油藏数值模拟培训历史拟合的流程和方法.docx
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油藏数值模拟培训历史拟合的流程和方法
历史拟合的流程和方法
3.1历史拟合目的及意义
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。
综上所述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。
历史拟合流程图
3.2基础数据及模型参数检查
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。
模拟器自动检查：
（1）各项参数上下界检查，发现某一参数越界打出错误信息。
（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，流体应该是处于平衡状态。
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，否则表明参数有了问题，需重新检查模拟卡中的相关参数。
（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）
图10基础数据准备
3.3模型参数的确定
模型参数包括模型基本参数如网格尺寸、节点、岩石流体物性参数以及聚驱粘浓曲线、聚合物吸附、不可及孔隙体积等参数。
模型网格尺寸处理；
在处理网格尺寸时，重点考虑井网井距状况，既要使模型所有的井点尽可能落在网格中心，也要考虑为以后加密调整井预留井位并确保油水井不在相邻的网格，同时还要考虑机器的运算能力保证模型总节点数在合理的范围内。
相渗曲线标准化处理；
①选取与模型岩性相近的具有代表性岩样的油水相对渗透率曲线数据。
②根据以下公式分别对各岩心样品的实验数据进行标准化处理，并绘制标准化后的油水相对渗透率曲线。
③在标准化曲线上，将横坐标从0到1划分为n等分，求取各分点处Sw*、各样品的Kro*（Sw*）和Krw*（Sw*），从而作出平均的标准化相对渗透率曲线。
④将各样品的Swi、Swmax、Kromax、Krwmax等特征值分别进行算术平均，并将平均值作为平均相对渗透率曲线的特征值。
⑤将平均标准化相对渗透率曲线上各分点的Sw*、Kro*、Krw*，换算公式如下：
⑥根据上述公式，作出油藏的平均相对渗透率曲线。
聚驱参数确定方法；
聚合物驱数值模拟研究的关键及难点在于聚合物特性参数的确定，计算时选用的参数应该是聚合物溶液在地层条件下的参数,而这样的参数无法直接测得，因此,只有在全面了解聚合物驱油机理和深入分析聚合物现场试验过程之后,才能通过数值模拟方法对现场驱油试验过程进行动态拟合,并对室内测定的参数进行合理修正,最终确定模拟计算所需要的相应参数。
聚合物驱油的物化参数确定方法大致分三种方式：
①通过实验室检测或实验直接获得；包括试验区油藏和流体物性参数。
②通过室内实验得到、并经计算调整确定；包括聚合物粘浓关系、相对渗透率曲线参数、吸附数据等。
③室内实验无法得到的，借用参考值；目前实验室无法测定的一些数据，如离子交换数据、扩散弥散数据、离子的初始吸附浓度等数据，在模型中需借用参考值。
聚合物驱数值模拟研究的关键及难点在于聚合物特性参数的确定，计算时选用的参数应该是聚合物溶液在地层条件下的参数,而这样的参数无法直接测得，因此,只有在全面了解聚合物驱油机理和深入分析聚合物现场试验过程之后,才能通过数值模拟方法对现场驱油试验过程进行动态拟合,并对室内测定的参数进行合理修正,最终确定模拟计算所需要的相应参数。
通过不同参数在计算结果的敏感性研究分析，在实验室实测参数的基础上，整理、描述出一套较为合理的且适合喇嘛甸油田二类油层的聚合物驱物化参数组。
ECLIPSE中的POLYMER模型是一个三维两相（油、水）五组份（水、油、聚合物、阴离子、阳离子）的化学模型，它比较系统和完整地考虑了聚合物驱过程中的各种物理、化学现象（增粘性、阻力系数、残余阻力系数、聚合物的吸附滞留、扩散、不可及孔隙体积、流变特性、含盐量及其变化的影响等）。
ECLIPSE模拟了聚合物驱油过程的多种物化机理，其主要包括：
a、非牛顿流体溶液粘度；
b、聚合物吸附；
c、渗透率下降；
d、聚合物不可及孔隙体积；
e、粘土（岩石）与溶液间的离子交换；
f、用于井计算的有效聚合物粘度。
聚合物溶液是一种非牛顿流体，它对应的粘度与相应的剪切速率有关。
在一定的剪切速率下，粘度又是浓度和含盐量的函数。
粘度与剪切速率的关系
用Meter方程式表达的在一定的含盐量
、一定浓度
下粘度与剪切速率
的关系为：
:
水的粘度，mPa·s
聚合物溶液粘度与浓度及含盐量的关系
:
影响聚合物溶液粘度的一价阳离子的等效浓度
聚合物吸附：
聚合物在油层岩石表面的吸附是聚合物驱油过程中发生的重要的物化现象之一。
模型采用LANGMUIR吸附等温式进行描述。
：
聚合物吸附浓度，g/cm3
渗透率下降系数
由于溶液中的聚合物在油层孔隙表面吸附和孔隙中滞留，产生了水相渗透率的下降。
模型中应用了两种Rk计算方法，其中之一是：
聚合物不可及孔隙体积：
实验中发现，流经孔隙介质时聚合物分子比溶剂流动的快，这被解释为聚合物能够流经的孔隙体积小。
聚合物不能进入的这部分孔隙体积称为不可及孔隙体积。
大部分聚合物的性质都是聚合物和电解液浓度的函数。
电解质按其元素分为三类，即单价阳离子、双价阳离子和单价阴离子。
所以，这里可以通过四种组分来描述聚合物和电解液。
模型求解聚合物、双价阳离子和单价阳离子的物质守恒方程，而单价阴离子是由电子平衡来计算的。
聚合物驱模型，与水驱模型相比它的特殊性在于物质守恒方程。
模型中认为粘度和重力控制了聚合物和电解液的渗流，而弥散（扩散）作用不做考虑。
描述聚合物渗流的守恒方程：
描述电解液渗流的守恒方程：
另外还有压力方程等近似于水驱模型。
3.4调通模型
调通模型是在做历史拟合之前必须做的工作，由于数值模型中包含的油藏数据是巨大的，在建立数值模型前，难免会产生各种数据错误或不完善或一些人为的错误而造成模型算不通，在这个阶段工作的主要任务是解决模型在模型属性参数、射孔措施数据、动态液量劈分数据等不合理造成模型报错或运行不收敛方面的各种问题，很多问题可以说是所有从事数模工作的人员都会面临的问题，对于没有经验的人会花费大量的时间去调通模型，模型不收敛的原因很多，网格参数，属性参数，流体PVT参数，岩石相渗曲线，毛管压力曲线，相渗曲线端点标定，初始化，井轨迹，垂直管流表都会造成模型不收敛，下面是根据多年做数模的经验总结出一些常见的问题和相应的解决方法。
数据定义和单位转换；
注意输入数据的单位，模型默认的是英制单位，需要在开始建立模型时勾选公制单位，对于新手会忽略此项造成模型数据出错，还有模型是用体积单位，对于导入到模型数据原油产量要按照比重折算成体积单位。
网格问题处理；
网格正交性差和网格尺寸相差太大是导致不收敛的主要原因之一。
正交性差会给矩阵求解带来困难，而网格尺寸相差大会导致孔隙体积相差很大，大孔隙体积流到小孔隙体积常会造成不收敛。
解决办法：
网格正交性差通常是在建角点网格时为描述断层或裂缝的走向而造成的。
在此情况下，最好能使边界与主断层或裂缝走向平行，这样一方面网格可以很好地描述断层或裂缝，另一方面正交性也很好。
在平面上最好让网格大小能够较均匀，在没有井的地方网格可以很大，但最好能够从大到小均匀过渡。
纵向上有的层厚，有的薄，最好把厚层能再细分。
在检查模型时应该每层每层都在三维显示中检查。
径向局部网格加密时里面最小的网格不要太小。
在ECLIPSE里用MINPV关键字可以把小于设定孔隙体积的网格设为死网格，这样通常会有用。
流体PVT参数；
流体PVT参数会有两种可能的问题，一是数据不合理导致了负总压缩系数，二是压力或气油比范围给的不够导致模型对PVT参数进行了外插。
解决办法：
检查PRT文件中的WARNING信息，如果在油藏压力范围内有负总压缩系数的警告，应该修改PVT参数，否则的化会有收敛性问题。
如果负总压缩系数是在油藏压力范围之外，可以忽略该警告。
在ECLIPSE中加EXTRAPMS关键字可以要求输出如果发生PVT插值后的警告信息。
在提供PVT表时，压力应该覆盖所有范围，包括注水后的压力上升。
RS值也应该考虑到气在油中的重新溶解。
岩石相渗曲线和毛管压力曲线；
ECLIPSE不会对输入模型的相渗曲线和毛管压力曲线进行光滑，将会应用每一个输入饱和度和相渗值，所以要保证输入的参数是合理的。
通常的问题有：
①饱和度和相对渗透率的数据位数过多。
②饱和度值太接近，导致相渗曲线的倾角变化很大。
③饱和度有很小变化但相对渗透率发生了很大变化。
解决办法：
①饱和度和相对渗透率最多给两位小数就够了。
②检查相渗曲线的导数，导数要光滑。
③将临界饱和度和束缚饱和度设为不同的值。
初始化处理；
初始化最容易发生的问题是在初始时模型不稳定，流体在初始条件下就会发生流动，这也会导致模型不收敛。
造成模型初始不稳定的主要有，手工赋网格饱和度和压力值去拟合含水。
解决办法：
尽量不要直接为网格赋压力和饱和度值，尽量由模型通过油水界面及参考压力来进行初始化计算，要想拟合地质提供的初始含水饱和度分布，应该进行毛管压力的端点标定，这样毛管压力会稳住每个网格的水，在初始条件下不会流动，可以通过让模型在没有任何井的情况下计算十年来检查初始条件下模型是否稳定，如果10年的计算模型压力和饱和度度没有变化，说明模型初始是稳定的。
井轨迹处理；
在进行井处理时井可能以之字型在网格中窜过，有可能发生井的实际窜过方向与模型关键字定义的方向不符，这也会导致不收敛。
解决办法：
在三维显示中检查井轨迹，如果井已经关掉，在模拟时不要给零产量，要用关键字把井关掉，检查井射孔，井不要射在孤立的网格上。
模型地质参数问题；
①模型地质参数中孔、渗、饱、顶深、厚度等属性是离散数据网格化数据，由于在油田开发初期很多特低渗层井点数据不解释渗透率和孔隙度值，形成在建模属性插值中某些井点数据缺失造成网格属性插值不合理，造成某些网格数据不匹配，例如有网格有厚度参数但孔隙度或渗透率值为零，模型运算报错信息是油水井无网格连接。
解决办法：
找到相应的井位原始地质参数，分析原因，与建模技术人员讨论进行参数修正后重新插值拟合属性场,另外插值时可以加一些控制点使属性合理分布。
X,Y方向的渗透率最好相等或级差不大。
②单元间纵向连通数据在ECLIPSE模型中用MULTZ描述，缺省是用PERMZ值替代，这种描述方法很不合理，运算中会造成层间矛盾突出，分单元拟合采出程度不合理，结果造成模型计算不收敛。
解决办法：
在建模中对纵向连通的井点赋值，按照有效、砂岩、表外连通给定渗透率值，插值出MULTZ属性场导入到ECLIPSE数值模型中。
③局部网格参数不合理
局部网格参数包括油水井控制范围的孔、渗、饱、束缚水等参数不合理，造成油水井间无通道、注不进、产不出完成不了模型给定的注水量或产液量模型无法收敛。
解决办法：
对实际数据进行分析后合理修改局部参数。
井史数据处理；
①油水井射孔时间与井的投产时间不对扣，因为数据库错误投产时间在射孔时间之前，模型会提示信息井点无连接。
解决办法：
修改射孔时间为井的投产时间。
②在相邻的时间步液量或注水量变化太大，有的是压裂投产或关井停产开井放产形成，造成局部网格压力变化超出缺省误差精度值，造成模型不收敛。
解决办法：
合理给定产液量和注水量，平均阶段产液量或注水量，让相邻时间步注水产业平稳过渡尽量不要突变。
其他解决办法；
模拟计算的时间取决于时间步的大小，如果模型没有发生时间步的截断而且能保持长的时间步，那表明该模型没有收敛性问题，反之如果经常发生时间步截断，那模型计算将很慢，收敛性差。
时间步的大小主要取决于非线形迭代次数。
如果模型只用一次非线形迭代计算就可以收敛，那表明模型很容易收敛，如果需要2到3次，模型较易收敛，如果需要4到9次，那模型不易收敛，大于10次的化模型可能有问题，如果大于12次，时间步将截断。
在PRT文件中如果看到以下信息：
PROBLEM:
ATTIME200DAYS（（1-FEB-2009）:
NON-LINEAREQUATIONCONVERGENCEFAILUREITERATIONLIMITREACHED-TIMESTEPCHOPPEDFROM10
STEP20TIME=200.00DAYS（+1.0DAYSCHOP5ITS）（1-FEB-2009）
那表明时间步发生了截断。
（注：
另外如果你见到如下信息：
WARNINGATTIME0.0DAYS（1-MAR-2004）:
LINEAREQUATIONSNOTFULLYCONVERGED-RUNMAYGOFASTERIFYOUINCREASELITMX（=25-TUNINGKEYWORD）你可以不必管。
这只是线形方程不收敛）
除了REPT,CHOP外，在RPT文件中还常见以下信息来表明为什么选择现在的时间步：
INIT:
表明是初始时间步
TRNC:
为满足时间截断误差
MINS:
最小时间步
MAXS:
最大时间步
HALF:
接近报告步时的时间步取半
DIFF:
时间步截断CHOP之后的增长
如果模型中有很多CHOP,DIFF,MINS,那模型有严重的收敛性问题。
如果模型数据没有问题，可以调整模拟器的收敛计算参数，对于ECLIPSE，可以做以下调整：
（1）调整TUNING中的最大时间步。
如果模型每计算到30天就会截断时间步，可以将最大时间步调整为20天，这样计算会快很多。
（2）调整TUNING中的最大线形迭代次数到70次。
（3）降低TUNING中的线形收敛误差标准。
3.5确定历史拟合的指标
不同油田实际情况可能千差万别，模拟研究目的也不尽相同，所建立的模拟模型也会有差异。
因此要求拟合的历史动态指标也可以是多样的。
归纳起来可以是下列这些类型。
1.在定产的情况下，拟合指标通常是：
实测油水比（WOR）和油气比；实测地层压力，拟合见水时间和见水层位等等。
对于注水开发的油田基本保持在原始地层压力附近开采，地层压力比较稳定，并且一般高于原始泡点压力，因此油气比比较稳定，通常不列位主要拟合指标。
确定油井的含水和地层压力作为主要拟合指标。
其次拟合单井见水时间、见水层位，最后是生产指数和注水指数拟合（也即油水井井底流动压力拟合）。
地层压力都折算到基准深度，并对其进行Peaceman校正，以便和有井的网格平均压力进行严格比较。
在边界条件处理正确的前提下，拟合全区及单井，能够使全区及局部地区注采平衡（注采关系正确），油藏模型中的压力有一个正确的分布，能使模拟模型的储量与实际油藏的储量一拟合单井含水能保证单井产油量正确，地下水饱和度的分布正确。
拟合油井见水时间及见水层位能够保证模型有一个符合实际的层间关系。
拟合结油水井产液及吸水能力（与实际相符），可以进一步增加动态预测可信度。
在通常情况下，把上述的这些指标拟合好后（即达到规定的拟合精度），则可得到一个满意的拟合结果。
3.6确定参数的可调范围
在进行生产史拟合过程中，如果计算生产动态数据与实际目标数据不匹配，则需要对影响计算目标数据的参数进行修改，这些参数涉及面广，几乎包容了所有与建立油气藏模型有关的参数：
储层参数：
渗透率，孔隙度、饱和度、储层厚度、相对渗透率、毛管力等；
流体参数：
粘度、体积系数、压缩系数、凝析油含量；
其它数据：
表皮系数、污染半径、边界距离等。
在进行历史拟合之前，需要确定参数的可调范围，这是一项重要而细致的工作，应结合油气藏工程知识，收集和分析一切可以利用的资料，对油气藏参数进行综合审查，首先分清哪些参数是确定的，即准确可靠的；哪些参数是不确定的，即不准确可靠的。
确定的参数一般可不作修改，对于可修改的不确定参数，则应分析估算其可以调整的范围，即符合工程、物理实际的参数变化区间。
这需要我们对这些参数的来源以及其误差范围有很好的掌握。
比如如果模型渗透率分布是通过岩芯孔隙关系得到的，那么渗透率误差较大，允许调整范围可以较大。
但如果渗透率是通过结合岩芯分析，测井曲线和试井分析综合得到的，那么渗透率的误差范围较小，可调整范围应该不大。
试井得到的井的表皮系数是比较可靠的，如果历史拟合井进行过试井测试，那么表皮系数不应该进行大的调整。
如果有大量的岩芯分析和测井曲线解释结果，那么孔隙度数据应该是比较可靠的，其可调整范围应该不大。
历史拟合就是通过修正油藏模拟模型和参数，使得动态参数的计算值与实际值相一致的模拟计算过程，由于油藏参数本身存在不确定性，在模拟计算时可以进行修正和调整。
为了避免修改参数的随意性，历史拟合时，必须确定模型参数的可调范围，使得参数的修正处于合理范围之内。
孔隙度为确定性参数，对于一个实际油田，孔隙度的变化范围较小，层内孔隙度的变化更小，一般比作修改，或允许改动的范围很小。
渗透率为不确定性参数，任何油田的渗透率的变化范围较大。
不仅由于来源于测井解释，岩心分析和试井解释的渗透率值相差很大。
而且井间的渗透率的分布也是不确定性的。
因此，渗透率的修改范围较大。
一般可放大或缩小2-3倍。
甚至更多。
有效厚度为确定性参数，一般不允许调整。
当个别井点没有提供厚度解释值时，可以适当调整。
岩石和流体压缩系数为不确定性参数，岩石和流体压缩系数是实验室内试验测定的，实际开发过程中，受其中饱和流体和应力变化的影响，同时由于非均质性及砂层内部的非有效部分也存在一定的孔隙度，并产生弹性作用，考虑所有这些影响，岩石压缩系数可以放大1倍。
初始压力和流体分布为确定性参数。
必要时，允许作少量的修改。
油气水PVT性质为确定性参数。
相对渗透率数据为不确定性参数。
油藏模拟模型中的网格较大，网格内部存在严重的非均质性，实际相渗关系与由均质岩心获得的数据差别加大。
因此所有模拟计算中通常把相渗关系作为重点修改对象。
油水或者气油界面为确定性参数。
在资料不多的情况下，允许在一定范围内修改。
（油水过渡带）
水体性质为不确定性参数。
调整较多。
初始含水饱和度以及模型的构造，断层分布等数据一般认为是比较可靠的，在历史拟合时作为确定性参数。
必须指出：
对于不同油田进行历史拟合，油田的地质情况不同，获得参数的条件和途径不同，可调参数范围可能不尽相同。
因此，在确定可调范围时，必须作扎实细致分析研究工作。
对于一些不易于轻易改动的参数在拟合时，要采取慎重的态度。
例如：
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，一般不宜改动，所以为拟合某一动态参数而调整油层物性时，对于那些会引起储量改变的物性参数，调整时，要慎重考虑。
尽量不调或少调。
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。
可以进行修改。
这也是一种根据动态资料对石油地质储量进行核实的方法。
3.7.历史拟合原则
历史拟合的目的是通过历史拟合真实再现地下油藏动态同时利用数值模拟工具搞清油藏开发状况，理清开发过程存在的问题找出相应的解决办法，因此要本着科学态度尊重油藏客观规律去做历史拟合，历史拟合的工作是没有捷径的，要遵循以下原则有步骤的进行。
⑴拟合过程中要遵守动静态结合分析方法，绝对不能为拟合而拟合，随意修改油藏确定数据，一个好的模型必须是一个合格油藏工程师才能做到的，对油藏地质动态的认识是否准确是拟合的第一关健。
⑵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。
⑶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。
⑷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。
⑸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，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，才能快速和有效地做好历史拟合工作。
⑹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，并以之前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跟踪模拟拟合，使历史拟合和模拟结果能更好地符合油藏的实际情况。
3.8历史拟合总体步骤
历史拟合是个相当复杂、消耗人力和机时的工作，如果不讲究方法、不遵循一定步骤，可能陷入纵横交织，错综复杂的矛盾中而难以解脱。
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。
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
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