数值模拟作业。
日期： 2023年5月8日。
一、 模型建立。
所选油藏区块长、宽分别为800米、400米，网格模型选取网格尺度为8米，故长x方向网格数为100个，宽y方向网格数为50个。z方向网格尺度为地层厚度。
100×50数值模型。
其中，x、y方向的网格均取8米，纵向上分为两个层，每层在纵向上均取一排网格。
二、 历史拟合。
根据开发动态资料和生产数据对数值模型进行历史拟合，拟合指标为：
1）、 各生产井的产水量（或含水率）；
2）、 所有井的生产流压。
拟合各生产井的产水量（或含水率）时，主要是修改相对渗透率曲线端点值。而拟合所有井的生产流压时，主要是修改井筒附近网格的渗透率以及表皮系数。
w1 含水率。
w2 含水率。
w1 井底流压。
w2 井底流压。
w3 井底流压。
w4 井底流压。
w5 井底流压。
w6 井底流压。
w7 井底流压。
w8 井底流压。
良好的拟合状况说明所建立的网格模型基本符合实际地层，可以为油藏的动态**与开发方案调整提供科学依据。
三、 动态**。
**该油藏单元现行开发方案第8年末的生产指标，包括总体产油量与含水率、各生产井累积产油量与含水率、各井井底流压，以及油藏内压力、饱和度分布。
饱和度分布图。
四、 开发方案调整。
根据油藏存在的问题，（在保持油藏总体注采速度基本不变的前提下）设计开发方案，从第6年初开始对该油藏的开发过程进行调整，以期改善开发效果。
通过对开发指标分析可以得出，油藏内剩余油主要分布在w1井所处附近，以及两口油井的中线位置，因此可以改变油井的产液量以及适当调整各口注水井的注水量。
w1产液量变为26m3/d，w2产液量变为78 m3/d，同时注水井的注水量也发生变化，w3、w4、w7、w8注水量变为80 m3/d，w5、w6注水量变为40 m3/d。
五、 对设计方案进行动态**。
**调整方案第8年末生产指标，指标包括总体产油量与含水率、各生产井累积产油量与含水率、各井井底流压，以及油藏内压力、饱和度分布。解答：调整后的第8年末的生产指标：
总体产油量：114344m3（地面产量）
总体含水率：89.447%
p1井累积产油量：62398 m3（地面产量）
p2井累积产油量：51946 m3（地面产量）
p1井含水率：89.262%
p2井含水率：89.078%
i1 井井底压力：185.57 barsa
i2 井井底压力：187.56 barsa
i3 井井底压力：192.05 barsa
i4井井底压力：185.31 barsa
i5井井底压力：185.74 barsa
i6井井底压力：191.64 barsa
p1 井井底压力：91.48 barsa
p2 井井底压力：150.94 barsa
油田压力：168.81 barsa
含油饱和度分布图。
六、 优化方案。
将调整方案与现行方案进行比较分析，确定并提出优化、实用的调整建议。
分析：从以上可以看出，当减少注水量后，在第8年末的累积产油量，要比原来有了提高，并且含水率也有所下降。重要的是油田的产油递减程度减弱。
调整建议：1.降低注入量，可以降低含水率的上升程度，但是也不能降低太多，否则将会脱气。
2.可以考虑分采分注，以达到均匀驱替的目的。
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