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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油田、单井压力油田、单井产量地质储量油田、单井含水率等模拟计算与实测数据是否一致动态预测Yes对原始参数调整No已有油藏参数渗透率孔隙度各种动态数据等饱和度1、历史拟合的概念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与实际油田的动态历史进行比较合理的拟合结果参数调整历史拟合判断参数修改是否合理不符合符合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；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；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）。拟合指标的类型：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一拟合单井含水单井产油量地下水饱和度的分布油井见水时间及见水层位符合实际的层间关系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）地质储量主要拟合指标的确定及目的二5、确定参数的可调范围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，可以放大或缩小2－3倍或更多。渗透率：孔隙度：有效厚度：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％。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％。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。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。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。开始油藏原始平衡状态检查(零流量模拟)拟合井底压力拟合油田平均压力拟合单井压力拟合油田综合含水率检查油藏压力拟合情况结束拟合单井含水率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。(1)压力拟合1010.51111.51212.51313.514010002000300040005000时间（d）压力（MP）第一次拟合值实测值压缩系数扩大1.5倍如下图所示，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。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。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。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）。含水率拟合最常用的方法是修改相对渗透率曲线，有时也调整油水界面和油气界面的位置，同时原油的粘度对含水率也有一定的影响。与压力拟合类似，含水率拟合也要分为全区拟合和单井拟合。（2）含水率拟合例如位于油区的油井开井初期见水，而实际情况并没有见水，有时出现见水滞后，其主要原因可能是：相渗关系的端点值与初始流体饱和度不匹配，需要进行调整和修正。见水过早见水滞后水相相对渗透率曲线调整调整渗透率的分布或原油粘度后，压力分布和单井压力都发生变化，当调整相对渗透率曲线时，由于该相流量也随之发生相应的改变，必然导致压力变化，例如当水的相对渗透率曲线下移时，由于水相的流量减少，必然导致流动时压力值减少，所以在含水率拟合好后，必须再对压力进行必要的调整。压力、含水率、气油比等都已经拟合好后就可以进行动态预测了。进行数值模拟研究的最终目的都是为了对油田未来的动态进行预测。历史拟合结束之后通过分析油层综合开采状况、压力与流体饱和度分布状况等，总结以往开发的经验，发现今后的开发潜力，并制定出油田的开发调整方案。油田开发调整的三种类型：1）立足现有井网层系常规措施综合调整，例如：补孔措施、卡封措施、水井调剖、改变油水井工作制度等；2)井网层系调整，例如：加密井、层系调整、注水方式调整等；3)开发方式调整，例如热力采油、化学驱、混相驱等；