CN116427894A - 一种层间优化组合的注采方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种层间优化组合的注采方法。方法包括：获取目标油藏的含油饱和度数据和渗透率数据；将含油饱和度数据进行聚类分析，根据聚类分析结果将目标油藏分为至少两种含油饱和度组合区域；每种含油饱和度组合区域对应一个含油饱和度区间；根据渗透率数据确定目标油藏的渗透率级差的级数；在三维地质模型中模拟每个含油饱和度区间下、每个渗透率级差对应的采收率，找出采收率降幅超出设定阈值的突变渗透率级差，将突变渗透率级差的上一级作为临界渗透率级差，超出临界渗透率级差时采用分注方式，未超出临界渗透率级差时采用合注方式；根据当前区域的含油饱和度区间以及渗透率级差确定当前区域的注采方式。本发明指导了油藏开发，提高了采收率。

Description

一种层间优化组合的注采方法

技术领域

本发明涉及一种层间优化组合的注采方法，属于油气藏水驱开发技术领域。

背景技术

某些地区的油气藏大多都存在着不同程度的非均质性，易造成注水开发过程中吸水不均，部分层甚至不吸水，层间动用严重不均衡性，需要进行层间优化组合的开采方式进行注水开发，现阶段的层间优化组合研究主要是针对静态指标，根据层间渗透率级差确定优化组合细分注采。

但经过注水开发，水驱老油田目前大部分已进入高含水开发期，非均质性更强，仅仅通过层间渗透率级差确定优化组合注采的方式已经不能够满足需求，因此有人提出结合多参数设计的注配方案，例如：申请公布号为CN 104234673 A的中国发明专利申请文件，该专利文件公开了一种考虑层间干扰的多层油藏分层配注方法，该方法首先通过试验找出渗透率级差对吸水指数的影响、含水率对吸水指数的影响以及粘度级差对吸水指数的影响，得到不同渗透率级差的干扰程度、含水率相关的吸水指数系数、以及不同粘度级差的干扰程度；接着设定不同的注配方案，结合不同渗透率级差的干扰程度、含水率相关的吸水指数系数、以及不同粘度级差的干扰程度计算出不同的注配方案进行注配时的注配量；最终优选出注配量最大的方案为最佳的注配方案。

然而上述注配方法计算复杂，并且基于试验得到的各种干扰程度和系数的计算并不准确，导致注配方案设计的并不准确，降低了开采率。

发明内容

本申请的目的在于提供一种层间优化组合的注采方法，用以解决现有技术注配方案设计不准确，降低开采率的问题。

为实现上述目的，本申请提出了一种层间优化组合的注采方法的技术方案，注采方法包括以下步骤：

1)构建基础三维地质模型，基础三维地质模型基于目标油藏的地质参数进行建立，地质参数包括各地层的深度、类型、厚度、韵律性、相带；

2)获取目标油藏的含油饱和度数据；所述含油饱和度数据为目标油藏各单井中的各个地层的含油饱和度；将含油饱和度数据进行聚类分析，根据聚类分析结果将目标油藏分为至少两种含油饱和度组合区域；每种含油饱和度组合区域对应一个含油饱和度区间；根据含油饱和度区间确定模拟三维地质模型中各地层对应的含油饱和度设计值；

3)获取目标油藏的渗透率数据；所述渗透率数据包括目标油藏各单井中的各地层的渗透率；根据渗透率数据确定目标油藏的渗透率级差的级数；根据渗透率数据与基础三维地质模型中各地层的对应关系，获得基础三维地质模型中某个设定地层的渗透率设计值，根据所确定渗透率级差的级数以及设定地层的渗透率设计值，确定模拟三维地质模型中各地层对应的渗透率设计值；

4)将步骤2)得到的各地层对应的含油饱和度设计值，步骤3)得到的各地层对应的渗透率设计值输入基础三维地质模型中，得到各含油饱和度区间、各渗透率级差下的模拟三维地质模型；

5)在模拟三维地质模型中模拟每个含油饱和度区间下、每个渗透率级差对应的采收率，找出采收率降幅超出设定阈值的突变渗透率级差，将突变渗透率级差的上一级渗透率级差作为合注/分注的临界渗透率级差，超出临界渗透率级差时采用分注方式，未超出临界渗透率级差时采用合注方式；

6)根据当前区域的含油饱和度区间以及渗透率级差确定当前区域的注采方式，进而完成注采。

本发明的层间优化组合的注采方法的技术方案的有益效果是：本发明将目标油藏的含油饱和度数据进行聚类分析，得到代表不同优化组合区域下的含油饱和度区间，进而结合含油饱和度区间和渗透率级差，模拟每种含油饱和度区间下，每个渗透率级差的采收率，根据采收率确定组合注采的方式。本发明结合含油饱和度和渗透率级差确定层间优化组合的注采方式，指导了油藏开发，提高了开采率，进一步提高了高含水油藏层的层水驱动用程度及水驱波及体积。

进一步地，为了提高组合注采的开采率，所述步骤2)中将目标油藏分为三种含油饱和度组合区域；第一种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[x1，x2]，x1＜x2；第二种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[x3，x4]，x3＜x4；第三种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[x5，x6]，x5＜x6；x4＜x1；x3≤x5＜x4；x1＜x6＜x2。

进一步地，所述步骤3)中，获得基础三维地质模型中某个设定地层的渗透率设计值的过程是：在渗透率数据中找出与基础三维地质模型的设定地层中各个深度相对应的所有实际渗透率值，将各个深度相对应的所有实际渗透率值取平均值得到基础三维地质模型的设定地层的各个深度的渗透率值，再对设定地层的各个深度的渗透率值取平均值获得设定地层的渗透率设计值。

进一步地，所述含油饱和度数据通过岩心、测井解释计算得到。

进一步地，所述渗透率数据根据测井数据得到。

进一步地，聚类分析算法采用K-Means算法。

进一步地，所述基础三维地质模型中的网格步长为5m×5m×0.25m，网格总数为180×150×20。

进一步地，根据渗透率数据中的最大渗透率和最小渗透率确定目标油藏的渗透率级差的级数。

附图说明

图1是本发明层间优化组合的注采方法的流程图；

图2是本发明含油饱和度的散点图；

图3a是本发明虚拟饱和度模型的网格立体图；

图3b是本发明虚拟饱和度模型的网格平面图；

图4a是本发明高-低含油饱和度组合的油藏在渗透率级差为1时的模型图；

图4b是本发明高-低含油饱和度组合的油藏在渗透率级差为3时的模型图；

图4c是本发明高-低含油饱和度组合的油藏在渗透率级差为5时的模型图；

图4d是本发明高-低含油饱和度组合的油藏在渗透率级差为7时的模型图；

图5a是本发明低-低含油饱和度组合的油藏在不同渗透率级差下的累产油对比曲线；

图5b是本发明高-低含油饱和度组合的油藏在不同渗透率级差下的累产油对比曲线；

图5c是本发明高-高含油饱和度组合的油藏在不同渗透率级差下的累产油对比曲线；

图6a是本发明高-低含油饱和度组合的油藏在渗透率级差为3时的驱油效果图；

图6b是本发明高-低含油饱和度组合的油藏在渗透率级差为5时的驱油效果图；

图6c是本发明高-低含油饱和度组合的油藏在渗透率级差为6时的驱油效果图；

图6d是本发明高-低含油饱和度组合的油藏在渗透率级差为7时的驱油效果图；

图7a是本发明低-低含油饱和度组合的油藏在不同渗透率级差下的采收率对比图；

图7b是本发明高-低含油饱和度组合的油藏在不同渗透率级差下的采收率对比图；

图7c是本发明高-高含油饱和度组合的油藏在不同渗透率级差下的采收率对比图。

具体实施方式

层间优化组合的注采方法实施例：

本发明的主要构思在于，通过对高含水开发期、非均质性更强的油藏进行分析后发现，油藏在稳定隔夹层的控制下，层间剩余油的含油饱和度差异较大，油藏中的流体在含油饱和度差异的影响下渗流也会发生变化，进一步加重层间渗透率级差对水驱开采的干扰，因此本发明结合含油饱和度这种油藏指标以及渗透率级差这种静态指标，综合设计层间优化组合的注采方案，提高了水驱开采的采收率。

具体地，以下以某目标区域为例，对本发明的层间优化组合的注采方法的实施例进行说明，注采方法如图1所示，包括以下步骤：

1)建立基础三维地质模型。

基础三维地质模型基于油藏的地质参数进行建立，地质参数包括各地层的深度、类型、厚度、韵律性、相带。

基础三维地质模型中地质参数包括各地层的深度、类型、厚度、韵律性、相带；其中深度、厚度、类型、韵律性参考实际油藏参数，采用相控建模(相控建模，是以各种相为约束条件建立储层属性模型；相，例如沉积微相、岩相、地震相、测井相等各种参数)，如图3a、图3b所示，设计三维地质模型的网格步长为5m×5m×0.25m，网格总数为180×150×20＝540000。

为了节约模拟成本，基础三维地质模型是基于目标油藏的地质参数所建立的目标油藏的标准的抽象化后的模型，与实际目标油藏的大小并不相同，该模型提取了实际目标油藏的特点进行建立，例如：实际目标油藏的沉积相带、油藏埋深、以及韵律类型，模型参数以及油藏实际参数如表一所示：

表一模型参数以及油藏实际参数设置

参数	油藏实际数值	模型参数
			油藏埋深(m)	2340-2440	2400-2410
沉积相带	河道、河道侧翼、席状砂	河道、河道侧翼、席状砂
			韵律类型	正韵律、复合正韵律	正韵律

注：表一中，正韵律表示渗透率自上而下增大。

当然，作为其他实施方式，也可以建立与目标油藏大小、井数、以及其他参数完全相同的三维地质模型，但是成本较高。本发明的重点在于利用模拟后的模拟结果进行目标油藏各区域的实际注采方案的确定，因此采用标准的抽象化后的模型即可。

2)获取目标油藏的含油饱和度数据，含油饱和度数据包括目标油藏各单井中的各个地层的含油饱和度，建立目标油藏的含油饱和度数据库。

对于目标油藏，根据油藏在不用开发阶段的单井测井资料以及所有井的各个地层进行取心，通过计算得到该油藏的含油饱和度监测资料，以研究满足不同开发阶段的层间优化组合模式，进而建立了目标油藏的含油饱和度数据库。

目标油藏的2-83井的不同地层的含油饱和度如表二所示，在建立目标油藏的含油饱和度数据时采集了若干井的含油饱和度数据，例如图2中的3-C128井、3-345井、3-31井、2-C71井、2-83井、2-39井、3-177井、2-561井，表二中只提供了2-83井的数据，其他井的数据不做一一列举：

表二2-83井的含油饱和度监测表

3)根据步骤2)中得到的含油饱和度数据，绘制含油饱和度散点图，将饱和度数据进行聚类分析，根据聚类分析结果将目标油藏分为三种含油饱和度组合区域；每种含油饱和度组合区域对应一个含油饱和度区间；根据含油饱和度区间确定模拟三维地质模型中各地层对应的含油饱和度设计值。

利用含油饱和度数据绘制出如图2所示的含油饱和度散点图，利用聚类分析的原理，经过对数据进行总结处理后最终将目标油藏分为三种含油饱和度组合区域，第一种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[50％，65％]；第二种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[20％，35％]；第三种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[20％，55％]；可以看出第一种含油饱和度组合区域为含油饱和度处于较高的组合区间，为高-高含油饱和度组合的区域，第二种含油饱和度组合区域为含油饱和度处于较低的组合区间，为低-低含油饱和度组合的区域，第三种含油饱和度组合区域为含油饱和度跨度较大的组合区间，为高-低含油饱和度组合的区域。

本步骤中的聚类分析算法可以采用K-Means算法、或者DBSCAN算法等现有技术中的聚类算法。

模拟三维地质模型中各地层对应的含油饱和度设计值是根据含油饱和度区间建立的，可以采用插值的方式确定，例如：含油饱和度区间为[50％，65％]，那么模拟三维地质模型中如果有三个地层，那么各地层对应的含油饱和度设计值为50％、57.5％、65％。其中含油饱和度设计值和地层的对应顺序可以改变，也可以随机设定，只要满足含油饱和度区间即可。

4)获取目标油藏的渗透率数据，渗透率数据包括目标油藏各单井中的各个地层的渗透率，根据渗透率数据设计渗透率级差的级数。

根据油藏的单井测井解释结果，建立了渗透率数据库。单井的部分测井解释结果如表三所示：

表三各单井的部分测井解释结果

根据上述的渗透率数据库，找出最大渗透率和最小渗透率，将最大渗透率和最小渗透率相比，得到的比值取整后即为设计的级数(基于整个渗透率数据库数据较多，为了更好的满足需求，可以根据需要在目标地层的数据库中的选取最大渗透率和最小渗透率，以进行渗透率级差设计)，设计的渗透率级差的级数为8级，结合饱和度的区间数据，得到每个饱和度区间下的渗透率级差设计，如表四所示：

表四渗透率级差设计方案

5)在渗透率数据中找出与基础三维地质模型的设定地层中各个深度相对应的所有实际渗透率值，将各个深度相对应的所有实际渗透率值取平均值得到基础三维地质模型的设定地层的各个深度的渗透率值，再对设定地层的各个深度的渗透率值取平均值获得设定地层的渗透率设计值，根据所确定渗透率级差的级数以及设定地层的渗透率设计值，确定模拟三维地质模型中各地层对应的渗透率设计值。

在渗透率数据中找出与基础三维地质模型的设定地层中各个深度相对应的所有实际渗透率值，根据模型参数的取值原则和网格划分结果，三维地质模型中纵向从上到下各深度的渗透率值取平均值(考虑平面非均质性，纵向韵律性，各深度的渗透率值取平均值为同一沉积相的渗透率的平均值)如表五所示：

表五模型参数的取值和网格划分(以河道相为例)

表五中，第1层地层中各个深度相对应的所有实际渗透率值取平均值为50、60、0、70、80、90、100，进而得到第1层对应的的河道相渗透率设计值为75，第3层同理得到河道相渗透率设计值为75，此时第1层和第3层的渗透率级差为1。接着改变三维地质模型中的渗透率级差，得到不同渗透率级差设置，在渗透率级差为1的模型基础上，通过改变第3层渗透率倍数，达到第1层与第3层的渗透率级差设计值，如下表六。

表六低-低饱和度模型平均渗透率级差设计表(以河道相为例)

表六为第二种含油饱和度组合区域对应的渗透率设计表，同理，对于第一种含油饱和度组合区域和第三种含油饱和度组合区域，采用同样的方式进行不同渗透率级差的设计。

6)将步骤3)得到的各地层对应的含油饱和度设计值，步骤5)得到的各地层对应的渗透率设计值输入基础三维地质模型中，得到各含油饱和度区间、各渗透率级差下的模拟三维地质模型。

上述表五以低-低含油饱和度组合为例描述了模拟三维地质模型的各参数数值，根据岩相及物性与含油饱和度变化关系，物性越好，含油饱和度越高，岩性系数越高，含油饱和度越高的原则，在本次建立的三维模型中设定地层的第1层地层的平均饱和度取值0.2，第3层地层的平均饱和度设定取值0.35，其中，在每个地层每个网格号(也即每个深度)中对应的具体数据见表五所示，遵循的原则是在油藏实际流体饱和度数值范围内且符合岩性变化。在设定地层的每个网格号中，也即每个设定深度对应的含油饱和度数据应尽量趋近于该地层的平均饱和度值，三维模型中设定地层含油饱和度较低的地层(也即平均含油饱和度为0.2的设定地层)每个深度对应的含油饱和度最大不超过设定的平均含油饱和度高的地层(也即平均含油饱和度为0.35的设定地层)的平均饱和度值(也即0.35)。按照此方法，最终建立低-低含油饱和度组合下的模拟三维地质模型。

同理，根据步骤3)中的到的各含油饱和度区间的各地层对应的含油饱和度设计值得到各含油饱和度区间、各渗透率级差下的模拟三维地质模型。

7)在模拟三维地质模型中模拟每个含油饱和度区间下、每个渗透率级差对应的采收率。

根据油藏实际流体参数，设置模拟三维地质模型的油藏流体参数，并根据油藏开发井网，设置一注两采，三个注采井组，注水井W1-W3，采油井P1-1、P3-1a、P2-1a位于河道相带，而P3-2a，P1-2，P2-2a位于侧缘薄砂相带，井距分别为245米，125米，290米(分布图在图3中，基于模型为目标油藏抽象化后的模型，模型中井的坐标与实际油藏中井的坐标并不相同，图3a和图3b中的井的设置参考实际油藏的井的位置，例如：目标油藏中河道、河道侧翼分布有若干井，那么在模型的河道、河道侧翼设置有代表性的几口井即可，模型中的井为虚拟化后的井，井间距与目标油藏的井间距相同)，得到最终的模拟模型，高-低含油饱和度组合区域在不同的渗透率级差下的最终的模型如图4a、图4b、图4c、图4d所示，进而通过模拟得到如图5a、图5b、图5c所示的累产油比较曲线、以及如图6a、图6b、图6c、图6d所示的驱油效果图(图6a、图6b、图6c、图6d表示在高-低含油饱和度组合在渗透率级差为3、5、6、7时，各地层的驱油效果，上部分对应表五中第1层地层的驱油效果，下部分对应表五中第3层地层的驱油效果)。

油藏实际参数和模型中的油藏流体参数如表七所示：

表七油藏流体参数表

对上述建立的不同饱和度区间、不同渗透率级差下的模型进行数值模拟，得到如图7a所示的低-低含油饱和度组合区域、图7b高-低(即低-高)含油饱和度组合区域、图7c高-高含油饱和度组合区域在不同渗透率级差下的采收率。

8)在步骤7)得到的采收率下，找出采收率降幅超出设定阈值的突变渗透率级差，将突变渗透率级差的上一级渗透率级差作为合注/分注的临界渗透率级差，超出临界渗透率级差时采用分注方式，未超出临界渗透率级差时采用合注方式。

对于第二种含油饱和度组合区域，也即低-低含油饱和度组合区域，从数值模拟的结果中可以看出，随着渗透率级差增大，采收率呈现下降趋势，渗透率级差大于7倍后，采收率下降幅度较快，采收率降幅超出设定阈值(这里的设定阈值根据经验进行设定)，突变渗透率级差的级数为8，得到临界渗透率级差为7倍，从而确定合理的渗透率级差应控制在7倍以内，得出对于第二种含油饱和度组合区域，渗透率级差在7倍以内，采用合注的方式进行注水开发，渗透率级差超出7倍，采用分注的方式进行注水开发，确保每个分注层段的渗透率级差控制在7倍以内，以提高各层的注水动用率。

对于第三种含油饱和度组合区域，也即高-低含油饱和度组合区域，从数值模拟的结果中可以看出，合理渗透率级差应控制在5倍以内，能取得较高的采收率，渗透率级差大于5倍以后，层间动用不均衡，采收率下降很快，突变渗透率级差的级数为6，得到临界渗透率级差为5倍，综合考虑，合理的渗透率级差应控制在5倍以内，得出对于第三种含油饱和度组合区域，渗透率级差在5倍以内，采用合注的方式进行注水开发，渗透率级差超出5倍，采用分注的方式进行注水开发。

对于第一种含油饱和度组合区域，也即高-高含油饱和度组合区域，从数值模拟的结果中可以看出，随渗透率级差增大，采收率降低，突变渗透率级差的级数为7，得到临界渗透率级差为6倍，合理渗透率级差应控制在6倍以内，能取得较高的采收率；相对于第二种含油饱和度组合区域，渗透率级差界限可适当增大，但仍低于第三种含油饱和度组合区域的合理渗透率级差界限。得出对于第一种含油饱和度组合区域，渗透率级差在6倍以内，采用合注的方式进行注水开发，渗透率级差超出6倍，采用分注的方式进行注水开发。

可见，含油饱和度越高，采收率越高；不同含油饱和度组合下，渗透率级差越大，采收率越低，快速下降转折点不同；层间含油饱和度差越大，有效动用所需渗透率级差越小。

9)根据当前区域的含油饱和度区间以及渗透率级差，结合步骤6)中得出的细分组合结论确定当前油藏的注采方式，进而完成注采。

结合上述不同饱和度组合下的合理渗透率级差优化界限，考虑目标区域实际开发情况，综合确定优化组合注采方案，共实施调整细分注采工作11井次，实施后，吸水厚度提高了7.8个百分点，综合递减同期对比减缓5.06个百分点，提高水驱动用程度4.7个百分点。

具体的，目标区域的建议层间级差控制注采方案方案如表八所示：

表八建议不同饱和度组合下的合理注采方案

可以看出，表八中，对于低-低含油饱和度组合区域，渗透率级差在7倍以内，采用合注的方式进行注水开发，渗透率级差超出7倍，采用分注的方式进行注水开发；对于高-低含油饱和度组合区域，渗透率级差在5倍以内，采用合注的方式进行注水开发，渗透率级差超出5倍，采用分注的方式进行注水开发；进而完成了目标区域的纵向渗透率级差界限优化，确定了不同含油饱和度下的最优纵向渗透率级差界限，并指导了油藏开发井层间优化组合，为进一步提高高含水开发期油藏纵向动用程度提供了优化组合依据。

上述实施例中，将目标油藏根据含油饱和度的聚类分析结果分为三种含油饱和度组合区域；第一种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[x1，x2]，x1＜x2；第二种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[x3，x4]，x3＜x4；第三种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[x5，x6]，x5＜x6；x4＜x1；x3≤x5＜x4；x1＜x6＜x2，作为其他实施方式，将目标油藏分为至少两种含油饱和度组合区域即可，可以增加或减少含油饱和度区间的划分，划分的数量以及饱和度区间对应的具体含油饱和度数据本发明均不作限制。

本发明结合含油饱和度和渗透率级差确定层间优化组合的注采方式，指导了油藏开发，提高了采收率，进一步提高了高含水油藏各层的水驱动用程度及水驱波及体积。

Claims (8)

1.一种层间优化组合的注采方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)构建基础三维地质模型，基础三维地质模型基于目标油藏的地质参数进行建立，地质参数包括各地层的深度、类型、厚度、韵律性、相带；

2)获取目标油藏的含油饱和度数据；所述含油饱和度数据为目标油藏各单井中的各个地层的含油饱和度；将含油饱和度数据进行聚类分析，根据聚类分析结果将目标油藏分为至少两种含油饱和度组合区域；每种含油饱和度组合区域对应一个含油饱和度区间；根据含油饱和度区间确定模拟三维地质模型中各地层对应的含油饱和度设计值；

3)获取目标油藏的渗透率数据；所述渗透率数据包括目标油藏各单井中的各地层的渗透率；根据渗透率数据确定目标油藏的渗透率级差的级数；根据渗透率数据与基础三维地质模型中各地层的对应关系，获得基础三维地质模型中某个设定地层的渗透率设计值，根据所确定渗透率级差的级数以及设定地层的渗透率设计值，确定模拟三维地质模型中各地层对应的渗透率设计值；

4)将步骤2)得到的各地层对应的含油饱和度设计值，步骤3)得到的各地层对应的渗透率设计值输入基础三维地质模型中，得到各含油饱和度区间、各渗透率级差下的模拟三维地质模型；

5)在模拟三维地质模型中模拟每个含油饱和度区间下、每个渗透率级差对应的采收率，找出采收率降幅超出设定阈值的突变渗透率级差，将突变渗透率级差的上一级渗透率级差作为合注/分注的临界渗透率级差，超出临界渗透率级差时采用分注方式，未超出临界渗透率级差时采用合注方式；

6)根据当前区域的含油饱和度区间以及渗透率级差确定当前区域的注采方式，进而完成注采。

2.根据权利要求1所述的层间优化组合的注采方法，其特征在于，所述步骤2)中将目标油藏分为三种含油饱和度组合区域；第一种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[x1，x2]，x1＜x2；第二种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[x3，x4]，x3＜x4；第三种含油饱和度组合区域的含油饱和度区间为[x5，x6]，x5＜x6；x4＜x1；x3≤x5＜x4；x1＜x6＜x2。

3.根据权利要求1所述的层间优化组合的注采方法，其特征在于，所述步骤3)中，获得基础三维地质模型中某个设定地层的渗透率设计值的过程是：在渗透率数据中找出与基础三维地质模型的设定地层中各个深度相对应的所有实际渗透率值，将各个深度相对应的所有实际渗透率值取平均值得到基础三维地质模型的设定地层的各个深度的渗透率值，再对设定地层的各个深度的渗透率值取平均值获得设定地层的渗透率设计值。

4.根据权利要求1所述的层间优化组合的注采方法，其特征在于，所述含油饱和度数据通过岩心、测井解释计算得到。

5.根据权利要求1所述的层间优化组合的注采方法，其特征在于，所述渗透率数据根据测井数据得到。

6.根据权利要求1所述的层间优化组合的注采方法，其特征在于，聚类分析算法采用K-Means算法。

7.根据权利要求1所述的层间优化组合的注采方法，其特征在于，所述基础三维地质模型中的网格步长为5m×5m×0.25m，网格总数为180×150×20。

8.根据权利要求1所述的层间优化组合的注采方法，其特征在于，根据渗透率数据中的最大渗透率和最小渗透率确定目标油藏的渗透率级差的级数。

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