基于EnKF的油藏自动历史拟合方法对三相相对渗透率的反演
油藏数值模拟自动历史拟合方法——以Nelson油田为例
算法【８１、模拟退火‘９１、邻域法（ＮＡ）㈣。概率算法如
’此文为作者Ｓｃｈｅ限ｅｓｆｏｒａｕｔｏｍａｔｉｃｈｉｓｔｏｒｙｍａｔｃｈｉｎｇｏｆｒｅｓｅｒｖｏｉｒｍｏｄｅｌｉｎｇ：Ａｃ酗ｅｏｆＮｅ始ａｎ ｏｉｌｆｉｅｌｄｉｎｆｋ￡Ⅸ的中译稿。原文请 参照我刊国际发行网站：ｗｗｗ．ｓｃｉｅｎｃｅｄｉｒｅｅｔ．ｃｏｒｎ／ｓｃｉｅｎｃｅ．ｊｏｕｒｎａｌ／１８７６３８０４。此文中英文稿在编译过程中由黄旭日博士审校。
ｓｃｈｅｍｅｓ，ａｕｔｏｍａｔｉｃ
ｈｉｓｔｏｒｙ ｍａｔｃｈｍｇ，ｄａｔａ ａｎａｌｙｓｉｓ，ａｎｄ ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ ｏｆｔｈｅ ｂｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｔｏ ｏｂｔａｉｎ ｏｆ Ｎｅｌｓｏｎ ｆｉｅｌｄ ａｐｐｒｏａｃｈ ｉｇ ｃｏｎｄｔｔｅｔｅｄ ｕｓｉｎｇ
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ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ；ａｕｔｏｍａｔｉｃ ｈｉｓｔｏｒｙ ｍａｔｃｈｉｎｇ；ｐａｒａｍｅｔｅｒ ｕｐｄａｔｉｎｇ ｓｃｈｅｍｅ；ｔｉｍｅ・ｌａｐｓｅ（４Ｄ）ｈｉｓｔｏｒｙ ｍａｔｃｈｉｎｇ；ｍｉｓｆｉｔ
ｍａｔｃｈｅｄ ｒｅｓｕｌｔｓ ｂｙ ｒｅｄｕｃｉｌｌｇ山ｅ ｎｕｍｂｅｒ ｏｆ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｍｏｄｅｌｓ，ｓａｖｉｎｇ ｃｏｍｐｕｔｉｎｇ ｔｉｍｅ ｍａｄ ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇ ｔｈｅ ｓｉｎｇｌｅ．ｖａｒｉａｂｌｅ ａｐｐｒｏａｃｈ ｉｓ Ｒｅｇｉｏｎａｌ ｔｈｅｒｅ
ａｒｅ
ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ
习
基于RBF神经网络的油藏相对渗透率曲线计算
关 键 词 ：Ｒ Ｂ Ｆ神 经 网络 ；混 合 ＲＮ Ａ遗传算法 ； 骨干粒子群 ； 径 向基 中 心值 ； 相 对 渗 透 率
Ｄ ＯＩ ：１ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． ０ ４ ３ ８ — １ １ ５ ７ ． ２ ０ １ ３ ． １ ２ ． ０ ４ ５
中 图 分 类 号 ：Ｔ Ｅ ３ １ ２
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ：Ｉ ｎ ｔ ｈｉ ｓ ｐａ பைடு நூலகம்ｅ ｒ ，ａ Ｈ ｏｖ ｅ ｌ ｃ ａ ｌ ｃ ｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｎｇ ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ｏｎ ｒ ｅ ｌ ａ ｔ ｉ ｖ ｅ ｐｅ ｒ ｍｅ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ｃ ｕｒ ｖ ｅ ｉ ｓ ｐ ｒ ｏｐ ｏｓ ｅ ｄ ｂ ａ ｓ ｅ ｄ ｏ ｎ
（ 中 国石 油 大 学 （ 华 东 ）信 息 与 控 制 工 程 学 院 ， 山东 青 岛 ２ ６ ６ ５ ８ ０ ）
摘 要 ：提 出 了 一 种 基 于 改 进 的 Ｒ Ｂ Ｆ神 经 网 络 的 相 对 渗 透 率 曲 线 计 算 方 法 。 利 用 骨 干 粒 子 群 的位 置 更 新 操 作 更 新
ｉ ｍｐ ｒ ｏ ｖ ｅ ｄ ＲＢ Ｆ ｎ ｅ ｕ ｒ ａ ｌ ｎ ｅ ｔ ｗｏ ｒ ｋ ． Ｉ ｎ ｔ ｈ ｉ ｓ ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ， ｔ ｈ ｅ ｈ ｙ ｂ ｒ ｉ ｄ ＲＮＡ ｇ ｅ ｎ ｅ ｔ ｉ ｃ ａ ｌ ｇ ｏ ｒ ｉ ｔ ｈ ｍ （ ＨＲＧＡ ） ｗｉ ｔ ｈ ｔ ｈ ｅ ｐ ｏ ｓ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ｄ ｉ ｓ ｐ ｌ ａ ｃ ｅ ｍｅ ｎ ｔ ｉ ｄ ｅ ａ ｏ ｆ ｂ ａ ｒ ｅ ｂ ｏ ｎ ｅ ｓ ｐ ａ ｒ ｔ ｉ ｃ ｌ ｅ ｓ ｗａ ｒ ｍ ｏ ｐ ｔ ｉ ｍｉ ｚ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ （ ＰＳ Ｏ） ｃ ｈ ａ ｎ ｇ ｉ ｎ ｇ ｔ ｈ ｅ ｍｕ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ
基于测井和统计分析的油水相对渗透率新模型
基于测井和统计分析的油水相对渗透率新模型吴伟【摘要】目前胜利油田普遍进入高含水开发后期,注入水的不断冲刷造成储层参数发生变化,油藏非均质性日益严重,油藏平均相对渗透率已经不能完全反映油水渗流规律.针对该问题,利用胜利整装油田油水相对渗透率实验数据样本,基于测井渗透率解释经验模型和统计分析方法,建立了油水相对渗透率端点特征参数与油藏渗透率和孔隙度之间的定量预测新模型.新模型预测结果与实际值相比,平均绝对误差小,结果可靠,能够满足工程应用.实例应用表明,新模型能够实现在油藏数值模拟中,为每个网格赋予油水相对渗透率值,预测的剩余油分布规律与常规数值模拟有一定差别,新模型预测剩余油饱和度范围值更小,局部剩余油频数高,反映了新模型能够对油藏局部剩余油富集进行刻画和描述.研究成果对深入认识油田开发后期剩余油分布规律具有重要意义.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2018(025)004【总页数】5页(P82-86)【关键词】相对渗透率;测井解释;统计分析;剩余油;归一化【作者】吴伟【作者单位】中国石化胜利油田分公司,山东东营 257015【正文语种】中文【中图分类】TE3450 引言油水相对渗透率是油藏开发中非常重要的数据，是用来描述油藏中流体多相流的重要物理概念，也是油藏数值模拟中必不可少的重要参数[1-3]。
常规数值模拟方法中，往往采用一条区块平均油水相对渗透率曲线或根据流体特征分区采用多条平均油水相对渗透率曲线。
而实际油藏由于储层微观结构等造成的强非均质性，不同区域渗流特性存在较大差异，难以利用一条或多条平均油水相对渗透率曲线来模拟区域大、非均质性强的实际油藏渗流特征，也无法精确描述剩余油分布状况，这是造成目前数值模拟结果与矿场认识存在差异的原因之一。
国内外许多学者通过各种方法建立了油水相对渗透率数学模型，如毛细管模型、统计模型、经验模型和网络模型等[4-15]，但多数模型过于复杂，且不能直接应用于油藏数值模拟中，实用性差。
三相闪蒸及其在油藏数值模拟器中的应用
XXSim通用油藏数值模拟器技术简介及其应用作为数字油藏开发和管理核心的数值模拟器，开发的门槛和成本非常高。
月，我们面向全球的油气行业发布了提供免费的下载和试用。
我们的底气来自完全的自主研发、模型的创新，以及模拟器的稳定性和有效性。
短短几个月的时间，得全球业界的关注和积极地反馈。
我们的模拟软件，是以状态方程用模型，它可以处理热采、常规的组分、黑油等等。
那么，在基本的功能上，它与传统的商业化的其他软件，没有特别的区别，最主要的特点就是我们的模型，具有了世界上最先进的三相闪蒸和三相分离器完全耦合的热采模型，非热采模型。
那么什么叫三相闪蒸呢，就是说我们用特殊的状态方程可以计算出每一个组分在每一相中的溶解度，或者是说，每一相中的摩尔数。
举例来说，二氧化碳可以同时存在于油相、水相和气相中，那么如何计算出尔数呢？其他的传统模拟器都是用表格插值来做的，而我们可以用状态方程计算出来。
那么还有一条，如果我们按着这个思路走下去，我们把热采模型，用等温条件处理，简化成常温的三相闪蒸三相分离器组分模型，我们就可以模拟常规的二氧化碳驱和二氧化碳的存储。
如果我们进一步简化，变成了传统的两相闪蒸的组分模型，我们就可以模拟常规的注气，常规的气驱，常规的跟组份有关的模型，然后，我们这个组分模型，还可以进一步在内部生成转成了温的个模型基础上，如果我们把多组分转成两个拟组分，即就是油和气两个拟组分，我们就变成了传统上的黑油模型。
我们这个组分模型，还可以进一步在内部生成转成了温的在这个模型基础上，如果我们分，即就是油和气两个拟组分，我们就变成了传统上的黑油模型。
如果我们现在看另外一个分支，就是呢，平衡常数。
那么传统的热采模型，都是基于的。
那么，我们同样的上的热采模型，如果进行等温处理以后，值等温组分模型，又可以简化成黑油模型。
我们的模拟器还有一个最重要的特点，就是看这个绿色的斜的箭头，就是我们可以通过用内部生成的式，将基于状态方程的组分模型，转成基于模型，所以我们基本上做到了换。
关于油藏数值模拟辅助历史拟合技术的应用
扶正器(1.45m)+Ф165.1mm钻铤1根(9.68m)+Ф214mm扶正器(1.45m)+Ф165.1mm钻铤7根(65.29m)+Ф127mm加重钻杆14根(131.64m)+Ф127mm钻杆。
3 现场应用情况(3)气举情况 首先用清水将泥浆替出，然后开始分两段气举。
第一次气举：气举井深1018.17m，历时1h30min。
第二次气举：下钻至井深1636.52m开始第二次气举，历时1h40min。
最后注空气干燥井筒，立压1MPa，空气流量120m3/min，历时4h40min。
(2)空气钻进情况 钻井参数：空气排量120m3/min，立压1.26～1.37MPa，钻压15～40kN，转速50～65r/min。
空气钻进：井段1637.00～2152.50m，进尺515.50m，钻头1只，纯钻时间58h10min，平均机械钻速8.86m/h。
空气钻井终止原因：钻进至2152.50m，见气测异常，立压从1.28MPa升至1.30MPa，空气排量120m3/min，全烃从0.0086%升至0.0302%，C1从0升至0.0245%，C2～nC5：0%，集气点火未燃。
现场结合钻时、岩屑、邻井资料、气测资料综合分析，判断该段为含气层。
停止空气钻井，全井空气替换为氮气，改为氮气钻井。
(3)氮气钻进情况 钻井参数：氮气排量120m3/min，立压1.31～1.34MPa，钻压30～40kN，转速60r/min。
氮气钻进：井段2152.50～2280.00m，进尺127.50m，钻头2只，纯钻时间26h30min，平均机械钻速4.81m/h。
氮气钻井终止原因：钻进至井深2225.92m，发现水眼被堵，起钻检查钻具并更换三牙轮钻头。
下钻完毕，继续氮气钻进至2280.00m，钻达龙马溪组顶部预定层位，氮气钻井结束，全井替换为油基泥浆，改为常规钻井。
4 认识(1)长宁XX井在韩家店～龙马溪顶部采用了气体钻井技术，井段1637.00～2280.00m，进尺643.00m，纯钻时间84h40min，平均机械钻速7.59m/h。
油藏数值模拟培训_历史拟合的流程和方法
历史拟合的流程和方法3.1历史拟合目的及意义应用数值模拟方法计算油藏动态时，由于人们对油藏地质情况的认识还存在着一定的局限性。
在模拟计算中所使用的油层物性参数，不一定能准确地反映油藏的实际情况。
因此，模拟计算结果与实际观测到的油藏动态情况仍然会存在一定的差异，有时甚至相差悬殊。
在这个基础上所进行的动态预测，也必定不完全准确，甚至会导致错误的结论。
为了减少这种差异，使动态预测尽可能接近于实际情况，现在在对油藏进行实际模拟的全过程中广泛使用历史拟合方法。
所谓历史拟合方法就是先用所录取的地层静态参数来计算油藏开发过程中主要动态指标变化的历史，把计算的结果与所观测到的油藏或油井的主要动态指标例如压力、产量、气油比、含水等进行对比，如果发现两者之间有较大差异，而使用的数学模型又正确无误，则说明模拟时所用的静态参数不符合油藏的实际情况。
这时，就必须根据地层静态参数与压力、产量、气油比、含水等动态参数的相关关系，来对所使用的油层静态参数作相应的修改，然后用修改后的油层参数再次进行计算并进行对比。
如果仍有差异，则再次进行修改。
这样进行下去，直到计算结果与实测动态参数相当接近，达到允许的误差范围为止。
这时从工程应用的角度来说，可以认为经过若干次修改后的油层参数，与油层实际情况已比较接近，使用这些油层参数来进行抽藏开发的动态预测可以达到较高的精度。
这种对油藏的动态变化历史进行反复拟合计算的方法就称为历史拟合方法。
综上所述历史拟合过程也是通过动态资料及数值模拟方法对油藏进行再认识的过程。
历史拟合流程图3.2基础数据及模型参数检查油藏模拟模型的数据很多，一般来说，少则几万，多则十几万到几十万数据。
出错的可能性很大，甚至是不可避免的。
在正式进行拟合之前对模型数据必须进行全面细致的检查。
模拟器自动检查：(1)各项参数上下界检查，发现某一参数越界打出错误信息。
(2)平衡检查。
在全部模拟井的产率(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)加上准备动态预测的时间。
气顶油藏油气相渗曲线反演方法及应用
复杂油气藏Complex Hydrocarbon Reservoirs第14卷第1期2021年3月doi：ki.fzyqc.2021.01.013气顶油藏油气相渗曲线反演方法及应用雷源，杨明，周凤军，王雨，李扬(中海石油(中国)有限公司渤海石油研究院，天津300459)摘要：采油井气窜极大地影响气顶油藏的开发效果。
生产实践证明，油气界面附近生产井的气窜程度及生产动态与数值模拟结果有较大差异。
气顶油藏中，依据行业标准测得的相渗曲线因气饱和度端点值不准，其应用在数值模拟历史拟合与油田实际动态规律不符，影响了开发指标预测的合理性。
应用数值模拟方法研究了油气相渗端点值对气顶油藏开发生产动态及最终采收率的影响。
结合气顶油藏注水开发时油水和油气两相渗流规律，建立了气顶油藏水/气驱动模型，通过实际生产数据得到含气率导数与含气率的关系数据进行拟合，利用遗传算法反求得到油气相渗曲线特征参数最优解，实现了油气相渗曲线的反演。
数值模拟结果表明，应用该方法得到的相渗曲线更加符合油田实际生产规律，可为该类型油藏采收率的合理确定及调整挖潜提供更为准确的参考。
关键词：油气相渗曲线；影响因素;B-L方程;遗传算法;相渗反演中图分类号:TE349文献标志码:AInversion method of oil-gas permeability curve in gas cap reservoirand its applicationLEI Yuan,YANG Ming,ZHOU Fengjun,WANG Yu,LI Yang(Bohai Oilfield Research Institute,Tianjin Branch ofCNOOC Ltd.,Tianjin300459,China) Abstract：Gas channeling of oil production wells greatly affects the development effect of gas-cap oil reservoirs.Production practice has proved that the gas channeling degree and production performance of production wells near the oil-gas interface are quite different from the results of numerical simulation.In gas-cap oil reservoirs,the relative permeability curve measured according to industry standards is inaccurate due to the endpoint value of gas saturation.Its application in numerical simulation history matching is not consistent with the actual dynamic law of the oilfield,which affects the rationality of development index prediction.The numerical simulation method is used to study the influence of oil-gas permeability endpoints on the development,production performance,and ultimate recovery of gas-cap bined with the two-phase seepage law of oil-water and oil-gas during water-flooding development of gas-cap reservoirs,a water/gas driving model for gas-cap reservoirs is established,and the relationship data between gas fraction derivative and gas fraction is obtained from actual production data for fitting.The genetic algorithm inversely obtains the optimal solution of the characteristic parameters of the oil-gas permeation curve and realizes the inversion of the oil-gas permeation curve.The numerical simulation results show that the relative permeability curve obtained by applying this method is more in line with the actual production law of the oilfield,and can provide a more accurate reference for the detemination of reasonable recovery efficiency and tapping potential of gas cap reservoir.Key words:oil and gas phase permeability curve;analysis of influencing factors;B-L equation;genetic algorithm;phase permeability inversion在气顶油藏开发中，油气界面发生运移会使附近的采油井发生气窜,导致产量急剧下降,从而影响油藏整体的采收率目前，油气两相相对渗透率曲线主要通过取心岩样在实验室进行测定同。
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模型参数的导数 ， 求解步骤繁琐且费时 ， 算法稳定性 差， 对硬件要求 高， 其应用一直受到 限制． 集合 Ｋ ｌ ａ — ｍ ｎ滤波方法（ ｎ Ｆ 是新近兴起 的一种数据同化技 ａ ＥＫ ） 术 ， ０ 年被 Ｎ ｅｄｌ ２ ４ ０ ａｖａ ３ ＿第一次引入石油工程领域后 ，
摘要 ： 为解 决标 准集合 Ｋ ｌａ 波在 非 线性 油藏 反 演 中更 新模 型 与更 新 动 态场 的 统计 不 一致 性 问 ａｍ ｎ滤
题 ， 出了一种改进 的集合 Ｋ ｌａ 滤波方法， 提 ａ ｎ ｍ 历史拟合过程 中只对模型参数进行更新， 然后利用更新
的模型参数从初始状态重新运行油藏数值模 拟软件进行下一拟合时刻的生产预测， 协方差矩阵由从 时间零运行 油藏数 值模拟软 件得到 的预 测数 据进行 计 算． 论证 明 了该 方 法与 集合 随机 最大似 然 法 理 的一致性． 对某油藏的相对渗透率曲线进行 了估计， 比较 了标准集合 Ｋ ｌａ ａ ｎ滤波方法与改进方法的 ｍ
藏生产方案优化 、 油藏管理等活动的基础． 油藏 自动 历史拟合方法是通过对油藏生产数据的拟合来进一
步描 述油藏地 质模 型 、 藏岩 石 流体 参 数 等 ， 油 以减 小
这些油藏参数的不确定性 ． 传统 的方法是基于梯 度的方法 ， 需要利用伴 随矩阵方法（ ｄ ｉ ｅ ｏ ） Ａ ｊ ｎ ｍ ｔ ｄ ｏｔ ｈ
２ １ ７月 ０ １年 第２ ６卷第 ４期
西安石油大学学报 （ 自然科学版）
Ｊｕｎｌ ｆ ｉ ｌＳ ｉ ｕＵ ｉ ｒｔ（ ａ ｒｌ ｃ ｎｅＥ ｉｏ ） ｏ ｒａ ｏ ｌ ｈ ｏ ｎｖ ｓ ｙ Ｎ ｔ ａ Ｓｉ ｃ ｄ ｉ Ｘ ｆ ｙ ｉ ｅｉ ｕ ｅ ｔｎ
Ｊ１２ １ ｕ． ０ １
Ｖｏ． ６ Ｎｏ ４ １２ ．
文章 编号 ：６３ ６Ｘ（０ ）４０３ － １７－ ４ ２１ ０ － ３０ ０ １ ０ ５
基于 Ｅ Ｋ ｎ Ｆ的油藏 自动历 史拟 合方 法
对 三相 相对 渗透 率 的反 演
王玉斗， 李茂辉
（ 中国石油 大学 （ 华东 ）物理科学与技术学 院， 山东 东 营 ２７６ ） ５０ １
’
其中： ／ ｎ表示 油藏静 态模 型参数 向量 ， Ｎｍｘ１油藏孔隙度场 、 渗透率场等；“ ｐ 表 示时间 ｔ的油藏动态参数（ 如压力、 饱和度 、 溶解油气 比等 ）为 ×１的列 向量． 准 Ｅ Ｋ ， 标 ｎ Ｆ的分析方 程可
一
３ 一 ４
西安石 油大学学报 （ 自然科学版 ）
Ｅ Ｒ Ｌ方法的等效性 ， ｎＭ 并应用该方法对油藏相对渗 透率 曲线进行了估计 ， 得到了比较理想的结果．
合方法 ， 其前提是在每一个数据拟合时间点 ， 更新模 型和更新动态场是一致的 ， 即利用更新模型从时间 零运行数值模拟软件到 当前时间 ， 得到 的动态场与
确的结果 ， 但对于非线性问题拟合及反演结果不好， 甚至会出现错误的结果 ． 为了解决非线性渗 流问 题 ，ｉ Ｌ 等 提 出了迭代集合 Ｋ ｌａ ＿ｍ ｎ滤波方法 ， ａ 但这 些方法 都是基 于梯度 的算法 ， 需要利 用伴 随矩 阵方法 计算敏感系数． ｕ等 也提 出一种集合随机极 大似 Ｇ 然法（ ｎ Ｍ ）该方法用一平均敏感系数矩阵来代 ＥＲ Ｌ ， 替真实矩阵 ， 由于利用奇异值分解方法求解平均敏感 系数矩阵， 相比较而言该迭代方法计算量降低． 但是 由于每次迭代后 ， 所有的油藏模型都需要从时间零运
在生产数据及地震数据拟合和油藏地质参数描述等 方面 已引起越来越 多研究者 的注意 ， 已被 成功 地应 现 用于一些实际油藏进行 自动历史拟合 ． 已经证明 标准集合 Ｋ ｌａ 滤波方法对于线性问题可以得 出正 ａ ｎ ｍ
行油藏数值模拟软件 ， 计算量仍然很大； 并且由于平 均敏感系数矩阵的应用， 在后续 的迭代 中不能保证搜 索沿 目 标函数下降的方 向进行 ， 多次迭代的效果并不
１ 标准集合 Ｋａ ｎ滤波 ｌ ｍａ
定义状 态 向量
Ｙ ：
更新动态场是一致 的． 对于线性油藏问题 ， 该前提是 正确的． 但是在非线性条件下该假设不能被保证 ， 利
用标准 的集合 Ｋ ｌ ａ ａ ｎ滤波常常会出现错误的估计 ｍ 结果． 了避免非线性引起更新模 型和更新动态场 为 的非一致性 ， 在数据分析 中， 状态向量只包括油藏模 型参数 ， 分析方程 （ ） ２ 就变为
好． 本文提出一种改进的集合 Ｋ ｌａ 滤波方法 ， ａ ｎ ｍ 该方 法既避免了复杂的敏感系数计算 ， 又可保证更新静态 场与更新动态场的一致性． 理论上证 明了该方法与
收稿 日期 ： ０ １ ３１ ２ １－ —０ ０
基金项 目： 山东省 自然 科 学 基 金 项 目“ 流 相 油 藏 历 史 拟 合 的 迭 代 集 合 卡 尔 曼 滤 波 与 核 方 法 耦 合 研 究 ” 编 号 ： 河 （ Ｚ ２ １Ｅ ０３ ； Ｒ ００ Ｍ ５） 中央高校基本科研业务费专项资金项 目“ 基于集合 Ｋ ｍｎ滤波 的河 流相 油藏 自 ｌ ａ ａ 动历史 拟合 及 反演方法研究 ” 编号 ： Ｃ ００２ ） （ １ Ｘ４４Ａ ０ 作者简介 ： 王玉斗（９３）男 ， １７－， 副教授 ， 主要从事油藏生产反演及油藏描述研究． －ａ ：ａｇ ＠ｕｃｅｕｃ Ｅｍｉ ｗｎｙ ｐ．ｄ．ｎ ｌ ｄ
参数估计及 生产预测结果． 由于保证 了更新模型与更新动 态场的一致性 ， 改进 的集合 Ｋ ｌａ ａ ｎ滤波方 ｍ 法得 到 了更好 的参数估计 和生产预 测结果．
关键词 ： 储层历史拟合； 集合 Ｋ ｌａ ａ ｎ滤波； ｍ 储层参数估计 ； 储层生产预测 中图分类号 ：Ｅ ５ 文献标 识码 ： Ｔ ３３ Ａ 油藏参数的正确估计与描述是油藏生产预测 、 油 ．