采收率计算公式
油藏工程常用计算公式
G
Bgi
水驱气藏单元产量的计算
很多水驱气层，压力在开始时会有递减，当水在与采气速度相等的情况下进入气层后， 压力就会稳定。此时稳定的压力就是枯竭压力。
B S 若 为在枯竭压力下的气体体积系数，而 为剩余气体饱和度（以孔隙体积百分
ga
gr
数表示），在水进入此单元后，则在枯竭状况下，一单元岩层包括：
S 水的体积： 43560 ×φ × (1 − ) gr
−
⎪
⎪⎩
pp
b
b
p p (2 − V )( R − wf )
pp
b
b
⎪⎪ ⎬ ⎪ ⎪ ⎪⎭
设饱和压力以下与以上的采油指数比为η ，则得
pp
FE(1 − V )[1 − 2( wf ) + ( wf )2 ]
J*
η = o =1-
pp
b
b
Jo
p p (2 − V )( R − wf )
pp
b
b
p p p p p p 由上式可以看出，η 随 / 的变化数值均小于 1，当 = 和 / =1 时，
定容气藏单元产量的计算
很多气藏，特别是在开发时期的气藏，总体积还不清楚。在这种情况下最好用一单元体 积作为计算单位，通常是一英亩一英尺岩层体积作为计算单位。因此，一个单元或一英亩一 英尺岩层体积德主要参数如下：
s 束缚水： 43560 × φ × 立方英尺 w
s 地层气体体积： 43560 ×φ × (1 − ) 立方英尺 w
p −p
=
+ gi
wd
D D GWC
g
−
G G Dw
Dg
（1） （2） （3） （4）
式中
油藏工程常用计算公式
f
Байду номын сангаас
+
c s c * = + w wi
f
c c t
g
sgi
琼斯公式的基本形式：
p p 2
−
2 = Cq + Dq 2
r
wf
变换为：
p2 − p2 r wf = C + Dq q
p2 − p2
以 r wf 和 q 作为两个变量，则是一个标准的二元一次方程，在普通的直角坐标系 q
中是一条直线，C 为截距，D 为斜率，当 D〉0.05 时地层存在机械伤害，越大伤害越重。
B = psc zT g Tsc p
同样地，上面温度单位为 oR
B 当 psc 为 14.7psi，Tsc 为 60℉时，
g
=0.02829
zT p
立方英尺/标准立方英尺
预测油井产能的新方法
对于井底流动压力高于或低于饱和压力的两种情况，预测油井产能的方法，推倒如下：
p p （1） 当 ≥ 的单相原油流动时，油井的产量公式为：
数字签名人 zuoyiyin
zuoyiyin 辨别名：CN = zuoyiyin, C = CN-中国, O = cfbgc, OU = gauge 原因：我证明本文档是准确和 真实的 日期：2005.07.15 14:57:18 +08'00'
SIGN HERE
利用单点测压数据确定地层流体界面位置
]
由上式可以得到在井底流动压力低于饱和压力条件下，利用测试的产量
Q
* o
和相应的井底流
p J 动压力 数值，求饱和压力以上采油指数 的关系式
wf
o
Q*
油田开发主要生产技术指标及计算
12、采油速度
油田（或区块）年采油量占已动用地质储量的百分数。
VD
qoa N
100
13、采油强度
油井单位有效厚度油层的日采油量。
采油强度＝油井日产油量/该井油层有效厚度
在油田开发中，为保持开发层系内部各层均衡开采，要求不
同井、层的采油强度控制在合理范围内，选择原则是：使大多数油
2. 中含水期（20%≤含水率＜60%）：该阶段主力油层普遍见 水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一 阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作。开展层系、井 网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用 状况差的区块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用 程度，实现油田的稳产。
吸水剖面的方法主要有；放射性同位素载体法、点测水井流量 法、水井连续流量计法和井温法等。
36、地层压力
地层空隙内流体所承受的压力。又称为储层压力。如果流体 为原油，则称为油层压力或油藏压力；如果为天然气，则称为气层 压力或气藏压力。油气藏投入开发前，各处地层压力相等，称为原 始地层压力。投入开发后，各处地层压力发生变化，且于注采状况 有关，称为目前地层压力。
RK
NP NR
100
19、采收率
在现有技术、经济政策条件下，标定的可采储量占原 始地质储量的百分数。 注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35%； 砾岩油藏采收率不低于30%； 低渗透率、断块油藏采收率不低于25%； 特低渗透率油藏（空气渗透率小于10×10-3μ m2）采 收率不低于20%。 厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油 藏吞吐采收率不低于20%。
天然气藏采收率计算
（五）采收率
表1 气藏类型与采收率关系
(据《天然气储量规范》修订稿，1994)
气藏类型 裂缝型（含弱弹性水 驱）
ห้องสมุดไป่ตู้
采收率，% 75--95
（五）采收率 1．采收率概念 采收率的中文含义是明确的，它是指“采获的 比率”、“采收到的百分比”。许多行业都使用采收 率这一概念。石油行业中所指的采收率当然是指 石油或天然气的“采获比率”。它定义为：
Q
ER
Q
N
100%
式中： 储量
为油藏的最终采油量； N 为油气地质
（五）采收率 2.天然气采收率测算方法 天然气采收率测算有与原油采收率测算相似的 方法，也有其特有的方法。一般多用类比法和废弃 压力法来确定天然气采收率。
计算公式：
ER
pa Z a 1 pi Z i
储量动静比校正：
pa Z a Gd E R 1 pi Z i G
ＥＲ为采收率 ， Pi 、 Pa分别为原始、废弃地层压力 Zi、Za分别为原始、废弃天然气偏差系数 Gd为天然气动态储量、G为天然气探明地质储量
3 2 渗透率， 10 m
强弹性水驱裂缝型 高渗透孔隙型
中渗透孔隙型 致密型 水驱孔隙型 凝析气藏
40--70 80--90
70--80 50--60 45--60 65—85
≥50
10--50 ＜1
（五）采收率
②根据废弃条件计算采收率 所谓废弃条件，就是气藏终止开采时的基本状况。 气藏的废弃条件主要包括废弃产量和废弃压力两个参数。 在当前技术经济条件下，当生产天然气的经营成本大于销 售净收入时，气藏即无工业开采价值，此时的产量就为经 济极限产量。当气藏产量递减到等于经济极限产量时的压 力即是气藏的废弃压力。 在自喷开采时，气藏产量在经济极限产量以上时，以 井口流动压力等于输出压力为条件计算废弃地层压力；在 增压开采时，气藏产量在经济极限产量以上时，以井口流 动压力等于增压机入口压力为条件计算废弃压力。确定废 弃压力以后，就可以应用相关公式计算该气藏的天然气可 采储量。
采油地质工常用计算公式
1、=储采比当年采油量上年剩余可采储量2、容积法计算地质储量公式oi N =oioi oi B S Ah ρφ1003、井组碾平有效厚度233211水h h h h H +++= 4、含油体积=含油面积×有效厚度 5、小区块体积百分比=%100⨯储量单元体积小区块体积6、小区块储量=储量单元储量×小区块体积百分比7、区块储量=第一小区块储量＋第二小区块储量＋…第n 小区块储量 8、采油速度=%100⨯动用地质储量年产油量9、折算年采油速度=%100365%100⨯⨯=⨯动用地质储量当月日产油水平动用地质储量折算年产油量10、采出程度=%100⨯动用地质储量累积产油量11、可采储量采出程度=%100⨯可采储量累积产油量12、采收率%100*地质储量可采储量=13、最终采收率%100⨯地质储量油田总采油量14、日产油水平当月日历天数月实际产油量=15、平均单井日产油水平()油井开井数日产油水平开发区油田=16、日产油能力=油田内所有油井（不包括暂闭和报废井）应该生产的日产油量的总和17、折算年产油量3651212365365⨯=⨯=⨯=月份的日历天数月份的月产油量该月日历天数月产油量日产油量18、月平均日产油量当月实际生产天数月实际总产油量=19、年平均日产油量全年实际生产天数全年实际总产油量=20、综合生产气油比月产油量月产气量=21、累积生产气油比累积产油量累积产气量=22、采油指数流压静压日产油量-=23、采液指数流压静压日产液量-=24、比采油指数有效厚度生产压差日产油量⨯=25、采油强度油井油层砂岩厚度油井日产油量或者也可油井油层有效厚度油井日产油量==26、输差%100⨯-=井口产油量核实产油量井口产油量27、水油比日产油量日产水量=当水油比达到49时，称为极限水油比；当含水率达到98%时称为极限含水率。
28、产量递减幅度%100⨯=上阶段产量本阶段产量29、递减百分数%100⨯-=上阶段产量本阶段产量上阶段产量30、综合递减率%100)(1211⨯⨯--⨯=Tq Q Q T q o o31、自然递减率%100)(13211⨯⨯---⨯=Tq Q Q Q T q o o预测下一年的未措施产量N 未=（1-D 自）N 去预测下一年措施增量N 措=N 去×（1-D 综）-N 去（1-D 自） 32、单井含水率%100⨯=油样的重量油样中水的重量33、平均综合含水率%100%100⨯=⨯=产液量之和产水量之和液量含水及不含水井的总产各含水油井产水量之和34、综合含水率%100⨯=月产液量月产水量35、月含水上升速度=当月综合含水率－上月综合含水率36、年含水上升速度=当年12月综合含水率－上年12月综合含水率 37、年平均月含水上升速度()()月年含水率上升值12%=38、含水上升率%100⨯--=阶段初采出程度阶段末采出程度阶段初含水率阶段末含水率率%100%100⨯=⨯-=年采油速度年含水上升值采油速度阶段初含水率阶段末含水率39、注水强度水井油层砂岩厚度日注水量或者也可水井油层有效厚度日注水量==40、吸水指数压力差两种工作制度井底注水量之差两种注水压力下日注水注水井静压注水井流压日注水量=-=41、视吸水指数井口压力日注水量=42、注采比油井产水体积原油相对密度原油体积系数采油量注水井溢流量注水量+⨯-=43、原油的换算系数原油相对密度原油体积系数=44、累积注采比累积产水体积原油换算系数累积采油量累积注水量+⨯=45、四点法面积注水井网注采比 1）以注水井为中心的注采比IPR 61613131∑∑==⨯+⨯⨯=i i W Oi AQ M Q Q2）以采油井为中心的注采比IPR ()WOi C B A Q M Q Q Q Q +⨯++⨯=6146、五点法面积注水井网注采比 1）以注水井为中心的注采比IPR ∑∑==⨯+⨯⨯=41414141i W i Oi AQ M Q Q2）以采油井为中心的注采比IPR ()Woi D C B A Q M Q Q Q Q Q +⨯+++⨯=4147、反九点法面积注水井注采比 1）以注水井为中心的注采比 IPR ∑∑∑∑====⨯+⨯⨯+⨯+⨯⨯=8282828241412121i i i i W oi W oi AQ M Q Q M Q Q2）以边井为中心的注采比IPR ()woi B A Q M Q Q Q +⨯+=613）以角井为中心的注采比IPR ()Woi D C B A Q M Q Q Q Q Q +⨯+++=12148、七点法面积注水井注采比1）注水井为中心注采比IPR ∑∑==⨯+⨯⨯=31316161i i w oi AQ M Q Q2）以采油井为中心注采比IPR woi i Q M Q Q +⨯=∑=613149、混合液密度()W W W W f f ρρρ⨯-+⨯=1液50、水驱控制程度%100⨯=油井总有效厚度油井有效厚度与水井有效厚度连通的或者也可用砂岩厚度来计算%100⨯=油井总砂岩厚度通的砂岩厚度与水井砂岩厚度连通连以采油井为中心的水驱控制程度为一个方向、两个方向和多个方向的水驱控制程度 51、累积亏空体积⎪⎭⎫⎝⎛+⨯-=累积产出水体积原油相对密度原油体积系数累积产油量累积注入体积52、注水利用率（存水率） 存水率%100⨯-=累积注水量累积产水量累积注水量53、水驱指数累积产油量累积产水量累积注水量-=54、关于压力方面的计算总压差=目前地层压力-原始地层压力 地饱压差=地层压力-饱和压力 流饱压差=流压饱和压力生产压差=目前地层压力-流动压力注采压差=注水井井底压力（流压）-采油井井底压力（流压） 注水压差=注水井井底压力-地层压力55、工程指标计算抽油泵理论排量=液ρπ144042SN D抽油泵泵效=%100⨯理论实Q Q抽油机实际扭矩M=30S+0.236S(P 大-P 小) 扭矩利用率%100⨯最大实M M电机功率φcos 3UI = 功率利用率%100⨯名牌最大功率实际功率56、聚合物指标计算 1）注入速度油层总孔隙体积年注入聚合物溶液量=2）注入孔隙体积倍数（注入程度）油层总孔隙体积累积注入聚合物溶液量=3）聚合物用量入浓度聚合物溶液累积平均注油层总孔隙体积累积注入聚合物溶液量⨯=4）聚合物溶液注入浓度聚合物注入溶液量聚合物注入干粉量=单位换算：1m 3=103L ，1t=109mg聚合物干粉量m 3×mg/L=103L ×10-9t/L=10-6t 5)吨聚合物增油量量层累积注入聚合物干粉区块内聚合物驱油目的层累积增油量区块内聚合物驱油目的=6)区块内聚合物驱油目的层阶段采收率提高值%100⨯=区块内目的层地质储量层累计增油量区块内聚合物驱油目的7）累积节约用水量=注入孔隙体积倍数-实际注入孔隙体积倍数8）油层总孔隙体积()()()油层有效孔隙度区块油层有效厚度区块面积φh S 210= 9）地质储量区块油层有效厚度区块面积单储系数⨯⨯=。
动态分析计算公式
t
9
采出程度
采出程度=累计产油量/地质储量*100%
%
表示从投入开发以来，已经从地下采出的地质储量程度
10
采油指数：生产压差每增加1兆帕所增加的日产量。也称为单位生产压差的日产液量。
采油指数=
t/d.Mpa
表示油井生产能力的大小
11
采液指数：生产压差每增加1兆帕所增加的日产液量。也称为单位生产压差的日产液量。
小数
26
注水强度
注水强度=日注入量/油层有效厚度
M3/d.Mpa
衡量油层吸水状况的指标
27
吸水指数
吸水指数=两种注水压力下日注水量之差/两种压力压力之差=日注水量/流压-静压
用来分析注水井工作状况及油层吸水能力的变化
28
存水率：保存在地下的注入水体积与累计注水量的比值
存水率=
小数
29
地下水线推进速度
地下水线推进速度=
米/天
它表示从注水井到采油井的地下水线推进速度
30
注：实际的年递减
老井产油量综合递减率（年递减）Dt=
%
A：上年前老井去年同期(1-n月)日产油水平(t);
B: 上年前老井当年同期(1-n月)日产油水平(t);
C：去年加当年新井同期(1-n月)日产油水平(t);
31
水驱指数=
M3/t
%
6
采油速度：是指年产油量与其相应动用的地质储量比值得百分数，参数符号 。采油速度的单位是年，因此也叫年采油速度。
年采油速度=实际的年产油量÷地质储量
%
它是衡量油田开采速度快慢的指标。
7
折算采油速度
各类油藏采收率计算公式
一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算#一、常规砂岩油藏采收率计算1）石油行业标准1(俞启泰,1989年）T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ式中各项参数的分布范围2）石油行业标准2(陈元千,1996年）S KE oR 003871.03464.0lg084612.0058419.0+++=φμ式中各项参数的分布范围适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。
#HIDD_H13）万吉业（1962年）RR KE μlg165.0135.0+=4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年）h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年）2159.01903.00422.0)()1(3225.0--⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡-=a i wi r oi wi R P P S K B S E μφ 适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。
6）俄罗斯的Кожакин（1972年）h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年）hT S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式ZS S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0*--+++++-=μ以上各式中参数：E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； υ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数；V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；S ：井网密度，口/km 2； S *：井网密度，ha/well ； S wi ：地层束缚水饱和度； K *：有效渗透率，μm 2。
储量专有名词
一、产能到位率：是指产能建设项目实施后第二年的年产量与实施当年设计新建生产能力的比值。
二、产能贡献率：是指产能建设项目实施当年的实际产量与实施当年设计新建生产能力之比。
1、接替率：是指当年新增可采储量与当年产量之比。
当年新增可采储量等于当年新增探明可采储量与老区新增加的可采储量之和。
2、升级率：是指低一级储量升为高一级储量时，完全升级情况下，高一级储量占低一级储量的百分比。
3、动用率：是指开发动用储量与总探明储量之比。
4、储采比：是指年末剩余储量除以当年产量得到的，按当前生产水平尚可开采的年数，是指上年底油田的剩余可采储量与上年采出量之比。
三、采收率：1、采出程度:是指累积采油量与动用地质储量比值的百分数。
2、采油（气）速度：是指年产油量与其相应动用的地质储量比值的百分数。
3、综合含水率油田日产水量qw 与日产液量ql 之比。
fw = qw / qlX100%。
用上述公式可计算油田、开发区、排间、井组的综合含水率。
它是表示油田出水状况和所处开发阶段的一个重要指标。
4、综合递减率:老井在采取增产措施情况下的产量递减速度。
5、自然递减率：是指老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度。
6、含水率：是指油井采出液体中水占所占的质量百分数。
7、含水上升率：是指每采出1%的地质储量时含水率的上升值。
年均含水上升率=（当年年均含水－上年年均含水）/（当年底采出程度－上年底采出程度）。
四、溶解气：是指原始地层条件下，溶解于石油中的天然气。
五、气层气：是指原始地层条件下，以气态方式存在的天然气。
六、干气：油田的伴生天然气，经过脱水、净化和轻烃回收工艺，提取出液化气和轻质油以后，主要成分是甲烷的处理天然气叫干气。
在综合录井过程中常常指气体显示里甲烷气体含量大于95%以上。
七、探明储量：在油气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量，在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会、经济效益的可靠储量。
探明储量是编制油田开发方案的依据。
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一、 常规砂岩油藏采收率计算 二、 低渗透砂岩油藏 三、 碳酸盐岩油藏采收率计算 四、 砾岩油藏采收率计算 五、 凝析气藏采收率计算 六、 溶解气驱油藏采收率计算 七、 稠油油藏采收率计算#一、常规砂岩油藏采收率计算1）石油行业标准1(俞启泰,1989年）T V hs k E k r R 0001675.006741.0*0001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ式中各项参数的分布范围2）石油行业标准2(陈元千,1996年）S KE oR 003871.03464.0lg084612.0058419.0+++=φμ式中各项参数的分布范围适用条件：中等粘度，物性较好，相对均质。
# HIDD_H13）万吉业（1962年）RR KE μlg165.0135.0+=4）美国Guthrie 和Greenberger （1955年）h S K E wi o R 00115.0538.125569.0lg 1355.0lg 2719.011403.0--+-+=φμ适用条件：油层物性较好，原油性质较好 5）美国API 的相关经验公式（1967年）2159.01903.00422.0)()1(3225.0--⎪⎪⎭⎫⎝⎛⨯⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡-=a i wi r oi wi R PP S KB S E μφ适用条件：油层物性较好，原油性质较好，不适用于稠油低渗油藏。
6）俄罗斯的Кожакин（1972年）h V S S K E k k r R 0018.005.0171.0000855.0)1000/lg(0275.0lg 167.0507.0*+-+-+-=μ适用条件：μR =(0.5-34.3) K ＝(109-3200)10-3μm 2S *＝7.1-74公顷/口 S K =0.32-0.96 V K =0.33-2.24 h =2.6-26.9m7）俄罗斯Гомзиков的相关经验公式（1977年）hT S Z S S K E oi k r R 0039.000146.027.0054.0180.000086.00078.0)1000/lg(082.0195.0+++-+--+=*μ适用条件：K-0.130～2.580μm 2 μR =0.5～34.3mPa.s S *=10～100公顷/口 Z=0.06～1.0 Soi=0.70～0.95 T=22～73℃ H=3.4～25m8）前苏石油科学研究所的格姆齐科夫公式ZS S S h T K E oi k r R 00085.000053.0173.0149.00038.000013.0lg 121.000080.0333.0*--+++++-=μ以上各式中参数：E R ：采收率，小数； K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； μr ：地层油水粘度比； φ：平均有效孔隙度； S k ：砂岩系数；V k ：渗透率变异系数； B oi ：原始原油体积系数； S ：井网密度，口/km 2； h ：有效厚度，m ； T ：地层温度，℃； Z ：过渡带的储量系数； P i ：原始地层压力，MPa ； P a ：废弃压力，MPa ；S ：井网密度，口/km 2； S *：井网密度，ha/well ； S wi ：地层束缚水饱和度； K *：有效渗透率，μm 2。
经验公式测算采收率主要取决于参数选值的精度，与实际生产资料无关。
9）全国储委油气专委(1985年)利用200多个水驱程度大于60％的砂岩油田资料，统计分析得出采收率与流度有关的公式：1316.0214289.0⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛=o R K E μ参数范围：渗透率20～5000×10-3μm 2，原油地下粘度0.5～76mPa.s 。
10）辽河油区水驱砂岩采收率计算公式根据全国储委的要求，对辽河油区已开发油田的地质特点和开发状况，从稀油和高凝油油藏中，按照①水驱砂岩油田；②已采出可采储量的40％以上，标定可采储量较为可靠；③各种地质参数较为完善等原则。
筛选了27个油田和区块，着重考虑流度、孔隙度和井网密度对原油采收率的影响，通过多元回归，得出了辽河油区水驱砂岩采收率计算公式：oR KS E μφlog1148522.0001142.0075302.11771756.0+++=该公式适用条件：渗透率为30～5000×10-3μm 2，孔隙度15％～30％，地下原油粘度小于30mPa.s 。
11）我国油田上统计出的相关公式i o R p S K E 0216.03058.05241.0)/lg(8591.53354.048.17---++=φμω式中：ω──水驱储量与动用地质储量之比，f ； K/μo ──流度，10-3μm 2/(mPa.s)。
12）水驱方式下油层采收率的确定在注水保持油层压力，油层中未产生游离气的条件下，水驱的采收率为：cworcw R S S S E ---=11式中：φ──油层孔隙度；A ──含油层面积； h ──油层有效厚度； S o ──原油饱和度，S o =1-S cw ； S cw ──束缚水饱和度；B oi ──原始条件下原油的体积系数。
S or ──残余油饱和度；B o ──目前原油体积系数。
13）经验估计法水驱油藏大量统计资料的分析结果表明，影响水驱采收率的因素不仅是渗透率和粘度，而且与束缚水含量和油层厚度有关，与孔隙度也有关系。
根据70个水驱或局部水驱油田按上述5个参数对实际油层水驱采收率统计结果，可得出如下的经验公式：h S k E o cw R 001067.0538.1lg 1355.025569.0lg 2719.011403.0---++=φμ式中：E R ──采收率；K ──油层渗透率，10-3μm 2； S cw ──束缚水饱和度； μo ──原油粘度，mPa.s ； φ──孔隙度； h ──油层厚度，m 。
14）定容低饱和油藏的采收率（物质平衡法）对于油层岩石来说，如果忽略由于油层内部流体压力改变而引起的孔隙度的变化，那么当油藏无外来水进入时，可以认为油藏内的孔隙体积不变，即所谓定容油藏。
如果油藏内的原油在原始状况下是低饱和的，则当油藏体积不变时，原油的产出是由于液体体积膨胀作用的结果。
故采收率为：ooio p R B B B NN E -==N p ──可采储量 N ──原始地质储量B oi ──原始条件下地层油体积系数 B o ──枯竭压力下地层油体积系数 15）弹性驱动油藏的采收率用下式计算：[])()(1)1()(bi o b i wi o w wi f o R p p C p p S C C S C C E --+-⎥⎦⎤⎢⎣⎡-++=ϕ C o ──地层原油压缩参数，MPa -1 C w ──地层水压缩系数，MPa -1 C f ──岩石压缩系数，MPa -1 φ──孔隙度，f S wi ──原始含水饱和度，f P i ──原始油层压力，MPaP b ──饱和压力，Mpa#二、低渗透砂岩油藏方法一： μo ＜10mPa.s 时f o R W f K E 3567.00001.00155.0lg 053.0lg 086.02014.0++--+=φμμo ＞10mPa.s 时f o R W f k E 3355.00005.001264.0)/lg(075.01893.0++-+=φμ 式中：K ：平均空气渗透率，×10-3μm 2； μo ：地层原油粘度，mPa.s ； φ：平均有效孔隙度，％； f ：井网密度，口/km 2； W f ：水驱控制程度，小数； 方法二： 1）τμφ0056.0011.000305.0293.0lg 1831.0391.00026.03086.0--+++--=r w o R f b K h E式中：b o ──平均换算系数； f w ──平均含水率； h ──平均厚度，m ； K ──平均渗透率，μm 2； φ──平均孔隙度； μr ──平均油水粘度比； τ──平均开采速度。
2）τμφσφ01.0011.000325.0396.0)24.4/(026.0lg 4101.0615.1003.06569.03.2--++--+--=r w o R f b K K h E式中：σ──表面张力，通常为30×10-3N/m 。
# HIDD_H2#三、碳酸盐岩油藏采收率计算当K ＞250×10-3μm 2时f K K K E p s o R 0018.003.014.0lg 0791.00041.0306.0--++-=μ当K ＝（50－250）×10-3μm 2时f K K K E p s o R 0022.0015.0139.0lg 052.00028.0405.0--++-=μ 当K ＜50×10-3μm 2时f K K K E p s o R 0017.0023.014.0lg 141.00031.0446.0--++-=μ式中μo ──原油粘度，mPa.s ，（0.8～38.8）； K ──渗透率，10-3μm 2；K p ──平均单井小层数，（2～20）；K s ──有效厚度与砂岩厚度之比，（0.32～0.89）； f ──井网密度，ha/well ，（18～54）。
底水灰岩油田采收率经验公式()()5326.04863.0)(/969.0/2326.0-⨯⨯=wi ow e oi oi R S K B S E μμϕ式中各项参数的分布范围#四、砾岩油藏采收率计算cwk oi o R n V L SKp E 01833.09087.0003288.0001696.00637.00059.0lg 1089.09356.03409.0--++⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛+--=μμ对于有明显过渡带的油藏# HIDD_H3 # HIDD_H4]/)(225.01[M W N E E R R -=式中：E R ──注水采收率，％；E R ──有过渡带油藏的注水采收率，％； μo ──地层原油粘度，mPa.s ； K ──有效渗透率，×10-3μm 2； P i ──原始地层压力，MPa ； S ──井网密度，口/km 2； L ──油井连通率，％； n ow ──采注井数比，小数； N ──地质储量，104t ；N(W)──过渡带地质储量，104t 。
#五、凝析气藏采收率计算30084.050337.225253.225084.09027.08)328.1()5.1315.141(1009.2+⨯-⨯⨯⨯⨯=--R o o T e T r r R P RP e ──原油地层压力，Mpa ； R T ──地面气油比，m 3/t ； r o ──凝析油密度，g /cm 3； T R ──地层温度，℃。