某油藏采用正五点井网注水开采。取其中两个相邻注采单元区块，长800米，宽400米，有2口采油井和6口注水井，如图所示。
一）油藏地质概况。
油藏中含有2个油层，前期地质研究给出的储层参数分布如下：
1）油层顶界深度。2口油井井点均为2000m，6口注水井点均为2020m。
2）油层厚度。第一层：油井井点均为13m，水井点均为10m。第二层：油井点为10m，水井点为8m。油层与地层厚度之比即净毛比为1.0。
3）孔隙度。第一层：油井处φ=0.25，水井φ=0.23；第二层：油井φ=0.22，水井φ=0.20。
4）渗透率。第一层：油井k=110md，水井k=70md；第二层：油井k=90md，水井k= 60md。两个油层之间不渗透。
5）其它油藏物性参数及流体性质跟示范算例相同。
二）油藏开发概况。
1）生产井单井产液量52m3/d，注水井单井注水量60m3/d，注采井都在两层射孔完井，同时开始注采。
2）油井投产前进行了酸化和压裂。
3）开发过程中发现油藏非均质性较强，生产井w1和w2的压力、含水率不均衡，影响了开发效果。
4）该油藏单元区块5年生产历史数据见大作业(2)附件。
三）要求。使用数值模拟教学软件或商业软件完成如下工作：
1）依照地质研究资料建立上述油藏单元的数值模型。要求网格尺度取5米～10米。
2）根据开发动态资料和生产数据对数值模型进行历史拟合。主要包括各生产井的产水量(或含水率)及所有井的井底流压。
3）**该油藏单元现行开发方案第8年末生产指标，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。
4）根据油藏存在的问题，(在保持油藏总体注采液速度基本不变的前提下)研究设计调整方案，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。
5）**调整方案第8年末生产指标，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。
6）将调整方案与现行方案进行比较分析，确定并提出合理的调整建议。
四）作业完成形式。
1.内容为综合分析报告及历史拟合后的油藏模拟数据体；
2.打印纸质版加封皮装订，2023年5月31日之前上交。
在本次研究中，油藏长800米，宽400米，在此基础上运用eclipse e100建立模型。模型采用块中心网格，平面网格步长dx=dy=10米的均匀网格系统，纵向上2个小层dz通过插值获得，数值模拟模拟的网格数为80×40×2=6400个。由于该油藏具有一定的非均质性，且已给的参数只是井点附近的参数，所以为了更好的表征油藏的物性参数，需要对油层顶界深度、油层厚度、孔隙度、渗透率进行离散处理，本文中采用了surfer软件中kriging插值方法对这些参数进行了离散处理。
其结果为如图所示（鉴于篇幅，仅以顶深图为例）：
图1 顶深离散处理数值示意图（a）
图2 顶深离散处理数值示意图（b）
其它油藏物性参数及流体性质应用示范算例中的值。孔隙度、始渗透以及厚度离散结果示意图如图3、图4和图5所示（鉴于篇幅，孔隙度渗透率仅展示第一层）。
其中各个井点的坐标为：
w1：(20,20) w2(60,20) w3(1,1) w4(1,40)
w5：(40,1) w6(40,40) w7(80,1) w8(80,40)
图3 渗透率示意图。
图4 孔隙度示意图。
图5 各油层厚度示意图。
所谓历史拟合就是用油田实际生产的动态数据资料，通过油藏模拟试运算，来检验和修正油藏的地质模型，同时弄清油藏内部压力和流体动态分布状况，使计算机模型与实际油藏保持一致。
模拟使用的模型应当与实际油藏是相似。若描述油藏的数值模拟所采用的数据与控制油藏动态的实际数据存在明显差异，则将导致模拟结果出现严重失真。所以，应根据历史拟合的结果不断地进行参数的调整。
历史拟合的主要对象及内容为：
1） 储量：修改h，φ，si等；
2） 含水率：，，k，，，等；
3） 生产汽油比：修改，，等；
4） 压力：修改k或采液指数。
其调整的一般原则是：
1） 当计算结果和实际的动态参数不相符合时，首先应检查所使用的数学模型是否符合油藏实际情况。
2） 在拟合某些动态参数时应分析所用的数值方法是否合适。
3） 历史拟合的成就在很大程度上取决于对油藏地质特点的认识和多项资料的齐全准确程度。
4） 要掌握油藏物性参数对所要拟合的动态参数之间的敏感性，了解前者对后者影响的大小，拟合是可能挑选较为敏感的油藏物性参数进行修正。
5） 要研究所得的各种油藏物性参数的不确定性，应尽可能挑选那些比较可靠的参数进行调整，对于那些比较可靠的参数尽可能不调或少调。
6）对于一些不宜轻易改动的数据拟合时要采取重视的态度。
本油藏中，根据开发动态资料和生产数据对数值模型进行历史拟合，拟合指标为各生产井的产水量（或含水率）及所有井的井底流压。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。
图6 总体产油量拟合图。
图7 w1井累产油量拟合图。
图8 w2井累产油量拟合图。
图9 w1井日产油拟合图。
图10 w2井日产油拟合图。
图11 总体含水率拟合图。
图12 w1井含水率拟合图。
图13 w2井含水率拟合图。
图14 w1井底流压拟合图。
图15 w2井底流压拟合图。
图16 w3井底流压拟合图。
图17 w4井底流压拟合图。
图18 w5井底流压拟合图。
图19 w6井底流压拟合图。
图20 w7井底流压拟合图。
图21 w8井底流压拟合图。
图22 含油饱和度图。
图23 压力分布图。
从对比曲线可以看出，w1井实际日产油量与模型计算日产油量相近，w2井实际日产油量与模型计算日产油量相差较远，且实际含水率要比模型计算出的含水率高，所以，结合数值模拟历史拟合的原则，在w2井附近增加一个高渗透率带。调整后的参数模型如图24所示，其数值见附件。
图24 调整的渗透率分布。
图25 调整后w1实际井底流压拟合图。
图26 调整后w2实际井底流压拟合图。
图27 调整后w3实际井底流压拟合图。
图28 调整后w4实际井底流压拟合图。
图29 调整后w5实际井底流压拟合图。
图30 调整后w6实际井底流压拟合图。
图31 调整后w7实际井底流压拟合图。
图32 调整后w8实际井底流压拟合图。
图33 调整后整体含水率拟合图。
图34 调整后整体累产油量拟合图。
通过拟合发现，拟合状况良好，说明所建立的网格模型符合实际地层，可以为油藏的动态**与开发方案调整提供科学依据。
根据历史拟合后的模型**该油藏单元现行开发方案第8年末各生产指标如下。
1）总体产油量与含水率。
图35 整体累产油。
图36 整体含水率。
2）生产井累积产油量与含水率。
图37 w1井累计产油。
图38 w2井累计产油。
图39 w1井含水率。
图40 w2井含水率。
3）各井井底流压。
图41 w1井井底流压。
图42 w2井井底流压。
图43 w3-w8井井底流压。
4）油藏内压力分布。
图44 压力分布。
图45 压力变化。
5）饱和度分布。
图46 含油饱和度分布。
根据**结果可知，w1和w2井的累计产油量和井底压力在较快的上升。产水率由0.75上升至0.85。各注水井的井底压力在缓慢降低。
整个油藏的累计产量和含水率都在上升，在第8年末累计产油量达到126733.4m3。由油藏的平均压力变化曲线发现，油藏的平均地层压力降低较快。
根据剩余油分布图可知剩余油主要分布在注水井的压力平衡区。
1)调整方案设计。
根据上述原始方案**结果发现，剩余油主要分布在注水井间的压力平衡区。根据要求，要在保持油藏总体注采液速度基本不变的前提下研究设计调整方案。针对此类情况首先考虑采取周期注水的方式进行方案调整。
根据不同的周期具体方案如下表所示。
表1 具体调整方案。
2)调整方案与原始方案对比。
1）总体产油量与含水率。
图47 各方案整体累计产油量。
图48 各方案整体含水率。
2）各生产井累积产油量与含水率。
图49 w1井累计产油量。
图50 w2井累计产油量。
图51 w1井产水率。
图52 w2井产水率。
3）各井井底流压。
图53 w1井井底流压。
图54 w2井井底流压。
图55 w3井井底流压。
图56 w4井井底流压。
图57 w5井井底流压。
图58 w6井井底流压。
图59 w7井井底流压。
图60 w8井井底流压。
4）油藏内压力分布。
图61 原方案油藏压力分布。
图62 周期6个月油藏压力分布。
图63 周期3个月油藏压力分布。
图64 各方案平均油藏压力。
5）饱和度分布。
图65 原始方案油藏含油饱和度分布。
图66 周期6个月油藏含油饱和度分布。
图67 周期3个月油藏含油饱和度分布。
1）历史拟合方法：整体压力拟合可以通过检查全油田压力水平，调整孔隙体积或水体来实现；拟合单井压力可以通过调整井附近孔隙体积或水体来实现拟合；含水拟合可以通过调整油水粘度比、相对渗透率、渗透率来实现，这是因为油水粘度比和相对渗透率曲线会影响含水上升规律，相对渗透率端点值、渗透率会影响见水时间；井底压力拟合可以调整表皮系数和kh。
2）通过周期注水周期性地改变注水量和注入压力，可以打破原有的压力平衡区，在油层中形成不稳定的压力状态，引起不同渗透率层间或裂缝与基岩块间液体的相互交换，同时促进毛管渗吸作用，并增大其渗吸深度，使得累计产油量相对于原始方案均上升。其中周期为半年时累计产油量增加最多。周期为半年和周期为三个月的累计产油量相差不大。
通过周期注水方案调整后，油田的产水率上升幅度降低。调整周期为半年的波动幅度较调整周期为三个月的大。
3）周期注水控水效果明显，能减少含水率和降低井底流压。这表明通过周期注水能使高渗透带内的无效、低效注水流向低渗透带，驱动低渗透带的剩余油流进高渗透带，从而提高注水利用率，使单位**采出所需的能耗降低。
4）周期注水相对原来方案减小了注入水量，进而降低生产成本，提高经济效益。
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