历史拟合可以修改的参数(2)

8、新投产井产量如何确定？ 9、CMG中如何等同VFPi？ 10、怎样出等值线图在ecl中 11、怎样导入压力历史数据 12、每口井的地层压力怎样拟合 13、出丰度图是圈出潜力区

14、利用IPR曲线确定的协调点合理产量跟数模怎样结合 15、气井生产定井底压力？实际生产时怎样情况？ 16、降压开采？ 17、如何归一化？

18、FPR的物理意义与FPRP以及WBP9区别？（FPR是否包括水体，当有边底水时） 19、单井合理配产一般依据什么？

20、调整相渗曲线拟合见水时间时储量被改动应如何处理？ 21、水平方向传导率最大可以放大多少倍？ 22、加边底水关键字 23、粗化

24、黑油模型相渗曲线关键字

25、井部分产量在当月设置还是提前一个月设置？ 26、怎样查看有效网格数？

27、凝析油方案中拟合井的产油量时调整分离器条件是否是合理的？ 28、什么是井函数？ 29

1. 储量拟合： 软件一体化对储量拟合带来巨大方便，许多油公司地质模型与油藏模型采用统一软件平台，油藏工程师主要只需要检查在由地质模型通过网格合并生成油藏模型过程中造成的计算误差。通常孔隙度的合并计算是准确的，但渗透率的合并计算要复杂的多，采用流动计算合并渗透率比较精确。净毛比也是要考虑的主要因数，请参照第N问题关于如何在模型中处理净毛比与孔隙度部分。影响数模模型储量的因素有： 孔隙体积，净毛比，毛管压力，相对渗透率曲线端点值，油水界面，气油界面，油水界面和气油界面处的毛管压力（计算自由水面）。

2. 测井曲线拟合：数模前处理软件（比如Schlumberger的Flogrid）可以基于初始化后的模型对每口井生成人工测井曲线，通过拟合人工生成测井曲线与实际测井曲线，一方面可以

检查地质模型建立以及网格合并过程中可能存在的问题，另一方面可以检查数模模型中输入井的测量深度与垂直深度是否正确。数模模型中井的垂直深度应该是TVDSS，即减去补心后的深度。错误的深度会导致射孔位置发生偏差。

3. RFT与PLT拟合：勘探井和重点井通常都有RFT与PLT测量数据，这部分拟合可以帮助认识储层垂向非均质性，对勘探井RFT数据的拟合可以帮助检查数模模型压力初始化是否正确。 4. 全油田压力拟合： 定油藏亏空拟合压力，软件可以通过用户输入的油，气，水地面产量计算油藏亏空。要检查 油藏亏空是否正确，是否存在井产不够或注不够的情况，否则需要调整生产或注入指数。检查全油田压力水平，调整孔隙体积或水体来拟合全油田压力。 5. 单井压力拟合： 全油田压力拟合后拟合单井压力，可以通过调整井附近孔隙体积或水体来实现拟合。

6. 含水拟合： 定产油量拟合含水。油水粘度比，相对渗透率，渗透率，网格分布和网格大小都会影响含水油水粘度比和相对渗透率曲线会影响含水上升规律，相对渗透率端点值，渗透率，网格分布和网格大小会影响见水时间。 7. 井底压力拟合： 调整PI,表皮系数，KH。 8. 井口压力拟合： 检查VFP表，VFP表对气井会很精确，但油井的VFP会误差很大。所以 井口压力拟合应针对气井。

历史拟合经验：

模型计算压力太大： 检查孔隙体积，减小水体，检查储量，气顶大小，参考面压力与深度是否对应。

见水时间过早： 增加临界含水饱和度，降低水平渗透率，检查水体，检查射孔位置以及油水界面，检查隔层，断层传导率，检查垂向渗透率，网格方向即网格大小影响。 含水上升太快： 油水粘度比，相对渗透率曲线，水体大小。

井底压力太大： 增加表皮，减小KH,CCF，减小PI,减小传导率。

导入井数据 Vfpi