CMG历史拟合技巧

数值模拟过程（特别是历史拟合）是一项复杂的、消耗人力和机时的繁琐工作，如不遵循一定步骤，掌握一定技巧，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、含水和油气比难以办到，必须将历史拟合过程分解为相对比较容易的步骤进行。

历史拟合一般采取以下几个步骤：
1确定模型参数的可调范围；
2对模型参数全面检查；
3历史拟合；
1）.全区和单井压力拟合；
2）.全区和单井含水拟合；
3）.单井生产指数拟合。

（一）确定模型参数的可调范围
确定模型参数的可调范围是一项重要而细致的工作，需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，哪些参数是可调的。

资料及专家介绍：
孔隙度允许修改范围±30％；
渗透率视为不定参数，可修改范围±3倍或更多；
有效厚度，由于源于测井资料，与取心资料对比偏高30％左右，
主要是钙质层和泥质夹层没有完全挑出来，视为不定参数，可调范围-30％左右；
流体压缩系数源于实验室测定，变化范围小，视为确定参数；
岩石压缩系数源于实验测定，但受岩石内饱和流体和应力状态的影响，有一定变化范围；同时砂岩中与有效厚度相连的非有效部分，也有一定孔隙和流体在内，在油气运移中起一定弹性作用。

因而，允许岩石压缩系数可以扩大一倍；
相对渗透率曲线视为不定参数，允许作适当修改；
油、气的PVT性质，视为确定参数；
油水界面，在资料不多的情况下，允许在一定范围内修改。

（二）对模型参数全面检查工资
油藏数值模拟的数据很多，出现错误的可能性很大。

为此，在进行历
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方面，缺一不可。

模拟器自动检查包括：
1、各项参数上下界的检查
对各项参数上下界的检查，发现某一参数超过界限，打出错误信息。

1）.检查原始地质储量并与容积法计算进行比较；
N = 7758?A×h×Φ×Soi/Boi
2）.检查所有原始油藏性质图和输入数据。

2、平衡检查
在全部模型井的产率（注入率）都指定为零的情况下，进行一次模拟计算，其结果应是油藏状态参数（压力场和饱和度场）应该与油藏初始状态参数一致，无任何明显变化，流体应该是处于平衡状态。

否则表明参数有了问题，需重新检查模拟卡中的相关参数。

人工检查包括：
1）、不同来源的资料相互对扣；
2）、日产（注）量、月产（注）量和累积量相互对扣；
3）、物质平衡检查，即分析全区压力变化与累积净注入量（或亏空）的关系是否一致；
4）、对串槽井的产水量进行修正。

（三）历史拟合分两步
首先是拟合全区压力到拟合单井压力，然后是饱和度（全区和单井含水）拟合。

1.压力拟合
油藏中产生压力分布是由于流体场产、注流动后重新分布的结果，由达西定律所描述: ( x=0,g,w )
公式中包含出现的不定参数K和Kr，改变其中之一将有效地改变压力
的重新分布，由此当网格单元井的压力形式出现异常上升或下降时，•表明不是真实地层条件下的K和Kr值。

而地层平均压力水平的主要影响因素是由油藏总孔隙体积和总压缩率来确定，两者有如下关：
而: 由此可以确定造成不正确压力大小的不定参数是Cr和Φ，通常改变Cr可以观测到压力的显著变化，而±30％的Φ变化对计算出来的油藏动态参数（包括压力）可能差别不大，是次要因素。

A：拟合全区或单井油层压力
方法
1. 修改Cr、Φ、h、S（饱和度）参数
1）一般如果一个区块有室内岩心Cr数据，建议不改变其值大小，如按拟合情形需改变时，也不能超过一倍为好；
2）如果拟合油藏压力水平过高，则往往表示油藏地质储量过高。

此时需减少Φ、h以及S值，以达到使地层压力水平降低的目的；
2. 修改渗透率值改变流体流动方向
以达到改变油层压力的目的；增加低压带的渗透率，以达到提高低压带的压力，反之亦然。

检查原始地层压力梯度、原油体积系数、脱气油密度，以校正地层压力水平；
1）.原始地层压力与深度关系将直接影响到整个地层的压力水平。

如果油藏压力水平过高或偏低，首先应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，如果不符合则需修改这个相参数。

2）.从压力梯度数据中效核地下原油密度；
压力梯度：dP/dD = ( P2 – P1 )/( D2 – D1 ) 通过单位换算为地下原油密度，与实际输入值比较，如（脱气原油密度）有误也需要修改。

3）.检查原油体积系数
检查地面脱气原油密度，如果正确，则按：Bo=ρ
地面/ρ
地下
求出原油
体积系数，进行修改。

总之，先拟合全区压力，然后拟合单井压力形式。

而单井压力拟合主要是靠修改井局部地区的渗透率或方向渗透率。

注意在进行全区压力拟合时，要兼顾单井点的情况进行修改。

而且，同时要照顾到单井点的含水拟合。

这样，压力拟合阶段对方向渗透率的修改就有利于以后含水的拟合，节省机时费用。

2.全区和单井含水拟合（饱和度的拟合）
压力拟合达到满意的效果后，将进行全区和单井含水拟合。

油藏中流体饱和度的分布，影响井的注入量和采出量，即影响油水比和油气比。

瞬时油水比（WOR）和油气比（GOR）由一下公式计算：
B：全区和单井含水的拟合
其方法步骤如下：
1.调整相渗曲线
首先，要检查相渗曲线是否平滑，才不至于导致计算含水值过高或过低。

其次，对初期拟合含水偏低的情形，可适当左移水相渗透率曲线（即抬高水相渗透率曲线），对高含水期拟合含水偏低的情形，可适当右移油相渗透率曲线（即抬高油相渗透率曲线）【油相相渗提高，流度比减小，油水差异减小，更容易驱油，由下式应该含水率是下降
啊】。

反之亦然。

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再次，尽可能根据分采层的含水上升率曲线反推几组相渗曲线，用以代表不同类型产层的渗流机理。

由于我国油藏大多属于陆相湖盆沉积，物源近、以及多物源方向供给碎屑物质，造成沉积相带窄，非均质性严重，砂体类型也多。

加上沉积受多级旋回的控制，形成多层系含油的特点，无论从岩性还是从岩相上变化都很悬殊。

纵向上各层间渗透率差别很大，平面上连通性差、砂岩体往往在短距离内就尖灭、交叉或迭加。

而东部多为断陷含油气盆地，断层发育，构造复杂，致使各断块间油气水分布关系难以摸清。

而且，更为严峻的问题是开发过程中对达到一个油藏或小到一个断块的五项渗流特征参数的岩心实验资料录取少，一般应用一组相渗曲线很难表征地下油藏各层系、小层内流体的真实渗流机理，更别说对无资料的地区要借用相同或类似地区的资料来使用。

2.调整毛管压力曲线
拟合含水还需检查毛管压力曲线，以改变束缚水饱和度和初始含水饱和度分布。

3.局部井点含水的拟合
通过如下修改：
A：改变含水区地质储量，如调整这些地区的孔隙度Φ、渗透率K或流体S值的大小，以达到含水饱和度的拟合；
B：减少与水区连通部位的渗透率值，以控制含水上升的目的；
C：在局部地区含水拟合差别较大时，可调整X、Y方向渗透率，即AKX、•AKY、BKX、BKY、AKZ（纵向），以达到在不增加地质储量的条件下，增加或减少流体沿某一方向的流动性，实现含水的拟合。

双孔双渗，就是模型中有基质和裂缝两种孔隙体积，基质孔隙是主要的储油空间，裂缝是主要的流动通道，基质和裂缝都有孔隙体积和渗透率，所以叫双孔双渗。