油藏数值模拟

油藏数值模拟技术及应用

杨承林勘探开发科学研究院482315313721745389ychle@163.com1/18/20241主讲提纲：

第一节油藏数值模拟概述第二节油藏数值模拟基本原理第三节油藏地质模型的建立

第四节动态历史拟合方法

第五节动态预测及方案优化

第六节应用实例分析

1/18/20242第一节油藏数值模拟概述

一、油藏数值模拟的发展

油藏数值模拟是指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、油藏工程学通过计算机系统重现油田开发的实际过程，用来解决实际问题的一种技术和手段。1/18/20243年代主要技术成果最大网格结点数模拟器性能1950Aronofsky和Jenkins气体径向流模型交替方向隐式格式(ADI格式)少于100只能模拟小的二维模型，不能运行三维模型。一切必须简单：单相流体或者不可压缩两相流体、非常简单的几何形状。1960隐式压力显式饱和度(IMPES)计算方法上游加权数值弥散的控制强隐式(SIP)过程隐式计算模型对线性连续超松弛法解方程组进行矫正200建立了简单的三维三相黑油模型，可以模拟多井，井位可以任意设计，产量随时间变化。网格块尺寸可以变化，并且网格块可以被切除，或者从系统中消除。到60年代末，隐式计算方法得到发展，可以用来模拟油井锥进。1970Stone相对渗透率模型垂向平衡概念Tod—longstaff混相驱替计算两点上游加权D4直接求解方法全速度连续隐式方法拟函数变泡点黑油模型共扼梯度和正交极小化(ORTHOMIN)基于近似因式分解的迭代方法Peaceman油井产量、压力矫正对网格定向效果的九点法2000第一代组分模拟器诞生。计算速度的限制使得只能用大的网格块，数值弥散严重。同时，初期的模型比较脆弱。由于对提高采收率的强烈兴趣，对混相模型和化学驱的油藏模拟研究进行了很大努力。最后隐式计算方法的进步满足了非等温过程解的稳定性。油藏数值模拟各发展阶段技术指标对比

1/18/202441980代码矢量化嵌套隐式分解体积平衡公式Young一Stephenson公式自适应隐式方法约束余量局部网格加密角点几何地质统计定义域分解3300用户不再必须告知模拟器井位和如何生产。在预测阶段，油藏模拟器负责决策布井和生产。决定油井何时开始工作、何时钻新井、调整产量使其限制在分离器能力之内、保持油藏压力在希望的数值，并且分配生产气回注和气举。另一个发展是可以模拟裂缝性油藏。突破局部正方形网格连接的一般限定，使得可以模拟穿过断层的油层位移。最后，开始进行交互数据前处理和用户图形界面显示工作。1990代码并行化网格粗化Voronoi网格500000油藏模拟器更加易于使用。包括用户图形界面、数据集成方面的广泛尝试，以及自动网格生成软件包的发展。数值地质模型的应用，可以描述统计产生的精细参数，它的应用渐渐广泛。从大量的细化地质参数到油藏模拟大网格参数的粗化需要大量的工作。当前多相流线模型PEBI网格自动生成技术子波变换法异步并行技术旋转交错网格百万或千万以上水平井、分支井模拟技术。强大的前、后处理功能。自动拟合技术1/18/20245

二、油藏数值模拟的基本过程

确定研究目标动态预测选择研究方法建立地质模型数据检查及资料输入历史拟合数值模拟过程1/18/202461.确定研究目标 对于具体的研究过程可以综合考虑以下因素： （1）油藏的类型 （2）油藏的开发阶段 （3）提出的工程问题2.选择研究方法（模拟器）

影响研究方法选择的三个主要因素是： （1）能否找到针对研究问题的相应模拟器。 （2）针对具体油藏模拟问题，具备对选定的模拟器作某些修改的能力。 （3）研究所允许的时间、计算机、人力及经费的限制，即不允许突破规定的时间和成本的限制。

选用模型的基本原则是：在满足工程精度要求的条件下，以最短的时间、最少的人力和计算机费用选用最简单的数学模型和方法。1/18/202473.建立地质模型

网格模型的设计要受到模拟过程的类型、在非均质油藏中的流体运动的复杂性、选定的研究目标、油藏描述的精确程度以及允许的计算时间和成本预算等因素的影响。4.数据检查及资料输入5.历史拟合

是油藏模拟中至关重要的工作。因为一个油藏模型被建立起来以后，它是否完全反映油气藏实际，并未经过检验。只有利用将生产和注入的历史数据输入模型并运行模拟器，再将计算的结果与油气藏的实际动态相比，才能确定模型中采用的油气藏描述是否是有效的。若计算获得的动态数据与油藏实际动态数据差别甚远，就必须不断地调整输入模型的基本数据，直到由模拟器计算得到的动态与油藏生产的实际动态达到满意的拟合为止。由于历史拟合调整参数的目的是为了把真实油藏的描述搞得尽可能精确，所以，它是油藏模拟中不能缺少的重要步骤。1/18/202486.动态预测

获得了好的、可以接受的历史拟合后，就可利用该模型来预测油气藏未来的生产动态。预测的内容包括：原油、天然气和水的产量，气油比与油水比的动态，剩余油和剩余气的分布，油藏压力的变化动态，流体前缘位置，对井设备和修井的要求，区域采出程度，估计油气藏最终采收率等。预测的结果将作为油藏开发与管理决策的重要依据。这里所指出的是，动态预测的准确性，明显地取决于采用模型的正确性和油藏描述的准确性与完整性。因此，花一定的时间与精力对模拟的结果进行评估，判断它是否达到了预期的研究目的，是十分必要的。1/18/20249三、油藏数值模拟的主要模型油藏数学模型的分类，一般有四种方法：1/18/202410四、油藏数值模拟在油田开发中的主要作用

现以黑油模型为例，阐述油藏数值模拟的用途。

1.制定初期开发方案（1）实施方案的可行性评价。（2）优化油气藏开发和生产的最佳方案。（3）模拟并优化选择开发井网、开发层系、井数和井位。（4）模拟优化注水方式，判断不同注水类型的优劣。（5）对不同开采方式的开发效果进行评估。（6）对油藏和流体性质的敏感性进行评价。（7）估算出产量对油气开采量和经济效益的影响。1/18/202411四、油藏数值模拟在油田开发中的主要作用

现以黑油模型为例，阐述油藏数值模拟的用途。2.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）指出油田开采过程中存在的问题。（4）确定产出的油气来自油藏的哪些层位。（5）在计算机上重现油气藏的开采过程。

1/18/202412

3.动态预测

（1）评价提高采收率的方法

A.天然能量采油；

B.注水开发；

C.注气开采；

D.注聚合物采油；

E.注表面活性剂；

F.注CO2和其他混相驱；

G.注蒸汽；

H.火烧油层；

I.微生物采油；

K.二元、三元复合驱油；1/18/202413（2）研究剩余油饱和度分布

A.研究剩余油饱和度的分布范围和类型；

B.单井进行调正，改变液流方向，改变注采井别；

C.扩大水驱油波及系数，改变注水层位；

D.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

A.确定井位、加密井的位置；

B.确定产量、开采方式；

C.确定地面和井的设备；

D.各种调整开发方案指标对比及经济评价。1/18/202414

4.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；（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；（11）评价各种可能的EOR方案及其实施方法。

1/18/202415

五、当前常用的应用软件简介

1.DesktopVIP油藏数值模拟软件

DesktopVIP油藏数值模拟软件是美国兰德马克公司开发的并行模拟软件。并行油藏数值模拟是近年发展起来的新技术，既能处理大规模油藏数值模拟和超大规模油藏数值模拟，同时又能加快小规模油藏数值模拟的运算速度，使模拟更大、更快、更准确，缩短研究周期。

1/18/202416

五、当前常用的应用软件简介

1.DesktopVIP油藏数值模拟软件

DesktopVIP油藏数值模拟软件包括了多个模拟模块：（1）VIP-BLACKOIL——三维三相黑油模型（2）VIP-COMP——组份状态方程控制的组份模型（3）VIP-THERMTM——热采模型（4）VIP-POLYMER——聚合物驱模型（5）VIP-DUAL——裂缝模型1/18/202417

五、当前常用的应用软件简介1/18/202418包括11个模块：GEOLINKGRIDGENRPRCOREDT_PVTCURVEDPREXECARRAY3DVIEWPLOTVIEWVIP_COREVIP_EXEC前处理模块：后处理模块：主模块：1/18/202419各模块之间的关系：GEOLINKARRAYVIP_COREGRIDGENRPRCOREDT_PVTCURVEDPREXECVIP_EXECPLOTVIEW3DVIEW1/18/202420模块类模块名主要功能前处理Geolink三维可视化模型数据转换到模拟模型Gridgenr数据数字化输入、模型网格化Array网格属性插值计算Prexec为动态模型处理生产数据Dtpvt组分相态分析后处理3dview三维可视化观察模拟结果2dview二维可视化观察模拟结果Plotview模拟生产曲线分析Simout简化二维可视化／生产曲线主模型Vip-exec 黑油模型Vip-comp* 多组分模型VIP软件各模块的主要功能：1/18/202421GEOLINK是一种将地质、地层或地质统计模型转换成用于油藏模拟的成熟的3D工具。对非常详细的测井数据和地震数据进行重组，就能在不牺牲精度的情况下开发一种更简单的模型结构用于模拟。主要模块功能介绍：1/18/202422

GRIDGENR用以详细描述油藏的三维地质结构和油藏的性质，把油藏描述的数据编辑成主模型所需的格式，尤其是可以输入和编辑各种等值线图，如等深图、等厚图、井位构造图、孔、渗、饱等值图等。可以在打印机或绘图仪上输出图件。主要模块功能介绍：1/18/202423GRIDGENR能够对初始化油藏模型进行网格化、计算和观察，即把油藏模型细分成三维“网格块”供计算机进行模拟计算。能容易地进行局部网格加密定义，用于地质上模拟复杂特性的3D网格化，能粗化由GeoLink生成的3D地质模型，并在模拟之前用3DVIEW可视化你的结果。主要模块功能介绍：1/18/202424PREXEC一个收集和准备各种油藏生产数据的工具。可以：1）输入新的模拟数据或修改已有的模拟数据；2）从别的资源引入油水井生产数据；3）自动产生运行主模型所需的模拟记录文件；4）自动生成多个不同的模拟研究方案。主要模块功能介绍：1/18/202425VIP_CORE是VIP系列软件的初始化模块，用来计算模拟模块所需用到的油藏初始条件。主要模块功能介绍：VIP_EXEC是VIP系列软件的主模块，用来运行与时间有关的模拟计算，计算油藏压力和饱和度随时间和工作制度的变化。1/18/202426主要模块功能介绍：PLOTVIEW是一个绘图工具，根据VIP模拟结果绘制油井生产曲线，把结果与实际生产资料或其他方案对比。1/18/202427利用PLOTVIEW可以：1）观察模拟结果彩图，可在同一显示画面上迭合多条曲线，逐一对比；2）创建多画面，包括不同绘图数据组合；3）观察曲线内的单个数据点；4）控制绘图曲线（图头、图例、坐标等）的显示属性。主要模块功能介绍：1/18/2024283DVIEW是一个三维油藏可视化软件包，可将油藏模拟计算结果以三维视图形式呈现出来，具备缩放、拖拉、旋转、切割等功能，给油藏模拟人员和油藏工程师提供一个形象分析工具。主要模块功能介绍：1/18/202429可以解决以下问题：油藏地质模型的可视化——可以观察到地下流体的流动再现油藏及单井的开发历史定量研究剩余油分布规律、为剩余油的挖潜提供依据开发方案研究（开发井位部暑、注采井网、注水方式及采油方式研究等），开发方案指标预测与对比1/18/2024302.CMG

CMG是CanadaModelGroup（加拿大计算机模拟软件集团）的缩写，是全球最大的油藏数值模拟软件独立开发商，在全球45个国家拥有客户。该软件能完成油藏开发方案设计即开发方案概念设计、详细开发方案设计和开发方案调整等工作。 CMG软件包括以下功能模块：（1）地质建模（ModelBuilder）：主要通过测井解释成果、地震解释成果、储层地质及实验分析构造气藏三维地质模型，建立油藏网格属性。（2）三采模型（START）：用于聚合物驱油、二元复合驱、三元复合驱、凝胶驱油、可动凝胶驱油等数值模拟，START模块是CMG最主要的特色。（3）组分模型（GEM）：用于凝析气藏和稠油热采模拟。（4）黑油模型（IMEX）：用于油藏和一般气藏模拟计算。（5）相态计算模块（WinProp）：适用于相态转换计算。（6）后处理模块（包括ResultsGraph、Results3D、ResultsReport等模块）：可对模拟结果进行二维、三维动态显示，可直接出报告。1/18/202431

CMG的一些主要特征和功能为：（1）自适应隐式方法

（2）双孔/双渗（3）拟混相驱选项

（4）聚合物模型选项

（5）断层油藏选项

（6）井的全隐式处理

（7）矩阵求解方法

（8）局部网格加密

（9）尖灭层

（10）油藏初始化

（11）灵活的网格系统

（12）可变泡点

（13）水区模型

（14）输入/输出单位（15）可移植性

（16）绘图系统1/18/2024323.Eclipse模拟系统

Eclipse软件是斯伦贝谢公司开发的一套能与地质建模软件Petrel对接的油藏数值模拟软件，是一个并行化的可以模拟黑油、组分、热采等问题的成熟软件。Eclipse油藏数值模拟软件广泛开展了从油藏到气藏、从常规油田到特殊类型油气田、从常规模拟研究到特殊模拟研究等多方面的应用。

2003a包括如下模块：主模型:黑油、组份、热采、流线法，运行平台:EclipseOffice，前后处理：FloGrid、PVTi、SCAL、Schedule、SimOpt、VFPi、FloViz、WelTest200。

1/18/2024333.Eclipse模拟系统1/18/2024343.Eclipse模拟系统1/18/2024353.Eclipse模拟系统性能：

（1）能够模拟各种类型的油气藏，包括砂岩油气藏、裂缝性双孔双渗油气藏、凝析油气藏和低渗透油气藏。（2）能够模拟多种开采方式，包括一次、二次、三次采油。诸如衰竭开采、注水开采、注气开采和循环注气开采。在三次采油中有多种选项，其中包括聚合物驱、混合相驱（包括气水交替混驱）、表面活性剂驱和泡沫驱等。（3）Eclipse可在下列单处理器机器上运行：Sun，SGI，IBM，PC（Win98/NT/2000，Linux）。1/18/202436（4）具有正交网格、径向网格、角点网格和非结构PEBI网格。Eclipse的PEBI网格既具有正交网格的正交性，又具有角点网格的灵活性，同时又独具自适应性，形成三角形或六边形等多面体网格。（5）能够进行垂向和水平网格局部加密（笛卡尔、径向、PEBI）。局部加密部分与整体模型是分开并行计算，以提高整体模型的计算效率。在模型运行期间可以按需要取消或实施局部网格加密。（6）各种网格都可以在某种数量或空间尺寸的约束下自动生成，并自动计算模型所需的各种参数场。1/18/202437（7）网格可以通过符合POSC国际标准的公共数据库和地质建模软件一体化生成。网格生成模块FloGrid是个一体化的产品，它支持三维油藏描述标准格式RESCUE（基于POSC标准）输入，也可以直接读入二维地质图件形成网格系统。

（8）

Eclipse有一套严格的粗化原则、

多级粗化的参数计算方法和粗化结果的快速直观检验方法。

Eclipse对于复杂非均匀油藏实行多级粗化，对单相、多相数据从岩心级（1-20cm）、岩相级（20cm-4m）、区段级（4-100m）到油田级（100m-N）做系统的粗化。

1/18/202438第二节油藏数值模拟基本原理

油藏特性（储层+流体）初始条件边界条件辅助方程创建：数学模型转化为：数值模型得到：计算机模型展现或预测：油藏生产过程离散化、线性化数值解、编程1/18/202439

一、建立油藏地质模型的基本步骤

建立油藏数值模型的基本步骤是：

1.数据准备：包括网格数据、表格数据、动态参数和其它参数。

2.数字化：将油藏各种等值线和网格图输入计算机，由计算机读出网格的各种参数。

3.网格的选择：考虑网格定向、尺寸和形状。第三节油藏地质模型的建立

1/18/202440

二、建立地质模型的基本原则

1.考虑储层、流体之间的相互联系和相互影响，不宜人为将一个油藏整体切割成多个独立的单元进行模拟研究。2.考虑油藏受边水、底水的影响。在平面区域内，平面网格在覆盖全部研究区的基础上，适当向外扩展。在垂向上适当增加模拟层。3.如果油藏带有气顶，考虑油藏与它上方的气顶和与它下方的水体处于一个统一的水动力学体系中，气顶的开采和边水以及注水井的作用都对油藏生产产生较大影响。因此在模拟过程中必须同时考虑气井、油井和水井的共同作用。1/18/202441

二、建立地质模型的基本原则

4.油藏的开采受夹层、隔层影响较大，因此，在建立模型时要充分反映夹层、隔层的特性。5.为了保证能充分反映油田开发过程中调整措施（新投生产井、转层、补孔、老井转注转气转采、卡堵、关停等），同时考虑模拟计算的速度，动态时间段步长的选取不宜以季度或日产为时间单位，以月为划分单元比较合适。6.为了减少计算网格节点，平面上去掉有效渗透率、孔隙度、厚度为零的区域；在垂向上充分考虑地质条件（隔夹层和底水），为了保证达到较高的模拟精度。7.网格大小和多少，考虑了计算机的容量、计算速度和模拟精度。

1/18/202442三、网格划分

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

2.网格定向

3.网格尺寸四、网格的赋值

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），得到网格节点的初始参数场，并在水驱拟合过程中根据实际油水井生产关系进行适当调整，最终获得符合实际的物性参数场。1/18/202443五、模拟所需的参数及其确定方法

在进行油藏数值模拟计算之前，通常要确定模拟过程中所需的众多参数，这些参数可分为：油藏及储层数据、流体性质数据及现场动态数据等三大类。所选用的模拟器不同，所需要的参数会有差异，这里以黑油模型为例加以说明。1/18/202444五、模拟所需的参数及其确定方法1.油藏及储层数据

（1）数据来源

数据来源于地震资料、岩心分析、测井解释、试井分析、油藏资料及信息等。 通过地震资料分析可获得以下与模拟有关的信息：构造大小、形状、走向及连续性；油藏总厚度；断层及其连续性；油层的接触关系；流体类型—气体或液体； 井间层析技术可提供漏掉油气分布的情况。1/18/202445 通过岩心分析可获得与黑油模拟有关的地质信息和工程信息： 地质信息：包括地层的岩性、沉积结构、孔隙类型、流动能力、油气显示状况、所在地层厚度。 油藏信息：包括孔隙度、渗透率及二者的关系，油层含油饱和度和剩余油饱和度分布，相对渗透率、地层润湿性和毛管压力、孔隙容积压缩系数等。 油藏的基础参数如下： 油藏参照压力； 油藏参照压力下对应的参照深度； 油水界面； 油气界面； 地面原油密度； 束缚水饱和度； 油藏温度； 原始条件下的地层水粘度； 原始条件下的地下原油粘度； 岩石压缩系数； 标准压力； 标准温度。

1/18/202446（2）黑油模拟所需描述油藏性质变化的等值图

主要包括：油藏的构造图；有效厚度和总厚度等值线图；每一层的孔隙度分布图；每一层的岩石区域分布图；每一层的含水饱和度分布图；每一层的渗透率分布图，包括水平和垂直各方向。1/18/202447（3）所需的其它有关油藏数据

相对渗透率；毛管压力；岩石压缩系数；垂向渗透率；绝对渗透率分布； 原始含水饱和度分布。1/18/2024482.流体性质

对黑油样品进行一系列实验室分析，可以得到以下黑油模拟所需的流体数据：原油、气体及水的地层体积系数与地层压力的关系；原油、气体及水的粘度与压力的关系；原油、气体及水压缩系数与压力的关系；分离器条件下的原油地层体积系数；分离器条件下的溶解气量； 油、气、水的地面、地下密度。1/18/2024493.现场动态数据的采集 当把地面、岩石和流体数据恰当地输入模型后，由模型程序可计算出流体性质、储量及其分布。为进行动态监测，必须提供动态数据。它包括完井数据和注采数据。生产历史数据主要包括：

（1）单井开发历史中的日产油量、日产水量、日产气量、累积产油量、累积产水量、综合含水率及压力变化； （2）油藏的日产油量、日产水量、累积产油量、综合含水率及压力变化。1/18/202450完井数据主要包括：生产层位、射孔井段的改变； 射孔层段渗透率（K）与厚度（H）的乘积KH值。 模拟过程可以有定油或定液生产两种方式，其中，定液方式是将油藏单井日产液量作为输入数据，注入井以单井日注水量作为输入数据。单井分层的产油量、产水量根据油藏数值模拟软件自动计算，其大小取决于生产井射孔位置的渗透率、厚度、地层压力和流压等地质资料。在注水井无吸水剖面的条件下，分层注水量根据油藏数值模拟软件自动计算，在有吸水剖面的情况下，同时考虑吸水剖面进行适当调整。

1/18/202451一、历史拟合内容

1.油藏地质储量；2.油藏压力；3.油藏的开发指标：包括油藏综合含水率、油藏日平均产油量、油藏日平均产水量、油藏累积产油量和油藏采出程度等；4.气油比的变化；5.单井的开发指标：包括单井含水率、单井日平均产油量、单井日平均产水量、单井累积产油量等；

第四节动态历史拟合方法

1/18/202452

二、历史拟合原则1.整体部署，先全区，后单井。2.平面调整，改变某些地质参数，修正各口井的拟合误差，按井组或井区调整以注水井为中心的井组，调整水量的分配比例。3.纵向调整，先做到见水时间拟合好，其次做到近期投产井的生产动态拟合，主要通过修改相渗曲线及渗透率分布实现。4.参数调整范围，调整参数种类和数量既要满足拟合需要，又要考虑参数本身的精度及对修改指标的敏感程度。下面是一些参数的调整范围分析：

（1）孔隙度。如果油层大量岩心分析资料表明，油层孔隙度在19％到21％之间，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％。1/18/202453（2）渗透率。渗透度在任何油田都是不确定参数。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，因此，液体压缩系数调整范围较大。（4）初始流体饱和度和初始压力。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确定参数。在拟合过程中，给出较好的初始值，但仍允许做适当修改。（6）油气的PVT性质。视为确定参数。（7）油水界面。在资料不多的情况下，允许在一定范围内修改。1/18/2024545.研究所取得的各种油层物性参数的不确定性，应尽可能挑选那些不确定性比较大的物性参数进行调整，对于那些比较可靠的参数则尽可能不调或少调。6.掌握油层物性参数对所要拟合的动态参数之间的敏感性，拟合时尽可能挑选较为敏感的油层物性参数进行修正。7.对于一些不宜于轻易改动的数据在拟合时要采取慎重的态度。例如由于石油的地质储量都是经过反复论证并为国家储量委员会所批准，一般不宜改动，所以为拟合某一动态参数而调整油层物性参数时，对于那些会引起储量数值改变的物性参数，调整时要慎重考虑，尽可能不调或少调。但是如果经多方拟合而发现确实有些参数必须修改，而且这种修改从地质观点来分析也比较合理时，可以作适当修改。这也是一种根据动态资料对石油地质储量进行核实的方法。8.所有的参数调整都要符合地质规律。1/18/202455三、历史拟合步骤1.明确历史拟合的目的及拟合重点；2.收集整理油藏开发动态数据；3.对收集的动态资料去伪存真，开展数据真实性检验，并整理为模型能识别的文档；4.应用初始模型进行模型计算，并与油藏的实际动态资料进行比较；5.在进行比较的基础上，确定模型计算结果与实际结果的误差，判断误差的起因；6.模拟油藏的地质储量；7.全区和单井压力拟合；8.全区和单井含水率、气油比等指标拟合；9.单井生产指数拟合；10.重复5～9步，直到与生产历史数据基本吻合；11.在历史拟合的基础上，开展开发方案的指标计算及相关的研究工作。

1/18/202456四、历史拟合参数调整方法

1.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

A.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。

B.修改渗透率值，改变流体流动方向，从而改变油层压力。

C.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。（2）单井压力拟合方法 全区压力拟合达到预期效果后，下一步开始单井压力拟合。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。 全区压力拟合和单井压力拟合两个步骤并不是截然分开的，在进行全区压力拟合时，也考虑单井情况，进行局部修改。1/18/202457

2.综合含水率或气油比的拟合 综合含水率和气油比拟合也分全区和单井拟合两步。（1）全油藏综合含水率和气油比拟合

主要是修改拟相对渗透率（有时包括油水界面、油气界面或气水界面）。全区拟合基本满意后，再作单井拟合。

（2）单井含水率拟合

A.调整相对渗透率数据

B.调整毛管压力曲线

C.调整油水界面或气水界面

D.在局部地区含水拟合相差较大，可调整渗透率

3.油藏产油量和单井产油量的拟合

在定液模拟的方式下，油藏和单井的月平均产油量、累积产油量可根据产液量和综合含水率计算得到，因此，只要综合含水率拟合达到要求，油藏和单井的产量也能达到较好的拟合效果。1/18/202458

4.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。因为只有最后一个时间步的生产指数对预测意义。单井拟合的好坏，关系到模拟质量的高低，预测方案的成败。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。 单井历史拟合的符合率占全油田油井总数的百分数称为拟合率，拟合率是评价一个油藏数值模拟成败的重要指标，那么，拟合率多少为合格？根据经验，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。油井很难做到100％井拟合上。少数井由于统计数据不准或地质情况特异，拟合效果可能就较差。

1/18/202459一、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。

第五节动态预测及方案优化

1/18/202460

二、老区动态预测及调整挖潜方案优化1.剩余油饱和度和剩余油储量丰度分布预测2.采收率预测

3.地层压力预测4.调整挖潜方案优化

一般来讲，剩余油调整挖潜的区域的制定符合以下规律：

A.剩余油饱和度高、剩余油储量丰度大的油层或井区，开发调整的潜力大。

B.剩余油饱和度相对较小，但剩余油储量丰度大的油层或井区，开发调整的潜力可能较大。

C.气顶附近剩余油饱和度较大，且有一定量的剩余油储量丰度的油层或井区，也是下步调整挖潜的对象。

D.剩余油饱和度高、剩余油储量丰度小的油层或井区，开发调整的潜力小。

1/18/202461

——以濮城油田沙二上2＋3为例第六节应用实例分析1/18/202462根据油藏数值模拟结果，各主力油层之间的含油饱和度分布存在一定差异。总的分布规律是：非主力油层2砂组靠近气顶附近普遍比主力油层3砂组的剩余油饱和度高。21和22小层的剩余油饱和度大范围分布在42%～48%之间；23小层的剩余油饱和度分布特点与S22小层相似，其剩余油饱和度总体比S22小；从S24小层到S27小层，随着油水井的增加，井网密度增大，剩余油饱和度逐渐减小，其分布也越来越分散。24、26、31、32小层是濮城油田西区沙二上2+3油藏的主力油藏，多数油井在这些层位射孔生产，31、32小层与其它地质小层相比，累积采出原油多，采出程度高，油井综合含水高，水淹严重，剩余油饱和度相对也低，除断层附近局部小范围井区剩余油饱和度超过40%外，多数井区剩余油饱和度分布在24%～36%之间，处于严重水淹状况。

1/18/202463网格划分P3-73P31P4P3-20P14P4648×80×16＝62720（个）1/18/202464油藏地质模型的建立a.濮城油田西区沙二上2+3油藏虽然由内部几条断层将其切割为数个断块，但是考虑各断块储层、流体之间的相互联系和相互影响，不宜人为切割成多个独立的单元进行模拟研究，应将整个研究区当作一个模拟的整体。b.即使濮城油田西区沙二上2+3油藏作为一个模拟整体，但是油藏西部边区还可能受到边水影响。因此，在平面区域内，平面网格在覆盖全部研究区的基础上，适当向外扩展大约200m。c.考虑油藏与它上方的气顶和与它下方的水体处于一个统一的水动力学体系中，气顶的开采和边水以及注水井的作用都对油藏生产产生较大影响。因此在模拟过程中必须同时考虑气井、油井和水井的共同作用。d.濮城油田西区沙二上2+3油藏的开采受夹层、隔层影响较大，因此，与一般模拟计算不同的是在模拟计算过程中特别对各小层之间的传导率进行了调整，以反映夹层、隔层的特性。e.为了保证能充分反映油田开发过程中调整措施（新投生产井、转层、补孔、老井转注转气转采、卡堵、关停等），同时考虑模拟计算的速度，动态时间段步长的选取不宜以季度或日产为时间单位，以月为划分单元比较合适。f.为了减少计算网格节点，平面上去掉油藏边部有效渗透率、孔隙度、厚度为零的区域；在垂向上充分考虑地质条件，为了保证达到较高的模拟精度，把西区沙二上2+3油藏的16个地质小层分别作为模拟层。h.网格大小和多少，考虑了计算机的容量、计算速度和模拟精度。1/18/202465水驱历史拟合1.油藏地质储量拟合从数值模拟的结果看，该断块模拟的原油地质储量比油田投产初期容积法计算的地质储量大。造成计算原油地质储量变化的主要原因可能是：（1）数值模拟计算的地质储量包括了品位较低的二、三类储量和油水过渡带、油气过渡带的储量，结果导致地质储量增大；（2）数值模拟研究晚于储量计算，数值模拟补充了新的动静态资料，特别是测井资料，这些新的测井资料对参数值确定更明确；（3）按网格块储量求和与按面积加权平均后计算储量，二者对参数的处理方式差异；（4）隔夹层从储集层中细分导致砂体有效厚度减少，地质储量计算偏低；（5）从模拟调参的过程来看，平均油水界面调整到2434.5m时油井的生产历史拟合效果明显比油水界面在2440m处好，平均油水界面的上升会直接导致原油地质储量计算偏小。尽管模拟计算的原油地质储量比实际储量大，但相对误差为1.35%，相对误差均在5.0%的误差范围内。1/18/202466水驱历史拟合2.油藏压力拟合1/18/202467水驱历史拟合3.油藏开发指标拟合1/18/202468水驱历史拟合1/18/202469水驱历史拟合1/18/202470水驱历史拟合1/18/202471水驱历史拟合1/18/202472水驱历史拟合4.单井开发指标拟合

1/18/2024731/18/2024741/18/20247521气饱和度（原始）21气饱和度（2006.3）22气饱和度（原始）22气饱和度（2006.3）23气饱和度（原始）23气饱和度（2006.3）1/18/20247627SO31SO32SO35SO34SO33SO1/18/20247736SO37SO39SO38SO1/18/20247821剩余油丰度22剩余油丰度23剩余油丰度26剩余油丰度25剩余油丰度24剩余油丰度1/18/20247927剩余油丰度31剩余油丰度32剩余油丰度35剩余油丰度34剩余油丰度33剩余油丰度1/18/20248036剩余油丰度37剩余油丰度39剩余油丰度38剩余油丰度1/18/202481濮城油田西区沙二上2+3油藏地质储量870.23×104t，截至到2006年3月，累积采出原油232.18×104t，采出程度为26.68%，剩余地质储量638.05×104t，也即说，濮城油田西区沙二上2+3油藏经过26年的注水开发后，储层中尚留有原始储量73%左右的剩余油量，这些剩余储量分别呈分散状（S24、S27、S35层）、片状（S23、S24、S33、S34层）、连续集合块状（S26、S31、S32层）分布于砂体不同部位，而S21、S22、S25、S36、S37、S38、S39小层的剩余油储量丰度很小。1/18/202482结合西区沙二上2+3油藏各小层的剩余油饱和度分布图和剩余油储量丰度平面分布图可以得出：（1）剩余油饱和度高、剩余油储量丰度大的S26小层或井区，开发调整的潜力大；（2）剩余油饱和度相对较小，但剩余油储量丰度大的S31、S32油层或井区，开发调整的潜力可能较大；（3）气顶附近剩余油饱和度较大，且有一定量的剩余油储量丰度的S23、S24油层或井区，也是下步调整挖潜的对象。（4）剩余油饱和度高、剩余油储量丰度小的S21、S22油层或井区，开发调整的潜力小。1/18/202483根据濮城油田西区沙二上2+3油藏动静态分析结果和油藏数值模拟综合分析的成果，认为该油藏下步调整挖潜主要从以下三个目标展开：★综合治理气顶附近剩余油饱和度较大，且有一定量剩余油储量丰度的的S23、S24油层

★综合治理剩余油饱和度和剩余储量丰度较大的S26★综合治理剩余油饱和度相对较小，但剩余油储量丰度大的主力油层S31、S32

1/18/202484综合治理目标设计一、综合治理气顶附近剩余油饱和度较大，且有一定量剩余油储量丰度的的S23、S24油层P3-73P31P4P3-20P14P46

S23、S24油层是濮城油田西区沙二上2+3油藏的主力油层，夹在P3-20和P46断层之间的井区剩余油呈连续状分布，地质储量合计147.94×104t，根据生产动态反映和油藏数值模拟结论，该油藏气顶气开采已接近枯竭，气顶气对油层的开采影响已大大降低，在这种情况下，可以根据油水井的实际考虑有选择性的射开S23、S24层位生产。具体设计如下：

南区沙二上2+3油藏S26剩余油储量丰度分布图

1/18/202485（1）在P3-20和P46断层夹持的井区选择部分生产井补孔生产S23、S24层位。表9-5P3-20和P46断层之间的井区S23、S24油层生产井建议调整情况表井号调整前调整后井类生产层位日产油

（t/d）日产水（m3/d）综合含水率（%）生产状况及建议井类层位2-547油井S23～S311.3320.2894.01990年4月投产，1991年6补孔，生产稳定，2006年含水由2005年的64.8%上升到94.0%，建议封堵S25～S31。油井S23、S242-4油井S23～S31低产高含水关井99.01982年3月投产S52～S71，1995年2月关井；2002年10月上返S23～S31，2003年3月关井，建议封堵S25～S31。油井S23、S242-2油井S23～S430.3312.3997.51981年12月投产，1991年7月补孔S32、S33后含水上升到96.3%，1994年卡堵S32、S33，2004年3月酸化，2004年8月堵水，措施效果不明显。油井S23、S242-262油井S41～S720.52.986.11982年2月投产，1987年9月补孔S17～S19，2004年7月压裂生产S41～S726，低产低效井，建议上返生产S23～S24层位。油井S23、S242-534注水井S23～S34关井1990年9月投产S23，1991年5月补孔S27～S34，日产油8.6t，1991年9月转注S23～S34，2003年5月关井，建议转油井生产S23～S24层位。油井S23、S243-145注水井S23～S31月注入量1340m31985年6月投产S2x3-8，1995年5月上返S24～S27，2005年10月转注S23～S31，建议保持目前注水状况或封堵S25～S31。注水井S23、S241/18/202486（2）在断层P4左侧构造高点井区选择部分油井补孔生产S23、S24层位。

表9-6断层P4左侧构造高点S23、S24油层生产井建议调整情况表井号调整前调整后井类生产层位日产油（t/d）日产水m3/d综合含水率（%）生产状况井类层位2-555油井S23、S31～S35、S370.4225.9198.41990年6月投产S43～S72，2000年4月上返S23、S37，2002年7月补孔S31～S35，高含水低产，建议封堵其它层位，补孔生产S23、S24油层。油井S23、S24PC2-18油井S52～S540.36.095.8％2001年7月投产S63～S71，2004年9月上返S26、S27，2005年10月补孔S52～S54，低效低产，建议封堵其它层位，补孔生产S23、S24油层。油井S23、S242-518油井S26～S320.612.595.51998年10月上返补孔生产S26～S32，低产低效井，建议补孔生产S23、S24油层。油井S23、S242-99油井转注水井S23～S37关井1981年12月投产，1985年6月转注，2004年12月关井。水井S23、S241/18/202487（3）在断层P3-20右侧构造高点井区选择部分油井补孔生产S23、S24层位。

表9-7断层P3-20右侧构造高点S23、S24油层生产井建议调整情况表井号调整前调整后井类生产层位日产油t/d日产水m3/d综合含水率（%）生产状况井类层位2-527油井S23～S351.557.896.81990年12月投产S23，1993年6月补孔S24～S35，高含水低产，建议封堵其它层位，补孔生产S23、S24油层。油井S23、S243-312油井S23～S371.133.7298.01990年12月投产S2x5.3～5.4，1994年4月转注，1998年7月上返S23～S37，1999年10月因高含水关井，建议封堵其它层位，生产S23、S24油层。油井S23、S242-526油井S23～S354.9150.497.01990年6月投产S34～S35，1995年2月补孔S23～S33，建议该油井采取堵水措施降低含水率后继续生产，若措施效果不显著，可以封堵底部油层，生产S23、S24油层。油井S23、S242-574油井S23～S371.232.396.71990年6月投产S41～S72，1991年4月转注，1999年8月上返S23～S37，建议封堵其它层位后生产S23、S24油层。油井S23、S242-109油井S41～S420.4766.199.31981年12月投产S26～S27，1997年7月生产S41～S43，建议补孔S23、S24油层。油井S23、S242-283油井转注水井S21～S37

1985年4月投产S32～S37，2004年5月转注S21～S37，建议转注S23、S24。水井S23、S241/18/202488综合治理目标设计二、综合治理剩余油饱和度和剩余储量丰度较大的S26

南区沙二上2+3油藏S26剩余油储量丰度分布图

P3-73P31P4P3-20P14P46

S26油层的剩余油饱和度较高、剩余油储量丰度较大，具有很好的调整潜力，是本次综合治理的主要对象。S26油层在平面上局部连片分布，控制地质储量136.52×104t，是濮城油田西区沙二上2+3油藏的一个主力油层。为了达到S26油层高效开采的效果，应针对该油层剩余油储量丰度高值点主要分布在断层线附近的特点，加强这些井区的补射孔工作、对该层与其它油层合采的油井采取封堵高含水层的措施，具体设计如下：

1/18/202489（1）2-134、2-87井区封堵其它层位后生产S26油层。

表9-82-134、2-87井区S26油层拟调整井生产状况统计表井号井类生产层位日产油

t/d日产水m3/d综合含水率（%）生产状况2-134油井S23～S351.172.798.71985年2月投产S43～S71，1988年5月上返S26～S35，1990年3月补孔S23～S25，目前高含水继续生产。2-87油井S23～S371.3388.898.51981年12月投产S27～S35，1985年8月补孔S26，1987年8月堵水S36、S37，1997年4月卡堵S23～S25，目前该油井继续高含水生产。2-555油井S23、S31～S35、S370.4225.9198.41990年6月投产S43～S72，2000年4月上返S23、S37，2002年7月补孔S31～S35，目前该油井继续低效高含水生产。2-97油井S26～S371.232.396.71981年12月投产S26～S35，1987年8月补孔S36～S37，1988年5月、1989年3月、1995年6月多次堵水，效果不显著，2001年4月停产至今。1/18/202490（2）2-101、2-518井区封堵其它层位后生产S26油层

。

表9-92-101、2-518井区S26油层拟调整井生产状况统计表井号井类生产层位日产油

t/d日产水m3/d综合含水率（%）生产状况2-101油井S23～S351.1360.098.01984年6月投产S34～S37，1986年1月酸化，1987年9月补孔酸化S26、S27，1994年10月补孔S23～S25，1997年1月补孔S31～S33，目前高含水继续生产。2-103油井S23～S372.27118.898.31984年6月投产S31+2，1985年2月补孔S26、S27，1987年10月补孔S33～S37，1999年5月补孔S23～S25，目前该油井继续高含水生产。2-518油井S31～S370.12.3695.51990年9月投产酸化S23～S37，1994年11月补孔S34、S35，1996年3月补孔S26、S33，1997年11月补孔S17～S19，2002年12月卡堵S23～S27，目前该油井继续低效高含水生产。1/18/202491（3）断层P3-20与断层P14夹持的高点构造2-574、2-526、2-109井区

。

表9-142-574、2-526井区S26油层拟调整井生产状况统计表井号井类生产层位日产油

（t/d）日产水（m3/d）综合含水率（%）生产状况2-109油井S23～S430.4766.199.31981年12月投产S26～S27，1985年7月补孔S31+2，1987年10月补孔S31～S37，1991年7月补孔S23～S25，1997年7月补孔S41～S43，目前该油井高含水继续生产。2-526油井S23～S354.9150.497.01990年6月投产S34～S35，1991年1月补孔S24～S26，1993年4月补孔S26～S31，1995年2月补孔S23～S33，目前该油井高含水继续生产。2-527油井S23～S351.557.896.91990年12月投产S23，1992年12月补孔S24～S26，1993年6月补孔S26～S35，2000年10月高含水关井，2000年12月化堵S23、S24+5，目前该油井继续高含水生产。2-574油井S23～S371.1732.496.71990年6月投产S41～S72，1991年2月补孔S61～S64，1991年4月转注，1992年3月补孔S43，1999年8月上返S23～S37，上返初期含水高达92.3％，目前该油井继续高含水生产。1/18/202492综合治理目标设计三、综合治理剩余油饱和度相对较小，但剩余油储量丰度大的主力油层S31、S32

S31、S32小层也是西区沙二上2+3油藏的主力油层，两油层地质储量大，合计262.71×104t，尽管两油层剩余油饱和度相对较小（30%～40%之间），但剩余油储量丰度相对较大，在平面上呈连续状分布。从平面井网分布来看，两油层的油水井较多，井网相对完善。两油层剩余油饱和度低主要是由注入水的突进引起的，在局部的韵律层段水洗彻底，但油层总体表现注入水波及体积小的特点，对这类油层，加强动态跟踪，加强吸水剖面的测试，寻找大的水流通道，然后采取封堵水道或者是采取选择性堵水的措施可以增大注入水波及体积的效果，从而达到提高原油产量、降低综合含水、高效开采剩余油的目的。

1/18/202493P3-73P31P4P3-20P14P46P3-73P31P4P3-20P14P461/18/202494表9-15S31、S32油层构造高点生产井拟调整情况表井号调整前调整建议调整后井类生产层位日产油t/d日产水m3/d综合含水率(%)生产状况井类层位2-109油井S23～S430.4766.199.31981年12月投产S26～S27，1985年7月补孔S31+2，1987年10月补孔S31～S37，1991年7月补孔S23～S25，1997年7月补孔S41～S43，目前该油井高含水继续生产。卡封S23～S27和S33～S43，封堵注水井的S33～S37油井S31、S323-161油井S16～S340.314.995.11985年11月投产X32～X42，1987年10月上返S41～S72，1995年3月上返S23～S25，1997年11月补孔S16～S17，1999年1月补孔S25～S34，目前该井低效高含水生产。封堵上部层系S16～S27油井S31、S32、S33、S342-526油井S23～S354.9150.497.01990年6月投产S34～S35，1991年1月补孔S24～S26，1993年4月补孔S26～S31，1995年2月补孔S23～S33，目前该油井高含水继续生产。卡堵S34、S35油井S23～S322-283水井S21～S37月平均注水2428m31985年4月投产S32～S37，2004年5月转注S21～S37，建议转注S23、S24。卡封S21、S22、S33～S37后对S23～S32调剖水井S23～S322-527油井S23～S351.557.896.91990年12月投产S23，1992年12月补孔S24～S26，1993年6月补孔S26～S35，2000年10月高含水关井，2000年12月化堵S23、S24+5，目前该油井继续高含水生产。卡封2-544井S34、S35后对S23～S32调剖油井S23～S322-574油井S23～S371.1732.496.71990年6月投产S41～S72，1991年2月补孔S61～S64，1991年4月转注，1992年3月补孔S43，1999年8月上返S23～S37，上返初期含水高达92.3％，目前该油井继续高含水生产。卡堵S33～S37油井S23～S323-100油井S23～X250.895.797.91982年9月投产X24，1987年7月补孔X25，1987年10月上返补孔S23～S37，后进行冲砂、提液等措施，仍然低产、高含水。卡堵S33～X25，打开水井2-22并调剖油井S23～S322-65油井S23～S355.67188.696.91984年8月投产S31～S35，1986年3月补孔S26、S27，1994年10月补孔S23～S24，目前该油井高产高含水继续生产。维持生产一年后卡封S33～S35油井S23～S352-523油井S23～S371.5362.597.71990年7月投产酸化S23～S37，以后在该层段多次补孔升级，含水进一步上升。卡堵S36、S37油井S23～S352-142水井S23～S35月平均注水6074m31984年6月投产S61-3，1987年5月卡封，1997年3月补孔生产S37。调剖水井S23～S353-33水井S23～S36月平均注水6291m31981年4月投产S2X41～X56，1996年1月上返补孔S16～S19，2000年7月转注S23～S35，2005年8月补孔S36。卡堵S36后调剖水井S23～S352-12油井S16～S191997年12月关井至今1984年10月投产S61～S71，1988年9月转注，1997年11月转抽S16～S19，

转注S23～S32水井S23～S321/18/202495围绕剩余油饱和度和剩余储量丰度较大的S26油层、气顶附近剩余油饱和度较大且有一定量剩余油储量丰度的的S23、S24油层以及剩余油饱和度相对较小，但剩余油储量丰度大的主力油层S31、S32设计了7个综合调整方案。到10年评价期末：（1）评价期末（截至到2016年12月），7个调整方案的综合含水率均低于基础方案的综合含水率，7个调整方案达到经济极限含水（98.0％）的时间均滞后于基础方案。（2）方案6和方案3制定的调整措施与主力油层S23、S24、S26相关，且两方案是所有方案中调整效果最好的，说明S23、S24、S26油层是下步调整挖潜的主要对象。（3）尽管S31、S32主力油层的剩余油饱和度相对较小，但地质储量较大、剩余油储量丰度大，调整效果优于含油饱和度较大但地质储量相对小的非主力油层。（4）尽管方案4的调整效果比效果最好的方案6和方案3差，但考虑实施工作量和成本（方案4措施8口井，方案3措施12口井，方案6措施14口井），建议现场调整过程中，优选方案4进行现场实施。综合分析认为：方案4为可推荐的最优开发调整方案，其次推荐方案6和方案3。

调整方案及预期效果分析：1/18/2