Для нефтяного пласта нижней нефтеносной группы района Тахэ 9 обильная энергия подводной воды и сложное распределение ритмических слоев приводят к затруднениям в традиционных численных моделях при описании сложных закономерностей подъёма подводной воды и эффективности мер повышения коэффициента нефтедобычи пласта. На примере нефтяного пласта нижней группы Триасового горизонта района Тахэ 9 представлен метод высокоточной численной симуляции без упрощения геологической модели. Исследование истории пласта проведено с использованием трёх технологий: моделирования ранней подвижной воды, обхода одиночной перегородки и множественных перегородок, а также динамической фазовой проницаемости. Общий уровень соответствия по добыче пласта достиг 95,23%. Одновременно высокоточная численная симуляция применена для прогнозирования мер по сбору жидкости на месторождении и инъекции газа, что показало высокое совпадение с производственными результатами. В процессе высокоточной численной симуляции схема обнаружения воды в горизонтальных скважинах изменилась с классической «водяной гребень» к «точечному выходу воды», при этом основными управляющими факторами в поле течения были совместное управление полем давления и полем физических параметров.

Нефтяное месторождение Тахэ; сильная подводная вода; тонкопластовый; ритмичный; высокоточная численная симуляция