和净毛 比根据油藏中的地质类型确定，油压差和原油粘度为油藏资料中的已知量。
计算得到各个计算单元的拟合采油采收率如表8所示：


表8 溶洞型采收率经验公式计算采收率的结果
从上表中可以看到，拟合公式计算的采收率和一次采收率相比，绝对误差最大值为 0.19，最小值为0，平均值为0.05。相对误差最大值为2.34，最小值为0，平均值为0.40。 相对误差和绝对误差较小，吻合关系比较良好，公式运行结果符合人们对实施例油藏的 基本认识。
参照图7所示的溶洞型采收率经验公式计算的结果和一次采收率对比，溶洞型一次 采收率和指数拟合计算的采收率有很好的线性相关关系，这同时说明了拟合方程的实际 可用性。
裂缝型采收率经验公式：
同上述数理统计分析，得到裂缝型采收率经验公式，则当储层的储集体为裂缝型， 则采用该经验公式计算该计算单元的采收率：
ER＝2.756φ×NTG×log(ΔP)/log(μ0)+0.116
其中，ER表示采收率，单位为f，φ表示孔隙度，单位为f，NTG表示净毛比，单位 为f，ΔP表示油压差，单位为MPa，μ0表示原油粘度，单位为mPa·s，孔隙度和净毛 比根据油藏的已知地质类型确定，油压差和原油粘度为油藏资料中的已知量。
计算得到各个计算单元的拟合采油采收率如表9所示：


表9 裂缝型采收率经验公式计算采收率的结果
由图8所示的裂缝型采收率经验公式计算的结果和一次采收率对比可以看出，裂缝 型计算单元一次采收率和拟合方程计算的采收率相差不大，绝对误差最大值为0.04，最 小值为0.00，平均值为0.01。相对误差最大值为0.45，最小值为0.01，平均值为0.11。 因此，拟合经验公式具有实际可用性。