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备注：利用压力恢复试井得到的压力资料需要进行Peaceman校正。
三、单井产量拟合可以修改的参数1、传导率倍乘系数（井所在网格周围的渗透性――在Grid部分修改），默认为1，修改时MULTX和MULTY两个同时乘以一个倍数，平面上XY方向均要修改。
可调范围：2、增加WPIMULT关键字，如下图图3该关键字同时增加各相产量3、单井动态的拟合常对表皮效应进行调整（影响不大），有时也调整井周围各网格的渗透率值。
4、相对渗透率曲线（增加某一相的相对渗透率－同时乘以一个系数后，该相的分流率即产量会相应增加），每口井周围网格可以设置一个分区，在饱和度分区中可以单独给一个相渗曲线，调整该相渗曲线中各相的相对渗透率即可达到调整各相产量的目的。
若在某一时间（段）产量拟合不好，则可以从三维图中可以看到某一时间的饱和度分布，从而在对应的饱和度分布下调整相渗曲线的高低。
单井产量拟合好以后，油田产量基本会拟合上。
井措施在软件中处理方法：酸化和压裂、改变油嘴大小。
四、含水率和气油比拟合可以修改的参数单井含水和气油比如何调整？在多相流动情况下，相渗曲线的位置和形状是直接影响各相流动状况的重要参数。
1、见水的早晚可以通过左右调整端点值－即临界饱和度来实现拟合，见水早了将含水饱和度端点向右移动，见水晚了将束缚水饱和度向左移动；含水的高低可以通过将水的相对渗透率曲线上移或下移（即同时乘以一个大于1或小于1的系数）来实现。
2、气油比的高低可以通过调整气油相对渗透率曲线中气的相对渗透率，原理同含水率的拟合。
3、此外，油水界面和气水界面也会影响含水率和气油比的变化，因此，在拟合时应检查所给的油水界面或气水界面的位置是否准确，发现问题及时调整。
1、产量拟合时可以利用Trasmissbility（MULT）改变传导率可改变值大小，但不能改变曲线随时间的变化趋势，即只能改变纵向计算数值的大小。
2、产量拟合时还可以利用WPIMULT关键字可以在任意时间点或时间段对产量进行修正，从而达到使模拟计算与实测相匹配的目的，在历史拟合过程中切忌为了拟合而拟合，只要模拟计算产量与实测产量总体趋势上吻合、累计产量接近即可。
在使用WPIMULT关键字时需要注意以下几点：（1）在前一个点插入该关键字，这是因为在Eclipse中，插入关键字的时间点作为零点，真正从下一个时间点开始起作用。
例如：在2000年2月1号计算产量与实测产量偏差较大，则应在2000年1月1号插入该关键字。
（2）在插入该关键字后，铭记在实测产量与计算产量拟合好的时间点前重新插入COMPDA T（射孔）关键字，目的是结束WPIMULT的作用。
（3）使用该关键字后，各相产量同时增加或减少，并非只有某一相产量变化。
（以上为拟合产量时可以调整的传导率方法）3、表皮对产量影响很小，相对来说，对井底压力影响稍大于对产量的影响。
4、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45、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。
6、含水率拟合（油田）调整相对渗透率曲线，调整时同时将Krw，Kro乘以一个系数，同时端点需要移动，否则（1）计算值变化不大（2）容易出现异常点。
见图5图4●文件-1Krw后半部分乘以1.3查看含水率变化（端点没有改变）●文件-2 Kro 乘以0.7 （端点没有改变）●YM719-3D-Test-3jssj 初始点由（0.27，0）改为（0.2，0）查看见水时间（应提前）●文件-3Krw后半部分乘以1.3查看含水率变化，同时端点由（1，1）改为（0.9，1）●文件-4 Kro后半部分乘以0.7 ，同时端点由（1，0）改为（0.8，0）●YM719-3D-Test-5 整个Krw都乘以1.3（除了最后一个端点）（1，1）●YM719-3D-Test-6 整个Krw都乘以1.3（改变最后一个端点）（1，1）—（0.8，1）图5动态数据处理程序（VBA或Schedule），井筒管流计算五、问题气井需要VFPi表1、单井含水和气油比调整相渗曲线时候怎样调整，每口井都可以对应有一个相渗曲线？2、可不可以在射孔关键字中修改kh值？3、实际的油藏压力数据是以观察井的资料为依据，若有多口观察井怎样处理？4、可以使用拟相对渗透率曲线来拟合含水，什么是拟相对渗透率曲线？5、地质模型中隔夹层怎么处理，将孔渗设为0？6、多层时产量怎样辟分？7、如何出储量丰度图？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？291. 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。