油藏数值模拟历史拟合与动态预测..

最后一个阶段的生产指数、 吸水指数拟合
油水井产液及吸水能力
5、确定参数的可调范围 渗透率：
它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与岩心分析值误差较大， 而且根据其特点，井间的渗透率分布也是不确 定的，因此渗透率的修改允许范围较大，可以
放大ຫໍສະໝຸດ Baidu缩小2－3倍或更多。
孔隙度： 油层部分孔隙度在25％～30％之间，平均为 27％，变化范围不大。因此孔隙度视为确定 参数，不做修改，或允许改动范围在±3％。 有效厚度：
各种动态数据等
动态预测
2、历史拟合的步骤
收集历史动态资料
判断资料的准确性
明确历史拟合的目的 建立起初始模型 建立起初始模型 历史拟合
与实际油田的动态 历史进行比较
判断参数修改是否合理 不符合 参数调整
符 合 合理的拟合结果
3、历史拟合工作制度
所有注水井定注入量，所有采油井定地面产液量；
注水井定压，采油井定地面产液量；
油层测井解释的有效厚度与取芯资料对比， 一般偏高30％左右，主要是钙质层和泥质夹层 没有完全扣除，因此可调范围为-30%－0％。
岩石和流体的压缩系数:

流体压缩系数是实验测定的，变化范围 较小，认为是确定的。而岩石压缩系数 虽然也是实验测定的，但受岩石内饱和 流体和应力状态等的影响，有一定的变 化范围，而且与有效厚度相连的非有效 部分也有一定弹性作用，考虑这部分的 影响，允许岩石的压缩系数可以扩大一 倍。

历史拟合的概念 历史拟合的步骤 历史拟合工作制度 历史拟合指标 确定参数的可调范围 历史拟合的一般操作方法
1、历史拟合的概念
已有油藏参数 对原始参数调整
渗透率 地质储量 油田、单井压力 模拟计算 饱和度 油田、单井产量 油田、单井含水率等 与实测数据 是否一致
Yes No
孔隙度

单井的压力拟合主要调整表皮效应达到对单 井压力动态的拟合，有时也可调整井周围地 区的渗透率或方向渗透率。 全区压力拟合与单井压力拟合不是截然分开 的，在进行全局压力拟合时也考虑单井情况， 附带做局部修改，并着重那些对全区压力影 响很明显的单井的压力拟合。同时还应注意 在调整井与井之间平面关系的同时，也考虑 单井本身的层间关系，这时还可以修改射开 的KH（地层系数）。
油气PVT性质:

一般认为是确定参数，在具体情况下也 允许作适当修改，应根据具体情况而定。
初始流体饱和度:

一般认为是确定参数，必要时允许小范围 修改。
相对渗透率曲线：

由于油藏模拟模型的网格粗，网格内部 存在严重的非均质性，其影响不可忽视， 这与均质岩心的情况不同，因此相对渗 透率曲线应看做不定参数。即使在拟曲 线的研究中，给出了较好的初值，但仍 允许做适当的修改。
压力）
气油比一般不列为主要拟合指标：
原因是：
1) 开采过程中基本上保持在饱和压力以上开采，气油比 比较稳定； 2）矿场油气比测量资料不准确。
主要拟合指标的确定及目的二
全区（油田）及单井压力拟合 注采平衡（注采关系正确）
地质储量 单井产油量 拟合单井含水 地下水饱和度的分布 符合实际的层间关系
油井见水时间及见水层位
从上图中可以看出，从整个变化趋势上看，拟合压力 低于观察压力，但两条曲线几乎平行，这是典型的油藏渗 透率给低了的情况，若将油藏 渗透率增加为原来的 1.5， 则可以实现最终拟合。
从上图中可以看出，计算压力值低于观察值且继续发 散，这是典型的由于远离井区的渗透率和孔隙度给定的过 低造成的结果，在此情况下可保持油藏渗透率不变，将水 层的渗透率提高到原来的1.5倍，就可以实现拟合。
若油井在不变的总采收率或定压的情况下生产，则拟
合指标可能是产油量；
拟合见水时间和见水层位等等；
拟合分层开采指标（若有比较可靠的实测资料）。
主要拟合指标的确定及目的一
油井的含水和地层压力作为主要指标； 其次是拟合单井的见水时间、见水层位； 最后是生产指数和注水指数拟合（也即拟合油水井井底流动
拟合油田平均压力 拟合单井压力 拟合油田综合含水率 拟合单井含水率 检查油藏压力拟合情况 拟合井底压力 结束
(1)压力拟合

在进行全区压力拟合时，首先着重拟合压力 水平，兼顾拟合压力变化形状。当拟合压力 的变化形状与实测基本一致时，只是压力水 平不同时，主要调整压缩系数和孔隙体积。 当分析发现注采关系不正确时，可根据注采 平衡的原则对边界井劈分系数进行调整或修 改注水井指数。当油水井的压差过大时，表 明全区渗虑能力过低，可适当提高相对渗透 率的端点值。
油水和油气界面：

在资料不多的情况下允许在一定范围内
修改。在某些情况允许修改范围放宽。 例如：对于边底水油藏，矿场只提供一 个平均的油水界面（深度），这时可在 较大的范围内修改。
6、历史拟合的一般操作方法
开 生产指数只做最后一 个时间步，因为只有 最后一步的生产指数 对动态预测有意义。 始
油藏原始平衡状态检查(零流量模拟)
如下图所示，若将岩石的压缩系数扩大为原 来的1.5倍将实现最终拟合。
压力（MP）
14 13.5 13 12.5 12 11.5 11 10.5 10 0 1000 2000 3000 4000 5000
时间（d） 第一次拟合值 实测值 压缩系数扩大1.5倍

当压力与时间的计算变化形状与实际的不一 致时，则普遍地修改模型的渗透率，也包括 边界流入函数的渗透率，因为油藏中产生压 力分布是由于流体流动的结果，这个结果由 达西定律所确定，它包含着总以乘积出现的 KKrl（l＝o、w、g；K为渗透率；Krl 为某项相 对渗透率）因此同时也可修改相对渗透率， 在拟合全区压力形状时，着重调整对全区压 力影响大的单井的压力形状。
模型边界处的注水井和采油井定井底流压，模拟区
内部注水井和采油井分别定注入量和地面产液量；
对应于上述三种方法，若将相应的油井定地面产液
量改为地下总采出体积（包括油、气、水），可以
得到另外三种工作制度。
4、历史拟合指标
拟合指标的类型：
在定产情况下，拟合指标：实测油水比（或含水，或
水饱和度）和油气比；实测地层压力，或实测的井底 流压等；

（2）含水率拟合