【【【采收率计算方法汇总】】】
技术可采储量计算公式
技术可采储量计算公式
哎呀，说起技术可采储量计算公式，这可真是个让人头大的话题。
不过，别担心，我会尽量用大白话给你讲清楚。
首先，咱们得明白啥是技术可采储量。
简单来说，就是根据现有的技术水平，能从地下开采出来的资源量。
这玩意儿可重要了，关系到资源的利用和规划。
好了，现在咱们来聊聊计算公式。
这个公式其实挺复杂的，涉及到好多参数，但我会尽量简化，让你能听懂。
技术可采储量 = 地质储量× 采收率
这里有两个关键参数：地质储量和采收率。
地质储量，就是地下资源的总量。
这个数据通常由地质勘探得来，需要专业的地质学家通过各种勘探手段，比如钻探、地震勘探等，来估算地下资源的分布和数量。
采收率，就是能从地质储量中实际开采出来的比例。
这个参数受到很多因素的影响，比如资源的埋藏深度、开采技术、经济成本等。
采收率越高，说明开采效率越高。
举个例子，假设一个油田的地质储量是1亿吨，采收率是60%。
那么，根据公式，这个油田的技术可采储量就是：
1亿吨× 60% = 6000万吨
这就是说，按照现在的技术水平，这个油田能开采出6000万吨的石油。
当然，实际情况要复杂得多。
因为采收率会受到很多因素的影响，比如油藏的类型、开采技术的进步等。
所以，这个公式只是一个简化的模型，实际应用中还需要考虑更多的因素。
总之，技术可采储量计算公式就是根据地质储量和采收率来估算能开采的资源量。
虽然听起来有点复杂，但其实就是把地下的资源量乘以一个比例，得到能实际开采的量。
希望这个例子能让你对这个公式有个直观的理解。
一种改进的合理井控储量与采收率确定方法
一种改进的合理井控储量与采收率确定方法罗吉会;鲁瑞彬;姜丽丽;张风波;汤明光【摘要】合理井控储量是油田开发设计的核心内容,其大小直接影响采收率的高低.以中石油勘探开发研究院经验公式为基础,通过对公式系数的修正,建立了新的采收率和井控储量关系式;同时为增加公式的适用性,提出了以水平井与直井间的产能比来表征替换比确定井控储量的方法.最后利用南海西部8个水驱砂岩油藏标定采收率和井控储量对改进公式进行了检验.结果表明:利用驱油效率代替原公式系数后的新公式实用性更好,能够更好地反应采收率随井控储量的变化;利用水平井与直井间产能比来表征替换比的方法在南海西部油田应用效果较好.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)017【总页数】4页(P47-50)【关键词】井控储量;替换比;采收率;水驱油藏;井网密度【作者】罗吉会;鲁瑞彬;姜丽丽;张风波;汤明光【作者单位】中海石油(中国)有限公司湛江分公司,湛江524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,湛江524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,湛江524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,湛江524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,湛江524057【正文语种】中文【中图分类】TE327井控储量是编制油田开发方案和调整、确定挖潜治理方向的重要依据，选择合理的井控储量对油田开发及最终采收率具有重要意义。
目前，关于井控储量和采收率的研究方法有很多［1，2］:如类比法、数值模拟法和经验公式法等。
其中类比法对类比油田储层特征、开发方式、开发阶段等都有严格的要求［1］，主要用于勘探开发阶段，开发中后期该方法误差较大;数值模拟法虽然考虑因素较为全面，但对于开发早期油气藏，预测结果可信度不高，且南海西部油藏井网不规则、井型复杂、水平井水平段差异大，研究人员对油藏的认识程度对数模结果影响较大;常用的经验公式法有陈元千经验公式［3］、俞启泰经验公式［3］和中石油勘探开发研究院经验公式［4］等。
第四章 提高采收率原理与方法
二、提高采收率的方向
第一、通过降低流度比以提高波及系数， 第一、通过降低流度比以提高波及系数，同时 尽可能适应油层的非均质性， 尽可能适应油层的非均质性，以减少非均质性 对驱油过程的不利影响； 对驱油过程的不利影响； 第二、 第二、通过减小界面张力或者消除工作剂与原 油间的界面效应以提高驱油效率。 油间的界面效应以提高驱油效率。
16
图12－7 混相流体驱油过程的相段分布图 －
1.液化石油气驱动法 1.液化石油气驱动法
向油藏注入以丙烷为主的液化石油气， 向油藏注入以丙烷为主的液化石油气 ， 与原油 形成混相段塞， 然后用天然气驱动段塞。 形成混相段塞 ， 然后用天然气驱动段塞 。 液化 石油气段塞前缘可与地层油混相， 石油气段塞前缘可与地层油混相 ， 后面与天然 气混溶，形成良好的混相带。 气混溶，形成良好的混相带。
(1)降低原油的粘度； (1)降低原油的粘度； 降低原油的粘度 (2)使原油膨胀； (2)使原油膨胀； 使原油膨胀 (3)与原油产生低界面张力； (3)与原油产生低界面张力； 与原油产生低界面张力
存在问题： 存在问题：气源
图12－11 原油粘度降低比值 － μm/μo和压力的关系
20
图12－12 原油体积膨胀系 12－ 数和CO 数和CO2溶解度的关系
图12－8 注液化石油气混相驱油过程 12－
17
2.富气驱油法 2.富气驱油法
对于地层油中轻质组分（ 较少的油藏， 对于地层油中轻质组分 （ C2-6 ） 较少的油藏 ， 可注入适 量加入乙烷、丙烷和丁烷的天然气， 量加入乙烷、丙烷和丁烷的天然气，富气中的较重组分 不断凝析到原油中， 不断凝析到原油中，最终使注入气与原油混相的驱油方 法。 驱油过程是先注一段富气 再注一段干气，然后用水驱动。 是先注一段富气， 驱油过程是先注一段富气，再注一段干气，然后用水驱动。
页岩气采收率计算
2.2 采收率与可采储量计算2.2.1 废弃压力标定废弃压力是指气井具有工业开采价值的极限压力，它是计算气藏采收率或可采储量的重要参数，也是有关地面工程论证和设计的重要指标和依据，废弃地层压力由地质、开采工艺技术、输气压力及经济指标诸因素所决定。
废弃压力直接影响采收率的确定，废弃压力越低，气藏最终采收率越高。
废弃压力通常多以类比分析或经验公式计算：也有人利用气井某一时刻的稳定产能方程结合废弃井底流压来计算。
但类比法、经验公式计算法毕竟存在一定的误差；另外，气井在初、中期与废弃时的稳定产能方程差异较大，其产能方程系数将发生变化，因此根据初、中期建立的稳定产能方程结合废弃井底流压计算的废弃地层压力误差也较大。
本次研究将采用多种方法来计算气井废弃地层压力。
2.2.1.1 废弃压力经验取值法国内外许多学者经过多年研究后，认为废弃地层压力是使当气藏产量递减到废弃产量时的压力，主要是由气藏埋藏深度、非均质性、渗透率决定。
如下表表2.3储量评价结果弱水驱裂缝型——P /Za(0.2 ~ 0.05) P /Zi a i强水驱裂缝型——P /Za(0.6 ~ 0.3) P / Zi a i定容高渗透孔隙型K32P /Za(0.2 ~ 0.1) P /Zi 50 10um a i定容中渗透孔隙型K 10 ~ 50103 um2P a/ Z a (0.4 ~ 0.2) P i /Z i定容低渗透孔隙型K 1 ~ 10103 um2P /Za(0.5 ~ 0.4) P /Zi a i定容致密型K 1103 um2P /Za(0.7 ~ 0.5) P /Zi a i注：P i、Z i分别为原始地层压力及其压缩系数P a、Z a分别为废弃地层压力及其压缩系数2.2.1.2 气藏埋深计算法1958 年，加拿大梅克对封闭型无边底水气驱气藏提出了5 种经验法计算废弃压力。
① 废弃压力值为气藏深度乘系数0.05，得压力值psi，换算成公制单位为：Pa=1.131×10-3×D=1.131×0.001×2500=3MPa24第2 章页岩气藏工程方法论证式中，D 为气藏埋深，m；② 按气藏深度，每千英尺的废弃压力是100psi，换成公制单位后为：Pa= 2.262×10-3×D =2.262×0.001×2500=6 MPa③ 气藏深度乘系数0.095，可得最佳废弃压力，换成公制单位后为：Pa=2.149×10-3×D =2.149×0.001×2500=5.4 MPa④ 原始地层压力的10%，再加上100Psi，作为废弃压力值，换成公制单位后为：Pa=0.1×Pi+0.6894=34×0.1+0.6894=4.1 MPa⑤ 一般通用计算(双50 法)Pa=0.3447+1.131×D=0.3447+1.131×2500×0.001=3.3MPa2.2.1.3 经济产能方程通常人们采用气井某一时刻的稳定产能方程结合废弃井底流压来计算废弃地层压力。
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。
裂缝性低渗透油藏弹性采收率计算新方法
第 32 卷
第4期
张晓亮， 等： 裂缝性低渗透油藏弹性采收率计算新方法 Ky— ——垂直于裂缝方向渗透率， 10-3 μm2； M— ——弹性采收率系数， f； N— ——地质储量， m3； ΔNp— ——弹性采油量， m3；
·411·
产实践亦表明， 小井距开发是低渗透油藏有效的开发 方式， 验证了新计算方法的正确性。
姨
2Sα2
乙（K cosቤተ መጻሕፍቲ ባይዱθ+K sin θ） dθ ．
0 x 2 y 2 2n
2π
（13 ）
姨Sα
2
≥ ≥ ≥ ≥ ≥ ≥ ≥ ≥ ≥ ≥ ≥
3 实际开发井网弹性采收率
上文指出， 考虑非达西渗流后低渗透储集层存在 着不能启动的区域， 这就导致弹性采收率必然与井网 有关。 实际开发井网的弹性采收率计算可按单井来进 行， 通过井网参数计算单井泄油半径， 如果泄油半径 大于极限泄油半径， 则可按 （11 ） 式计算。微裂缝性低 渗透油藏为了获得好的开发效果， 需要沿微裂缝方向 布井， 同时缩小井排距， 采用密井网开发[10]。因此， 计 算泄油半径小于极限泄油半径情况下的弹性采收率
准确地评价弹性采收率是此类油藏开发设计的关键尤其是初期以弹性开发为主的异常高压低渗透裂缝性低渗透油藏弹性采收率计算11各向渗透率计算方法设裂缝性低渗透油藏基质岩心的渗透率为单一微裂缝的宽度为b根据等值渗流阻力法可得等效连续介质模型平行于微裂缝方向的渗透率为45因此具有微裂缝介质相当于主渗透系数为k的各向异性介质其主轴方向为沿微裂缝方向和与微裂缝垂直方向储集层渗透率可表示为二阶张量的形式
w
乙 乙
2π
2π
rlim
（8 ）
ΔNp= hct dθ （pi－pwf ） rd r． （9 ） r Bob 0 根据容积法计算泄油范围内的地质储量为
【数值模拟】各种方法汇总
油藏数值模拟基本过程一、数值模拟发展概况30年代人们开始研究地下流体渗流规律并将理论用于石油开发；50年代在模似计算的方法方面，取得较大进展；60年代起步，人们开始用计算机解决油田开发上的一些较为简单间题，由于当时计算机的速度只有每秒几万到几十万次，实际上只能做些简单的科学运算；70 年后主要体现于计算机的快速升级带动了油藏数模的迅猛发展，大型标量机计算速度达到100--500万次，内存也高增主约16兆字节。
在理论上黑油模型计算方法更趋成熟，D. W. Peaceman的<油藏数值模似基础>以及K. Aziz和A. Settari的<油藏模似>等主要著作都是在这个阶段出版的，但仍受到计算机速度和内存的限制，使用的方法一般仅限于IMPES及半隐式等，只能解决中小型油藏的模拟应用问题；80年代则是油藏数值模似技术飞跃发展的年代，解决不同类型油藏的数模计算方法及软件相应问世，同时超级向量机的诞生，使计算机速度达到亿次，甚至几十亿次，内存高达10—20亿字节。
90年代特别是后期，油藏模似软件各模块功能也有了惊人的发展，主要体现为向一体化方面发展；即集地震、测井、油藏工程（数模）、工艺及地面集输、经济评价等为一体的大型软件方面发展。
目前油藏数值模似软件基本上形成了一套能处理各种类型油气藏和各种不同开采方式的软件系列。
?黑油模型已被广泛用于各种常规油气藏的模拟；?裂缝模型可用来解决除砂岩以外的灰岩、花岗岩、凝灰岩和变质岩的裂缝性油气藏开发问题；?组分模型用于凝析气藏、轻质油、挥发油藏的开发设计和混相驱的研究；?热采模型用于稠(重)油油藏蒸气吞吐、蒸汽驱和就地燃烧的设计；?化学驱模型用于在注入水中添加聚合物、表面活性剂、碱等各种化学剂进行三次采油提高采收率的计算和设计。
油藏数值模拟方法的新突破随着计算机运算速度的提高,向量算法的出现和应用是软件设计上一个划时代的发展。
预处理共轭梯度法更快速、有效地解各种更为复杂和困难的大型稀疏线性方程组。
油藏采收率测算方法
0.7
0.65
0.46
ER（f） 0.239
77
2-4 油藏采收率测算方法
o 三、青西油田采收率计算(注水开采)
· 水驱采收率（井网密度法 ）
谢尔加乔夫公式
隆 5 块水驱采收率的计算结果表
●水驱油藏的相关经验公式 ：
( ) ( ) ER
=
éf
0.3225ê ë
1 - S wi B oi
ù 0.0422 ú û
æ ´ ççè
Km wi m oi
ö 0.077 ÷÷ ø
´
S wi
-0.1903
æ ´ ççè
pi pa
ö -0.2159 ÷÷ ø
●溶解气驱的相关经验公式 ：
0.1611
0.0979
量的比值； ●采出程度：截止计算时间为止所采出的总采油量和地
质储量的比值。
61
2-4 油藏采收率测算方法
o 一、影响采收率因素的分析 原油采收率不仅与油田天然条件有密切关系，而且在不
同程度上反映着油田开发和开采的技术水平。
●地质因素 1．天然驱动能量的大小及类型 ； 2．油藏岩石及流体性质； 3．油气藏的地质构造形态。 ●油田开发和采油技术对采收率的影响 1．油气藏开发层系的划分； 2．布井方式与井网密度的选择； 3．油井工作制度的选择和地层压力的保持程度； 4．完井方法与开采技术； 5．增产措施以及采用新技术、新工艺的效果； 6．提高采收率的二次、三次采油方法的应用规模及效果。
317
体 积 波 及 系 数 Ev (f) 井 网 密 度 S(well/km2)
0.59 5.8
经 济 最 佳 井 距 L(m)
415
窿5块
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试油试采特征及产出、注入能力研究开发方式研究油田开发方式（或驱动方式）的选择，是油田开发方案设计的根本决策，它直接影响到开发层系的划分与组合、开发井网部署、注采系统配置和生产规模建设。
对于一个具体油田，选择何种开发方式，由其技术经济条件（油田地质、渗流特征、流体性质、注入剂类型及来源、地面工程费用等）决定。
根据塔木察格19区块的实际情况，可供选择的开发方式主要有天然能量驱动开采和注水保持压力开采两种。
1、国内不同类型不同开发方式油藏的采收率根据统计资料，我国陆上不同类型油藏平均采收率情况见表××。
表××中国陆上不同类型油藏平均采收率情况统计表（截止1997年底）由表××可以看出，对比我国陆上不同类型、不同开发方式油藏的开发效果，注水砂岩油藏的开发效果最好，全国该类型油藏的平均采收率达35.5%，其次是底水驱碳酸盐岩油藏，为30%，其它依靠天然能量开发的油藏采收率状况较差。
上述结果对塔木察格19区块油藏的开发方式选择具有借鉴意义。
根据上述结论，塔木察格19区块若利用天然能量开采，其采出程度将比较低，而采用注水开发则会获得较高的原油采收率。
2、油藏驱动类型及天然能量评价塔木察格19区块各断块油藏总体上属于具有弱边、底水、饱和程度较低的未饱和油藏，因此其驱动类型主要为弹性、溶解气驱动，天然能量主要为弹性、溶解气。
（1）弹性驱动能量评价油藏弹性驱动能量大小可用弹性采收率来表示。
弹性采收率可用下述零维模型确定：[]()b i wi b i o pwc w oi o P P S P P C C S C S C ---+++=)1()(1Re （7-1）式中：Re —弹性采收率，（%）；C o ,C w —原油、地层水压缩系数，（MPa -1）； S oi ,S wc —原始含油饱和度，束缚水饱和度，（f ）； P i ,P b —原始油藏压力，饱和压力（MPa ）； C p —岩石孔隙压缩系数，（MPa -1），由下式确定：4358.04/10587.2φ-⨯=Cp （7-2）式中：φ—孔隙度，（f ）。
运用上述公式即可对塔木察格19区块各断块油藏弹性能量进行评价，平均弹性采收率为3.26％。
其中地层油压缩系数取13.3×10-4/Mpa ，地层水压缩系数取4.4×10-4-4在衰竭式开发过程中，当油层压力低于饱和压力时，可以利用其溶解气驱动能量开发。
溶解气驱动能量大小可用溶解气驱采收率来表示。
（2）溶解气驱采收率计算公式美国石油学会(API)采收率委员会，从1965年到1967年，对北美和中东地区得312个油田的采收率进行了广泛深入的统计研究。
根据其中98个溶解气驱油田（包括砂岩、灰岩、和白云岩）的实际开发数据，建立了确定溶解气驱油田采收率的相关经验公式，表达式为：⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡-⨯=1611.0)1(2126.0ob wi R B S E φ()1741.03722.00979.0⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛a b wi ob PP S K μ (6-31)式中：E R —原油采收率，f;Pb —饱和压力，MPa; Pa —废弃压力，MPa; φ—有效孔隙度，f; K —空气渗透率，darcy;B ob —饱和压力下的原油体积系数； μob —饱和压力下的地层原油粘度，mPa.s;S wi —束缚水饱和度，f.利用上述公式计算出塔木察格19区块各断块油藏的溶解气驱采收率在14％左右。
溶解气驱是在低压条件下油井以低产量生产，生产期很长，产能达不到极限产能，因此，该采收率仅是理论上的数值，可作为取值上限，通过数值模拟计算，在7-8%左右。
3、水驱油效率及水驱采收率（1）根据油水相对渗透率曲线计算水驱油效率在孔隙结构复杂的多孔介质中水驱油，形成无数条微观的流动通道，各条通道内的油水界面以不同的速度向前推进。
经过一定时间后，只有某些孔隙中形成了水的连续通道，相当多的孔隙内仍然存在小油区。
继续注水，一些油可被水驱动，小的油区又逐渐被水分隔成更小的油区。
长期注水后，最终形成不流动的小油滴，这些油成为二次残余油。
可见，宏观水波及到的油区内微观上仍然存在水未能洗涤的油。
用微观驱油效率E D 来描述水的微观洗油能力。
它定义为宏观水波及区域内，原始含油饱和度S oi 与平均残余油饱和度or S 之差与原始含油饱和度之比，即 oioroi D S S S E -=（7-4） 或 wcwcw wc or wc D S S S S S S E --=---=11)1(lim（7-5）式中 S wc —相对渗透率曲线上的束缚水饱和度；limw S —经济极限（95~98%）产水率时的油层平均含水饱和度。
根据塔木察格19区块分别在铜钵庙和南屯组所测的4条油水相对渗透率曲线，按上述方法计算的水驱油效率见表××。
由表××可知，铜钵庙组最终驱油效率为34%，查干组为51 %。
（2）水驱采收率根据行业标准中的方法，新投入开发区块或新增探明储量区块采收率标定方法以经验公式法为主。
1）中国储量规范中水驱砂岩油田采收率经验公式1塔木察格19区块各断块油藏水驱采收率利用中国储量规范的水驱砂岩油田采收率经验公式1计算，其公式如下：T V S h K E k oe R R 0001675.006741.00001802.0lg 09746.0lg 1116.0274.0+--+-=μ（7-6）式中：E R —原油采收率，f ；μR —油层条件下油水粘度比，mPa.s ；K —油藏平均渗透率，10-3μm 2；h oe —油藏平均有效厚度，m ； S —井网密度，口/Km 2；k V —对数正态分布渗透率变异系数，f ；T —油藏平均温度，℃；通过计算：如果塔木察格19区块平均井网密度为11.1口/km 2时，平均水驱采收率为21%；2）中国储量规范中水驱砂岩油田采收率经验公式2塔木察格19区块各断块油藏水驱采收率利用中国储量规范的水驱砂岩油田采收率经验公式2计算，其公式如下：S K E oaR 003871.03464.0lg084612.0058419.0+++=φμ （7-7）式中：E R —原油采收率，f ；K a —空气渗透率，10-3μm 2； μo —地层原油粘度，mPa.s ；φ—岩石有效孔隙度，f ； S —井网密度，口/Km 2；通过计算：塔木察格19区块平均井网密度为11.1口/km 2时，平均水驱采收率为21%；3）中国不同井网密度与采收率的经验公式法从我国许多油田的生产实践也都说明，井距缩小采收率有明显提高。
关于井网密度与采收率的关系，中国石油勘探开发研究院根据144个油田或开发单元的实际资料，将流动系数（K/μ）划分为5个区间，分别回归出5个区间原油采收率与井网密度的关系见表7-10。
塔木察格19区块19-34、19-13、19-14断块流动系数介于5-30之间，属于第四类油藏。
其它断块平均流动系数小于4，属于第五类油藏。
当井网密度取11.1口/km 2，井距为300米时，整个区块平均水驱采收率为20％左右。
4）美国水驱油藏经验公式此方法是美国石油学会（API ）的采收率委员会，对72个水驱砂岩油田实际开发数据建立的相关经验公式如下：()()2159.01903.0077.00422.010*******.0--⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⨯⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=a i wc oi wioi wc R PP S K B S E μμφ （7-8）式中：B oi —原油原始地层体积系数，（m 3/m 3）；wi μ、oi μ—原始油藏条件下水和油的粘度，mPa.s ；其它参数意义同前。
应用上述公式计算， 塔木察格19区块平均水驱采收率为17％。
5）中国水驱砂岩油藏经验公式此公式是我国石油专业储量委员会办公室归纳推导的经验公式，比较简单，只涉及到地层渗透率和地层油粘度，其公式如下：1316.04289.21⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛=oR KE μ（7-9）应用上述公式计算，塔木察格19区块平均水驱采收率为26.58％。
根据以上几个经验公式的计算，塔木察格19区块油藏平均水驱采收率在17-26%之间，不同方法计算结果见表7-11。
考虑到塔木察格19区块总体为低渗透油藏，边底水能量低、断块复杂、砂体平面变化快的特点，综合确定水驱采收率为22.4%。
如果各层系各油层均控制采油速度，优化射孔位置，则主力层采出程度将会高于该值；根据北京院对大庆、长庆、吉林等低渗透油藏的研究结果，该采收率还是比较合理的。
当然，利用经验公式确定原油采收率有很大局限性，而且原油采收率受地层流体性质、储层物性、井网密度、开发方式等多种因素影响。
因此，塔木察格19区块油藏最终水驱采收率究竟有多高，还得参考数值模拟计算结果，并进行全面分析，以上经验公式的计算结果只作为参考。
井网井距1、井网部署的基本思路在制定油田开发方案时，根据油田地质、流体性质和合理经济评价确定合理的井网井距是十分重要的问题。
国内外油田开发证实，井距、油田初期开发最佳井网型式取决于储层特征和开采特征，注采井网对油田采油速度和采收率有着直接重要的影响。
对于油水分布较为简单的多油层油田，一般在油田开发初期部署基础井网，基础井网以控制主力油层为主，通过基础井网研究认识非主力油层，然后在开发中或后期根据开发动态、剩余油的分布特征和对非主力油层研究结果，钻加密井动用未动用和动用不好的非主力油层，从而提高采收率，大庆油田和国内其它相同油田开发一般采用了这种部署方式。
对于塔木察格19区块，由于油层纵向跨度大，只能根据各类油层发育规模采用主力层兼顾非主力层一步到位的部署方式。
2、井网密度井网密度是直接影响油田开发技术和经济指标的主要因素。
井网密度选择的基本原则是：①有效地控制和动用绝大多数油层和储量；②能满足国家对原油产量的要求；③具有较好的经济效益。
（1）技术合理井网密度所谓技术合理井网密度，是指它对砂体有较高的控制程度，其储量损失小，水驱控制程度较高，因而可以使油田获得较好的开发效果，取得较高的采收率。
下面从技术角度对注采系统的完善程度（包括井网控制程度和水驱控制程度）进行评价。
①给定单井产能法给定单井产量来计算井网密度的方法适用于开发新区。
根据采油速度和油井的单井产能，计算出所需的油井数，由油井数与总井数的关系，可确定出总井数，进而求出井网密度。
式中：A —含油面积，km 2；N —地质储量，t ；AR q V N A N S ot o oow ⋅⋅⋅⋅==η330V o —采油速度，f ； η—油井综合利用率，f ； qo —油井单井产能，t/d ； Rot —油井数与总井数之比。