CN115099991B - 一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法，涉及油田开发地质技术领域，包括：确定已开发油藏油水井注采对应关系的井网方式，构建三维立体空间的地质模型；基于注采井网的地质模型和单井累计产油量，建立含油饱和度动态变化量的理论计算模型；划分储层类型，并确定不同储层类型含油饱和度的折算系数及含油饱和度的变化量；获取原始含油饱和度并结合不同储层类型含油饱和度的变化量，确定非均质油藏不同储层类型的动态含油饱和度。本发明可以准确计算非均质油藏不同储层目前的动态含油饱和度，为油藏的高效开发提供一种低成本、可实时分析的高精度动态含油饱和度计算方法。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发地质技术领域，更具体的说是涉及一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法。
背景技术
油气藏的开发是一个动态变化的过程，随着注入介质对孔隙原油的持续驱替，含油饱和度呈现动态减小的趋势，因此，不同生产阶段油藏含油饱和度是一个变量。如果要评价某一开发阶段的含油饱和度，主要方法有两类：一种是在油藏特定位置新钻一口评价井，通过裸眼井测井曲线测量储层的各种地球物理参数，建立含油饱和度计算模型，进而评价储层的含油性。另一种则是基于油藏已有的开发井，利用一些特殊的测井或测试方法，例如，过套管电阻率测井通过测量套管外地层电阻率的数值，进而与原有的裸眼井测井资料进行对比分析，解决油藏开发过程中动态剩余油的监测和评价；中子寿命测井、C/O比测井、脉冲中子全谱饱和度测井等通过测量高能脉冲中子与地层发生各种核反应所产生的伽马射线，进而建立计算模型评价储层动态含油饱和度的变化；油藏生产动态监测测井通过在井筒中放置永久的多相流量计，实时测量储层油、水、气的变化量，进而结合裸眼井资料评价油藏的动态剩余油饱和度。然而，以上所有测井和生产动态监测方法均存在一个问题，就是测量的成本高，不可能每口生产井都持续测量，并且获取的数据达不到实时动态分析的效果。因此，需要建立一种低成本、高精度、可操作性强的油藏动态含油饱和度计算方法。
生产动态数据是每口采油井都会持续测量的，主要包括日产液、日产油和综合含水率等，在井网模式确定的前提下，每口采油井控制的含油面积、油层厚度和有效孔隙度是一定的，依据地质模型和体积系数可以把井口累计产油量折算成已开发储层段含油饱和度的变化量，再结合原有裸眼井测井曲线计算的原始含油饱和度，确定目前油藏的动态剩余油饱和度。由于目前含油气盆地基本都属于陆相沉积体系，油藏的非均质性特别强，导致不同层段的渗透率和微观孔隙结构差异较大，当整个储层段被射孔开发以后，在外部注入条件相同的前提下，不同渗透率的层段其驱油效率不同，含油饱和度的变化量也不一样。通常情况下，依据宏观物性和微观孔隙结构参数，会将不同渗透率的层段划分为不同的储层类型，便于油藏后续研究工作的开展，因此，该方法的难点是如何确定不同储层类型含油饱和度的折算系数。当不同储层类型的折算系数确定以后，结合累计产油量，就可以计算出不同储层类型含油饱和度的减少量，最终确定该阶段储层的动态含油饱和度，为油藏提高采收率方案的设计与调整提供参数依据。
因此，如何获取非均质油藏不同开发阶段含油饱和度的减少量，确定储层的动态含油饱和度，提高剩余油分布特征的评价精度是本领域技术人员亟需解决的技术问题。
发明内容
有鉴于此，本发明提供了一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法，依据油藏开发的井网部署模式，以单井累计的产油量为基础，建立动态含油饱和度计算的理论模型，进而通过岩心驱替实验确定不同储层类型的含油饱和度折算系数，准确地把累计产油量折算到不同渗透率级别的储层上，计算不同储层类型含油饱和度的变化量，并结合原有的裸眼井测井曲线获取的原始含油饱和度，确定单井储层的动态剩余油饱和度。
为了实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法，包括以下步骤：
确定已开发油藏油水井注采对应关系的井网方式，构建三维立体空间的地质模型，此时单口采油井所控制的含油面积和有效厚度是一定的；
基于注采井网的地质模型和单井累计产油量，建立含油饱和度动态变化量的理论计算模型；
划分储层类型，并通过岩心驱替实验确定不同储层类型含油饱和度的折算系数及含油饱和度的变化量；
获取单井储层的原始含油饱和度并结合不同储层类型含油饱和度的变化量，确定非均质油藏不同储层类型的动态含油饱和度。
上述技术方案达到的技术效果为：可以利用注采井网模式和油田生产动态资料准确计算非均质油藏不同储层类型目前的动态含油饱和度，为油藏的高效开发提供一种低成本、可实时分析的高精度动态含油饱和度计算方法。
可选的，所述井网方式为五点法井网，将所述五点法井网简化为一个立方体模型，即四个角为注水井、中间为采油井的驱油模式，所述注水井到采油井的距离为井网井距。
可选的，所述建立含油饱和度动态变化量的理论计算模型，具体为：
根据构建的所述三维立体空间的地质模型，结合地质、储层、流体和生产动态等参数，将所述单井累计产油量折算为真实油藏状态下含油饱和度的变化量，则所述五点法井网的含油饱和度动态变化量的理论计算模型为：
式中：W0-单井累计产油量，kg；r-井网井距，m；h-有效厚度，m；φ-有效孔隙度，％；ΔS0-含油饱和度变化量，％；ρ0-地面原油密度，kg/m3；B0-体积系数，无量纲。
可选的，所述划分储层类型，具体为：
基于油藏地质特征以及剩余油评价需要解决的关键技术难题，依据宏观物性和微观孔隙结构特征的差异，将油藏划分为渗流特性不同的储层类型，明确不同储层类型渗流特征的差异性。
可选的，所述确定不同储层类型含油饱和度的折算系数，具体包括以下步骤：
针对不同的储层类型分别选择典型的岩心样品，每种储层类型依据研究需要可以选择多个样品，然后利用目前油藏所采用的驱替介质，包括水、CO2、N2、化学剂等，在相同的外部注入条件下进行驱油实验，获取每个样品的物性、原始含油饱和度以及最终采收率等参数；当所有样品的驱替实验结束后，不同储层类型含油饱和度折算系数的计算方法如下：
利用样品的原始含油饱和度和最终采收率，确定饱和度的减少量为：
Soc＝Sor*Eor (2)；
结合岩心有效孔隙度，确定含油体积的变化为：
Voc＝Soc*φ (3)；
利用每种储层类型样品含油体积变化量的平均值除以所有储层类型含油体积变化量的平均值，确定不同储层类型含油饱和度减少量的折算系数为：
Ioci＝Voc PAi/Voct (4)；
式中：Sor-原始含油饱和度，％；Eor-最终采纳率，％；Soc-含油饱和度减少量，％；φ-有效孔隙度，％；Voc-含油体积减少量，％；Voc PAi-第i类储层所有样品含油体积变化量的平均值，％；Voct-所有储层类型含油体积变化量的平均值，％；Ioci-第i类储层含油饱和度折算系数，无量纲。
可选的，所述确定不同储层类型含油饱和度的变化量，具体为：
基于所述含油饱和度动态变化量的理论计算模型，获取非均质油藏的含油饱和度变化量；
基于划分的不同类型的储层及获取的不同储层类型含油饱和度的折算系数，将所述非均质油藏的含油饱和度变化量换算为与各自储层的渗流特性相对应的变化量，即获得不同储层类型含油饱和度的变化量，计算公式如下：
式中：ΔS0-含油饱和度变化量，％；an-第n类储层饱和度折算系数，％；ΔSon-第n类储层饱和度变化量，％；n-储层被划分的类型数。
可选的，所述获取单井储层的原始含油饱和度，具体为：
利用油藏开发初期裸眼井的测井资料，结合开发初期的岩电参数和地层水化验数据，确定单井储层的原始含油饱和度。
可选的，所述方法还包括：
对所有采油井动态含油饱和度进行计算，分析剩余油的平面分布规律，确认剩余油富集区，为下步油藏提高采收率方案的制定提供地质依据。
经由上述的技术方案可知，与现有技术相比，本发明公开提供了一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法，依据油藏开发的井网部署模式，以单井累计产油量为基础，建立动态含油饱和度计算的理论模型，进而通过岩心驱替实验确定不同储层类型的含油饱和度折算系数，准确地把累计产油量折算到不同渗透率级别的储层上，计算不同储层类型含油饱和度的变化量，并结合原有的裸眼井测井曲线获取的原始含油饱和度，确定油藏的动态含油饱和度，为剩余油分布规律的研究提供数据支撑；此外，相较于过套管测井和生产动态监测等其他剩余油饱和度评价方法，本发明中计算方法的成本大幅度降低，可操作性更强，并且可以提供实时分析的高精度动态含油饱和度数据，为油藏采收率方案的及时调整提供地质依据，提高非均质油藏整体的开发收益。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。
图1为基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法的流程图；
图2为五点法注采井网地质模型示意图；
图3为TP38井克下组储层动态含油饱和度计算成果图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明实施例公开了一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法，如图1所示，包括以下步骤：
(1)确定已开发油藏油水井注采对应关系的井网方式，构建三维立体空间的地质模型；
对于已开发的油气藏，在井网条件确定的前提下，单口采油井所控制的含油面积和有效厚度是一定的，以五点法井网为例，其注采对应关系可以简化为一个立方体模型，如图2所示，四个角为注水井、中间为采油井的驱油模式，注水井到采油井的距离为井网井距。
在本实施例中，以克拉玛依油田七东1区克下组油藏为例，该油藏从60年代初期一直采用注水方式进行开发，由于长期的注水开采导致油藏开发效益逐渐降低。因此，从2013年开始采用聚合物驱以便提高油藏采收率，为了科学设计聚合物驱的开发方案，2013年按照五点法井网重新部署了一批开发井，并进行了裸眼井测井及相关岩心实验分析测试，可以确定截至2013年该油藏的剩余油饱和度；当聚合物驱方案现场实施以后，就需要对油藏的动态含油饱和度进行实时计算与评价，以便及时调整开发措施，提高油藏开发效率。利用本实施例中的计算方法对油藏聚合物驱的动态含油饱和度进行评价，接下来以典型井TP38为例进行说明。
(2)基于注采井网的地质模型和单井累计产油量，建立含油饱和度动态变化量的理论计算模型；
从图2中五点法注采井网的地质模型可知，采油井所控制的含油面积是一定的，储层的有效厚度和孔隙度可以通过裸眼井测井曲线计算确定；此外，原油密度和体积系数可以通过室内流体实验测量得到，单井累计产油量依据生产动态数据计算获取。当以上所有参数确定以后，就可以把累计产油量折算成真实油藏状态下含油饱和度的变化量。因此，含油饱和度动态变化量的理论计算模型如下：
式中：W0-单井累计产油量，kg；r-井网井距，m；h-有效厚度，m；φ-有效孔隙度，％；ΔS0-含油饱和度变化量，％；ρ0-地面原油密度，kg/m3；B0-体积系数，无量纲。
在本实施例中，以典型井TP38为例进行说明，TP38井在立方体的中间位置，为采油井，四个角为注水井，井网井距为180m，有效厚度为65m，有效孔隙度为18.03％，地面原油密度为0.857kg/m3，体积系数1.023。从2013年聚驱开始，截至2020年11月底该井累计产油量为8708t，将以上参数代入公式(1)，可以计算出聚合物驱导致储层含油饱和度的变化量为13.7％，即8年的聚合物驱使储层含油饱和度降低了13.7％。
(3)划分储层类型，并通过岩心驱替实验确定不同储层类型含油饱和度的折算系数及含油饱和度的变化量；
(3-1)划分储层类型：基于油藏地质特征以及剩余油评价需要解决的关键技术难题，依据宏观物性和微观孔隙结构特征的差异，合理划分储层类型，明确不同储层类型渗流特征的差异性。在本实施例中，结合孔隙结构静态资料和产液剖面动态资料，将七东1区克下组地层划分为5种储层类型，分别为：渗透率大于1000mD的特高渗储层，渗透率介于1000～500mD的高渗储层，渗透率介于500～200mD的中高渗储层，渗透率介于200～50mD的中渗储层，渗透率小于50mD的低渗储层。在外部注入条件相同的前提下，不同的储层类型其驱油效率不同，含油饱和度的折算系数也就存在较大差异。
(3-2)不同储层类型含油饱和度折算系数确定：针对研究的非均质性油藏，不同的储层类型分别选择典型的岩心样品，每种储层类型依据研究需要可以选择多个样品，然后利用目前油藏所采用的驱替介质，包括水、CO2、N2、化学剂等，在相同的外部注入条件下进行驱油实验，获取每个样品的物性、原始含油饱和度以及最终采收率等参数；当所有样品的驱替实验结束后，不同储层类型含油饱和度折算系数的计算方法如下：
利用样品的原始含油饱和度和最终采收率，确定饱和度的减少量为：
Soc＝Sor*Eor (2)；
结合岩心有效孔隙度，确定含油体积的变化为：
Voc＝Soc*φ (3)；
利用每种储层类型样品含油体积变化量的平均值除以所有储层类型含油体积变化量的平均值，确定不同储层类型含油饱和度减少量的折算系数为：
Ioci＝Voc PAi/Voct (4)；
式中：Sor-原始含油饱和度，％；Eor-最终采纳率，％；Soc-含油饱和度减少量，％；φ-有效孔隙度，％；Voc-含油体积减少量，％；Voc PAi-第i类储层所有样品含油体积变化量的平均值，％；Voct-所有储层类型含油体积变化量的平均值，％；Ioci-第i类储层含油饱和度折算系数，无量纲。
在本实施例中，针对克下组油藏5种储层类型，分别选择典型的岩心样品，利用相同的聚合物驱替体系对饱含油的样品进行驱油实验，确定每个样品的原始含油饱和度和聚驱采收率，结合样品有效孔隙度、渗透率等物性参数，利用公式(2)、(3)、(4)计算出不同储层类型含油饱和度的折算系数(如表1所示)。从计算结果可以看出，特高渗储层的含油饱和度折算系数为1.49，是所有储层类型中最高的，说明其驱油效率最高，饱和度的降低幅度也最大；按照储层渗透率降低的顺序，其含油饱和度折算系数依次为1.27、1.01、0.79和0.49，低渗储层的含油饱和度折算系数为0.49，是所有储层类型中最低的，说明其驱油效率最差，饱和度的降低幅度也最小。
表1不同储层类型含油饱和度折算系数统计表
此外，还可以进一步确定储层2013年的剩余油饱和度：基于2013年重新部署的开发井，利用裸眼井的测井曲线和岩心化验数据，建立含油饱和度的计算模型，进而对所有开发井克下组储层进行剩余油饱和度的计算，为不同储层类型聚合物驱动态含油饱和度的评价提供对比依据。其中，TP38井克下组储层2013年剩余油饱和度平均值为51.2％，8年的聚合物驱使克下组含油饱和度整体减少了13.7％，因此，2020年11月底该井克下组储层的动态含油饱和度平均值为37.5％。
(3-3)确定不同储层类型含油饱和度的变化量：
对于我国陆相沉积的大部分油田，储层非均质性特别强，当外部驱替条件相同时，不同类型的储层其驱油效率存在较大差异，一般表现为渗透率高的储层驱油效率高，含油饱和度变化量大，动态剩余油饱和度低；而渗透率低的储层则相反。对于图2中有效厚度为h的储层段，由于宏观物性和微观孔隙结构的差异，不同类型的储层驱油效率差异较大，含油饱和度的减少量也就不同。因此，由于油藏非均质性的影响，对于不同类型的储层，含油饱和度的变化量是不相同的，需要根据确定的不同储层类型的含油饱和度折算系数，把总的含油饱和度变化量换算成与各自储层渗流特性相对应的变化量，计算公式如下：
式中：ΔS0-含油饱和度变化量，％；an-第n类储层饱和度折算系数，％；ΔSon-第n类储层饱和度变化量，％；n-储层被划分的类型数。
由于油藏非均质性的影响，TP38井65m的有效厚度段不可能含油饱和度均降低了13.7％，有些储层段渗透率高，驱油效率好，饱和度降低幅度就大；而有些储层段渗透率低，驱油效率差，饱和度降低幅度就小。当根据步骤(3-2)确定了不同储层类型含油饱和度的折算系数后，基于注采井网模式和单井累计产油量，利用公式(1)计算出含油饱和度的变化量13.7％，利用折算系数及公式(5)计算不同储层类型的含油饱和度减少量。
(4)获取单井储层的原始含油饱和度并结合不同储层类型含油饱和度的变化量，确定非均质油藏不同储层类型的动态含油饱和度。利用油藏开发初期裸眼井的测井资料，结合开发初期的岩电参数和地层水化验数据，确定单井储层的原始含油饱和度。
在本实施例中，在不同储层类型含油饱和度折算系数确定的基础上，结合2013年的剩余油饱和度，计算克下组非均质油藏不同储层类型的动态含油饱和度。从图3的计算成果图中可以看出，饱和度道中灰色线条为2013年储层的剩余油饱和度，黑色线条为2020年11月底储层的动态含油饱和度，两者的差值即8年的聚合物驱导致的含油饱和度降低值。对于克下组五种不同的储层类型，其含油饱和度的折算系数是不相同的，虽然整体的含油饱和度下降了13.7％，但是不同储层类型的饱和度降低幅度有所差异。其中，超高渗和特高渗储层段含油饱和度的减少量最大，说明聚合物体系的驱油效果最好，剩余油比较少，该类储层下步调整的潜力比较低；而与之纵向叠置相邻的中渗、中低渗储层，由于渗透率相对较低，含油饱和度减少量比较少，说明聚合物体系的驱油效果中等，剩余油比较多，也是下步化学驱调整的重要潜力层段；而低渗储层由于渗透率最小，而聚合物属于大分子化合物，孔喉结构与聚合物分子量的匹配性较差，不能有效地驱替孔隙原油，含油饱和度基本没有变化。
此外，进一步地，本方法还包括步骤(5)，方法应用与剩余油分布规律综合评价：在储层原始含油饱和度和不同储层类型含油饱和度减少量确定的基础上，就可以准确计算储层目前的动态含油饱和度，评价单井储层纵向上含油饱和度的变化特征及剩余油的分布规律；当所有采油井动态含油饱和度计算完成后，就可以对剩余油在平面上的分布规律进行分析，优选剩余油富集区，为下步油藏提高采收率方案的制定提供地质依据。
在本实施例中，利用以上方法对2013年新钻的所有采油井克下组储层动态含油饱和度进行计算，在单井剩余油评价的基础上，分析平面剩余油的分布规律和控制因素。
整体上，七东1区克下组油藏剩余油的主要形成机制有两种，即平面物性渗流屏障形成的剩余油和层内非均质渗流屏障形成剩余油，前者在单砂体连通的前提下，主要分布在平面渗流差异突变或过渡区域，可以通过压裂渗流屏障区的低渗储层段，提高剖面剩余油的动用程度；后者主要在S7 22、S7 23、S7 31-2、S7 32-2等四个单砂体内富集，可以通过封堵单砂体内部的高渗层段，扩大与之纵向叠置相邻的中低渗储层段的波及体积，从而达到提高油藏采收率的目的。平面剩余油分布规律和控制因素的明确，为油藏下步调整提供了准确的方向，能够有效实现油藏的增储上产，也说明本发明具有广阔的市场应用价值，可以在不同的油田、不同的开发阶段进行推广。
综上所述，本发明可以利用注采井网模式和油田生产动态资料准确计算非均质油藏不同储层类型的含油饱和度变化量，进而结合原始含油饱和度的计算结果，确定油藏的动态含油饱和度，为剩余油分布规律的研究提供数据支撑；另外，相较于过套管测井和生产动态监测等其他剩余油饱和度评价方法，本计算方法的成本要大幅度降低，可操作性更强，并且可以提供实时分析的高精度动态含油饱和度数据，为油藏采收率方案的及时调整提供地质依据，提高非均质油藏整体的开发效益。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同或相似部分互相参见即可。对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (4)
1.一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法，其特征在于，包括以下步骤：
确定已开发油藏油水井注采对应关系的井网方式，构建三维立体空间的地质模型；所述井网方式为五点法井网，将所述五点法井网简化为一个立方体模型，即四个角为注水井、中间为采油井的驱油模式，所述注水井到采油井的距离为井网井距；
基于注采井网的地质模型和单井累计产油量，建立含油饱和度动态变化量的理论计算模型；
划分储层类型，并通过岩心驱替实验确定不同储层类型含油饱和度的折算系数及含油饱和度的变化量；
获取单井储层的原始含油饱和度并结合不同储层类型含油饱和度的变化量，确定非均质油藏不同储层类型的动态含油饱和度；
所述确定不同储层类型含油饱和度的折算系数，具体包括以下步骤：
针对不同的储层类型分别选择典型的岩心样品，在相同的外部注入条件下进行驱油实验，获取每个样品包括物性、原始含油饱和度以及最终采收率在内的参数；当所有样品的驱替实验结束后，不同储层类型含油饱和度折算系数的计算方法如下：
利用样品的原始含油饱和度和最终采收率，确定饱和度的减少量为：
Soc＝Sor*Eor (2)；
结合岩心有效孔隙度，确定含油体积的变化为：
Voc＝Soc*φ (3)；
利用每种储层类型样品含油体积变化量的平均值除以所有储层类型含油体积变化量的平均值，确定不同储层类型含油饱和度减少量的折算系数为：
Ioci＝Voc PAi/Voct (4)；
式中：Sor-原始含油饱和度，％；Eor-最终采纳率，％；Soc-含油饱和度减少量，％；φ-有效孔隙度，％；Voc-含油体积减少量，％；Voc PAi-第i类储层所有样品含油体积变化量的平均值，％；Voct-所有储层类型含油体积变化量的平均值，％；Ioci-第i类储层含油饱和度折算系数，无量纲；
所述确定不同储层类型含油饱和度的变化量，具体为：
基于所述含油饱和度动态变化量的理论计算模型，获取非均质油藏的含油饱和度变化量；
基于划分的不同类型的储层及获取的不同储层类型含油饱和度的折算系数，将所述非均质油藏的含油饱和度变化量换算为与各自储层的渗流特性相对应的变化量，即获得不同储层类型含油饱和度的变化量，计算公式如下：
式中：ΔS0-含油饱和度变化量，％；an-第n类储层饱和度折算系数，％；ΔSon-第n类储层饱和度变化量，％；n-储层被划分的类型数；
所述获取单井储层的原始含油饱和度，具体为：
利用油藏开发初期裸眼井的测井资料，结合开发初期的岩电参数和地层水化验数据，确定单井储层的原始含油饱和度。
2.根据权利要求1所述的一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法，其特征在于，所述建立含油饱和度动态变化量的理论计算模型，具体为：
根据构建的所述三维立体空间的地质模型，结合包括地质、储层、流体和生产动态在内的参数，将所述单井累计产油量折算为真实油藏状态下含油饱和度的变化量，则所述五点法井网的含油饱和度动态变化量的理论计算模型为：
式中：W0-单井累计产油量，kg；r-井网井距，m；h-有效厚度，m；φ-有效孔隙度，％；ΔS0-含油饱和度变化量，％；ρ0-地面原油密度，kg/m3；B0-体积系数，无量纲。
3.根据权利要求1所述的一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法，其特征在于，所述划分储层类型，具体为：
依据宏观物性和微观孔隙结构特征的差异，将油藏划分为渗流特性不同的储层类型。
4.根据权利要求1所述的一种基于生产数据的非均质油藏动态含油饱和度计算方法，其特征在于，所述方法还包括：
对所有采油井动态含油饱和度进行计算，分析剩余油的平面分布规律，确认剩余油富集区。
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