历史拟合方法简.docx

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历史拟合方法简

历史拟合方法

一、历史拟合方法的基本概念

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。

由于目前历史拟合还没有一种通用的成熟方法，经常的做法仍是靠人的经验反复修改参数进行试算，因此油藏模拟过程中历史拟合所花的时间常占相当大部分。

为了减少历史拟合所花费的机器时间，要很好地掌握油层静态参数的变化和动态参数变化的相关关系，应积累一定的经验和处理技巧，以尽量减少反复运算的次数。

近年来还提出了各种自动拟合的方法，力求用最优化技术以及人工智能方法来得到最好的参数组合，加快历史拟合的速度井达到更高的精度。

但目前这种自动拟台的方法还处在探索和研究阶段，还没有得到广泛的实际应用。

历史拟合包括全油藏的拟合和单井指标的拟合，一般是根据实测的产量数据来拟合以下的主要动态参数：

1、油层平均压力及单井压力。

2、见水时间及含水变化。

3、气油比的变化。

为了拟合这些动态参数，要修改的油层物性参数主要包括：

渗透率、孔隙度、流体饱和度、油层厚度、粘度、体积系数、油、水、岩石或综合压缩系数、相对渗透率曲线以及单井完井数据如表皮系数、油层污染程度和井筒存储系数等。

由上面可以看出，历史拟合过程所涉及的因素是很多的，特别是多维多相渗流历史的拟合过程，所涉及到的相关因素很多，拟合过程相当复杂。

因此，为进行一个成功的拟合，必须掌握正确的拟合原则和方法，否则将会花费更多的机器时间，甚至失败。

二、历史拟合的主要原则

油藏数值模拟计算的过程是把所录取的油层物性参数代人符合油藏渗流规律的数学模型来求得油藏的产量、压力、含水、气油比等动态参数。

这个过程是一种求解的正过程，而历史拟合却要反过来根据所观测到的实际动态参数来反求和修正这些油层物性参数，因此，这是一个反演的逆过程。

这种反演过程可以用两种方法来表示：

一种是用比较严格的数学方法来直接求解这种逆过程。

这种方法目前仅处于对一些比较简单的问题进行理论探索的阶段，还没有实际应用。

另一种是反复修改物性参数来反复进行计算和试凑的办法，这是目前普遍使用的方法。

这种反演问题常常是多解的，也就是说可能有很多种物性参数的组合都可以得到类似的结果。

不难理解，由于很多物性参数都可以使同一动态参数发生某种程度的变化，例如，当不同的油层物性参数和孔隙度、岩石或流体的压缩系数以至渗透率的分布等代人数学模型进行计算后，都可以使压力发生某些变化，虽然这些参数所造成的压力变化的幅度可能是不同的。

所以当反过来要把计算出来的压力拟合到实测压力时，可以修改孔隙度，也可以修改压缩系数或渗透率的分布，甚至综合地修改这些参数的某种组合。

对于历史拟合目前还没有一套通用的方法，这里提出修改参数时一般应遵循的原则。

1、当计算结果和实测的动态参数不相符合时，首先应检查所使用的数学模型是否符合油藏的实际情况。

这包括两个方面：

一是要分析一下基本渗流方程是否符合油藏实际，这是能否正确进行数值模拟以及历史拟合的基本前提；另一是要分析边界条件和初始条件是否给得合适。

例如当对被注水井排所切割开的区块进行模拟时，如果简单地假设注水井各以50％均匀地向两侧区块分流，则当两侧区块的油层物性及压力差异较大时，在这种假设下给出的边界条件就需要修正；又如由于对油藏外部水体的地层状况如面积、粘度、渗透率等认识得不够清楚，则对于边水的入侵量或注入水的外溢量等参数也需要认真核实和调整。

2、在拟合某些动态参数时还应分析所用的数值方法是否合适。

例如见水和气窜时间就和截断误差的大小有关，为减少截断误差就需要使用较密的网格系统；见水时间等参数和井的处理方法也有关系，在拟合时都应加以考虑。

3、历史拟合的成就在很大程度上取决于对油藏地质特点的认识和多项资料的齐全准确程度。

如果没有测压资料，就淡不上压力动态的拟合，如果流体计量不准确也将影响历史拟合的成效。

而且，正因为历史拟合过程具有多解性，因此，只有当油田的开发历史越长，积累的资料越丰富、越准确，对油藏地质开发特征的认识越深入、越清楚，才越有可能从众多的参数中正确地选出所要修正的油层物性参数或它们的组合，使历史拟合的结果能够最大限度地符合油藏的实际情况。

同时对这些物性参数的修正幅度也应符合地质规律，以免出现荒谬的结果：

4、要掌握油层物性参数对所要拟合的动态参数之间的敏感性，了解前者对后者影响的大小，拟合时尽可能挑选较为敏感的油层物性参数进行修正。

有时一种物性参数的调整会造成多种动态参数的改变，所以为拟合某一动态参数而调整该项物性参数时，要考虑到对别的动态参数所造成的影响是否合理。

5、要研究所取得的各种油层物性参数的不确定性，应尽可能挑选那些不确定性比较大的物性参数进行调整，对于那些比较可靠的参数则尽可能小调或少调。

6、对于一些不宜于轻易改动的数据在拟合时要采取慎重的态度。

例如由于石油的地质储量都是经过反复论证并为国家储量委员会所批准，—般不宜改动。

所以为拟合某一动态参数而调整油居物性参数时，对于那些会引起储量数值改变的物性参数，调整时要慎重考虑，尽可能不调或少调，但是如果经多方拟合而发现确实有些参数必须修改，而且这种修改从地质观点来分析也比较合理时，可以作适当修改。

这也是一种根据动态资料对石袖地质储量进行核实的方法。

总之，在进行历史拟合时要全面分析可能使计算结果和实测数据发生差异的原因，根据以上所述的主要原则，针对油藏的具体地质、开发特征，抓住主要矛盾，才能快速和有效地搞好历史拟合工作。

实际上，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，所以在实践中也常利用历史拟合反过来进一步认识或核实某些原来认识不清的地质问题。

如美国WestSeminole带气顶油藏，其储层是一个带有很多石膏夹层的巨厚碳酸盐岩层，在勘探开发过程中虽然取了大量的岩心，但这些石膏夹层对垂向流动的遮挡程度仍不清楚，后来通过历史拟合才搞清楚这些石膏夹层对垂向流动有“强的遮挡性”。

还有，通过历史拟合可判别断层的封闭性。

为了检验历史拟合符合实际情况的程度，在完成了数值模拟工作以后要继续观察油藏的动态变化，并以之和模拟的预测动态相对比，如有较大的差异则说明历史拟合中所修正的油层物性参数还不符合或者不完全符合实际情况，最好能根据新的动态变化资料再次甚至多次进行“追踪模拟和历史拟合”，使历史拟合和模拟结果能更好地符合油藏的实际情况。

三、主要动态参数的拟合方法

（一）压力拟台

油层压力是需要进行拟合的主要动态参数之一。

在油藏数值模拟过程中经常遇到的情况是计算出来的压力值普遍比实际值偏高或偏低；或局部地区偏高或偏低；也有时发生压力不光滑而呈锯齿状等情况。

为对压力进行历史拟合，首先要分析一下哪些油层物性参数对压力变化敏感。

实践表明，对压力变化有影响的油层物性参数是很多的。

一般与流体在地下的体积有关的参数如孔隙度、厚度、饱和度等数据都对压力计算值的大小有影响。

油层综合压缩系数的改变对油层压力值的影响也比较大。

与流体渗流速度有关的物性参数如渗透率及粘度等则对油层压力的分布状况有较大的影响相对渗透率曲线的调整，除了对含水率和气油比影响较大外，对压力也有一定的敏感性。

此外，如油藏周围水体的大小和连通状况的好坏、以及注人水量的分配等也对油层压力有比较明显的影响。

因此，在对油层压力进行历史拟合时，可根据对油层地质、开发特点的认识及对这些物性参数的可靠性及其对压力的敏感性的分析，选择其中的一个或某几个参数进行调整。

例如，在给定产量的条件下，增大孔隙度或厚度，可使计算压力值升高；反之，降低这两个数值，则可使计算压力值降低。

但是，这两个参数的改动都会造成地质储量的改变，所以在调整这些参数时都要慎重考虑这种调整的合理性。

增大或减小油层综合压缩系数，也可相应地使计算压力值升高或降低；而且由于此参数特别是其中的岩石压缩系数—般测定的样品较少，有时甚至不作测定而人为地确定一参考值或借用值，以致数据的可靠性较差；因此常可对此作较大幅度的调整，从而得以有效地进行压力拟合。

当计算出来的压力分布状况与实测值不符时，如油藏中某一部分存在高压区而其相邻部分为一低压区，则可以考虑增加相应部位的渗透率或降低原油粘度来增加原油的流动性，使流体更易于从高压区流向低压区，从而消除这种异常的压力分布。

有时，压力剖面呈不合理的不光滑形状，如图8．1所示。

这种情况常常可能是由于该处的渗透率值过低所引起。

把该处的渗透率值乘以一个大于1的常数，即把渗透率普遍提高一个幅度，增加了流动性，就可以使压力剖面变成比较光滑的曲线，如图8.2所示。

图8．1不光滑形状压力剖面示意图图8.2调整后比较光滑的压力剖面

如前所述，边界条件的调整对于压力的拟合起很大的作用。

由于油藏以外的水体部分一般取得的资料较少，所以水体的大小和边外渗透率的高低常常只是一个大致的估计值，可靠性较差，所以有关边外水体的参数是拟合压力时需要考虑的一个重要因素。

切割注水时，注水井排两侧区块的注入水量的分配比例应该随着这些区块的地质条件和开发历史的差异而有所不同；但是，实际上有些模拟计算只是简单地把注入水量平均地—分为二，每侧的区块各占50％，这也可能是造成区块的汁算压力和实测压力不符的一个原因，需要进行具体分析和调整。

一般来说，在历史拟合的过程中油气产量都是给定的，但是由于天然气产量的计量常常不很可靠，特别是对高气油比油田或带气顶油田当气体的集输和下游的利用系统尚未建成、天然气被大量放空时其计量值和天然气的实际产出量更容易有很大出入，此时常会发现用调整其他参数难以取得对压力的很好拟合。

在这种情况下，调整所给的天然气计量值则可获得良好的效果，这可以看成是一种利用历史拟合来核实天然气产量的方法。

在我国中原油田濮城西区沙二上1油组凝析油气藏以及美国WestSeminole带气顶油藏的历史拟合中都利用压力的拟合成功地核实了天然气的产量，

上面所述的是比较简单的情况，实际上在多相渗流的情况下问题还要复杂得多。

一个物性参数的调整往往会有多方面的影响。

就拿比较简单的两相径向流动条件下原油粘度及流体压缩系数的变化所造成的影响来看，它们不仅对压力有影响，而且对饱和度值也有影响，从而也会使含水值发生相应的改变，如注水井水驱油时的两相径向流动，在其他各项参数不变的情况下，考察原油粘度变化时压力和饱和度的变化情况。

若取水的粘度为1，原油的粘度值则取l、5、15，用这三个不同的原油粘度值进行计算后可得到压力值。

为形象化，在无因次压力和无因次时间的坐标系中，做出压力随时间变化的关系曲线（如图8．3所示）。

图中1、2、3分别是原油粘度值为1、5、15的压力曲线。

由图8．3可以看出，原油粘度越大，井底压力也越大。

图中有a和b两条虚线，两虚线之间所表示的是油水两相渗流的范围，即饱和度的变化情况。

可以看出，原油粘度越大，两相渗流的范围越大，表明油的饱和度值变化得越缓慢。

通过这个计算不难看出油水粘度值这项参数在两相渗流的情况下会对多个动态参数产生影响。

流体压缩系数的变化也会对压力和饱和度产生类似的影响；当然，它对各动态参数的影响程度不同。

现在同样研究注水井驱油的两相渗流问题，其他各项参数均保持不变，只改变油和水的压缩系数。

首先研究油压缩系数变化的影响。

当油的压缩系数取值分别为10-2、10-3，10-41／MPa来进行计算时，从所求得的计算结果可做出类似于上图的关系曲线来，如图8．4所示。

图8．5是其他参数不变，只改变水的压缩系数时所画出的关系曲线。

由这组关系曲线可以看出，无论是油或水的压缩系数值的变化都对压力差值及其变化产生明显的影响。

而对饱和度的变化来说，油压缩系数的改变对它的影响不大；水压缩系数的改变却对饱和度变化有较明显的影响。

单井动态的拟合常对表皮效应进行调整、有时也调整井周围各网格的渗透率值。

至于相对渗透率曲线的调整，由于它们主要影响含水率或气油比的计算值，所以虽然它们对压力也有影响，但在历史拟合实践中一般很少单独使用来作压力的拟合。

以上对影响压力计算值的各个因素进行了分析。

但是，在实际计算时造成计算值和实测值不相符合的因素不止一个，所以在历史拟合实践中只调整一个物性参数还不能解决问题，而需要调整多个物性参数。

如：

有一油藏计算出来的某一年的等压图和实际的等压图相比，出现了一个高压区和一个低压区，如图8．6所示。

此时所用的等渗透率图及等孔隙度图分别示于图8，7及图8．8。

经分析，认为这种情况主要可能是由于渗透率取值不当所造成。

所以先普遍增大渗透率的数值，将等渗透率图修改成图8．9所示的形状。

经计算后发现情况已大有改善，仅在局部地区仍有一些误差，如图8．10所示。

为进—步改进拟合效果，再对等孔隙度图作了一些修改（图8.11）。

最后，计算结果表明．计算等压图已与实测等压图相当接近，历史拟合圆满结束。

（二）含水率或气油比的拟合

含水率和气油比的拟合都主要依靠相对渗透串曲线的修改，前者需得到水的相对渗透率曲线,后者则涉及气的相对渗透率曲线，两者原理和方法基本相同；因此，为避免重复，这里把含水率和气油比的拟合问题一起讨论。

在多相流动的情况下，相渗透率曲线的位置和形状是直接影响各相流动状况的重要参数。

当计算的含水率高于实测值时，应把水的相对渗透率曲线下移，反之，则应上移对于气油比的拟合，也同样处理，只是调整的对象是气的相对渗透率曲线而已。

至于计算见水时间的过早或过迟，主要和水相渗透率曲线的端点位置即临界饱和度的大小有关。

当计算见水时间过早，则应把水相临界饱和度值增大，即把此端点右移，如图8．12所示；反之，则应将其左移（图8．13）。

当计算的气窜时间过早或过迟时，处理方法也类似，只是由于油气相对渗透率曲线图上的横坐标为So,所以若计算气窜时间过早，虽然拟合时同样是增大临界饱和度值，但却是把端点左移；反之亦然。

不难想象，当调整相对渗透率曲线时，由于该相流量也随之而发生相应的改变，必然导致相应的压力变化。

例如，当把水的相对渗透率曲线下移时，由于水相的流量减少，必然导致流动时的压力值减少，这也是在拟合含水率数值时应考虑的一个问题。

影响含水率及气油比计算值的因素还有油水界面和气水界面的位置。

例如当计算时输入的油水界面高于实际值时也会造成见水过早及含水上升过快。

所以在拟合时还应检查所给的油水界面或气水界面的位置是否准确，发现问题应作适当调整。

见水时间及气窜时间的影响因素更为复杂，数值弥散对它们影响也很大，所以当网格步长比较大的时候，必然会使计算值的误差增大。

为了减少这种误差，应该用更密的网格来进行计算，但网格过密又会大幅度增加计算时间，看来，在井的周围应用局部加密网格或杂交网格是一个好的方法。

在作单井拟合时，拟函数的应用会取得良好的效果。

如上所述，天然气的产量不准确即所给气油比值不准确时，也常在拟合压力时，调整天然气产量即气油比的数值。