一、 关于“油藏数值模拟技术” （一）基本概念及作用
（二）数据准备
（三）模型初始化
（四）生产史拟合
（五）生产动态预测
二、油藏数值模拟的主流软件系统简介
三、油藏数值模拟技术的进展及发展方向
（一）进展
（二）发展方向
一、 关于“油藏数值模拟技术” 油藏数值模拟技术是一门将油田开发重大决策纳入严格科学轨道的关键技术。从油田投产开始，无论是单井动态，还是整个油田动态，都要进行监测与控制。油藏数值模拟是油田开发最优决策的有效工具。
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油藏数值模拟技术从20世纪50年代开始研究至今，已发展成为一项较为成熟的技术，在油气藏特征研究、油气田开发方案的编制和确定、油气田开采中生产措施的调整和优化以及提高油气藏采收率方面，已逐渐成为一种不可欠缺的主要研究手段。油藏数值模拟技术经过几十年的研究有了大的改进，越来越接近油气田开发和生产的实际情况。油藏数值模拟技术随着在油气田开发和生产中的不断应用，并根据油藏工程研究和油藏工程师的需求，不断向高层次和多学科结合发展，将得到不断的发展和完善。
（一）基本概念及作用
（1）基本概念
油藏数值模拟：从地下流体渗流过程中的本质特征出发，建立描述渗流过程基本物理现象、并能描述油藏边界条件和原始状况的数学模型，借助计算机计算求解渗流数学模型，结合油藏地质学、油藏工程学重现油田开发的实际过程，用来解决实际问题。
油藏数学模型的分类，一般有四种方法：
1)按流体中相的数目，划分为：单相流模型、两相流模型、三相流模型。
2)按空间维数，划分为：零维模型、一维模型、二维模型、三维模型。
3)按油藏特性类型，划分为：气藏模型、黑油模型、组分模型。气藏模型按其组分的贫富，可以用黑油数值模型模拟，也可以用组分类型的数值模拟模型模拟。所以，气藏模型也可以划进黑油或组分模型。故数学模型一般分为黑油型和组分型两类模型。
4)按油藏结构特点、开采过程特征，分类为：裂缝模型、热采模型、化学驱模型、混
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相驱模型、聚合物驱模型等。
其中：
数学模型：通过一组方程组，在一定假设条件下，描述油藏真实的物理过程。
黑油模型：描述油、气、水三相同时存在的油藏数学模型，一般认为，只有天然气可以溶于油中或从油中分离出来，油和水及气和水之间不发生质量交换。
组分模型：描述油藏内碳氢化合物化学组分的数学模型。
（2）油藏数值模拟技术的主要内容
油藏数值模拟技术的主要内容包括以下四部分：
第一部分：建立数学模型，也就是要建立一套描述油藏渗流的偏微分方程组
解此方程组，还要有相应的辅助方程、初始条件和边界条件。
第二部分：建立数值模型。需要三个过程：首先，通过离散化，将偏微分方程组转换成有限差分方程组；然后，将其非线性系数项线性化，从而得到线性代数方程组；再通过线性方程组解法，求得所需求的未知量(压力、饱和度、温度、组分等)的分布及变化。
第三部分：建立计算机模型，也就是将各种数学模型的计算方法编制成计算机程序，以便用计算机进行计算，得到所需要的各种结果。
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第四部分：油藏数值模拟应用研究。有了计算机模型后，下一步就是对实际研究对象，根据不同的研究目的进行模拟计算。
简单地说，油藏模拟就是把油藏在三维的空间里分为许多离散的单元，并且模拟油藏及流体在空间及一系列离散的时间步里的发展变化。与物质平衡方法一样的是，系统遵循物质守横原理。
建立油藏模拟软件，一般需要基于流体渗流力学原理等，如：
1）质量守恒原理
2）能量守恒原理
3）运动方程（达西定律）
4）状态方程
5）辅助方程（如饱和度方程，毛管力方程等）
（3）油藏数值模拟的作用
油藏模型分黑油模型和组分模型。它在石油工业中有着广泛的应用领域，可解决油田开发中的许多问题。由于模型不同，则侧重面不相同。现以黑油模型为例，阐述油藏数值模拟的用途。
A、模拟初期开发方案。
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1)实施方案的可行性评价。
2)选择井网、开发层系、井数和井位。
3)选择注水方式。
4)对比不同的产量效果。
5)对油藏和流体性质的敏感性进行研究。
B、对已开发油田的历史进行模拟。
1)确定产液量和生产周期。
2)确定油藏和流体特性，拟合全油田和单井的压力、含水率(气油比)等历史动态。
3)指出问题及潜力所在区域。
C、动态预测。
动态预测包括枯竭开采、注水开发、钻加密井等，首先要确定限定条件，比如：生产井最大采出量和注水井最小注水量、最小井口压力、井底流压或生产井最大压降、注入井最大井底压力。根据预测情况来确定最佳方案，以达到最大采收率。
1)评价提高采收率的方法。
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①一次采油；
②注水；
③注气。
④注聚合物；
⑤注表面活性剂；
⑥注C02和其他混相驱；
⑦注蒸汽；
⑧火烧；
⑨几种方法的混合。
2)研究较高的剩余油饱和度分布。
①研究剩余油饱和度的分布范围和类型；
②单井进行调正，改变液流方向，改变注采井别③扩大水驱油波及系数；
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改变注水层位；
④回答油田开发中所遇到的问题并提出解决问题的方法
3)评价潜力和提高采收率的方向。
①确定井位、加密井的位置；
②确定产量、开采方式； ，
③确定地面和井的设备；
④各种调整开发方案指标对比及经济评价。
D、专题和机理问题的研究。 ．
1)对比注水、注气和天然枯竭开采动态；
2)研究各种注水方式的效果；
3)研究井距、井网对油藏动态的影响；
4)研究不同开发层系对油藏动态的影响；
5)研究不同开发方案的各种指标； ，
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6)研究单井产量对采收率的影响；
7)研究注水速度对产油量和采收率的影响；
8)研究油藏平面性质和层间非均质性对油藏动态的影响；
9)验证油藏的面积和地质储量；
10)检验油藏数据；
(二)数据准备
（1）数模所需的数据类型
1)网格数据。
网格数据包括网格步长、油藏顶面海拔、每个油层的总厚度、有效厚度、渗透率、孔隙度、初始饱和度、初始压力和岩石类型，除网格步长、岩石类型和初始压力外，其他数据都来自测井解释，不同的岩石类型提供不同的相对渗透率和毛管压力数据。
2)表格数据。
包括油气pVT数据表(来自高压物性分析)；水和岩石性质(也可借用标准参考值)；油水相对渗透率曲线也来自室内实验；毛管压力曲线来自室内的岩心实验；井筒流动数据来自井筒参数计算。
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对于一个黑油油藏，pVT数据是非常重要的。pVT数据是由地层体积系数、溶解油气比和粘度作为压力的函数表所组成的。
各项表格数据可以不止一组，关键是变量与自变量之间的关系要光滑。
3)动态数据。
动态数据是一切与时间有关的数据，包括：
完井数据：射孔、补孔、压裂、堵水、解堵日期、层位、井指数等。
生产数据：平均日产油、日产水、日产气、平均气油比和含水比等。
压力数据：井底流压、井网格压力等。
还有累积时间和输出控制等参数。
4)其他参数。
这些参数包括算法选择和使用，输入输出控制，油水井约束界限，油井的定压、定产参数等。
模型中油井数据是由产量、井底压力和附加于每口井的约束条件所组成的，如果规定油井产量，则产水量和产气量将根据井节点的相对渗透率曲线算出，如果规定了井底压力，那么产量可以根据所维持的压力来计算。
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（2）数据准备要点
1)建立网格参数场。
各大数值模拟软件(如：WorkBench、DESKTOP—VIP、CMG等)都有前后处理软件，可用它们自身的前处理模块建立各种油藏性质的网格参数场，也可以用油藏描述结果来建立网格参数场。如何用这两种方式来建立网格参数场，将在后面详细介绍。但无论用哪种方式，首先都要建立合理的网格系统，建立网格系统。建立网格必须考虑以下几个方面的问题：
①选择合理的网格系统。
在前面已叙述了网格的发展状况。如何选择网格系统，一是要根据实际油藏的几何形态和地质特征，如果油藏的几何形态和地质结构都很复杂，则选用垂直平分网格；如果油藏的几何形态和地质特征都很简单，则选用直角坐标。二是要根据研究的问题及目的，对于大的油藏模拟问题，仅仅在油藏中饱和度或压力变化剧烈的区域需要细网格，使用标准的均匀网格将导致油藏某些部位不希望出现的小网格，在这种情况下，使用局部网格加密；对于研究锥进问题或井周围要获得精确计算等，可用局部网格加密，也可用混合网格。
②网格定向。
网格的边界要与天然的非流动边界相符合；应包含有效的井位；考虑液体流动的主要方向和油藏内的天然势能梯度；考虑油藏性质的方向；尽量减少死网格节点数。
③网格尺寸。
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选择网格尺寸，要根据实际模拟对象、目的及本单位计算机的情况而定。若只是进行一些机理性研究，可选择较大尺寸的网格；若要作精细油藏数值模拟，提供加密井井位等研究时，就要用较小的网格尺寸，尤其是加密井周围，要用较小的网格；若要作非常大的油藏数值模拟研究，考虑到计算机的内存及计算速度，一般用较粗的网格。
2)建立网格属性参数场。通过内插得到属性数据
根据各小层在参数井点处的属性参数值，内插出各节点处的属性值(如孔隙度、渗透率、油藏顶部深度、有效厚度、砂岩厚度、初始饱和度、初始压力等)，插值方式有最近井插值、确定性距离反比加权平均插值、统计性加权平均插值、克利金插值等。
3)建立表格数据。
用油藏数值模拟软件的前处理模型建立各种表格数据(如平衡区、相对渗透率、毛管压力、油气水的高压物性、输出区域等)
4)建立动态模型。
可用数模软件的前处理模型或手工编辑等方式建立动态模型，如Eclipse软件可用Schedule软件建立动态模型；WorkBench软件可用“生产数据分析”软件建立动态模型；DESKTOP—VIP软件用Prexec建立动态模型。网格数据、表格数据和动态模型就构成了模拟模型。
（三）模型初始化
在这一阶段，主要是对输入数据进行检查，并对油藏储量进行拟合，其步骤是：
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1.软件依次读入及处理各部分数据。在开始读入下部分内容前，必须对本部分各种数据进行一致性检查。只有最后一部分例外，因为该部分数据是时间相关的，因此，总体上初始化时并不读入与处理。
2.软件开始运行的第一个任务是为输入的数据分配内存。
3.处理模拟网格的几何情况及属性，得到更利于流动计算的三维空隙体积、传导率、单元中部深度及可产生流动的网格间的连接。
4.在初始化时，计算油藏每一层的静压力剃度，并给每一个网格赋每一相的饱和度值。
5.储量拟合。
（四）生产史拟合
用已知的地质、流体性质和特殊岩心分析资料和实测的生产历史(产量或井底压力随时间变化)，输入计算机程序中，将计算结果与实际观测和测定的开发指标(油层压力和综合含水率等)相比较。若发现两者间有相当大的差异，则说明所用的资料与实际油田资料差异很大，逐步修改输入数据，使计算结果与实测结果一致。
(1) 基本概念。
所谓历史拟合，就是用已有的油藏参数(如渗透率、有效厚度、孔隙度、饱和度等)去计算油田的开发历史，并将计算的开发指标(如压力、产量、含水率等).
与油田开发实际动态相对比。若计算结果与实测不一致，则说明对油田的认识还不清
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楚，输人参数与地下情况不符，必须作适当调整，修改后再进行计算，直到计算结果与实际动态相吻合或在允许的误差范围内为止。通过历史拟合，可以比较客观地认识油田的过去和现状，为开发动态预测打下基础。
(2)历史拟合的步骤。
历史拟合是个复杂的、消耗人力和机时的工作，如不遵循一定步骤，可能陷入难以解脱的矛盾之中。一般认为，同时拟合全区和单井的压力、含水和气油比是没有希望的。必须将历史拟合过程分解为相对比较容易处理的步骤。历史拟合采取以下五个步骤：
1)确定模型参数的可调范围，
2)对模型参数全面检查，
3)全区和单井压力拟合，
4)全区和单井饱和度拟合，
5)单井生产指数拟合。
(3)确定模型参数的可调范围。
在历史拟合过程中，由于模型参数数量多，可调的自由度很大，而实际油藏动态数据的种类和数量有限，不能够惟一确定油藏模拟模型的参数。为了避免或减少修改参数的随意性，在历史拟合开始时，必须确定模型参数的可调范围，使模型参数的修改在合理的、可接受的范围内，这是历史拟合的原则。
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确定参数的可调范围是一项重要而细致的工作，需要工程师和地质师共同努力，需要收集和分析一切可以利用的资料。首先分清哪些参数是确定的，即准确可靠的，哪些参数是不确定的，即不准确、不可靠的，然后根据情况，确定可调范围。确定的参数一般不允许修改，或只允许少量修改，不定的参数则允许修改，或在较大范围内修改。
1)孔隙度。如果油层大量岩心分析资料表明，油层部分孔隙度在19％到2％之间，平均为±20％，变化范围不大。则把孔隙度视为确定参数，不做修改，或允许改动范围在±3％。
2)渗透率。渗透度在任何油田都是不定参数。这不仅是由于测井解释的渗透率值和岩心分析值误差较大，而且根据渗透率的特点，井间的渗透率分布也是不确定的。因此对渗透率的修改，允许范围较大，可放大或缩小2～3倍或更多。
3)岩石与液体的压缩系数。液体的压缩系数是实验测定的，变化范围很小，认为是确定的。而岩石的压缩系数虽然也是实验室测定的，但受岩石内饱和液体和应力状态的影响，有一定变化范围，而且与有效厚度相连的非有效部分，也有一定孔隙和流体在内，在开发过程中也起一定弹性作用。考虑这部分影响，允许岩石的压缩系数可以扩大一倍。
4)初始流体饱和度和初始压力。和通常做法一样，认为是确定参数。必要时允许小范围内修改。
5)相对渗透率曲线。由于油藏模拟模型的网格粗，网格内部存在严重非均质，其影响不可忽视，这与均质岩心的情况不同。因此相对渗透率曲线应看作是不定参数。在拟曲线的研究中，给出了较好的初始值，但仍允许做适当修改。
6)油气的PVT性质。视为确定参数。
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7)油水界面，在资料不多的情况下，允许在一定范围内修改。
(4)模型的数据检查。
油藏模拟模型的数据很多，也许会有几万至十几万个数据，出现错误的可能性大，甚至是不可避免的。在正式进行历史拟合之前，对模型数据进行全面检查是十分必要的。
数据检查包括模拟器自动检查和人工检查两个方面，缺一不可。
模拟器自动检查包括：
1)各项参数上下界面的检查， 如：
①检查原始地质储量并跟容积计算进行比较；
②检查所有原始油藏的性质和输人数据。
发现某一参数超过界限，打出错误信息。
2)平衡检查。在全部模型井的产率(或注入率)都指定为零的情况下，进行一次模拟计算，模拟的时间应大于或等于油藏已经开发的时间(或历史拟合的时间)加上动态预测的时间。经过这么长时间的模拟，油藏状态参数(压力场和饱和度场)应该没有任何明显变化。这与油藏初始状态参数应是稳定状态的假定是一致的。如果发现状态变量发生了明显变化，则表明模拟参数有了问题。这是不允许的。
模拟器的自动检查是重要的，可以减少人工检查的工作量，但是不能代替人工检查。
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它不能发现所有的错误。人工检查可以把全部参数打印出来，进行肉眼检查，与原始数据核对。也可以用一些可视化软件将参数绘成网格块状图、等值线、曲线等进行检查。
(5)压力拟合。
压力拟合分两步，首先是拟合全区压力，然后拟合单井压力。
1)全区压力拟合方法。
①修改岩石压缩系数、孔隙度、厚度参数，增加或减少压力异常带的储量。改变孔隙度声值，可以改变地质储量。如果油藏压力水平过高，则往往表示油藏地质储量过高，此时若减少孔隙度，就可降低地质储量，而使压力水平降低；如果油藏压力水平过低，则相反，相应增加孔隙度值。
改变油层厚度、原油饱和度或压缩系数，也可改变地质储量。以上几个参数可以同时进行修改，若降低高压带的压力，则同时把上述几个参数减小，若增加低压带的压力，则同时把上述几个参数增加。
②修改渗透率值，改变流体流动方向，从而改变油层压力。
改变渗透率可以使流体从高压带向低压带流动，这样，可以改变压力异常区，改变水区渗透率，也可以改变水区附近的压力异常带的压力。
一般采用对低压带增加渗透率，对与低压带相连的水体增加水区渗透率或增加水体体积。
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③检查原始地层压力梯度、原油体积系数、脱气油密度，校正地层压力水平。
原始地层压力与深度关系的准确性直接影响整个地层压力的水平。如果油藏压力水平普遍偏高或偏低，首先要检查输入的基准面深度和相应的油相压力，是否符合压力梯度关系如果不符，则需要修改。其次是从压力梯度数据中校核地下原油密度。压力梯度Dp／dD =(P2-P1)/(D2-D1),通过单位换算为地下原油密度，如果ρo有误差，则需要修改。第三,是检查原油的体积系数。检查地面脱气原油的密度，如果不正确，则按B0=ρ地面/ρ地下，求出原油的体积系数，进行修改。
总之，先拟合压力水平，后拟合压力形式。
2)单井压力拟合方法。
全区压力拟合后，注意力转移到单井压力拟合上。单井压力拟合主要靠修改井局部地区的渗透率或方向渗透率。如果邻近的井都做了类似的修改，则井间地区的渗透率也随着做相应的修改。
以上两个步骤不是截然分开的，在进行全区压力拟合时，也考虑单井情况，附带做局部修改。
压力拟合中有时也使用虚拟井。虚拟井只有在遇到特殊困难，其他办法无效时才使用，这时应尽量查明工程上或地质上的原因。例如作为模拟模型的边界——断层可能不密封，模型内的流体可能向断层的另一侧漏失或从另一侧得到补充。这时就在断层附近设虚拟井反映这种影响。又如固井质量不好，可能有流体来自外层系，则在井网格内增设虚拟井。一般情况下，应尽量避免使用。因为虚拟井的未来动态不好估计，不利于动态预测。
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压力拟合时，同时要照顾到含水拟合的情况，有时可从含水拟合情况得到某些启示，助修改方向渗透率。
(6)饱和度拟合。
压力拟合达到满意的效果后，注意力转到饱和度拟合，即含水和气油比的拟合。油藏中流体饱和度的分布，影响井的注入量和产量，从而也影响油水比和气油比。
饱和度拟合也分全区和单井拟合两步。
1)全区饱和度拟合方法：
主要是修改拟相对渗透率(有时包括油水界面)。全区拟合基本满意后，再作单井拟合。
2)单井含水率拟合方法：
①调整相对渗透率数据。
如果使用实验室相对渗透率数据计算的结果提示含水比偏高，应从两个方面去检查：一个是输入实验室相对渗透率数据是否平滑，先平滑后，再运转模型。另外，用拟相对渗透率曲线代替实验室相对渗透率曲线，拟相对渗透率曲线可用Hearn方法计算或用J．R．KYTE等人的方法计算。如果拟合还有问题，可直接调整水的相对渗透率数据。
②调整毛管压力曲线。
拟合油田含水还需检查毛管压力曲线，改变束缚水饱和度，可改变初始含水饱和度分
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布。拟合时还应注意使用拟毛管压力曲线。
③在局部地区含水拟合相差较大，可调整渗透率
在调整局部地区含水时也有两种方法：一是改变含水区地质储量，调整这些地区的孔隙度、渗透率，即可改变含水饱和度；二是控制含水，对需要调整地区调整渗透率增加流动性，可不增加地质储量，或控制边水推进，减少与水区连通部位的渗透率或传导率值，也可达到控制含水上升的目的。
在这个阶段花费的时间可能要很长，在拟合含水饱和度(或拟合含气饱和度)的时候也可能出现油藏压力拟合的问题，所以还要兼顾油藏压力拟合。在上述压力和饱和度拟合基本完成后，拟合单井的流动压力。
(7)生产指数的拟合。
历史拟合的最后一步是单井生产指数拟合，即调整各个井的井指数，使模型计算的井底流压与井的实际流压相拟合。流压偏小，可增大采油指数；反之，可减小采油指数。生产指因为只有最后一个时间步的生产指数对预测有意工作。单井拟合的好坏，关系到模拟质量的高低，预测方案的成败，所以搞好油藏模拟除建立地质模型(包括参数处理)比较重要之外，最重要的是单井的历史拟合。一个模拟方案不搞历史拟合就无法检验模型的可信程度，而一个历史拟合的模拟方案只搞全区拟合，不搞单井拟合，就降低了模拟方案的可靠程度，这样的模拟也只是油田指标的概算，不能寻找剩余油饱和度的分布地区，也不能进行单井调正。
匡，即单井历史拟合的符合率占全油田油井总数的百分数。拟合率多少为合格?根据经
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验，在油田的主要开采地区的油井都应该做到拟合，或者从油田范围来讲，占全油田总油井75％以上的井拟合比较好，为合格。这个数字基本上能控制整个油、气藏的饱和度的变化。油井不可能做到100％井拟合上，如果是100％油井拟合，也可能是不真实的。个别井数据不准，地质情况特异，拟合有些相差是可以放弃的。
怎么叫拟合上了?在这方面没有一个严格的、科学的规定。一般根据现场资料的准确程度而定。比如：测地层压力的压力计误差0．5—1．0大气压，拟合标准就不能小于1．0大气压，气油比测定，有的矿场相差20％～30％，拟合标准要求过于严格，也就失去它的意义讳的是为了拟合而拟合，单井拟合的目的是为了修改油层参数，使模型参数通过动态数据修改，比较符合实际油、气藏的真实情况，就是比较准确描述地下油、气、水的分布。如果单纯调整井眼数据，比如搞井函数的特殊处理，其结果很快就会使油井全部拟合，曲线重叠远远好于上述所讲的拟合标准，误差极小。这种井函数的处理只是在井筒网格起作用，远离井筒的网格数据并没有什么改变，地下的饱和度仍然没有拟合上，所以这种拟合是不可取的。
（五）生产动态预测
在历史拟合的基础上，对未来的开发指标进行计算
应用油藏数值模拟技术决不是以再现油田开发历史为目的，油田的开发历史已成为过去。开发过程的不可逆性决定了再现开发历史只不过是为了加深对油藏现状的认识，总结以往的经验教训，确定剩余油分布规律等。而油藏数值模拟的主要任务是预测油田的未来，制定最佳开发方案或调整方案，获得最佳的效益。
新区和老区的方案预测有所不同。新区的方案预测主要是对开发方案的可行性评价、
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井网层系模式研究、开采方式、注水方式的选择，通过对比不同速度、不同井网模式、不同方式对开发方案的影响，提供合理的开发方案。老区的方案预测主要是在历史拟合的基础上，制定一些调整方案，通过预测计算，提供合理的调整方案。
(1)新区开发方案预测。
1)模拟初始压力和含水饱和度。
建立地质模型、核实储量，模拟地层压力分布，模拟原始含水饱和度分布。
2)开发指标预测。
利用天然能量开发预测，注水开发预测，不同井距、不同井网、不同层系、不同开采速度预测。
3)对比不同开发方案。
经济效果分析，不同方案敏感性分析，选择合理的开发方案。
(2)老区开发方案预测。
1)维持地层压力。
油藏工程师根据动态分析，制定产量预测的方案。在模拟预测阶段，注水井采用给定维持的地层压力，通过地层压力来控制和选择注入量。油井给定流压，调整产液水平，也可计算相应的地层压力，或者给定产液水平，调整流压，来维持地层压力。
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2)加密井或局部新井投产。 ，
根据方案部署新井，可以对比一次加密和局部加密投产的开发效果，新井的工作制度按地层条件，给定产液量，再限定一个合理流压，这样，新井按产液量生产，如果达不到产液量，则会按流压限制，产液量自动调整，这样会得到比较满意的预测效果。
3)单井调整。
油田调整除了对带有气顶的油藏注意油气界面的调整外，大部分注水开发的油田都是调整油井含水，如何调整油井见水、高含水，一般分为两类：
一类为不改变现有井(油田)开发方式，不钻新井的开发调整。
改善油、水井的水动力学特征(开采层段补孔、压裂、酸化、表面活性剂处理)，在模拟模型上主要是调整开采层的Kh值。
封堵油井高含水层，在模型上暂时关闭高含水层段。
改变工作制度，强采或周期性采油，在模型上也比较好解决，主要是增大生产压差或改间歇开采等。
改变注水井工作制度，调整液流方向，增加或限制注水，根据高含水层突进方向进行平面调整，这个过程在模拟中是比较困难的，要仔细分析油井的来水方向和层段(原因)，经多次调整、试算，反复改变注水井的工作制度，才能达到较好的效果。
对多油层实行细分，改变出油、出水剖面，如果不重新划分模型层的网格，在模拟计
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算中一般是比较容易实现的。
另一类是通过局部或全面的改变注水方式和钻新井(油、水井)调整油藏的开采过程。开发部署有重大改变，钻后备井。
通过钻新井和老井重新配产配注(老井转注等)，调整注水动态。
这个调整也含有前一类的调整，在老井单井调整的同时，要注意新井的动态
调整新井，新井与老井调整相一致。
4)采收率预测。
也要随时模拟预测不同开发方案的最终采收率，并结合一般常用的油藏工程计算采收率的方法进行对比，数值模拟模型能比较方便地模拟计算各种开发方案的采收率。但有一个问题值得讨论，就是最终采收率的含义如何确定，一般油藏工程师习惯使用油田综合含水98％时的采收率为最终采收率，实际上这个数值是比较理想化的，毫无意义，因为当油田生产低于开采经济极限时，这个油田长期高含水、低产能已毫无价值，所以预测油田最终采收率的含水界限，应采用经济分析求得油田最大的含水率，来对比不同开发方案的最终采收率。
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