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1、油田基本情况
雷64块为一背斜构造，高点在断块中部，主要含油层系为S3下莲花油层。动用含油面积为0.85km2，石油地质储量为469×104t。油藏埋藏深度1930～2222m，砂砾岩厚度330～450m，包括Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ三个砂体。储层平均孔隙度13.7%，渗透率21.9×10-3μm2，属中孔中低渗储层，非均质性较强，渗透率变异系数为0.79。该块原油物性较好，为低粘度（地下原油粘度0.5mPa·s）、中高凝固点（26.4℃）、中高含蜡量（10.03%）、高胶质沥青质含量（21.61%）稀油。原始地层压力20.3MPa，饱和压力17.3MPa，地饱压差3MPa。因雷64井区北邻的台安断层的长期活动，使该区断层十分发育，北东向断层延伸长，北西向断层延伸短，形成东西分带，南北分块的特点，井区内发育8条断层。
该块目前已形成210m井距一套开发井网开发的格局，油井34口，开井34口，断块日产油566t/d，平均单井日产油16.6t/d，综合含水7.9%，累计产油31.3201×104t。采油速度4.11%，采出程度6.68%。注水井10口，开井9口，注采井数比l：3.4，日注水692m3/d，累注水10.9073×104m3，月注采比0.81，累注采比0.21。
2、模型的建立
2.1油藏模型的建立
本次数值模拟平面网格及模拟层的划分遵循以下原则：（1）网格为笛卡儿坐标系下的等距网格；（2）尽量适应井的位置，保证两口井之间至少有三个空网格；（3）满足模拟精度的前提下，需要考虑模拟软件承受能力及项目经济效益，经过多次试运行，决定平面网格步长为25米，纵向上划分8层；（4）网格方向尽量与主流线方向或应力方向一致。
根据以上原则，雷64区块平面上划分为58×43网格系统，网格步长为△x=△y=25m，网格方向与应力方向一致，即近似北东45度，所模拟的总节点数为19952（58×43×8）个。
2.2构造模型
三维构造模型是地质体的离散化，用于定量表征构造和分层特征。用各网格块的顶深和地层厚度数据体来体现，它表征顶面构造几何形态的高低起伏及各网格块间的空间相对关系。
2.3砂体骨架模型
砂体骨架模型是以数据体的形式来表征地质体中的储层结构，即砂体的几何形态、连续程度和配置关系。其包含的砂体厚度和有效厚度两类数据体，分别表征了各网格块中渗透层的大小和各网格块中含油层的大小。
2.4物性模型
三维非均质物性模型以数据体的形式反映储层内孔隙度、渗透率等物性参数，表征了油藏的储集能力和渗流能力。
2.5油气水分布模型
油、气、水分布模型是以具体的形式定量表征地质体中油、气、水的空间分布，具体来说，就是要给出每个网格块的含油、气和水饱和度。本模型用直接赋值法来定义油藏初始流体参数场。
3、剩余油分布状况
历史拟合成功后，即可得出该区块剩余油分布规律有如下几点：
3.1生产井之间泄油半径之外为剩余油富集区，因为该区块开发时间较短；
3.2平面上剩余油分布在井间流线附近和井网控制差、油井受效差的部位；
3.3微构造起伏的高部位为剩余油富集区；
3.4油层上部动用程度少，存在大量的剩余油，是后期挖潜的主要方向。
4、调整方案及结果分析对比
4.1调整方案设计
在对历史拟合结果及底水上返规律详细分析的基础上，进行了开发调整方案的设计和模拟计算，并预测动态开发指标，共模拟计算了23个方案。
4.2结果分析与对比
4.2.1基础方案及开发效果
基础方案没有任何调整措施，按照配产指标模拟计算。模拟结果含水率达到98%时，采出程度为19.27%。结论：雷64块油藏不进行调整，含水上升较快，最终采收率很低，为了提高采收率，必须在开发过程中进行适当的调整。
4.2.2合理转注方式研究
在转注方案设计时，考虑4口井组成4种不同的注水方案，即：22-22恢复注水、24-18和24-24同时转注、24-22转注、24-24转注，编号为B、C、D、E方案。其中22-22原为注水井，在2005年8月停注。
对不同的转注方案分别进行了模拟计算，预测了各方案10年及含水率分别达到90%、95%和98%时的采出程度和采油速度开采指标。在方案设计时，维持原采液速度不变，并进行了相应的调层。
由结果可知，4个转注方式最终采收率都超过40%，比基础方案最终采收率19.27%提高1倍。所以在雷64块油藏开发过程中，为了提高最终采收率必须进行适当转注和调层处理。
4个不同转注方案，对比不同时期含水率、采出程度及采油速度，得到結论：方案C-1即24-18和24-24同时转注为最优方案，能够获得较高的最终采收率41.25%和较短的开采时间70.6年。
4.2.3合理采液速度研究
不同采液速度方案设计时，在不同转注方式研究基础上提高为原采液速度的1.2倍、1.5倍。在方案设计时，都进行了相应的调层。
从4种不同方案对比结论：合理地提高产液速度能够改善开发效果，优选方案为B-2、C-1、D-2和E-2，因此，合理的采液速度为原速度的1.2倍。
4.2.4合理压力水平研究
设计不同压力水平方案时，在24-22和24-24分别转注的基础上进行设计，编号为方案F、G。
在24-22转注基础上，控制生产井井底流压分别为17.3MPa（方案F-1）、17.5MPa（方案F-2）、17.8MPa（方案F-3）和18MPa（方案F-4）时开发指标对比。在24-24转注基础上，控制生产井井底流压分别为17.3MPa（方案G-1）、17.5MPa（方案G-2）和17.8MPa（方案G-3）时开发指标对比。 结论：优选方案为F-1和G-1，最终采收率分别达到41.33%和42.27%，开采速度也达到最高。
4.2.5合理注采比转换时机研究
在注采比研究方案设计方案时，以24-24井转注为基础，在2006年为恢复地层压力注采比为1。此方案主要考虑不同阶段采用不同的注采比，以确定转换注采比的最有利时机，方案编号为H。
对比可知，方案H-2优于方案H-1和方案H-3。结论：适时地改变注采比对改善开发效果是必需的，注采比恢复为1最有利的時机是油藏开发至第5.6年，即方案H-2为优选方案，能够取得最高的采收率达到40.46%和开采速度。
4.3小结
通过以上对23种方案的开采指标的对比和分析，共有7个方案为较优方案，分别为：B-2、C-1、D-2、E-2、F-1、G-1和H-2。
对比上述7个方案，不同开发时间各方案的采出程度见表4-2。从上表可以得出结论：方案F-1（即生产井24-22在2006年1月转注，生产井井底流压控制在17.3MPa生产）为最优方案，开采速度最快，并且能够取得较高的最终采收率41.33%。
5、调层方案优化及结果对比
在以上分析结果的基础上，对油水井进行调层处理，设计不同的调层方案，并模拟计算，最后分析开采参数，得出最优方案。
5.1方案设计
调层方案设计的技术路线是：（1）油井转注：油井24-18、24-24转注；（2）水井转抽：水井22-22转油井；（3）水井不同阶段注水层位调整；（4）油井不同阶段调层处理。根据以上技术路线，进行模拟计算，预测各开采指标。
5.2结果对比
5.2.1边部水井调层方案对比结果
在相同时间，边部水井注水层位上返对提高开发效果不明显。油井未调层时，雷64块采收率仅为32.4%。因此有必要在此基础上结合油井调层。
5.2.2 调层方案对比结果：中部水井注水层位上返对提高开发效果不明显。
5.2.3油井高含水层位是否封堵方案结果对比：当油井的射开层位含水率高于90%时，进行封堵，与不封堵高含水层位对比结果：及时封堵高含水层位有利于提高开发效果。
6、结论
通过动态拟合和模拟计算得到以下结论：
6.1雷64块主体部分地质储量为389.95万吨；
6.2雷64块主体部分存在一定底水作用，但是底水不是特别活跃；
6.3雷64块油藏地层条件下原油粘度为2.19mPa·S，而原认为0.5mPa·S的粘度偏小；
6.4历史拟合得到该区块剩余油量分布，该区块虽系统地部署了井网，但还存在“死油”区块。因此，为改善该区块开发效果，有必要进行开发调整；
6.5雷64块主体部分地层压力下降较快，地层亏空较严重。因此，为弥补地层压力和亏空，应适当加大注水量；
6.6如果不进行开发调整，以目前开发制度生产，最终采收率仅为19.27%。
6.7雷64块油藏最终采收率约40%，比不进行开发调整的采收率高20%；
6.8从调层方案中可以看出，调层后油藏开发效果明显改善。
雷64块为一背斜构造，高点在断块中部，主要含油层系为S3下莲花油层。动用含油面积为0.85km2，石油地质储量为469×104t。油藏埋藏深度1930～2222m，砂砾岩厚度330～450m，包括Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ三个砂体。储层平均孔隙度13.7%，渗透率21.9×10-3μm2，属中孔中低渗储层，非均质性较强，渗透率变异系数为0.79。该块原油物性较好，为低粘度（地下原油粘度0.5mPa·s）、中高凝固点（26.4℃）、中高含蜡量（10.03%）、高胶质沥青质含量（21.61%）稀油。原始地层压力20.3MPa，饱和压力17.3MPa，地饱压差3MPa。因雷64井区北邻的台安断层的长期活动，使该区断层十分发育，北东向断层延伸长，北西向断层延伸短，形成东西分带，南北分块的特点，井区内发育8条断层。
该块目前已形成210m井距一套开发井网开发的格局，油井34口，开井34口，断块日产油566t/d，平均单井日产油16.6t/d，综合含水7.9%，累计产油31.3201×104t。采油速度4.11%，采出程度6.68%。注水井10口，开井9口，注采井数比l：3.4，日注水692m3/d，累注水10.9073×104m3，月注采比0.81，累注采比0.21。
2、模型的建立
2.1油藏模型的建立
本次数值模拟平面网格及模拟层的划分遵循以下原则：（1）网格为笛卡儿坐标系下的等距网格；（2）尽量适应井的位置，保证两口井之间至少有三个空网格；（3）满足模拟精度的前提下，需要考虑模拟软件承受能力及项目经济效益，经过多次试运行，决定平面网格步长为25米，纵向上划分8层；（4）网格方向尽量与主流线方向或应力方向一致。
根据以上原则，雷64区块平面上划分为58×43网格系统，网格步长为△x=△y=25m，网格方向与应力方向一致，即近似北东45度，所模拟的总节点数为19952（58×43×8）个。
2.2构造模型
三维构造模型是地质体的离散化，用于定量表征构造和分层特征。用各网格块的顶深和地层厚度数据体来体现，它表征顶面构造几何形态的高低起伏及各网格块间的空间相对关系。
2.3砂体骨架模型
砂体骨架模型是以数据体的形式来表征地质体中的储层结构，即砂体的几何形态、连续程度和配置关系。其包含的砂体厚度和有效厚度两类数据体，分别表征了各网格块中渗透层的大小和各网格块中含油层的大小。
2.4物性模型
三维非均质物性模型以数据体的形式反映储层内孔隙度、渗透率等物性参数，表征了油藏的储集能力和渗流能力。
2.5油气水分布模型
油、气、水分布模型是以具体的形式定量表征地质体中油、气、水的空间分布，具体来说，就是要给出每个网格块的含油、气和水饱和度。本模型用直接赋值法来定义油藏初始流体参数场。
3、剩余油分布状况
历史拟合成功后，即可得出该区块剩余油分布规律有如下几点：
3.1生产井之间泄油半径之外为剩余油富集区，因为该区块开发时间较短；
3.2平面上剩余油分布在井间流线附近和井网控制差、油井受效差的部位；
3.3微构造起伏的高部位为剩余油富集区；
3.4油层上部动用程度少，存在大量的剩余油，是后期挖潜的主要方向。
4、调整方案及结果分析对比
4.1调整方案设计
在对历史拟合结果及底水上返规律详细分析的基础上，进行了开发调整方案的设计和模拟计算，并预测动态开发指标，共模拟计算了23个方案。
4.2结果分析与对比
4.2.1基础方案及开发效果
基础方案没有任何调整措施，按照配产指标模拟计算。模拟结果含水率达到98%时，采出程度为19.27%。结论：雷64块油藏不进行调整，含水上升较快，最终采收率很低，为了提高采收率，必须在开发过程中进行适当的调整。
4.2.2合理转注方式研究
在转注方案设计时，考虑4口井组成4种不同的注水方案，即：22-22恢复注水、24-18和24-24同时转注、24-22转注、24-24转注，编号为B、C、D、E方案。其中22-22原为注水井，在2005年8月停注。
对不同的转注方案分别进行了模拟计算，预测了各方案10年及含水率分别达到90%、95%和98%时的采出程度和采油速度开采指标。在方案设计时，维持原采液速度不变，并进行了相应的调层。
由结果可知，4个转注方式最终采收率都超过40%，比基础方案最终采收率19.27%提高1倍。所以在雷64块油藏开发过程中，为了提高最终采收率必须进行适当转注和调层处理。
4个不同转注方案，对比不同时期含水率、采出程度及采油速度，得到結论：方案C-1即24-18和24-24同时转注为最优方案，能够获得较高的最终采收率41.25%和较短的开采时间70.6年。
4.2.3合理采液速度研究
不同采液速度方案设计时，在不同转注方式研究基础上提高为原采液速度的1.2倍、1.5倍。在方案设计时，都进行了相应的调层。
从4种不同方案对比结论：合理地提高产液速度能够改善开发效果，优选方案为B-2、C-1、D-2和E-2，因此，合理的采液速度为原速度的1.2倍。
4.2.4合理压力水平研究
设计不同压力水平方案时，在24-22和24-24分别转注的基础上进行设计，编号为方案F、G。
在24-22转注基础上，控制生产井井底流压分别为17.3MPa（方案F-1）、17.5MPa（方案F-2）、17.8MPa（方案F-3）和18MPa（方案F-4）时开发指标对比。在24-24转注基础上，控制生产井井底流压分别为17.3MPa（方案G-1）、17.5MPa（方案G-2）和17.8MPa（方案G-3）时开发指标对比。 结论：优选方案为F-1和G-1，最终采收率分别达到41.33%和42.27%，开采速度也达到最高。
4.2.5合理注采比转换时机研究
在注采比研究方案设计方案时，以24-24井转注为基础，在2006年为恢复地层压力注采比为1。此方案主要考虑不同阶段采用不同的注采比，以确定转换注采比的最有利时机，方案编号为H。
对比可知，方案H-2优于方案H-1和方案H-3。结论：适时地改变注采比对改善开发效果是必需的，注采比恢复为1最有利的時机是油藏开发至第5.6年，即方案H-2为优选方案，能够取得最高的采收率达到40.46%和开采速度。
4.3小结
通过以上对23种方案的开采指标的对比和分析，共有7个方案为较优方案，分别为：B-2、C-1、D-2、E-2、F-1、G-1和H-2。
对比上述7个方案，不同开发时间各方案的采出程度见表4-2。从上表可以得出结论：方案F-1（即生产井24-22在2006年1月转注，生产井井底流压控制在17.3MPa生产）为最优方案，开采速度最快，并且能够取得较高的最终采收率41.33%。
5、调层方案优化及结果对比
在以上分析结果的基础上，对油水井进行调层处理，设计不同的调层方案，并模拟计算，最后分析开采参数，得出最优方案。
5.1方案设计
调层方案设计的技术路线是：（1）油井转注：油井24-18、24-24转注；（2）水井转抽：水井22-22转油井；（3）水井不同阶段注水层位调整；（4）油井不同阶段调层处理。根据以上技术路线，进行模拟计算，预测各开采指标。
5.2结果对比
5.2.1边部水井调层方案对比结果
在相同时间，边部水井注水层位上返对提高开发效果不明显。油井未调层时，雷64块采收率仅为32.4%。因此有必要在此基础上结合油井调层。
5.2.2 调层方案对比结果：中部水井注水层位上返对提高开发效果不明显。
5.2.3油井高含水层位是否封堵方案结果对比：当油井的射开层位含水率高于90%时，进行封堵，与不封堵高含水层位对比结果：及时封堵高含水层位有利于提高开发效果。
6、结论
通过动态拟合和模拟计算得到以下结论：
6.1雷64块主体部分地质储量为389.95万吨；
6.2雷64块主体部分存在一定底水作用，但是底水不是特别活跃；
6.3雷64块油藏地层条件下原油粘度为2.19mPa·S，而原认为0.5mPa·S的粘度偏小；
6.4历史拟合得到该区块剩余油量分布，该区块虽系统地部署了井网，但还存在“死油”区块。因此，为改善该区块开发效果，有必要进行开发调整；
6.5雷64块主体部分地层压力下降较快，地层亏空较严重。因此，为弥补地层压力和亏空，应适当加大注水量；
6.6如果不进行开发调整，以目前开发制度生产，最终采收率仅为19.27%。
6.7雷64块油藏最终采收率约40%，比不进行开发调整的采收率高20%；
6.8从调层方案中可以看出，调层后油藏开发效果明显改善。