3 油藏注气动态研究—跟踪模拟研究
数值模拟是分析油藏动态的重要工具之一，为了能弄清油藏目前和未来的开采动态，为动态监测和油田开发提供依据，针对葡北油田的生产实际进行了下列研究工作：
（1）相态拟合
（2）细管试验拟合
（3）长岩心实验拟合
（4）三维地质参数场建立
（5）储量拟合
（6）历史拟合
（7）目前生产动态
（8）动态预测
通过历史拟合等研究工作得到了目前的气水前沿位置及剩余油饱和度分布情况，并获到了用于动态预测的地质、流体参数场。在动态预测中考虑了按目前现有井网和注采方式及明年另加两口新井（一采一注）进行开发的2个方案；另外还考虑了按目前现有井网在2001年1月将所有的注气井转为注水井，及明年另加两口新井（一采一注）进行开发的2个方案，方案总数共四个。最后给出了油藏整体开发动态及部份典型井开采至2020年的生产动态指标。
3.1相态参数的拟合
本次研究选用加拿大CMG数值模拟软件集团的相态模拟分析软件Winprop对葡北油田相态参数进行拟合计算。
Winprop是与油气藏模拟一体化的相态分析软件，模拟相态特征和油气藏流体性质，确定油气藏特征和流体组分变化，形成完整的PVT拟合数据，包括流体重馏分特征化、组分归并、实验室数据回归拟合、相图计算等。对于分析和拟合分离器油和气的合并、压缩系数确定、等组分膨胀、等容衰竭、分离器测试等过程，是一个有力的相态分析工具，既能分析复杂油气藏油气系统的相态，又能产生组分模拟器GEM所需的PVT拟合参数场。
3.1.1 相态特征研究
利用井所产流体的实验室分析参数，结合油气藏的开发生产动态资料是判别地层流体性质特征的有效方法和主要手段。葡北20井取得高压物性、地层水饱和蒸汽压等丰富的实验数据，并已累计生产了大量的天然气和原油，为地层流体性质的综合研究和确定油气藏类型奠定了坚实的基础。
3.1.2 地层流体组成
本次研究中，葡北20井流体资料来自吐哈石油勘探开发研究院1996年的实验报告。其井流物组份组成见表3-1。
3.1.3 拟组分划分PVT拟合
PVT拟合的目的是用状态方程型相态分析软件对实验室所做的等组分膨胀、等容衰竭实验等数据进行计算拟合，得到可代表真实储层流体特性的状态方程参数。这些参数是组分模型中凝析油、气性质计算的基础，用于组分模拟研究。
应用组分模拟器GEM前处理相态软件Winprop对葡北20井相态资料进行了拟合计算，为数值模拟提供相匹配的流体相态参数场。
拟组份划分
由于受计算机内存，速度等条件的限制，在数值模拟中没有必要使用原有所有组份参与模拟计算，通常经劈分和合并重新进行拟组分处理，以此减少所求解方程组数目，提高计算效率。本次模拟C
7
+劈分为6个组分，再经合并最终拟组分划分为6个。
拟6组份：C
1+N
2
，C
2
+CO
2
，C
3
+IC
4
+NC
4
，IC
5
+NC
5
+NC
6
，C
7
～C
11
，C
11
+。
PVT数据拟合
应用Winprop相态分析软件对葡北20井的相态资料进行反复拟合计算，得到PVT参数见表3-2和表3-3。通过反复拟合计算，其对比结果见图3-1～图3-7。
3.1细管实验拟合
混相驱是提高油气采收率的重要方法之一，确定混相压力是混相驱的一项重要工作。目前，确定混相压力的方法很多，归纳起来，主要有简单的计算方法、实验室测定以及模拟方法。本次研究应用数值模拟方法进行细管模拟，确定了新疆吐哈葡北油田挥发性油藏注气驱替的最小混相压力（MMP），并用拟三元相图对MMP进行了分析和解释，模拟结果与实验室细管实验所确定的MMP基本一致，从而验证了模拟方法确定混相条件的可靠性。
3.2.1 细管实验模拟
葡北油田注气混相条件主要采用细管模拟和细管实验方法来确定。在细管模拟中设计的细管模型长34 m，横截面为矩形，边长为0.004 m和0.008 m。平均孔隙度为0.367，渗透率为250×10-3μm2。网格划分为X方向34个，Y方向和Z方向各1个，网格步长DX=1 m，DY=0.004 m，DZ=0.008 m。在初始端和末端各有一口井，一口为生产井，另一口为注入井。地层原油来自葡北20井地层流体PVT模拟研究结果。整个驱替是在恒定温度92.6℃（地层温度）的条件下进行，模拟仍然采用6个拟组份，注入溶剂为混相筛选注入气组成，拟组分摩尔含量C1+N2为0.7867、C2+CO2为0.1629、C3+IC4+NC4为0.0455、IC5+NC5+NC6为0.0038、C7～C11为0.0011、C11+为0。
先用地层原油饱和细管模型，然后在实验压力下注入筛选注入气进行驱替，记录注入 1.27 PV孔隙体积时，不同压力下的原油采收率，绘制成采收率与驱替压力的关系曲线图。由图3-7可知，当压力大于22Mpa时原油采收率为63.995%，以后采收率逐步提高，在30Mpa左右存在一个波动，波动的原因一个方面是一维模拟器存在数值弥散问题，另一个原因是混相状态本身存在的波动。然后大约在33Mpa时出现转折。当注入压力大于33Mpa以后，采收率没有多大变化。以此认为筛选注入气和地层原油此时达到混相，其原油采收率为90.1095%，其中的MMP为33Mpa。
3.2.2 混相特征分析
不同类型烷烃气的混相驱和非混相驱通常可以用拟三角相图来表示。大量的研究认为，混相条件与拟三角相图（或三角相图）中注入流体、油藏原油、临界切线的相对位置有关。如果注入流体点与油藏原油点位于临界切线的左边，过程为非混相；如果注入流体点与油藏原油点位于临界切线的两边，过程为一次接触混相或多次接触混相。图3-8为33Mpa和92.6℃（地层温度）筛选注入气与地层原油的拟三角相图，油藏原油点正好位于临界切线上，属于上述第二种情形。当压力低于33Mpa时，注入流体点与油藏原油点均位于临界切线的左边，不可能达到混相。当压力高
于46.75 Mpa时，可以达到一次接触混相。所以认为筛选注入气和地层原油在地层温度下达到多次接触混相的最小混相压力为33Mpa。在其它条件不变的情况下，单方面增加注入气C1+N2的组
也随之增加。由此可
20井地层流体
约为33.3Mpa，这与
35.8Mpa，目前条件下
33Mpa是合理的；
5）注入气组成和地层温度是影响MMP的两个重要因素。
6）通过细管试验拟合，说明筛选注入气能与原油达到混相。
3.3 长岩心实验的拟合
葡北油田挥发性油藏长岩心驱替试验的目的在于对比和确定注水、注气、气水交替以及水气交替等驱替方式的驱油效率和驱油效果。数值模拟拟合的目的是为三维模拟研究提供符合实际的相对渗透率曲线、毛管压力以及达到混相条件对参数进行的修正。长岩心驱替模拟流体数据取自葡北20井地层原油拟合后的结果，地层数据和模拟条件均来自长岩心驱替实验数据。气驱、气水交替以及水气交替驱替注入气的组成见表3-4。
3.3.1 长岩心水驱实验的拟合
表3-4 气驱、气水交替以及水气交替注入气组成
模拟网格一端为注水井，注入速度3.6×10-4m3/天，另一端为一口生产井，保持38Mpa 定压开采。在注入0.658 PV时水开始突破，突破后驱替近视于活塞式驱动，很快不再产油，最终采收率为64.668%。模拟计算结果与实验结果对比见图3-4。
3.3.1长岩心气驱Array实验的拟合
模拟网格一端为注气井，注入速度 3.6×
10-4m3/天，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。在注入0.771 PV时气开始突破，突破后产油量几乎接近于零，采收率变化不大，突破时采收率约为87.6%。模拟计算结果与实验结果对比见图
3-10。
3.3.2长岩心气驱
实验的拟合
模拟网格一端为注气井，注入速度3.6×10-4m3/天，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。在注入0.771 PV时气开始突破，突破后产油量几乎接近于零，采收率变化不大，突破时采收率约为87.6%。模拟计算结果与实验结果对比见图3-10。
3.3.3长岩心气驱实验的拟合
模拟网格一端为注气井，注入速度3.6×10-4m3/天，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。在注入0.771 PV时气开始突破，突破后产油量几乎接近于零，采收率变化不大，突破时采收率约为87.6%。模拟计算结果与实验结果对比见图3-10。
3.3.4长岩心直接气水交替驱替实验的拟合
模拟网格一端为气水交替注入井，注入速度3.6×10-4m3/天，气水比1:2，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。气在0.7 PV时突破，水在0.777 PV开始突破，突破后采收率增加缓慢，水突破时采收率约为86.6%，气突破时采收率约为81.796%。模拟计算结果与实验结果对比见图3-11。
3.3.5长岩心直接水气交替驱替实验的拟合
模拟网格一端为水气交替注入井，注入速度3.6×10-4m3/天，气水比2:1，其注入气组成见
表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。气在0.624 PV时突破，水在0.629 PV开
始突破，突破后采收率增加缓慢，水突破时采收率约为62.9%，气突破时采收率约为60.7%。整个驱替过程中，地层压力变化很小，注水时压力相对升高，注气时压力相对降低，如此反复进行。模拟计算结果与实验结果对比见图3-12。
通过对注水、注气、直接气水交替以及水气交替驱替方式下实验与模拟的对比，得出以下结论：
●水驱突破后，很快不再出油，至此采收率不再增加；
●气体突破后，仍有不少油产出，但采收率变化不大；
●从驱油效率来看，水驱效率最差；气驱效率最高，直接气水交替驱油效率高于水气交
替驱油效率。
●
油藏数值模拟实用方法
二OO四年十月
前言： 油藏数值模拟是随着计算机的发展，而在石油行业中逐步成为一门成熟的技术。追溯油藏数值模拟的发展史，从30年代开始研究渗流力学到50年代在石油工业方面得以应用，到70年代进入商品化阶段，而80年代油藏数值模拟又向完善、配套、大型多功能一体化综合性软件飞跃发展。近十年油藏数值模拟已成为油田开发研究，解决油田开发决策问题的有力工具。在衡量油田开发好坏、预测投资、对比油田开发方案、评价提高采收率方法等方面应用都极为广泛。 油藏数值模拟就是应用数学模型再现实际油田生产动态。具体通过渗流力学方程借用大型计算机，结合地震、地质、测井、油藏工程学等方法在建立的三维地层属性参数场中，对数学方程进行求解，实现再现油田生产历史，解决油田实际问题。 油藏数值模拟是一门综合性很强的科学技术，涉及油田地质、油层物理、油藏工程、采油工程、测井、数学、计算机及系统等学科。而油藏数值模拟工作又以其繁重的前期准备和上机历史拟合运算工作让人望而生畏。 那么如何做好前期资料准备工作和尽快掌握模拟技巧？使得今后的油藏数值模拟工作在作业区顺利开展，便是出此书的目的所在。 本书结合以往工作中的实际经验教训，成功与失败，参考诸多资料从前期数据准备工作开始到模拟技巧做了较为的详细介绍，以舐读者。有不妥之处，请予指证。同时，今后不定期的将更新的模拟技术及方法
推荐给大家。 目 录 一、数值模拟发展概况 二、数值模拟的基本原理 二、选择适当的数值模型及相类 三、数据录取准备工作 （1） 建立油藏地质模型 （2） 网格选择 （3） 数据录入准备 四、历史拟合方法及技巧 （一）确定模型参数的可调范围 （二）对模型参数全面检查 （4） 历史拟合 附件1：关于实测压力的皮斯曼校正 附件2：关于烃类有效孔隙体积的计算1、
第3节历史拟合方法 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扯在探索和研究阶段．还没有得到广泛的实际斑用。 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。
数值模拟过程（特别是历史拟合）是一项复杂的、消耗人力和机时的繁琐工作，如不遵循一定步骤，掌握一定技巧，可能陷入难以解脱的矛盾之中。 一般认为，同时拟合全区和单井的压力、含水和油气比难以办到，必须将历史拟合过程分解为相对比较容易的步骤进行。 历史拟合一般采取以下几个步骤： 1确定模型参数的可调范围； 2对模型参数全面检查； 3历史拟合； 1）.全区和单井压力拟合； 2）.全区和单井含水拟合； 3）.单井生产指数拟合。 （一）确定模型参数的可调范围 确定模型参数的可调范围是一项重要而细致的工作，需收集和分析一切可以利用的资料。首先分清哪些参数是确定的，哪些参数是可调的。 资料及专家介绍： 孔隙度允许修改范围±30％； 渗透率视为不定参数，可修改范围±3倍或更多；
有效厚度，由于源于测井资料，与取心资料对比偏高30％左右， 主要是钙质层和泥质夹层没有完全挑出来，视为不定参数，可调范围-30％左右； 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； 相对渗透率曲线视为不定参数，允许作适当修改； 油、气的PVT性质，视为确定参数； 油水界面，在资料不多的情况下，允许在一定范围内修改。 （二）对模型参数全面检查工资 油藏数值模拟的数据很多，出现错误的可能性很大。为此，在进行历 史拟合之前，对模型数据进行全面检查是十分必要的。 数据检查包括模拟器自动检查和人工检查两方面，缺一不可。 模拟器自动检查包括： 1、各项参数上下界的检查 对各项参数上下界的检查，发现某一参数超过界限，打出错误信息。1）.检查原始地质储量并与容积法计算进行比较； N = 7758?A×h×Φ×Soi/Boi
第3节历史拟合方法 一、历史拟合方法得基本概念 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得认识还存在着一定得局限性.在模拟计算中所使用得油层物性参数,不一定能准确地反映油藏得实际情况.因此,模拟计算结果与实际观测到得油藏动态情况仍然会存在一定得差异，有时甚至相差悬殊。在这个基础上所进行得动态预测,也必定不完全准确，甚至会导致错误得结论。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得全过程中广泛使用历史拟合方法。 所谓历史拟合方法就就是先用所录取得地层静态参数来计算油藏开发过程中主要动态指标变化得历史，把计算得结果与所观测到得油藏或油井得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，而使用得数学模型又正确无误.则说明模拟时所用得静态参数不符合油藏得实际情况。这时,就必须根据地层静态参数与压力、产量、气油比、含水等动态参数得相关关系,来对所使用得油层静态参数作相应得修改,然后用修改后得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,达到允许得误差范围为止。这时从工程应用得角度来说,可以认为经过若干次修改后得油层参数,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得动态预测可以达到较高得精度。这种对油藏得动态变化历史进行反复拟合计算得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得成熟方法,经常得做法仍就是靠人得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得时间常占相当大部分;为了减少历史拟合所花费得机器时间,要很好地掌握油层静态参数得变化与动态参数变化得相关关系，应积累一定得经验与处理技巧,以尽量减少反复运算得次数。 近年来还提出了各种自动拟合得方法，力求用最优化技术以及人工智能方法来得到最好得参数组合,加快历史拟合得速度井达到更高得精度。但目前这种自动拟台得方法还扯在探索与研究阶段．还没有得到广泛得实际斑用。 历史拟合包括全油藏得拟合与单井指标得拟合,一般就是根据实测得产量数据来拟合以下得主要动态参数： ①油层平均压力及单井压力。 ②见水时间及含水变化。 ③气油比得变化。
一、储量拟合可以修改的参数： 1、孔隙体积倍乘系数－MULTPV（Pore volume multipliers），直接乘以一个系数即可以达到 拟合的目的。孔隙体积Vp＝A×h×φ×（1-Swc），因此，孔隙体积倍乘系数－MULTPV 中包括了有效厚度（净毛比）。 2、与有效厚度成正比，与毛管压力成反比（毛管压力越大，烃类越难进入孔隙）。 3、凝析气藏中，凝析油的储量主要通过调整气油界面、流体组成……… （1）地层条件下有凝析油时，气油界面深度增加（降低）则气量增加，油量减少（增多），地层条件下没有凝析油时，气油界面深度增加（降低）则气量增加，油量 增多（减少）； （2）组成中轻质组分（C1，C2）含量越高，气量越多，油量越少。因此，在总组成不变的情况下，可以适当调整轻质组分（C1，C2）含量和重质组分（C3以上至特 征组分）含量，从而协调凝析油的储量，轻质组分含量的微小改变对气储量的影 响很小，而重质组分含量的微小改变会对凝析油的储量有很大影响。 （3）在组分模型中调整在总组成不变的前提下调整轻重组分的含量可以直接在Office 中PVT部分操作，如下图1和图2 图1
图2 二、油藏平均压力和单井压力拟合可以修改的参数 全区平均地层压力是按照体积加权得到的，平均地层压力与储量因此，修改储量可以孔隙体积倍乘系数 1、拟合压力水平（压力整体趋势的高低）主要是修改：岩石压缩系数Cr，有效厚度h，其目的是改变压力异常带的储量。原因是：在给定的生产条件下，模拟出的油藏压力水平过高，则表明模型中的油藏地质储量过高，以至于采出相同的油气后，模型中的压力下降偏慢，此时，应设法降低模型中油藏地质储量，可以通过孔隙体积倍乘系数这个关键字－MUL YPV来控制储量大小，或者增大岩石压缩系数Cr，增大岩石压缩系数Cr，压力降至同一水平时可以采出更多的原油，与减小储量可以起到相同的作用，同样可以降低压力水平。（压力水平与储量成正比，与岩石压缩系数Cr成正比）。Cr越大，则岩石弹性能量的贡献越大，采出同样多的流体后，地层压力越高。 2、拟合压力分布主要修改渗透率，包括各节点的渗透率和方向渗透率，这样可以改变流体流动的方向，从而改变油藏中的压力分布。一般的做法是：对低压带增加渗透率，对于低压带相连的水体，增加水区的渗透率或增加水体的面积。 计算的FPR与实际观测井压力对比？ 3、单井压力拟合主要修改井的表皮系数S（通常，油井表皮因子变化范围从+1到+10）及井局部地区的渗透率或方向渗透率。当然，若临近井的渗透率都做了修改，则井间地区的渗透率也应随着修改。井底压力拟合主要修改近井区渗透率，同时也可以修改表皮系数，但不能超过可调范围（正负32）。见图4
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
油田历史文件格式 一概况 油田历史信息是从现场获得的井生产数据，而不是模拟计算输出的数据。油田历史用于模拟计算的输入，并对比油田历史实际数据和模拟计算的结果。油田历史存储在ASCII文件中, Graph 和Report能读取的三种文件格式是FHF格式1（兼容CMG图形和控制系统）、FHF格式2（93.20及以后版本支持的格式）、生产分析加载格式（PA Load）。 这里主要说明前面两种FHF格式，每一种FHF格式文件的例子在本文的最后给出。二创建一个油田历史文件的步骤： 1.将数据库的数据下载到ASCII文件。 2.编辑正确的文件格式，为确保向前兼容性，输入的数据都从第一列开始，输入数据 为单独行。可以在文件中输入注释信息，除非特殊说明，都用“*”在第一列开头，并且的第二列输入空格。 三描述FHF文件的各个项及如何编排 1．输入FHF文件创建的日期或当前的日期。这个日期不是结果文件用的实际日期，只是用来对老的FHF文件兼容。用下面的格式： 格 式 日期格式格式描述范例 1 'YYYY-MM-DD' 用单引号标注的日期，Y、M和D分别表示年、 月、日 '1994-01-18' 表示1994年1月18日 2 YYYY MM DD 没有引号的三个整数，Y、M和D分别表示年、 月、日 1994 01 18表示1994年1月18日 3 YYYY/MM/DD 用/分隔的三个整数. Y、M和D分别表示年、 月、日 1994/01/18表示1994年1月18日 4 ISO 8601日期 格式 日期和时间用‘T’分隔. 日期的年月日用 ‘-‘分隔，年4位，月和日都是2位，时间 的时分秒用‘:’分隔，且都是两位数字,时 间部分可以省略，缺省是00:00:00. 2006/1/30 23:12:02 2. 用单引号标注的项目名称，最多40个字符，用于下面两种格式 格式字符串例子描述 1 & 2 'POOL A WATERFLOOD' 用单引号标注 3. 输入开始日期。日期格式为：
3. 如何最快完成历史拟合? A: 首先要知道模型中哪些参数是不够精确,哪些是比较精确的. 不确定性参数: 渗透率,传导率,孔隙体积,垂向水平渗透率之比,相对渗透率曲线,水体. 比较精确参数: 孔隙度,地层厚度,净厚度,构造,流体属性,岩石压缩性,毛管力, 参考压力,原始流体界面. B: 模型局部影响参数和整体影响参数 局部影响参数：空隙度，渗透率，厚度，传导率，井生产指数 整体影响参数：饱和度，参考压力，垂向水平渗透率之比，流体，岩石压缩系数 相对渗透率，毛管压力，油水，油气界面。 C: 实测数据误差分析 对油田来说，产油量的测量是精确而且系统的。含水的测量是稳定可靠的，但产气量的测量是不够精确的。 对气田而言，产气量的测量是精确的。
注水量或注气量的测量是不够精确的，一方面是由于测量误差，另一方面是由于一些不可测量因素，比如流体在套管或断层的漏失。 试井结果是可靠的，尤其是压力恢复结果。 RFT和PLT的测量是可靠的，井口压力的测量也是可靠的。 D：如何进行历史拟合 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。 关于网格合并，请参照第N问题。 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）。 测井曲线拟合：数模前处理软件（比如Schlumberger的