CN107907654A - 一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法及装置 - Google Patents

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CN107907654A CN201711085320.1A CN201711085320A CN107907654A CN 107907654 A CN107907654 A CN 107907654A CN 201711085320 A CN201711085320 A CN 201711085320A CN 107907654 A CN107907654 A CN 107907654A
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李堪贵
董致伟
陈志伟
苗钧逸
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许惠芳
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Abstract

一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，包括测量模块和分析模块，测量模块包括高压动力泵、注入水样储存容器、岩心夹持器、环压泵、油水分离器、回压阀、回压动力泵和恒温箱，岩心夹持器两端分别设有第一压力传感器和第二压力传感器，两者数据信号输出端分别与分析模块连接。一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法，包括：配制系列不同矿化度的水样；测量稳定驱替压差，计算系列不同矿化度注入水样岩心原油采收率；绘制注入水矿化度与原油采收率及稳定驱替压差曲线；确定目标油藏最优注入水矿化度参数。从而指导目标灰岩油藏注水措施注入水的优选。

Description

一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法及装置
技术领域
本发明涉及油藏开发技术领域，具体涉及一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法及装置。
背景技术
灰岩油藏(也称碳酸盐岩油藏)的储量约占世界探明油气储量的一半以上，产量约占60％以上，中东地区石油产量约占世界产量的2/3，其中80％的储油层为灰岩，特别是中东地区的巨厚灰岩油藏，资源量巨大。而大部分灰岩油藏岩石润湿性为油湿或中性，这严重影响了该类油藏注水开发的效果。此外，灰岩储层孔隙结构复杂，且差异性较大，注水作用机制复杂，注入水能否有效进入孔隙、孔洞并发挥作用取决于水质、水/岩相互作用、润湿性等复杂的作用机制。
一般砂岩油藏储层的润湿性为亲水，毛管自吸作用是主要的驱油动力，其次是重力分异作用。而对于亲油储层，不存在毛管力自吸排油作用，重力则成为重要的驱油动力。由于不同地区、不同区块、不同油藏的储层物性、润湿性、流体性质都存在一定差异，采用岩心驱替实验评价注入水矿化度对驱油效果的影响是较为科学的做法，所以亟需一种能够确定注入水最优矿化度的方法及装置，通过确定研究对象的注入水最优矿化度，进而指导相应油藏注水措施注入水的优选，以实现目标灰岩油藏的高效开发。
发明内容
鉴于以上情形，为了解决上述问题，本发明提出一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法及装置，以便能够确定目标灰岩油藏的注入水最优矿化度参数，从而指导目标灰岩油藏注水措施注入水的优选。
一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，包括测量模块和分析模块，所述测量模块包括高压动力泵、注入水样储存容器、岩心夹持器、环压泵、油水分离器、回压阀、回压动力泵和恒温箱，注入水样储存容器和岩心夹持器设置在恒温箱中；所述注入水样储存容器具有水样入口端与水样出口端，所述岩心夹持器设有夹持器入口端、夹持器出口端及围压进入口端；所述高压动力泵与注入水样储存容器入口端相通，用于将注入水样驱入岩心；所述注入水样储存容器出口端与岩心夹持器入口端相通，其用于储存不同矿化度的注入水样；所述环压泵与所述岩心夹持器围压进入口端相通，其用于向岩心样品施加围压以模拟油藏地层压力环境；所述回压阀具有回压入口端、回压出口端及回压进入口端，回压阀入口端与岩心夹持器出口端相通，其用于在岩心样品末端提供回压以模拟井底压力环境；所述回压动力泵与回压阀回压进入口端相通，其用于向回压阀提供压力；所述油水分离器与回压阀出口端相通，其用于测量岩心出口端的累积油体积；所述岩心夹持器与注入水储存容器之间设有第一压力传感器，所述第一压力传感器用于在所述岩心的出口端流体流量稳定时测量岩心样品入口端的压力；所述岩心夹持器与回压阀之间设有第二压力传感器，所述第二压力传感器用于在所述岩心的出口端流体流量稳定时测量岩心样品出口端压力；第一压力传感器和第二压力传感器的数据信号输出端分别与分析模块连接。
所述岩心夹持器用于装入岩心样品，并设有夹持器入口端、夹持器出口端以及围压进入口端；所述恒温箱为注入水样储存容器、岩心夹持器及油水分离器提供热源，其用于模拟油藏地层温度环境。
所述分析模块设有运算处理器，用于将测量模块测得的数据信号即第一压力传感器和第二压力传感器输出的数据信号以及累积油体积进行运算处理后，确定并输出原油采收率最大、稳定驱替压差最小值所对应的注入水矿化度值即目标油藏最优注入水矿化度参数。
优选的，所述岩心夹持器中装入直径为2.45至2.55cm、或3.7cm至3.9cm、或9cm至11cm的岩心样品，所述岩心样品的长度大于或等于岩心直径的1.5倍。
优选的，所述高压动力泵驱动注入水样存储容器内的水样进入岩心夹持器中装入的岩心样品，高压动力泵驱动压力小于或等于50MPa。
优选的，所述环压泵向岩心夹持器中装入的岩心样品施加小于或等于70MPa围压。
优选的，所述回压动力泵向回压阀施加小于或等于60MPa回压。
优选的，所述注入水样存储容器与所述岩心夹持器之间设有第一阀门；所述回压阀与油水分离器之间设有第二阀门。
一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法，包括以下步骤：
步骤S1、配制系列不同矿化度的水样；
步骤S2、利用所述确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，进行室内岩心驱替实验，测量系列不同矿化度注入水样岩心驱替实验稳定驱替压差，计算系列不同矿化度注入水样岩心原油采收率；
步骤S3、绘制注入水矿化度与原油采收率关系曲线，绘制注入水矿化度与稳定驱替压差曲线；
步骤S4、根据注入水矿化度与原油采收率关系曲线、注入水矿化度与稳定驱替压差曲线，确定岩心原油采收率最大、稳定驱替压差最小值对应的注入水矿化度值为目标油藏最优注入水矿化度参数。
优选地，所述配制系列不同矿化度的水样，在于应用氯化钠或氯化钾为主的化学药品，与蒸馏水混合、溶解，配制出不同矿化度的水样。
优选地，利用所述确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，进行室内岩心驱替实验，测量系列不同矿化度注入水样岩心驱替实验稳定驱替压差，计算系列不同矿化度注入水样岩心原油采收率，在于针对同一岩心，重复进行若干次饱和油、驱替实验，以含水率达到99.8％为停止驱替实验的条件，测量每次岩心饱和油体积，测量不同矿化度水样岩心驱替实验岩心样品出口端累积油体积，测量不同矿化度水样岩心驱替实验在岩心出口端流体流量稳定时的岩心样品入口端压力，测量不同矿化度水样岩心驱替实验在所述岩心的出口端流体流量稳定时的岩心样品出口端压力；将测量得到的不同矿化度水样岩心驱替实验的累积油体积、入口端压力及出口端压力参数，带入采收率表达式和稳定驱替压差表达式中计算不同矿化度注入水样岩心驱替实验稳定驱替压差及岩心原油采收率。
所述采收率表达式为：
其中，ER i为第i个矿化度注入水样岩心原油采收率；Qo i为所述第i个矿化度注入水样岩心样品出口端累积油体积，单位为立方cm3；Vo i为第i个矿化度注入水样岩心饱和油体积，单位为cm3。
所述稳定驱替压差表达式为：
Δpi＝p1 i-p2 i
其中，Δpi为第i个矿化度注入水样稳定驱替压差，单位为MPa；p1 i为第i个矿化度注入水样岩心驱替实验在所述岩心的出口端流体流量稳定时测量岩心样品入口端压力，单位为MPa；p2 i为第i个矿化度注入水样岩心驱替实验在所述岩心的出口端流体流量稳定时测量岩心样品入口端压力，单位为MPa。
优选地，所述绘制注入水矿化度与原油采收率关系曲线，绘制注入水矿化度与稳定驱替压差曲线，在于以注入水样矿化度为x轴，以岩心原油采收率为左侧y轴，以稳定驱替压差为右侧y轴，绘制注入水矿化度与原油采收率、稳定驱替压差的关系曲线。
在采取本发明提出的技术后，根据本发明实施例的确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置及方法，具有以下有益效果。
1)通过确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置测量确定灰岩油藏注入水最优矿化度所需的参数，然后根据注入水矿化度与原油采收率关系曲线、注入水矿化度与稳定驱替压差曲线确定原油采收率最大、稳定驱替压差最小值所对应的注入水矿化度值为目标油藏最优注入水矿化度参数；因此，可以准确地确定出目标灰岩油藏注水措施的最优注入水矿化度参数，从而达到更好的注水开发效果。
附图说明
图1是本发明确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置示意图；
图2是本发明确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法流程图；
图3是根据本发明一个具体实施例中的室内岩心驱替实验测得参数表；
图4是图3所述实施例中的注入水矿化度与稳定驱替压差、原油采收率的关系曲线图。
具体实施方式
下面将参照附图对本发明的各个优选的实施方式进行描述。提供以下参照附图的描述，以帮助对由权利要求及其等价物所限定的本发明的示例实施方式的理解。其包括帮助理解的各种具体细节，但它们只能被看作是示例性的。因此，本领域技术人员将认识到，可对这里描述的实施方式进行各种改变和修改，而不脱离本发明的范围和精神。而且，为了使说明书更加清楚简洁，将省略对本领域熟知功能和构造的详细描述。
如图1所示，一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，包括测量模块和分析模块13，所述测量模块包括高压动力泵1、注入水样储存容器2、岩心夹持器6、环压泵5、油水分离器11、回压阀9、回压动力泵8和恒温箱12，注入水样储存容器2和岩心夹持器6设置在恒温箱12中；所述注入水样储存容器2具有水样入口端与水样出口端，所述岩心夹持器6设有夹持器入口端、夹持器出口端及围压进入口端；所述高压动力泵1与注入水样储存容器2入口端相通，用于将注入水样驱入岩心；所述注入水样储存容器2出口端与岩心夹持器6入口端相通，其用于储存不同矿化度的注入水样；所述环压泵5与所述岩心夹持器6围压进入口端相通，其用于向岩心样品施加围压以模拟油藏地层压力环境；所述回压阀9具有回压入口端、回压出口端及回压进入口端，回压阀9入口端与岩心夹持器6出口端相通，其用于在岩心样品末端提供回压以模拟井底压力环境；所述回压动力泵8与回压阀9回压进入口端相通，其用于向回压阀9提供压力；所述油水分离器11与回压阀9出口端相通，其用于测量岩心出口端的累积油体积Qo；所述岩心夹持器6与注入水储存容器2之间设有第一压力传感器3，所述第一压力传感器3用于在所述岩心的出口端流体流量稳定时测量岩心样品入口端的压力p1；所述岩心夹持器6与回压阀9之间设有第二压力传感器7，所述第二压力传感器7用于在所述岩心的出口端流体流量稳定时测量岩心样品出口端压力p2；第一压力传感器3和第二压力传感器7的数据信号输出端分别与分析模块13连接。
所述岩心夹持器6用于装入岩心样品，并设有夹持器入口端、夹持器出口端以及围压进入口端；所述恒温箱12为注入水样储存容器2、岩心夹持器6及油水分离器11提供热源，其用于模拟油藏地层温度环境。
所述岩心夹持器6中装入的岩心直径为2.45至2.55cm、或3.7cm至3.9cm、或9cm至11cm，所述岩心的长度大于或等于岩心直径的1.5倍。
所述高压动力泵1驱动所述注入水样存储容器2内水样进入岩心夹持器6中岩心样品的压力小于或等于50MPa。
所述环压泵5向所述岩心夹持器6中岩心样品施加围压小于或等于70MPa。
所述回压动力泵8向所述回压阀9施加回压小于或等于60MPa。
所述注入水样存储容器2与所述岩心夹持器6之间设有第一阀门4；所述回压阀9与油水分离器11之间设有第二阀门10。
所述分析模块13设有运算处理器，用于将测量模块测得的数据信号即第一压力传感器3和第二压力传感器7输出的数据信号以及累积油体积进行运算处理后，确定并输出原油采收率最大、稳定驱替压差最小值所对应的注入水矿化度值即目标油藏最优注入水矿化度参数。
具体包括以下数据，在所述岩心夹持器6的出口端流体流量稳定时测量岩心夹持器6入口端压力p1 1、p1 2、p1 3……p1 i，在所述岩心夹持器6的出口端流体流量稳定时测量岩心夹持器6出口端压力p2 1、p2 2、p2 3……p2 i，累积油体积Qo 1、Qo 2、Qo 3……Qo i。
分析模块13将上述数据带入原油采收率表达式及稳定驱替压差表达式，计算不同矿化度注入水样岩心原油采收率及稳定驱替压差，绘制注入水矿化度与原油采收率关系曲线，绘制注入水矿化度与稳定驱替压差曲线；根据注入水矿化度与原油采收率关系曲线、注入水矿化度与稳定驱替压差曲线确定原油采收率最大、稳定驱替压差最小值所对应的注入水矿化度值为目标油藏最优注入水矿化度参数。
所述采收率表达式为：
其中，ER i为第i个矿化度注入水样岩心原油采收率；Qo i为所述第i个矿化度注入水样岩心样品出口端累积油体积，单位为立方cm3；Vo i为第i个矿化度注入水样岩心饱和油体积，单位为cm3。
所述稳定驱替压差表达式为：
Δpi＝p1 i-p2 i (2)
其中，Δpi为第i个矿化度注入水样稳定驱替压差，单位为MPa；p1 i为第i个矿化度注入水样岩心驱替实验在所述岩心的出口端流体流量稳定时测量岩心样品入口端压力，单位为MPa；p2 i为第i个矿化度注入水样岩心驱替实验在所述岩心的出口端流体流量稳定时测量岩心样品入口端压力，单位为MPa。
下面具体描述利用上述确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置以确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法，如图2所示，包括以下步骤：
步骤S1、配制系列不同矿化度的水样；
步骤S2、利用所述确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，进行室内岩心驱替实验，测量系列不同矿化度注入水样岩心驱替实验稳定驱替压差，计算系列不同矿化度注入水样岩心原油采收率；
步骤S3、绘制注入水矿化度与原油采收率关系曲线，绘制注入水矿化度与稳定驱替压差曲线；
步骤S4、根据注入水矿化度与原油采收率关系曲线、注入水矿化度与稳定驱替压差曲线，确定岩心原油采收率最大、稳定驱替压差最小值对应的注入水矿化度值为目标油藏最优注入水矿化度参数。
在步骤S1中，应用氯化钠或氯化钾为主的化学药品，与蒸馏水混合、溶解，配制不同矿化度的水样。
具体的，将氯化钠或氯化钾为主的化学药品与蒸馏水混合，搅拌待混合液溶解；然后测量混合液的矿化度；通过调整氯化钠或氯化钾为主的化学药品用量，配制i个不同氯化钠或氯化钾为主的化学药品含量的混合液样品，测量i个混合液样品的矿化度，得到i个不同矿化度水样；配制的i个水样的矿化度包括灰岩油藏地层水的矿化度值。
在步骤S2中，利用所述确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，测量系列不同矿化度注入水样岩心驱替实验稳定驱替压差，分析系列不同矿化度注入水样的岩心原油采收率。所述测量系列不同矿化度注入水样岩心原油采收率，可表述为测量i个不同矿化度注入水样样的岩心原油采收率。
具体的，针对同一岩心，重复进行i次饱和油、驱替实验，以含水率达到99.8％为停止第i次驱替实验的条件，测量每次岩心饱和油体积，测量i个不同矿化度水样岩心驱替实验岩心样品出口端累积油体积Qo i，测量i个不同矿化度水样岩心驱替实验在岩心出口端流体流量稳定时的岩心样品入口端压力p1 i，测量i个不同矿化度水样岩心驱替实验在所述岩心的出口端流体流量稳定时的岩心样品出口端压力p2 i；将测量得到i个不同矿化度水样岩心驱替实验的Qo i、p1 i及p2 i参数，带入式(1)、式(2)中计算i个不同矿化度注入水样岩心驱替实验稳定驱替压差及岩心原油采收率。
在步骤S3中，根据步骤S2中得到的i个不同矿化度注入水样岩心驱替实验稳定驱替压差及岩心原油采收率参数，绘制注入水矿化度与原油采收率关系曲线，绘制注入水矿化度与稳定驱替压差曲线。
具体的，以注入水样矿化度为x轴，以岩心原油采收率为左侧y轴，以稳定驱替压差为右侧y轴，绘制注入水矿化度与原油采收率、稳定驱替压差的关系曲线。
在步骤S4中，根据步骤S3中得到注入水矿化度与原油采收率、稳定驱替压差的关系曲线，进而确定岩心原油采收率最大、稳定驱替压差最小对应的注入水矿化度值为目标油藏最优注入水矿化度参数。
下面结合具体实施数据示例，通过一个将所述方法结合所述装置确定灰岩油藏注入水最优矿化度的具体实施例来详细描述本申请的原理。
步骤S1、所述实施例配制注入水样的矿化度分别为1500mg/l、6000mg/l、30000mg/l、55000mg/l、160000mg/l、210000mg/l；
步骤S2、利用所述确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，进行室内岩心驱替实验。岩心直径为2.55cm，长度为6.52cm，实验中围压为35MPa，回压为20MPa，注入端流体流量恒定为1ml/min，测量6个不同矿化度注入水样岩心驱替实验的稳定驱替压差、出口端油体积及饱和油体积，测得参数如图3所示；
步骤S3、将上述参数带入式(1)计算不同矿化度注入水样对应的原油采收率，绘制注入水矿化度与原油采收率关系曲线，绘制注入水矿化度与稳定驱替压差曲线，如图4所示；
步骤S4、根据注入水矿化度与原油采收率关系曲线、注入水矿化度与稳定驱替压差曲线，确定岩心原油采收率最大值76.22％、稳定驱替压差最小值1.02MPa对应的注入水矿化度值为6000mg/l，由此目标油藏最优注入水矿化度为6000mg/l。
以上对本发明进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到本发明可实施。当然，以上所列的情况仅为示例，本发明并不仅限于此。本领域的技术人员应该理解，根据本发明技术方案的其他变形或简化，都可以适当地应用于本发明，并且应该包括在本发明的范围内。

Claims (13)

1.一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，其特征在于，包括测量模块和分析模块(13)，所述测量模块包括高压动力泵(1)、注入水样储存容器(2)、岩心夹持器(6)、环压泵(5)、油水分离器(11)、回压阀(9)、回压动力泵(8)和恒温箱(12)，注入水样储存容器(2)和岩心夹持器(6)设置在恒温箱(12)中；所述注入水样储存容器(2)具有水样入口端与水样出口端，所述岩心夹持器(6)设有夹持器入口端、夹持器出口端及围压进入口端；所述高压动力泵(1)与注入水样储存容器(2)入口端相通，所述注入水样储存容器(2)出口端与岩心夹持器(6)入口端相通，所述环压泵(5)与所述岩心夹持器(6)围压进入口端相通，所述回压阀(9)具有回压入口端、回压出口端及回压进入口端，回压阀(9)入口端与岩心夹持器(6)出口端相通，所述回压动力泵(8)与回压阀(9)回压进入口端相通，其用于向回压阀(9)提供压力；所述油水分离器(11)与回压阀(9)出口端相通，其用于测量岩心出口端的累积油体积；所述岩心夹持器(6)与注入水储存容器(2)之间设有第一压力传感器(3)，所述岩心夹持器(6)与回压阀(9)之间设有第二压力传感器(7)，第一压力传感器(3)和第二压力传感器(7)的数据信号输出端分别与分析模块(13)连接。
2.根据权利要求1所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，其特征在于，所述分析模块(13)设有运算处理器，用于将测量模块测得的数据信号即第一压力传感器(3)和第二压力传感器(7)输出的数据信号以及累积油体积进行运算处理后，确定并输出原油采收率最大、稳定驱替压差最小值所对应的注入水矿化度值即目标油藏最优注入水矿化度参数。
3.根据权利要求1所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，其特征在于，所述岩心夹持器(6)中装入直径为2.45至2.55cm、或3.7cm至3.9cm、或9cm至11cm的岩心样品，所述岩心样品的长度大于或等于岩心样品直径的1.5倍。
4.根据权利要求1所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，其特征在于，所述高压动力泵(1)驱动注入水样存储容器(2)内的水样进入岩心夹持器(6)中装入的岩心样品，高压动力泵(1)驱动压力小于或等于50MPa。
5.根据权利要求1所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，其特征在于，所述环压泵(5)向岩心夹持器(6)中装入的岩心样品施加小于或等于70MPa围压。
6.根据权利要求1所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，其特征在于，所述回压动力泵(8)向回压阀(9)施加小于或等于60MPa回压。
7.根据权利要求1所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，其特征在于，所述注入水样存储容器(2)与所述岩心夹持器(6)之间设有第一阀门(4)；所述回压阀(9)与油水分离器(11)之间设有第二阀门(10)。
8.一种采用权利要求1至7中任一项所述的确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S1、配制系列不同矿化度的水样；
步骤S2、利用所述确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，进行室内岩心驱替实验，测量系列不同矿化度注入水样岩心驱替实验稳定驱替压差，计算系列不同矿化度注入水样岩心原油采收率；
步骤S3、绘制注入水矿化度与原油采收率关系曲线，绘制注入水矿化度与稳定驱替压差曲线；
步骤S4、根据注入水矿化度与原油采收率关系曲线、注入水矿化度与稳定驱替压差曲线，确定岩心原油采收率最大、稳定驱替压差最小值对应的注入水矿化度值为目标油藏最优注入水矿化度参数。
9.根据权利要求8所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法，其特征在于，所述配制系列不同矿化度的水样，在于应用氯化钠或氯化钾为主的化学药品，与蒸馏水混合、溶解，配制出不同矿化度的水样。
10.根据权利要求8所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法，其特征在于，利用所述确定灰岩油藏注入水最优矿化度的装置，进行室内岩心驱替实验，测量系列不同矿化度注入水样岩心驱替实验稳定驱替压差，计算系列不同矿化度注入水样岩心原油采收率，在于针对同一岩心，重复进行若干次饱和油驱替实验，以含水率达到99.8％为停止驱替实验的条件，测量每次岩心饱和油体积，测量不同矿化度水样岩心驱替实验岩心样品出口端累积油体积，测量不同矿化度水样岩心驱替实验在岩心出口端流体流量稳定时的岩心样品入口端压力，测量不同矿化度水样岩心驱替实验在所述岩心的出口端流体流量稳定时的岩心样品出口端压力；将测量得到的不同矿化度水样岩心驱替实验的累积油体积、入口端压力及出口端压力参数，带入采收率表达式和稳定驱替压差表达式中计算不同矿化度注入水样岩心驱替实验稳定驱替压差及岩心原油采收率。
11.根据权利要求10所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法，其特征在于，所述采收率表达式为：
<mrow> <msup> <msub> <mi>E</mi> <mi>R</mi> </msub> <mi>i</mi> </msup> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <msup> <msub> <mi>Q</mi> <mi>o</mi> </msub> <mi>i</mi> </msup> </mrow> <mrow> <msup> <msub> <mi>V</mi> <mi>o</mi> </msub> <mi>i</mi> </msup> </mrow> </mfrac> <mo>&amp;times;</mo> <mn>100</mn> <mi>%</mi> </mrow>
其中，ER i为第i个矿化度注入水样岩心原油采收率；Qo i为所述第i个矿化度注入水样岩心样品出口端累积油体积，单位为立方cm3；Vo i为第i个矿化度注入水样岩心饱和油体积，单位为cm3。
12.根据权利要求10所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法，其特征在于，所述稳定驱替压差表达式为：
Δpi＝p1 i-p2 i
其中，Δpi为第i个矿化度注入水样稳定驱替压差，单位为MPa；p1 i为第i个矿化度注入水样岩心驱替实验在所述岩心的出口端流体流量稳定时测量岩心样品入口端压力，单位为MPa；p2 i为第i个矿化度注入水样岩心驱替实验在所述岩心的出口端流体流量稳定时测量岩心样品入口端压力，单位为MPa。
13.根据权利要求8所述的一种确定灰岩油藏注入水最优矿化度的方法，其特征在于，所述绘制注入水矿化度与原油采收率关系曲线，绘制注入水矿化度与稳定驱替压差曲线，在于以注入水样矿化度为x轴，以岩心原油采收率为左侧y轴，以稳定驱替压差为右侧y轴，绘制注入水矿化度与原油采收率、稳定驱替压差的关系曲线。
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