确定非均质储层各层位和位置驱油效率和波及系数的方法

摘要

本发明涉及一种确定非均质储层各层位和位置驱油效率和波及系数的方法，包括以下步骤：1)建立驱油效率和波及系数的数学模型；2)制备非均质储层大模型、岩心标定平行样和电极岩心标定平行样；3)测定岩心标定平行样和电极岩心标定平行样的参数；4)求取非均质储层大模型不同层位、不同位置驱油效率和波及系数以及各层总的驱油效率和波及系数。当通过本发明方法计算出来的驱油效率较低时，可以通过更换化学剂或者增大化学剂的浓度来提高驱油效率；而当波及系数较低时，可以通过提高生产压差以增大波及系数，或者可以通过打加密井以扩大波及体积。本发明方法为油田工作者提供了直观且精确的基础数据，为调整油田的开采方案提供参考数据。

说明书

技术领域

本发明涉及一种确定油田储层中驱油效率和波及系数的方法，特别是关于一种确定非均质储层不同层位和不同位置驱油效率和波及系数的方法。

背景技术

驱油效率指的是驱油剂波及范围内驱替出的油量与驱替范围内总含油量的比值，波及系数指的是驱油剂波及到的油层体积与含油油层总体积的比值。驱油效率和波及系数是影响油田采收率的关键因素，一般来讲，驱油效率越高、波及系数越大，采收率就越大。目前，驱油效率和波及系数的确定方法较多，有关一维水驱油驱油效率和波及系数计算模型的研究相对比较成熟，主要研究方法有实验方法、数值模拟方法和相渗曲线经验法等。由于非均质储层构造的复杂性和影响波及系数因素的多样性，采用上述诸方法确定的驱油效率和波及系数存在精确度低的缺陷，而建立三维非均质储层驱油效率和波及系数的计算模型困难很多，且计算模型的可靠性和准确性也无法得到验证，除此之外，计算驱油效率和波及系数时又存在很多的局限性。另外，通过现有方法获得是非均质储层总体的驱油效率和波及系数，为了更经济高效地开采油田，获取非均质储层不同层位和不同位置的驱油效率和波及系数是目前丞待解决的技术问题。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种精确确定非均质储层不同层位和不同位置驱油效率和波及系数的方法。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种确定非均质储层各层位和位置驱油效率和波及系数的方法，包括以下步骤：

1)建立驱油效率和波及系数的数学模型，驱油效率的数学模型为：

E_D＝E_DmaxR^*/[1-(1-R^*)^m]   (1)

式中，E_D为驱油效率；E_Dmax为最终驱油效率；R^*为采出程度；m为驱油效率与最大驱油效率指数关系中的指数，没有实际物理意义，是拟合出来的数值；

波及系数的数学模型为：

E_V＝E_Vmax*[1-(1-R^*)^m]   (2)

式中，E_V为波及系数；E_Vmax为最终体积波及系数；

采出程度与驱油效率和体积波及系数三者之间有如下关系：

R^*＝E_DE_V   (3)

由公式(3)可知，当波及系数与驱油效率都为最终数值时，最终采收率也达到了最大值：

E_Vmax＝E_R/E_Dmax   (4)

式中，E_R为最终采收率；

驱油效率有最小值，即当R^*→0时：

E_Dmax/E_Dmin＝m   (5)

2)制备非均质储层大模型、岩心标定平行样和电极岩心标定平行样，包括以下步骤：

①根据待模拟的实际非均质储层制备非均质储层大模型，非均质储层大模型为若干层等厚模型，每一层的渗透率均不同；

②制备若干种能够代表非均质储层大模型每一层特性的岩心标定平行样，对每一个岩心标定平行样进行编号；

③制备若干种能够代表非均质储层大模型每一层特性的电极岩心标定平行样，电极岩心标定平行样的制备方法岩心标定平行样相同，区别在于电极岩心标定平行样上平均布设两对电极；

3)测定岩心标定平行样和电极岩心标定平行样的参数

①测定每一种岩心标定平行样的基本参数，基本参数以及测定方法如下：

a、抽空每一种岩心标定平行样，饱和地层水并测定每一种岩心标定平行样的饱和水体积V_p；

b、恒温饱和油，测定每一种岩心标定平行样中的饱和油达到原始含油饱和度S_wi时的饱和油体积N_p；

c、计算每一种岩心标定平行样的束缚水饱和度S_wc；

d、对每一种岩心标定平行样进行水驱驱油实验，直至岩心出口端不出油时停止实验，记录每一种岩心标定平行样的累产油量V_b，即可采储量；

e、计算每一种岩心标定平行样的采收率，采收率为累产油量除以饱和油体积；测定最终驱油效率E_Dmax，岩心标定平行样极限驱油时，最终驱油效率等于采收率；计算残余油饱和度S_or；

②测定每一种电极岩心标定平行样的最小驱油效率E_Dmin并计算水驱前缘到达出口端时的采出程度方法如下：

a、配制模拟地层水和模拟油。

b、抽空每一种电极岩心标定平行样，饱和地层水，再用油驱水进行饱和油操作，直至电极岩心标定平行样的出口端不出水为止；

c、对每一种电极岩心标定平行样进行驱替实验，向每一种电极岩心标定平行样内不断注入驱替液，并在注入过程中，实时测量两组电极的电阻变化，当电阻骤然下降时，停止实验，说明驱替液前缘已经到达电极岩心标定平行样的出口端，此时记录累积产油量V_bwf；

d、计算驱替液前缘到达出口端时电极岩心标定平行样的采出程度和最小驱油效率E_Dmin，计算方法如下：

$>R_{\mathrm{wf}}^{*}=V_{\mathrm{bwf}}/N_{\mathrm{grid}\#}---\left(6\right)$>

N_grid#＝V*S_wi   (7)

式中，V_bwf为驱替液到达岩心出口端时的总采出油量；N_grid#为可采储量；V为电极岩心标定平行样的体积；

>

③求取m值

m＝E_Dmax/E_Dmin   (9)

4)求取非均质储层大模型不同层位、不同位置驱油效率和波及系数以及各层总的驱油效率和波及系数，包括以下步骤：

①配制模拟地层水和模拟油；

②抽空非均质储层大模型，饱和地层水、饱和油后进行水驱驱替实验，将驱替完成后的非均质储层大模型按照不同渗透率层划分网格；

③按照网格将不同层位的非均质储层大模型切开得到若干驱替网格单元；

④将驱替网格单元分离油与水，计量每一驱替网格单元的油、水总体积，根据步骤3)中岩心标定平行样得到的数据计算驱替网格单元驱替前的总可采储量，再根据驱替后剩余油量计算每一个驱替网格单元的采出程度R_i^*，从而计算每一驱替网格单元的驱油效率E_Di及波及系数E_vi，每一驱替网格单元驱油效率计算公式：

>

式中：i＝1,2,3，…n，n为驱替网格单元个数：为各驱替网格单元的采出程度；E_Dmax为步骤3)中各岩心标定平行样的最终驱油效率；E_Di为第i个驱替网格单元在水驱结束时的驱油效率；

⑤计算每一驱替网格单元的波及系数，波及系数计算公式：

E_vmax＝R_wf^*/E_Dmax   (11)

$>E_{\mathrm{vi}}=E_{v\max }*[1-{(1-R_i^{*})}^m]---\left(12\right)$>

式中：i＝1,2,3，…n，n为驱替网格单元个数；E_vi为第i个驱替网格单元网格的波及系数；E_vmax为非均质储层大模型各层的最大波及系数；

⑥计算非均质储层大模型各层总的驱油效率E_D和波及系数E_v：

$>E_D=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{E}_{\mathrm{Di}}}{n}---\left(13\right)$>

$>E_v=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{E}_{\mathrm{vi}}}{n}---\left(14\right)$>

所述步骤1)中驱油效率和波及系数的数学模型以及采出程度与驱油效率和波及系数之间的数学关系的建立基于贝克莱-列维莱特一维水驱理论，假设驱油效率有最小值，设一维长度为L，从注入端到水驱前缘的距离为X_f，当X_f≤L时：

$>E_D=\frac{\overline{S_{\mathrm{wf}}-S_{\mathrm{wc}}}}{1-S_{\mathrm{wc}}}=\frac{1-S_{\mathrm{or}}-S_{\mathrm{wc}}}{1-S_{\mathrm{wc}}}{R}_{\mathrm{wf}}^{*}=E_{D\min }---\left(15\right)$>

式中，E_D为驱油效率；S_wf为水驱前缘后平均含水饱和度；S_wc为束缚水饱和度；S_or为残余油饱和度；为水驱前缘到达出口端时的采出程度；E_Dmin为最小驱油效率；

当X_f＞L时：

$>E_D=\frac{\overline{S_w}-S_{\mathrm{wc}}}{1-S_{\mathrm{wc}}}=\frac{1-S_{\mathrm{or}}-S_{\mathrm{wc}}}{1-S_{\mathrm{wc}}}{R}^{*}---\left(16\right)$>

式中，R^*为采出程度,为平均含水饱和度。

所述步骤2)中，非均质储层大模型的尺寸为：长×宽×高＝60cm×60cm×4.5cm，为三层等厚模型，每一层的渗透率不同，自下而上分为高渗透层、中渗透层和低渗透层；对应每一层的每一种岩心标定平行样和电极岩心标定平行样的尺寸均为：长×宽×高＝4.5cm×4.5cm×1.5cm。

所述步骤4)的步骤②中，非均质储层大模型每一层均划分为7×7的网格。

所述步骤3)的步骤①中的步骤e中，每一种岩心标定平行样的最大驱油效率E_Dmax和残余油饱和度S_or通过水驱驱油实验测定，实验时，直至岩心标定平行样出口端不出油时，停止实验。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：本发明由于能够提供精确的确定非均质储层水驱后不同层位、不同位置处的驱油效率和波及系数的方法，结合井网情况可以准确的掌握非均质储层平面各层驱油效率和波及系数的情况，为调整井网、布设加密井、方案调整以及调剖方案设计等提供直接有效的技术支撑。

附图说明

图1是三层无隔层的非均质储层大模型示意图

图2是岩心标定平行样示意图

图3是电极岩心标定平行样示意图

图4是非均质储层大模型的网格划分示意图

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明提供一种确定非均质储层不同层位和不同位置驱油效率和波及系数的方法，通过室内物理模拟实验进行研究，包括以下步骤：

1)建立驱油效率和波及系数的数学模型

本发明的原理如下：本发明通过贝克莱-列维莱特一维水驱理论建立驱油效率数学模型、波及系数数学模型以及采出程度与驱油效率与波及系数之间的数学关系，假设驱油效率有最小值，设一维长度为L，从注入端到水驱前缘的距离为X_f，当X_f≤L时：

$>E_D=\frac{\overline{S_{\mathrm{wf}}-S_{\mathrm{wc}}}}{1-S_{\mathrm{wc}}}=\frac{1-S_{\mathrm{or}}-S_{\mathrm{wc}}}{1-S_{\mathrm{wc}}}{R}_{\mathrm{wf}}^{*}=E_{D\min }---\left(1\right)$>

式中，E_D为驱油效率；S_wf为水驱前缘后平均含水饱和度；S_wc为束缚水饱和度；S_or为残余油饱和度；为水驱前缘到达出口端时的采出程度；E_Dmin为最小驱油效率；

当X_f＞L时：

$>E_D=\frac{\overline{S_w}-S_{\mathrm{wc}}}{1-S_{\mathrm{wc}}}=\frac{1-S_{\mathrm{or}}-S_{\mathrm{wc}}}{1-S_{\mathrm{wc}}}{R}^{*}---\left(2\right)$>

式中，R^*为采出程度,为岩心中平均含水饱和度。

基于一维水驱理论建立驱油效率的数学模型：

E_D＝E_DmaxR^*/[1-(1-R^*)^m]   (3)

式中，E_Dmax为最终驱油效率；m为驱油效率与最大驱油效率指数关系中的指数，没有实际物理意义，是拟合出来的数值。

建立波及系数的数学模型：

E_V＝E_Vmax*[1-(1-R^*)^m]   (4)

式中，E_V为波及系数；E_Vmax为最终体积波及系数。

采出程度与驱油效率和体积波及系数三者之间有如下关系：

R^*＝E_DE_V   (5)

由公式(5)可知，当波及系数与驱油效率都为最终数值时，最终采收率也达到了最大值：

E_Vmax＝E_R/E_Dmax   (6)

式中，E_R为最终采收率。

驱油效率有最小值，由公式(3)，当R^*→0时：

E_Dmax/E_Dmin＝m(7)

2)制备非均质储层大模型、岩心标定平行样和电极岩心标定平行样，包括以下步骤：

①根据待模拟的实际非均质储层制备非均质储层大模型，非均质储层大模型的尺寸为：长×宽×高＝60cm×60cm×4.5cm，为三层等厚模型，根据每一层的渗透率不同，自下而上分为高渗透层、中渗透层和低渗透层。

②制备岩心标定平行样，针对非均质储层大模型制备三种岩心标定平行样，每一种岩心标定平行样的粒度分布、矿物组成、胶黏剂含量和粒度中值与非均质储层大模型的其中一层相同，每一种岩心标定平行样的渗透率、孔隙度与非均质储层大模型的其中一层相同，以制备出三种能够代表非均质储层大模型每一层的岩心标定平行样。每一种岩心标定平行样的尺寸均为：长×宽×高＝4.5cm×4.5cm×1.5cm，对每一种岩心标定平行样进行编号。

③制备电极岩心标定平行样，电极岩心标定平行样的制备方法、组份和尺寸与岩心标定平行样相同，区别在于电极岩心标定平行样上平均布设两对电极。

3)测定岩心标定平行样和电极岩心标定平行样的参数，通过测定三种岩心标定平行样能够标定非均质储层大模型中每一层的孔隙度和原始含油饱和度，进而可以求取非均质储层大模型每一层的可采储量与后续网格切开时每个驱替网格单元的可采储量，蒸馏法测定出每个岩心标定平行样的剩余储量后即可求得R^*，通过对岩心标定平行样极限驱油可得最大驱油效率E_Dmax。通过测定电极岩心标定平行样来确定E_Dmin，从而确定m值，具体为：

①测定三种岩心标定平行样的基本参数，基本参数以及测定方法如下：

a、抽空三种岩心标定平行样，饱和地层水测定三种岩心标定平行样的饱和水体积V_p。

b、恒温饱和油，测定三种岩心标定平行样中的饱和油达到原始含油饱和度S_wi时的饱和油体积N_p。

c、计算三种岩心标定平行样的束缚水饱和度S_wc。

d、对三种岩心标定平行样进行水驱驱油实验，直至岩心出口端不出油(经验为累积注入水超过10PV)，停止实验，记录三种岩心标定平行样的累产油量V_b，即可采储量。

e、计算三种岩心标定平行样的采收率，采收率为累产油量除以饱和油体积；计算最终驱油效率E_Dmax，岩心标定平行样极限驱油时，最终驱油效率等于采收率；计算残余油饱和度S_or。

②计算电极岩心标定平行样的最小驱油效率E_Dmin和水驱前缘到达出口端时的采出程度方法如下：

a、配制模拟地层水和模拟油。

b、抽空三种电极岩心标定平行样，饱和地层水，再用油驱水进行饱和油操作，直至电极岩心标定平行样的出口端不出水为止。

c、利用高矿化度的驱替液对三种电极岩心标定平行样进行驱替实验，向三种电极岩心标定平行样内不断注入驱替液，并在注入过程中，实时测量两组电极的电阻变化，当电阻骤然下降时，停止实验，说明驱替液前缘已经到达电极岩心标定平行样的出口端，此时记录累积产油量V_bwf。

需要说明的是：驱替液的矿化度高于电极岩心标定平行样所饱和地层水的矿化度，目的是提升监测的灵敏度，以更好地监测驱替液前缘。

d、计算驱替液前缘到达出口端时电极岩心标定平行样的采出程度和最小驱油效率E_Dmin，计算方法如下：

$>R_{\mathrm{wf}}^{*}=V_{\mathrm{bwf}}/N_{\mathrm{grid}\#}---\left(8\right)$>

N_grid#＝V*S_wi   (9)

式中，V_bwf为驱替液到达岩心出口端时的总采出油量；N_grid#为可采储量；V为电极岩心标定平行样的体积。

$>E_{D\min }=\frac{1-S_{\mathrm{or}}-S_{\mathrm{wc}}}{1-S_{\mathrm{wc}}}{R}_{\mathrm{wf}}^{*}---\left(10\right)$>

③求取m值

m＝E_Dmax/E_Dmin   (11)

4)求取非均质储层大模型不同层位、不同位置驱油效率和波及系数以及各渗透层总的驱油效率和波及系数，包括以下步骤：

①配制模拟地层水和模拟油。

②抽空非均质储层大模型，饱和地层水、饱和油后进行水驱驱替实验，将驱替完成后的非均质储层大模型按照不同渗透率层划分网格，每层网格大小为4.5×4.5×1.5cm。

③按照网格将不同层位的非均质储层大模型切开得到若干驱替网格单元，切片时尽量减少碎片，以减下误差。

④将驱替网格单元采用蒸馏法分离油与水，计量每一驱替网格单元的油水总体积，根据步骤3)中岩心标定平行样得到的数据(各层的孔隙度与原始含油饱和度)可以计算得到的驱替网格单元驱替前的总可采储量，根据驱替后剩余油量可以计算每一个驱替网格单元的采出程度R_i^*。从而可以计算每一驱替网格单元的驱油效率E_Di及波及系数E_vi，具体到每一个驱替网格单元形式如下：

驱替网格单元驱油效率计算公式：

$>E_{\mathrm{Di}}=E_{D\max }{R}_i^{*}/[1-{(1-R_i^{*})}^m]---\left(12\right)$>

式中：i＝1,2,3，…n，n为驱替网格单元个数：为各驱替网格单元的采出程度；E_Dmax为步骤3)中各岩心标定平行样的最终驱油效率；E_Di为第i个驱替网格单元在水驱结束时的驱油效率。

⑤计算每一驱替网格单元的波及系数，波及系数计算公式：

E_vmax＝R_wf^*/E_Dmax   (13)

$>E_{\mathrm{vi}}=E_{v\max }*[1-{(1-R_i^{*})}^m]---\left(14\right)$>

式中：i＝1,2,3，…n，n为驱替网格单元个数；E_vi为第i个驱替网格单元网格的波及系数；E_vmax为非均质储层大模型各层的最大波及系数。

⑥计算非均质储层大模型各层总的驱油效率E_D和波及系数E_v：

$>E_D=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{E}_{\mathrm{Di}}}{n}---\left(15\right)$>

$>E_v=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{E}_{\mathrm{vi}}}{n}---\left(16\right)$>

当通过本发明方法计算出来的驱油效率较低时，可以通过更换化学剂或者增大化学剂的浓度来提高驱油效率；而当波及系数较低时，可以通过提高生产压差以增大波及系数，或者可以通过打加密井以扩大波及体积。本发明方法为油田工作者提供了直观且精确的基础数据，为调整油田的开采方案提供参考数据。

实施例：以某油田大型非均质模型为例，采用本发明方法确定其不同层位、不同位置的驱油效率和波及系数，包括以下步骤：

1)制备非均质储层大模型、岩心标定平行样和电极岩心标定平行样

①如图1所示，非均质储层大模型的尺寸为：长×宽×高＝60cm×60cm×4.5cm，为三层等高的结构，每一层的渗透率不同，根据每一层的渗透率，自下而上分为高渗透层、中渗透层和低渗透层，模拟正韵律沉积地层，非均质储层大模型参数见表1。

②如图2所示，制备三种与非均质储层大模型每一层的粒度分布、矿物组成、胶黏剂含量和粒度中值等相同的岩心标定平行样，每一种岩心标定平行样的尺寸均为：长×宽×高＝4.5cm×4.5cm×1.5cm，对每一种岩心标定平行样进行编号。

③如图3所示，电极岩心标定平行样的制备方法、组份和尺寸与岩心标定平行样相同，区别在于电极岩心标定平行样上平均布设两对电极，通过测定电极岩心标定平行样来确定非均质储层大模型每一层的驱替前缘。

2)通过岩心标定平行样和电极岩心标定平行样标定非均质储层大模型的参数

①测定每一种岩心标定平行样对应的渗透层的基本参数，基本参数以及测定方法如下：

表1

a、抽空三种岩心标定平行样，饱和地层水，并记录饱和水体积V_p，渗透率为500×10^-3μm²、1500×10^-3μm²、3500×10^-3μm²的岩心标定平行样对应的饱和水体积分别为8.2mL、8.8mL、9.11mL。

b、恒温饱和油，三种岩心标定平行样中的饱和油达到原始含油饱和度，记录饱和油体积N_p，渗透率为500×10^-3μm²、1500×10^-3μm²、3500×10^-3μm²的岩心标定平行样对应的饱和油体积分别为6.25mL、6.69mL、6.89mL，总的饱和油量即可采储量。

c、计算三种岩心标定平行样的束缚水饱和度S_wc,渗透率为500×10^-3μm²、1500×10^-3μm²、3500×10^-3μm²的岩心标定平行样对应的束缚水饱和度分别为0.238、0.239、0.244。

d、对三种岩心标定平行样进行水驱驱油实验，直至岩心出口端不出油(经验为累积注入水超过10PV)，停止实验，记录三种岩心标定平行样的累产油量V_b。

e、计算三种岩心标定平行样的采收率，采收率为累产油量除以饱和油体积；计算最终驱油效率E_Dmax，岩心标定平行样极限驱油时，最终驱油效率等于采收率；计算残余油饱和度S_or，不同渗透率对应的岩心标定平行样计算结果见表2：

表2

②通过驱替液前缘驱油测试实验测定电极岩心标定平行样参数

a、配制模拟地层水和模拟油，模拟地层水的矿化度为9374.13mg/L，模拟油由某油田原油与煤油混合而成，65℃条件下黏度为70.0mPa.s。

b、抽空三种电极岩心标定平行样，饱和地层水，再用油驱水进行饱和油操作，直至电极岩心标定平行样的出口端不出水为止。

c、用矿化度为20000mg/L的NaCl溶液对所饱和水后的电极岩心进行驱替实验，实验过程中实时测量电极电阻变化情况，当岩心出口端电极电阻骤然下降时，停止实验，记录累产油量，电极电阻与注入的NaCl溶液量的关系见表3。

表3

注入PV数测量电阻值kΩ0.05500000.07500000.1500000.12500000.14500000.16500000.18500000.1926300.2486

d、记录驱替液前缘到达出口端时电极岩心标定平行样的累产油量V_bwf并计算采出程度可采储量和最小驱油效率E_Dmin，不同渗透率对应的电极岩心标定平行样计算结果见表4：

表4

③求取m值，不同渗透率层对应的m值见表5。

4)求取非均质储层大模型不同层位、不同位置驱油效率和波及系数以及各渗透层总的驱油效率和波及系数，包括以下步骤：

①配制模拟地层水和模拟油。

②抽空非均质储层大模型，先饱和水，然后用油驱替水，直至非均质储层大模型出口端不出水为止，饱和油结束，水驱至出口端含水率为95％，将驱替完成后的非均质储层大模型按照不同渗透率层划分网格，每层网格大小为4.5cm×4.5cm×1.5cm。

③按照网格将不同层位的非均质储层大模型切开得到若干驱替网格单元，切片时尽量减少碎片，以减下误差。

④将驱替网格单元采用蒸馏法分离油与水，计量每一驱替网格单元的油水总体积，计算残余油饱和度，以及渗透率为3500×10^-3μm²、1500×10^-3μm²、500×10^-3μm²层每一个驱替网格单元的采出程度，计算结果见表6～8；并计算渗透率为3500×10^-3μm²、1500×10^-3μm²、500×10^-3μm²层每一驱替网格单元的驱油效率E_Di，计算结果见表9～11；计算渗透率为3500×10^-3μm²、1500×10^-3μm²、500×10^-3μm²层波及系数E_vi，计算结果见表12～表14。

表5

表6

00000.130.230.4280.10000.6150.540.210.180.10.580.650.6930.480.10.20.620.7090.720.520.4200.80.780.7920.70.30.100.830.8170.7450.10.1000.860.820.20000

表7

000000.030.12800000.3150.340.01000.380.350.4930.280

00.420.5090.520.320.1200.60.580.5920.410.16000.630.6170.54500000.660.6200000

表8

00000000000000000.13000000.220.1990.110000.270.380.2950.10000.290.3470.21500000.410.3300000

表9

00000.3310.3470.3840.3260000.4290.410.3430.3390.3260.420.440.4520.3960.3260.3420.4310.460.460.4050.38300.4880.4810.480.450.3590.32600.4990.4940.470.330.326000.5110.4950.340000

表10

000000.270.28300000.3130.3180.267000.32550.320.3490.307000.3330.35250.3550.3140.28200.37450.3690.37240.3310.288000.38240.3790.360900000.39070.3800000

表11

00000000000000000.2570000

00.270.2670.2540000.2780.2960.2820.2530000.2810.2910.26900000.3020.28800000

表12

00000.2280.3840.6450.1770000.830.7630.3540.3080.1770.80.860.8880.7030.1770.3390.8340.90.910.7440.63600.9490.940.950.890.4840.17700.9630.9570.920.180.177000.9740.9580.340000

表13

000000.0580.23500000.5230.5560.019000.60710.5690.7350.474000.6550.75090.7620.5290.22100.83310.8160.82650.6430.289000.85670.8470.785300000.87850.84900000

表14

00000000000000000.243000000.3910.3580.2080000.4670.6150.5030.190000.4960.5730.38300000.6520.55100000

⑤计算非均质储层大模型渗透率为3500×10^-3μm²、1500×10^-3μm²、500×10^-3μm²层的总的驱油效率E_d和波及系数E_v，计算结果见表15。

表15

渗透率(×10^-3μm²)35001500500总的驱油效率0.2820.1640.073总的波及系数0.4390.2920.115

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。