Include

'WPR1.traj' /

/

Include

'WINJ1.traj' /

/

TTAB

horPRO

-- X Y Z MD

550.0 550.0 0.0 0.0 / 0.0

550.0 550.0 1233.0 1233.0 / 1*

450.0 650.0 1235.0 1235.0 / 1*

350.0 750.0 1245.0 1245.0 / 1*

ENDT

/

READ 01 Jan 2008 /

WELL WPR1 PROD OIL QLIM = 100000. P=39 /

-- Имя_табл(скв) MD_начперф MD_конперф Rскв Skin Cообщ_скв-пласт /

COMP WPR1 1230 1232 0.12 0.0 1.0 /

COMP WPR1 1234 1250 0.12 0.0 1.0 /

WELL WINJ1 INJE WAT Q = 100000. PMAX=160. /

-- Имя_табл(скв) MD_начперф MD_конперф Rскв Skin Cообщ_скв-пласт /

COMP WINJ1 1230 1240 0.12 0.0 1.0 /

COMP WINJ1 1240 1245 0.12 0.0 1.0 /

COMP WINJ1 1250 1255 0.12 0.0 1.0 /

/

WLOC I-J

WELL WPR2 PROD OIL Q=15.0 PMIN=30.0

LOCA 6 1

-- RADIus rw skin reqv

RADI 0.120 0.0 /

DRAW 10

WEFA 0.89

ZONE MULT / Перфорация по слоям

1 1 1 0 0 /

/

WLOC X-Y

WELL WINJ2 INJE WATR QLIM=200.0 PMAX=200.0

LOCATION: 50.0 1250.0 / Well located in (x,y)

RADI 0.120 0.0 /

ZONE MULT

1 1 1 1 1 1 1 1 /

ZONE SKIN

-4.5 0 -4.5 1 1 /

WLOC I-J

WELL WPR3 PROD OIL QLIM = 100000. P=42 /

-- I J K DIR Rw KH Skin Reqv M /

CIJK

5 13 1 IN-Z 0.12 1* 0 0.12 1 /

6 12 2 IN-Z 0.12 1* 0 0.12 1 /

6 11 3 IN-Z 0.12 1* 0 0.12 1 /

/

WELL horPRO PROD OIL Q=100000.0 P=50.0

RADI 0.09 /

-- Имя_табл(скв) MD_начперф MD_конперф Rскв Skin Cообщ_скв-пласт /

COMP horPRO 1233.0 1238.0 1* 0 1 /

COMP horPRO 1239.0 1244.0 1* 0 1 /

COMP horPRO 1245.0 1250.0 1* 0 1 /

COMP horPRO 1251.0 1256.0 1* 0 1 /

READ 01 JAN 2009 /

READ 01 JAN 2020 /

STOP

Дополнительные файлы

Название файла - WPR1.traj

welltrack 'WPR1'

750.0 850.0 0.0 0.0

750.0 850.0 500.0 500.0

750.0 850.0 1300.0 1300.0

Название файла WINJ1.traj

welltrack 'WINJ1'

1050.0 50.0 0.0 0.0

1050.0 50.0 500.0 500.0

1050.0 50.0 1300.0 1300.0

• Вывод динамических массивов

ARRA {DAYS MONT YEAR DATE} EQUA END

time1 time2 ... /

• Основные динамические массивы

GENE {PRES}{FLIP}{CPU}{REST}{CMPL}

{WELL}{GROUP}{AQUI}{RTEM}{CPLY}

Текущие свойства пластовых флюидов

SATU DENS VISC MOBI RELK

OIL GAS WATR ALL

• Ограничение по изменению давления на скважине

• DRAW value

• Радиус и скин-фактор

RADI rw skin reqv

• Коэффициент эксплуатации

WEFA voul

TFIL – Описание траектории скважины

TFILE {NORO}            

'trackwellA.trk'  /  

В wellname

Xloc     Yloc        Zloc        MD 

:            :              :              :/

В качестве альтернативы можно использовать ключевое слово TTAB.

 TFILE

'welltrackA.dat'  /

где файл welltrackA.dat содержит следующую информацию:

WP_A

-- X        Y         Z       MD

23613.4  764512.0   100.0   100.0

23731.2  765193.0  5000.0  5300.0

23782.7  765921.0  5000.0  6300.0

WELL I-1  INJECTS GAS QLIM=750.0  PMAX=1378.95

COMP I-1 2500 2600 0.05 0.0 1.0

TTAB     {NORO}

wellname Xloc        Yloc           Zloc            MD 

:                :                    :                    : /

ENDT

• Переопределение режимов работы скважин

GRED или REDE name fluid =Q =P tname

• Улучшение призабойной зоны

STIM {SKIN REQV K-H_ WIDX T-WI MULT}

xzone1 xzone2 .… /

• Перевод добывающей скважины в нагнетательную

CONV limit = Q = P

Наклонные скважины

CIJK

I1 J1 K1 DIR1 Rw1 KH1 Skin1 Reqv1 M1/

I2 J2 K2 DIR2 Rw2 KH2 Skin2 Reqv2 M2/

…

In Jn Kn DIRn Rwn KHn Skinn Reqvn Mn/

i j k -координата скважины, направление скважины (X, Y или Z), радиус скважины. <проницаемость вскрытой ячейки>* <длину перфорированного интервала>, скин-фактор, эквивалентный радиус ячейки.

COMPete – перфорация вдоль ствола скажины

COMP track-table md1 md2 r S M

Описание

track-table Имя таблицы, содержащей траекторию скважины.

Md1 Измеренная глубина начала интервала перфорации

Md2 Измеренная глубина окончания интервала перфорации

R Радиус скважины в этом интервале (по умолчанию 6 дюймов).

S Скин (по умолчанию 0.0).

M Множитель сообщаемости скважина – пласт (по умолчанию 1.0).

Вы можете задать более одного интервала перфорации для одной скважины:

WELL TI-1  INJECTS GAS QLIM=750.0  PMAX=1378.95

COMP TI-1 2580 2610 0.2   0.0 1.0

COMP TI-1 2650 2690 0.22 0.0 1.0 

Если задаётся новый интервал, он применяется “поверх”старого. Например, если мы сначала задаём перфорацию в интервале от 4056 до 4129 ft, используя:

COMP TI-1 4056 4129 0.23   0.0 1.0

и затем вводим второе ключевое слово COMPL, перекрывающее интервал в диапазоне от 4080 до 4092

COMP TI-1 4080 4092 0.23   0.0 0.0

В результате мы получим два открытых интервала, один от 4056 до 4080 и второй от 4092 до 4129

Дополнительные ограничения по скважине

WLIM value limit {OFF ON} {MIN MAX HOLD}{CUTB STIM WORK CONV SHUT REDE}

Value Значение для вторичного скважинного контроля

Name Имя параметра, по которому вводится ограничение OIL, GAS, LIQU, RESV, GOR, WOR или параметр определенный пользователем

OFF Отключает вторичный скважинный контроль

ON Включает вторичный скважинный контроль

MIN Это минимальное ограничение

MAX Это максимальное ограничение.

HOLD Это целевое ограничение (TARG является синонимом HOLD).

CUT Дебит добывающей скважины будет уменьшен в случае нарушения ограничения.

STIM В случае нарушения ограничения, параметры прискважинной зоны будут улучшены, в соответствии с данными, заданными в ключевом слове STIMulate

WORK В случае нарушения ограничения, будут последовательно закрываться перфорации, имеющие самое «плохое» значение параметра определенного в name.

CONV Скважина будет остановлена на 1 временной шаг, а затем переведена под нагнетание с условиями описанными в подключевом слове CONVerted

SHUT Скважина будет остановлена, если значение ограничения будет нарушено.

REDE Скважина будет переопределена с новыми ограничениями добычи и забойного или устьевого давления, описанными в подключевом слове REDE

Текущие запасы

OFIP regioname

ooip ogip owip osplt1 ...

ooip - начальные запасы пластовой нефти, kSM3 (I03m3)

ogip - начальные запасы газа в стандартных условиях, MSM3 (I0std m3)

owip - начальный объем запасов пластовой воды, kSM3 (I03m3)

оspltf - начальный объем определенного потока (см. ключевое слово SPLIt в секции INPUt),

единицы измерения, зависят от того, из чего состоит поток - жидкости или газа