油藏工程研究是壹項系統工程，在油藏地質特征認識的基礎上研究確定油田開發方針、原則、層系劃分、開采方式、天然能量利用、註水方式、註水時機、壓力保持水平、開發井井距、合理采油速度、投產次序、實施要求、生產指標預測等壹系列問題，最終確定油田總體開發方案。
由於油田實際情況十分復雜，而海上油田又受到諸多條件限制，在油田方案編制過程中對於那些不確定因素，主要采用全體油藏模型或輔助模型的敏感性分析予以解決。隨著油田投產後靜態及動態資料增加，還需要修改原有的地質模型，通過全體油藏模型數值模擬研究加深對地質模型的新認識，並在油田生產歷史擬合基礎上進行生產預測。
因此，油藏數值模擬技術是油藏工程研究、油田動態分析中的壹項十分重要的手段。
中國海油的油藏數值模擬研究起步於20世紀80年代初。為了盡快縮短這項技術與國際先進水平的差距，當時從美國巖心公司引進3套大型油藏模擬軟件（黑油模型軟件、組分模型軟件、裂縫模型軟件），購置了計算機設備，用於埕北油田、渤中34-2/4油田、渤中28-1油田、潿洲10-3油田、惠州21-1油田的油藏工程研究。80年代後期，利用世界銀行貸款和中國海油出資從美國SSI公司引進compⅡ、Ⅲ、Ⅳ模型軟件，並裝備了VAX8650型計算機，用於錦州20-2凝析氣田總體開發方案及射孔方案的編制、渤中28-1油田生產歷史擬合、流花11-1油田、綏中36-1油田試驗區、錦州9-3油田方案編制。
必須指出的是，由於不同時期應用的模擬軟件及計算機設備的差別，研究成果的精度有較大的差別。
就以模型網格設計來看，它要求與油藏地質模式、油藏類型相符合，又必須與所使用的計算機運算能力相適應。以埕北油田為例，在80年代初編制A、B平臺射孔方案時，由於計算機內存較小、運算速度較慢，因此模擬網格設置較粗。該油田面積雖不大，但水體即為油藏含油面積的100多倍，而且已鉆完54口開發井，油層分為上、下互相連通的5個不同滲透性小層，受計算機能力的限制，在設置全體油藏模型網格時不得不將縱向上5個層合並為2層，采用的網格數僅為1344個。同是這個油田，90年代初在研究油田註水可行性、生產預測時在縱向上就采用了5個層，全體油藏模型的網格數為4485個，使節點數增加了3倍，為較高精度油藏數值模擬創造了條件。
90年代中後期，又從SSI公司引進WORKBENCH、從GeoQuest公司引進Eclipse模型軟件。通過每年支付壹定數額維護費方式從軟件公司及時獲得最新軟件版本，保證模擬軟件的先進性。在充分利用取得的三維地震資料、巖心描述和測井數據，通過對油藏精細描述，弄清了油田儲集層分布及變化、孔隙結構、油水分布規律，建立了油田地質模型、油藏模型這樣壹個完整的模擬體系。這項技術應用於綏中36-1油田試驗區可采儲量標定、秦皇島32-6油田開發方案編制、流花11-1油田動態分析中。例如在綏中36-1油田試驗區可采儲量標定時，采用Eclipse模型軟件，按照試驗區實際情況建立油藏模型網格節點就多達28244個，秦皇島32-6油田總體開發方案編制時所采用模型網格節點數高達188160個，流花11-1油田在動態歷史擬合及生產預測時采用Eclipse模型軟件，使預測結果更加接近油田的實際生產指標。
總之，應用最新油藏數值模擬軟件以及計算機功能的增強，為高精度油藏數值模擬創造了必要條件。
海上油氣田的開發實踐充分表明，油藏數值模擬技術不僅在油氣田評價和總體開發方案編制階段是必不可少的，而且在方案實施進程中、開采過程中的動態分析、調整措施確定、註水方案制定、生產前景預測以及可采儲量研究中也十分重要。
壹、編制油田開發方案和射孔方案
（壹）建立與地質模式相適應的油藏模型
埕北油田是我國在海上第壹個與外國石油公司合作開發的油田。該油田位於渤海灣西部海域，於1972年由中方發現，探明石油地質儲量2084×104t，是壹個具有氣頂和邊水的構造
層狀油藏。1977年底至1981年10月，油田經過歷時4年的試采，查明了油田驅動類型、邊水能量及油氣水性質等，為編制油田開發方案積累了重要數據。
1980年5月與日中石油開發株式會社簽訂合作開發埕北油田的合同，中、日雙方合作進行以油田地質、油藏數值模擬為主要內容的綜合研究。油藏數值模擬研究包括下列內容：①模型建立；②油藏模型建成後，輸入各種網格參數和油水、油氣界面數據，模型自動計算地質儲量；③模擬限制條件和不確定因素敏感性分析；④油藏模擬生產歷史擬合，通過全體模型模擬試采階段生產歷史和生產預測；⑤利用單井徑向模型進行油井底水錐進研究。
在此基礎上編制油田開發方案，方案預測油田以年產47×104t穩產2年，采油速度2.3%，開采15年（至2000年）累積產油418.8×104t，采出程度20.1%，綜合含水87.5%。油田自1985年9月、1987年1月（B、A平臺）投產以來，在沒有進行大的方案調整情況下，截至1996年油田已累積產油429×104t，采出程度20.6%，綜合含水81.2%，提前4年實現方案預計15年的生產指標（圖9-30）。
圖9-30 埕北油田方案設計與開發實施年產油量對比圖
油藏模擬技術在埕北油田方案編制中的成功應用進壹步表明建立壹個與地質模式相適應的油藏模型是非常關鍵的。
（二）充分利用延長測試信息編制油田總體開發方案
流花11-1油田是由中國海油與美國阿莫科東方石油公司合作開發的壹個大型生物礁油田，油田屬於生物礁圈閉塊狀底水油藏，探明石油地質儲量15378×104t，全油田探明加控制地質儲量達24015×104t。
編制總體開發方案前，為確定油藏開采特征和對不同工藝技術的適應性，在礁體不同部位布置1口直井（流花11-1-3井）、1口大角度斜井（流花11-1-5井）及1口水平井（流花11-1-6井），並對上述3口井分別進行了累積生產天數48天、57天及116天的測試（延長地層測試——EDST），取得較為準確豐富的資料，加深了對該油田儲層特征、油藏類型、流體性質、油井產能及主要影響因素的認識，揭露了油田開發中必然出現的基本矛盾。
油藏數值模擬采用comp軟件，全油藏模型網格總節點數17160個。應用新建全油藏模型擬合了流花11-1-5井和流花11-1-6井的EDST歷史，並用於預測全油田開發指標。最後提交的油田推薦方案也是用流花11-1-6井EDST歷史擬合成果驗證修改後完成的（圖9-31）。
圖9-31 流花11-1油田實際生產指標與總體開發方案對比
開發方案於1993年3月獲政府主管部門批準，1994年10月開始鉆井作業，1996年3月29日（首批12口井）投產，至1997年底水平井總數達到24口，高峰年產油量247.52×104m3，年采油速度2.54%。經過近3年的油田開發實踐，加深了對大型礁灰巖塊狀底水油藏的認識，在此基礎上應用三維地震資料解釋成果修改了油藏地質模式，采用Eclipse軟件進行數值模擬研究，並通過動態歷史擬合和生產預測，使預測結果更接近實際的開發指標（表9-1）。
表9-1 方案預測與實際產量對比表
實踐表明，建立壹個與油田地質相適應的油藏地質模型，充分利用評價井的EDST歷史擬合成果，對編制油田總體開發方案是十分重要的。
（三）優化開發方案，提高油田開發的經濟效益
錦州9-3油田是中國海油1988年在遼東灣北部海域發現的壹個中等規模重油油田，石油地質儲量為3080×104t,1991年11月完成了油藏評價、油藏數值模擬及總體開發方案的編制，1992年1月方案獲政府主管部門批準。總體開發方案***設計平臺3座，開發井68口，采用反九點註水開發，預測15年累積采油604×104m3，油田綜合含水94.2%，采出程度18.5%。經過多次工程概算和工程經濟評價，都由於平臺及開發井數過多、工程投資大、效益差，開發方案不能投入實施。
圍繞錦州9-3油田能否高效開發，1992～1996年公司進行多輪滾動分析，尤其是1995年在構造高部位鉆的評價井錦州9-3-8D井，進行了歷時40天的延長測試，發現並證實具有較高產能的3套氣層及2套油層。氣層測試日產氣13×104m3。新增天然氣地質儲量2.68× 108m3，解決了油田開發中氣資源緊張的問題。錦州9-3-8D井的測試結果證實提高單井產能成為可能。在此基礎上重新建立地質模型和油藏數值模擬計算，最終確定了第三次優化後的開發方案。總體開發方案和優化方案在編制的過程中對井網、井距、井數、采油速度及產能進行了敏感性分析和詳細論證，對比方案中包括了各種不確定因素和可能引起的變化。通過38個方案數值模擬研究，最終確定出推薦方案（表9-2）。優化後的推薦方案與總體開發方案比較，平臺數由3個減為2個，總井數由68口減為44口，單井產能由40～60m3/d增加到60～80m3/d，累積產油量由604×104m3增加到706.9×104m3，因此大大增強了開發效果。1997年11月開發井鉆井工作正式啟動。
表9-2 錦州9-3油田歷次方案指標對比表
（四）確定油井最佳射孔位置
1．埕北油田
1985年，為配合埕北油田B平臺射孔方案編制，選擇通過油田內部的4條剖面進行剖面模型的數值模擬研究。找尋位於油田不同部位油井的生產動態特征、不同射孔井段與氣侵和水淹之間的關系，提出適用於全油田的最佳射孔井段及合理射開程度，保證開發方案設計的單井產能，保護氣頂區壓力、減緩氣竄、防止底水錐進和沿高滲透層突進的最佳射孔原則。
模擬工作首先通過調整地層參數擬合在剖面上的3口試采井的生產動態（含水率、氣油比及地層壓力），然後通過4條剖面所設置的不同方案進行模擬計算。油藏剖面模型網格構成見圖9-32。
圖9-32 油藏剖面模型網格構成圖
最終確定的最佳射孔原則為：純油區油井油層全部射開；鄰近氣頂的井，油氣界面以下5m；氣頂區的井，油氣界面以下8～10m；鄰近過渡帶的井，避射底部高滲透層；油水過渡帶的井，油水界面以上6～7m。
埕北油田投產後以年產油量40×104t連續穩產5年，油田開采14年綜合含水84%，累積產油486.18×104t，采出程度23.3%。事實證明數值模擬研究所確定的射孔原則是合理的。
2．錦州20-2凝析氣田
錦州20-2凝析氣田中高點，是由不同層位和不同巖性組合構成的具底油、底水的塊狀凝析氣藏。為了防止或減少氣井生產時底油的錐進，在編制射孔方案時應用CompⅣ模型及部分雙孔、雙滲單井徑向模型，通過輸入擬合井DST測試產量、井底壓力隨時間變化的資料，調整氣層參數使壓力隨時間變化的實測值與計算值相吻合，以此來確定不同層位地層的垂直和水平滲透率以及裂縫的高度。在此基礎上預測氣井的生產動態和氣井生產時底油、底水錐進的狀況。最後確定氣井最佳射孔位置。
錦州20-2凝析氣田投產10年來每年以3.5×108m3左右的氣量穩定向下遊供氣，事實表明總體開發方案和射孔方案是合理的。
二、貫穿油氣田開采全過程的模擬跟蹤研究數值
（壹）及時調整油田開發技術政策
流花11-1油田1996年3月陸續投入開采，至1997年底時年產油量245.39×104m3，采油速度2.5%。此時油井生產動態反映的特點是有近30%的油井含水上升速度快，有46%的油井含水上升速度較快。
油田動態分析時除了應用在油田範圍內重新完成的118.8km2三維地震資料及高分辨率處理、解釋成果外，結合流花11-1-5井數值模擬生產歷史擬合結果，驗證油藏所謂的相對致密層段。驗證結果表明，致密層段平均滲透率都不低於10×10-3μm3，而且垂向滲透率等於或大於水平滲透率，在生產壓差較大時起不到有效遮擋底水錐進的作用。
采用Eclipse軟件進行動態歷史擬合和生產預測，該油田開采到2010年累積產油量1249.2×104m3（較ODP方案預測減少了271.2×104m3）。在新壹輪數值模擬預測的基礎上確定油田開采技術政策：努力做好設備維修保養，保證有較高的開井率和綜合時率，以側鉆為主要措施，做好提液、堵水作業，控制含水上升和減緩油量遞減速度，以改善開發效果和經濟效益。
實施此項油田開采技術政策後獲得了較好的穩油控水的效果。
（二）確定註水技術政策，提高水驅效果
綏中36-1油田生產試驗區自投產以來，每年都以2%左右的開采速度進行生產，至1995年底部分地區地層壓力已處於飽和壓力點附近，按照試驗區方案要求油田應轉入註水開采。為此開展了關於水驅油模型的數值模擬和相關問題敏感性研究。
根據綏中36-1油田儲集層具有明顯反韻律弱親水的特征，建立了壹個相應的反韻律數值機理模型。為了便於反韻律與正韻律儲層在油田開采過程中的差異對比，同時也建立了壹個正韻律數值機理模型。兩種模型的采出程度明顯不同，反韻律儲集層其采出程度要較正韻律儲集層高3.5%。
另外建立了以A8井組為代表的井組數值模型，通過該井組模型進行了與註水相關的分析、研究：①註水速度與註采效果；②流體性質與采收率；③不同註水時機與采收率；④合註合采及分註合采對采收率的影響。
井組模型模擬結果得出主要結論：①低、中含水期不同註水速度下，含水與采出程度雖有些差別，但當含水98%以後，不同註水速度下其最終采收率基本相同；②相同註入倍數下原油黏度小的模型驅油效率高，黏度大的模型驅油效率明顯降低；③當地層壓力降至飽和壓力處轉註較合理；④分註合采可減少層間幹擾、提高采收率。
據此結論，確定綏中36-1油田試驗區註水階段開發技術政策為“利用天然能量，保護氣頂能量；油田全面轉註、提高地層壓力；實施分層配註、調剖解堵相結合”。1996年試驗區按此技術政策轉入註水開發，水驅效果較好。
（三）跟蹤油田生產動態，分析高速開采對采收率的影響
根據1994年的統計，珠江口盆地已投產的砂巖底水油藏都以年平均4.5%～8.5%的采油速度開采。究竟這種高速開采對油田最終采收率有無不利影響？為了回答這壹問題，通過投產油田生產情況，結合各項地質資料進行新壹輪單井生產動態歷史擬合和壹系列采油速度敏感性分析。
例如，對惠州26-1油田（M-10層）進行了從1991年11月～1994年9月間生產歷史擬合及采油速度與含水變化等的敏感性分析，並對油藏中無低滲透夾層的惠州26-1-8井和有泥質夾層的惠州26-1-22井進行采油速度相關的敏感性分析，分析結果表明高速開采對含水上升無太大影響。另外對惠州21-1油田（2970層）自1990年11月～1994年3月的生產歷史擬合和敏感性分析的結論是，高速開采對含水上升規律和最終采油量並無大影響。
研究結果表明，對珠江口盆地砂巖底水油藏高速開采並不會降低這類油藏的最終采收率，相反還能提高油藏中低滲透層段儲量動用程度。高速開采將帶來的直接效益是提前回收投資。
惠州油田群、西江油田群以及陸豐13-1油田等生產實踐，也證實了以上結論是正確的。
（四）適時進行可采儲量標定，搞清油田剩余可采儲量
綏中36-1油田生產試驗區至1999年初已投產5年多，準確標定油田可采儲量對指導油田今後的開發是十分必要的。為此在可采儲量標定中采用水驅曲線法、經驗公式法、相似油田類比法以外，主要運用油藏數值模擬方法，因為此種方法預測時考慮的因素比較全面系統，同時又擬合了試驗區5年多生產歷史，其預測結果比較切合實際。在具體進行可采儲量標定預測中又從技術采收率、經濟采收率和海上平臺壽命的采收率等各個方面預測可采儲量（表9-3）。
表9-3 緩中36-1油田已開發區可采儲量匯總表
技術采收率：包括應用理論公式計算、試驗區實際及油藏數值模擬等計算方法所求得的彈性采收率、溶解氣驅采收率和註水開發采收率。
經濟采收率：根據1998年原油價格和油田生產操作費所確定的盈虧平衡點的年產量，通過油藏數值模擬計算，求得達到盈虧平衡點生產年限及產量。
平臺壽命采收率：按平臺設備設計壽命20年，預測試驗區可采儲量及采收率。
考慮到綏中36-l油田二期工程陸續投產，油田將進入總體開發階段，屆時試驗區和“J”區將借用總體開發的設施，生產操作費將會降低，達到盈虧平衡點的生產年限可以延長，加上實施註采井網調整、註水井調剖、生產井堵水等技術措施，采收率會有所提高，故推薦已開發可采儲量為2436.8×104t，采收率為24.5%。
（五）通過氣田生產歷史擬合核實氣田儲量
1997年使用從SSI引進的CompⅢ全組分軟件，根據1995年重新處理並解釋的地震解釋成果及地質研究結果建立的新的地質模型，對錦州20-2凝析氣田中、南兩高點上采氣井5年的開采歷史進了生產歷史擬合，在各項敏感性分析的基礎上進行氣田儲量擬合計算，數值模擬結果全氣田地質儲量為125.27×108m3。這壹結果基本與1987年向國家儲委申報並經審批後的氣田地質儲量壹致，兩者僅差1.76×108m3，相差1.4%（表9-4）。
表9-4 錦州20-2凝析氣田南、中高點數值模擬與審批儲量對比表
錦州20-2凝析氣田氣資源的動態核實結果，為制定今後凝析氣田開采方案提供了可靠的資料依據。