8.3.7.1 差异数据的网格转换
由于地震数据的网格、层位划分和数模模型的网格、层位划分 不完全一致，因此，在用时移地震差异约束油藏数值模拟前，首先 要对时移地震差异数据体进行层位、网格的转换。
转换流程见图8.68。Ⅰ油组和Ⅰ油组4小层的差异数据转换过 程及转换结果见图8.69和图8.70。
图8.68 差异数据网格转换流程图
图8.69 Ⅰ油组差异数据时深、网格转换
图8.70 Ⅰ油组4小层差异数据的时深、网格转换
Ⅰ油组4小层由于层位和地震数据品质的关系，只有图8.70转换后差异图范围内的部分是4小层差异，所以转换后的数据只显示这一部分。
8.3.7.2 差异约束的模型调整
S模型网格节点60多万，生产时间长，从1993年 9月投产到2004年10月，共110个时间步长，模型中 共有3条相对渗透率曲线对油藏流体的流动进行刻度，对于如此庞大的模型，模拟运算时间长、为实现拟合时 移地震差异数据而要做的修改工作量巨大、反复模拟运 行的次数多，短时间很难实现时移地震差异数据的精确 拟合，需要做大量的工作。
图8.71为时移地震差异约束油藏数值模拟的流程 图。
在上述流程的指导下，模型修改主要为油藏参数修 改、岩石物理模型参数的修改、相对渗透率曲线、PVT 数据及其应用区域修改。
油藏参数的修改主要依据建模的成果，修改模型研 究区的有效厚度、渗透率、孔隙度参数。
图8.71 时移地震差异约束油藏数值模拟流程图
（1）孔隙度参数修改
在三维储层建模中，目前大多应用地质统计学随机 建模和相控参数建模的方法以及先进的储层建模理论和技术（如指示Kriging、序贯高斯模拟等），建立 工区三维地质模型。由于渗透率参数模型是由渗透率与孔隙度的孔渗关系得到的，因此在进行渗透率调 整的同时，孔隙度参数也要进行相应的调整。
同时，孔隙度参数也是影响油藏开发动态的重要因素。S油田是受构造因素控制、岩性变化影响的层 状碎屑岩油藏，根据岩石薄片、铸体薄片和扫描电镜等镜下观察结果，储层储集空间主要为原生粒间孔 和溶蚀孔，由于有溶蚀孔隙的存在，使油藏中孔隙度的突变情况和突变程度都有所增加（图8.72）。
图8.72a 原模型1小层孔隙度参数
图8.72b 建模对应层模型孔隙度参数
（2）有效厚度参数修改
由于大部分的砂体尖灭线都是靠井间插值得到的，在某种程度上存在一定的误差，而砂体界面的位 置将直接影响油井的见水时间和产水量。因此，在模型调整中适当修改某些砂体尖灭线的位置（图8.73）。
图8.73a 原模型3小层有效厚度参数
图8.73b 建模对应层模型有效厚度参数
（3）相对渗透率曲线适用范围的调整
相对渗透率曲线控制着孔隙中油水的相对渗流运动，因此对单井产水率的影响极大，且控制全油藏 或油藏中大部分区域的相对渗透率曲线仅仅是由井中岩心在实验室中求得的，由于以点代面及渗流条件 的不同等原因造成在模型中控制油水运动的相对渗透率曲线与油藏实际存在较大误差，因此，对相对渗 透率曲线的调整空间是比较大的，调整结果也是比较好的。
S油藏模型中共有3条相对渗透率曲线对油藏中流体的渗流动态进行刻度，这3条曲线涵盖的范围比 较大，因此，在模型修改中没有对曲线本身进行修正，仅仅是对每条曲线的适用范围进行了适当的修改（图 8.74）。
图8.74 相渗区域数据修正
（4）岩石物理模型参数的调整
S油田属于疏松砂岩油藏，对油藏岩石物理参数进行了深入的研究，这里借鉴了岩石物理研究方面的 成果，并在后期时移地震数据约束油藏历史拟合的过程中进行了必要的调整，如图8.75所示。
图8.75a 初始正演用岩石物理参数
图8.75b 时移地震差异约束历史拟合后正演用岩石物理参数
（5）PVT属性数据的调整
模型中有15个油水系统，6组PVT表格数据，这里主要调整了控制Ⅰ油组研究区的两组PVT数据，如表8.9所示。
表8.9a 初始模型PVT数据表
表8.9b 时移地震差异约束历史拟合后模型PVT数据表
8.3.7.3 拟合结果
通过对以上参数的调整和模拟运算，时移地震差异数据和动态数据都得到了一定的拟合。
由于模拟区是分平台投产的，不同平台的投产时间前后相差9年，在模拟运算中计算出来的是全油 藏压力，实际测得的仅为某个平台的局部压力，因此目前没有对压力进行拟合。
（1）储量拟合结果
利用调整后油藏模型计算全区原始石油地质储量为30294×104t，与实际上报储量28844×104t相比，储量拟合的误差为5.02％，符合储量拟合误差要求。
储量增加主要是因为由初始模型计算的油藏见水后含水迅速上升，与油藏开发实际相差较大，为实 现拟合，适当提高了含水拟合误差较大井点的孔隙度造成的。
（2）含水率拟合结果
可供拟合的主要参数是单井或油田的月度产液量、含水率、累积产液量或综合含水率等，鉴于在定 产的情况下，油藏的动态拟合采用惯用的含水率作目标参数。
利用修改后的油藏模型进行了全区的含水率拟合，与模型修改前相比，计算含水率与实际含水率的 绝对误差明显减小，除了含水率变化无明显规律的少数几口井外，试验区其他50多口井基本符合实际 变化；由时移地震差异约束历史拟合后的最终模型计算得到的全区拟合含水率见图8.76。
图8.76a S油田初始模型含水率拟合曲线
图8.76b S油田差异约束后模型含水率拟合曲线
单井含水率拟合曲线见图8.77，试验区其他井拟合曲线参见附录四。
图8.77a A16井拟合曲线
图8.77b A24井拟合曲线
图8.77c B04井拟合曲线
图8.77d J13井拟合曲线
图8.77e J15井拟合曲线
含水率拟合误差空间分布见图8.78。
图8.78a 地震差异约束前空间拟合误差图
图8.78b 地震差异约束后空间拟合误差图
（3）地震数据匹配结果
此过程中，主要是有效厚度、孔隙度、渗透率、岩石物理模型参数、相对渗透率曲线、PVT数据及 其应用区域等数据的修改，这些参数的变化会影响Kd、流体分布的变化会影响Kf的空间分布，进而影响 vP，最终实现模型合成时移地震差异对实测时移地震差异的匹配。
同时需要指出的是，由于计算过程非常复杂，在扰动过程中不能每次都进行地震属性的检验，而是 在此过程若干次循环中用到了时移地震目标函数的检验。
由于时间关系，在本次时移地震差异约束历史拟合的过程中，只用Ⅰ油组和Ⅰ油组4小层的差异做 约束进行历史拟合，中间模型的时移地震差异拟合情况见图8.79和图8.80，最终的地震差异拟合情况参 见图8.81和图8.82。
图8.79 中间模型差异拟合结果对比
图8.80 中间模型差异拟合结果对比
图8.81 优化后模型差异拟合结果对比
图8.82 优化后模型差异拟合结果对比
8.3.7.4 差异约束后的油藏动态
实测时移地震差异约束历史拟合后，模型Ⅰ油组和4小层的压力、含水饱和度、含气饱和度的变化 与初始模型都有了一定的变化，由于目前的优化模型是在动态和时移地震差异双重约束下进行历史拟合 的，所以认为目前得到的油藏动态的变化是能够比较客观的反映油藏实际的动态的。
差异约束数值模拟后Ⅰ油组压力、含水饱和度、含气饱和度到2004年6月的变化见图8.83，2004年 6月的含油饱和度分布见图8.84。
Ⅰ油组4小层压力、含水饱和度、含气饱和度到2004年6月的变化见图8.85，2004年6月的含油饱 和度分布见图8.86。
其他小层2004年6月的含油饱和度分布见附录二。
图8.83a Ⅰ油组含气饱和度的变化
图8.83b Ⅰ油组压力的变化
图8.83c Ⅰ油组含水饱和度的变化
图8.84 Ⅰ油组含油饱和度分布
图8.85a Ⅰ油组4小层含气饱和度的 变化
图8.85b Ⅰ油组4小层压力的变化
图8.85c Ⅰ油组4小层含水饱和度的 变化
图8.86 Ⅰ油组4小层含油饱和度的分布（2004.6）
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