2历史拟合基础知识汇总

在油藏数值模拟时，人们对地下地质条件的认识存在一定的局限性，虽然作了大量工作，但由于在钻井处获得资料，但油藏特性如孔隙度和渗透率的等值线图有多种不同的方法绘出，井间岩石性能的变化只能依靠猜测，因而使得某些参数具有不确定性，导致所建立的模型不能正确反映油藏的特征。历史拟合是模拟研究的一个十分重要的环节。它是预测油田开发动态的基础。历史拟合就是为了获得一组油藏参数(如渗透率、孔隙度、相对渗透率等，使得模拟模型计算的历史动态与实际的动态相一致(或相接近)，这种方法称为历史拟合。换言之，历史拟合就是运用历史动态(已知的)反求油藏特性参数(未知的)的“反问题”。油藏数值模拟的历史拟合历史拟合是一个相当复杂的工作，历史拟合的过程需要消耗很多人力和机时，它常常占用了模拟研究的大部分费用。历史拟合，目前主要通过试凑法，人工地修改和调整参数。为了用尽可能少的人力和机时获得高质量的历史拟合，必须懂得历史拟合的准则，讲究处理实际问题的方法和技巧，需要应用渗流力学、油藏模拟、油层物理、油藏工程等有关方面的理论知识，以及积累丰富的油田地质、油田开发等有关方面的知识和经验。(一)合理工作制度的确定在历史拟合中合理给定油水井的工作制度将直接影响每次模拟的效率，也对拟合过程会有大的影响。1．所有注水井定注入量，所有采油井定地面产液量（压力变）采油井在模拟区内，产油、产水量都是已知的，历史拟合中指定它们的地面产液量，可以保证模型的采出体积与实际一致。减轻含水拟合与压力拟合之间的相互干扰。注水井在模型边界上，注到模拟区内的水量是未知数，可以使用给定劈分系数并在历史拟合中调整劈分系数的办法来实现分配到模拟区的水量。历史拟合中，人工调整劈分系数工作量很大。注意总结经验：找到不同含水阶段，不同幅度地调整劈分系数对全区压力变化的影响。2．注水井定压，采油井定地面产液量这种处理方法适合于全部注水井都在边界上，采油井在模拟区内的情况。采油井在模拟区内，定产液量具有上述“1”中的优点。注水井在模型边界上，注水量是未知数。若用人工分配水量工作量很大，如果缺乏实践经验，则分配上不恰到好处，可能会导致计算的压力大幅度波动。注水井指定井底流动压力，可减少分配水量的工作，同时计算的压力稳定。历史拟合以后，模型会自然给出应分配到模拟区的水量。3．模型边界处的注水井和采油井定井底流动压力，模拟区内的注水井和采油井分别定注水量和地面产液量显然这种处理办法适合于边界上和区域内分别都存在着注水井和采油井的情况。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。数据检查包括模拟器自动检查和人工检查两个方面，缺一不可。(二)油藏模拟模型数据检查(1)各项参数上下界检查。(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。经过这么长时间的模拟，油藏状态参数(压力场、饱和度场)应该没有任何明显的变化。这与油藏初始状态是稳定状态的假设是一致的。如果发现状态变量发生明显变化，则表明模拟参数有问题。这是不允许的。必须纠正。(3)模拟器还能帮助检查出不符合于使用说明书上规定的各种错误，如关键字错漏，数据多少等等。黑油模拟器的自动检查是重要的，检错功能很强，但因不能发现所有的错误，它不能完全代替人工检查。人工检查就是把全部参数打印出来进行肉眼检查，与原始数据核对。（特别对于插值点）对原始动态数据进行核实：(1)不同来源的资料互相对扣，如来自数据库和直接来自矿场统计数据同初次运算结果的累积产量应对扣，若不对扣应查清原因。这些检查，往往可以查出许多停产井，或转注井等忘关井，忘转注等错误来。(2)物质平衡检查。即分析全区(或全油由)压力变化与累积净注人量(或亏空)的关系是否一致。(3)对串槽井的产水量进行修正。由于模型参数数量较多，可调自由度大，而实际油藏动态数据种类和数量有限，不能唯一确定油藏模型的参数。为了避免或减少修改参数的随意性，必须确定参数的可调范围。首先分清哪些参数是确定的，哪些是不确定的。然后根据情况确定可调范围。孔隙度：此参数由测井解释和岩心分析得出，视为确定参数，允许改动范围在3%，一般不做修改。渗透率：渗透率在任何油、气、田都是不定参数。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，可以增大或缩小几倍乃至几十倍。有效厚度：油层测井解释的有效厚度与取心井资料对比，一般偏高，主要是钙质层和泥质夹层没有完全挑出来。在调整有效厚度（范围－30%）拟合储量后，拟合其他参数时，一般不要再改动。(三)、确定参数的可调范围初始压力：认为是确定参数。相对渗透率曲线：认为是不确定参数。油气PVT：认为是确定参数。油水、气水界面：允许在一定范围内修改，在储量拟合上后，不再做改动。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；影响储量的参数有油水界面、气水界面、有效厚度、孔隙度。一般通过校正油水或气水界面以及有效厚度来拟合储量，孔隙度最好不要做改动。在储量拟合好后，这几相参数基本上是确定的参数，必要时做些局部微调。(三)、全区储量拟合影响地层压力的参数很多，几乎所有的物性参数都能影响其变化，如果实际的测压资料由于关井时间不够等因素而不够准确，那么建议拟合压力趋势，不要求追求每个压力值都拟合上。下面把影响地层压力的参数讲述如下：(1).孔隙度和有效厚度和压缩系数：这几个参数的提高会减缓地层压力的下降，同时也会增大地质储量。(2).此外还有其他一些参数影响地层压力，如地层压力梯度、原油体积系数、原油密度等。(四)、全区地层压力拟合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。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。当计算的压力随时间的变化形状与实测的基本一致，只是压力水平不同时，主要调整压缩系数和孔隙体积。当分析发现全区注采关系不正确时，可根据注采平衡的原则对边界井劈分系数进行调整(对于边界注水井定注入量的情况)或修改注水井指数等(对于边界注水井定井底注入压力时)。当油水井压差过大时，表明全区渗滤能力过低，可适当提高相对渗透率的端点值(这时应同时考虑全区含水拟合)，也包括调整边界流人函数的参数(若有的话)。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，也包括边界流人函数的渗透率。因为油藏中产生压力分布是由于流体流动的结果。因此除了通常改变渗透率率外，必要时(视全区含水和单井含水拟合是否需要)也可修改相对渗透率Kr1.拟合压力形状时，着重调整对全区压力影响大的单井的压力形状。全区压力拟合基本满意后，注意力转移到单井压力拟合上。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，则井间网格的渗透率也应随着做相应的修改。以上两个步骤不是截然分开的。在进行全区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到单井本身的层间关系，这时还可以修改射开的KH(地层系数)。压力拟合时，同时要照顾到含水拟合情况，有时可从含水拟合情况得到某些启发，帮助修改方向渗透率，这样压力拟合阶段对方向渗透率的修改就会有利于以后含水的拟合。当井下措施多，引起了含水和压力大幅度波动，尤其是含水可能大起大落，对全区压力和含水都影响较大时，应首先着重含水拟合，才能较平稳地、适当地反映井下措施的影响，在压力拟合时，有不使含水拟合结果严重破坏的办法。反之，含水拟合时，由于考虑了井下措施可能破坏压力的拟合结果。含水率拟合也分全区拟合和单井拟合两步。首先做全区含水拟合。在做全区含水拟合时，全区性地修改拟相对渗透率(有时包括油水界面)。全区含水拟合基本达到要求后，再做单井拟合。这时只修改局部拟相对渗透率或井拟函数。饱和度拟合后，往往会影响压力拟合的结果，这时需要反过来再做压力拟合。直至压力和含水的全部拟合指标达到满意的要求为止。(五)、全区及单井含水拟合这部分工作是最耗时间的工作，主要是拟合含水问题，调节的参数主要是渗透率和相渗，其它参数作为辅助。渗透率的调节参照试井分析以及压裂酸化情况等资料，下面把相渗的一些调节技巧阐述如下：00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro油井见水过早油井见水过晚油藏在初含水时期拟合不好可以做以下处理1.相渗的曲线调整00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro油井后期含水太低油藏在后期拟合不好可以做以下两种处理00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro油井后期含水太高•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.局部含水调整•通过如下修改:•·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；•·减少与水区连通部位的渗透率值，以控制含水上升的目的；•·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。历史拟合应遵循一定步骤，但也可灵活。历史拟合的原则是修改那些最不可靠的并对拟合结果影响最大的不定参数，同时做到模型参数的修改在合理的，可接受的范围内。历史拟合的策略是主攻压力拟合时，要有利于含水拟合。反之，主攻含水拟合时，照顾压力的拟合。从全区拟合出发考虑单井的拟合，在单井拟合的基础上促成全区指标的拟合。具体作法是横向看，所有油井同时拟合，纵向看，不同时期一同拟合。即在一个统一的时空里把各口油井的千差万别联系起来，最后把各别的矛盾和对立统一到全区上来。特殊情形，对于拟合不上的单井也应交代清楚。历史拟合操作经验点滴1．关于渗透率的修改渗透率对于任何一个模型都是不确定的参数，人们在修改参数的时候很可能把它摆在第一位。为了避免随意性，在修改渗透率的时候必须考虑修改哪一层，修改哪些点，修改多大幅度，是否考虑方向性，等等。这就需要充分分析一批井的真实历史情况，地层特征及模拟结果才能确定。这时向最熟悉开发历史的人学习是很重要的。(1)修改渗透率与沉积特征联系起来。例如大庆萨尔图油田中区西部高台子油层试验区属于河流相沉积，河道基本顺南北方向，渗透率有一定方向性，一般是南北向高，东西向低；因此历史拟合中南北方向渗透率(Kv)高，而与河道垂直的东西方向的渗透率(Kx)底。又如萨尔图油田中区西部东块模拟区萨尔图及葡萄花层系属于河流相沉积的沙泥岩互层。渗透率修改的特点也是