مدل هندسی مخزن به کمک مدل RESCUE (Cloudspin) در نرم افزار FloGrid ساخته شده است. نوع هندسه مخزن Corner-Point می باشد. این مخزن دارای ۲۱۱۵۶۰ گرید می باشد که ۱۵۰۰۹۴ از این تعداد، گرید فعال می باشد. در ابتدا با ۱۰ چاه تولید و ۴ چاه تزریق و اعمال قیود اقتصادی و فیزیکی متناسب با مسئله برای هر یک از چاه ها، به مدت ۶ سال میزان تولید نفت را به کمک شبیه سازی مخزن برمبنای Streamline و روش سنتی Finite Difference به ترتیب توسط نرم افزارهای FrontSim و ۱۰۰ Eclipse محاسبه می شود. قیودی که در این قسمت مورد توجه قرار گرفته است. در شکل ۴-۱ و ۴-۲، میزان اشباع نفت در مخزن شماره یک در اولین و آخرین بازه زمانی نشان داده شده است.
(( اینجا فقط تکه ای از متن درج شده است. برای خرید متن کامل فایل پایان نامه با فرمت ورد می توانید به سایت feko.ir مراجعه نمایید و کلمه کلیدی مورد نظرتان را جستجو نمایید. ))

شکل۴- ۱: اشباع نفت در اولین بازه زمانی (۱ ژانویه ۱۹۹۴) {سمت راست FD و چپ SL}
شکل۴- ۲: اشباع نفت در آخرین بازه زمانی (۳۱ دسامبر ۱۹۹۹) {سمت راست FD و چپ SL}
منحنی های مربوط به ^[۹۹] FOPT و ^[۱۰۰]FWCT برای این مخزن مدل شده به روش Streamline و Finite Difference در شکل ۴-۳ و ۴-۴ نشان داده شده است. لازم به ذکر است که منحنی FOPT نشانگر میزان کل نفت تولیدی از تمامی چاه های تولید می باشد و همچنین FWCT، نسبت نرخ آب تولیدی از چاه ها به نرخ کل سیال تولیدی از چاه های تولید کننده را نشان می دهد.
در رابطه (۴٫۱) ، نرخ کل تولید آب و نرخ کل تولید نفت می باشد.
شکل۴- ۳: منحنی FOPT بر حسب زمان شبیه سازی{سمت راست FD و چپ SL}
شکل۴- ۴: منحنی FWCT بر حسب زمان شبیه سازی{سمت راست FD و چپ SL}
همان طور که مشاهده می شود نتایج حاصل از شبیه سازی بر مبنای SL و روش FD تقریبا مشابه یکدیگر است. ( میزان دقیق FOPT و FWCT در انتهای شبیه سازی به طور مختصر در جدول ۴-۳ آورده شده است.). در این مخزن میزان اولیه نفت موجود در مخزن (OIIP ^[۱۰۱]) حدود ۲۱۲ Mstb می باشد و تنها از این مقدار یعنی ۱۸٫۶ Mstb در طول این ۶ سال تولید شده است. این میزان تولید نفت با توجه به مقدار اولیه نفت نامناسب است، به همین دلیل با تغییر قیود اقتصادی و فیزیکی حاکم بر چاه های حفر شده قبلی نظیر تغییر میزان نرخ تولید و تزریق آن ها و نیز اضافه کردن یک چاه تولیدی و یک چاه تزریق کننده جدید سعی در افزایش میزان نرخ تولید نفت می شود. به این منظور از آغاز سال ۲۰۰۰ ، نرخ مجموع تولید نفت ۳۰۰۰۰ stb/day در نظر گرفته می شود که برای هر کدام از این ۱۰ چاه تولید ۳۰۰۰ stb/day قرار داده می شود. برای چاه های تزریق کننده مجموع نرخ تزریق آب ۴۰۰۰۰ stb/day می باشد که سهم هر کدام از ۴ چاه تزریق کننده ۱۰۰۰۰ stb/day می باشد. در اول سال ۲۰۰۱ تا انتهای شبیه سازی یعنی اول ژانویه ۲۰۰۶ ، به منظور افزایش نرخ تولید نفت یک چاه افقی تولید کننده و یک چاه تزریق کننده با نرخ تولید و تزریق به ترتیب ۵۰۰۰ stb/day و ۱۵۰۰۰ stb/day حفر می شود. یادآوری می شود که در این بخش محل حفر چاه های جدید به طور دلخواه انتخاب می شود اما در گام های بعدی محل حفر چاه با هدف ماکزیمم سازی میزان تولید نفت انتخاب می شود. در شکل های ۴-۵ و ۴-۶ میزان اشباع نفت نشان داده شده است.
نتایج حاصل از شبیه سازی در جدول ۴-۳ به طور خلاصه آمده است. همان طور که مشاهده می شود میزان تولید نفت در هر دو شبیه ساز تقریباً عدد یکسانی بدست آمده است، به علاوه اینکه تاثیر این سناریو و حفر چاه های جدید در افزایش تولید نفت مشخص گردید. در انتها با توجه به زمان شبیه سازی مورد نیاز برای مخزن در مدل های SL و FD به وضوح سریع تر بودن شبیه سازی مخزن بر پایه SL و برتری آن نسبت به مدل FD نمایان شد.
جدول ۴-۳: نتایج حاصل از شبیه سازی

Simulation Time
FOPT (Stb)
سناریو

FD
SL
FD
SL

۱۰ چاه تولید و ۴ چاه تزریق

اضافه کردن یک چاه تولید و تزریق

شکل۴- ۵: اشباع نفت در آخرین بازه زمانی (۱ ژانویه ۲۰۰۶){سمت راست FD و چپ SL}
شکل۴- ۶: اشباع نفت در اولین بازه زمانی برای مخزن ۲{سمت راست FD و چپ SL}
۴-۲-۱-۲- نتیجه گیری
در مسائل عملی که ابعاد مخزن در بزرگی گرید می باشد، یک ارزیابی تابع هدف که منجر به یک بار شبیه سازی مخزن می شود ممکن است ساعت ها به طول بینجامد. این اختلاف زمانی میان دو نوع مدل مخزن هنگام اعمال یک روش بهینه سازی بسیار محسوس تر می باشد زیرا که ممکن است در یک مسئله بهینه سازی بارها تابع هدف ارزیابی شود. این تفاوت زمانی زیاد در مسئله مدیریت مخازن و بهینه سازی تولید می تواند بسیار زیان آور باشد چرا که یک مهندس مخزن از تصمیم گیری های مورد نیاز در یک بازه زمانی معین باز می ماند.
۴-۲-۲- مخزن شماره ۲
در این مخزن همگن نوع هندسه Block-Center می باشد. این مخزن دارای ۱۰۲۴ گرید می باشد که همه گرید ها فعال است. در این مخزن ۴ چاه تولید و ۱ چاه تزریق موجود می باشد، که نحوه قرار گرفتن چاه ها به صورت مدل ۵ نقطه ای^[۱۰۲] می باشد. قیود هر یک از چاه های تولید، نرخ حجم سیال تولید شده از مخزن^[۱۰۳] است که ۷۵ stb/day انتخاب شده است. این قیود برای چاه تزریق ۲۰۰ stb/day می باشد. میزان نفت موجود در مخزن می باشد. میزان تولید نفت در این مخزن به مدت ۳۱۲۰ روز توسط شبیه سازی مخزن برمبنای SL و روش سنتی FD به ترتیب به کمک نرم افزارهای FrontSim و Eclipse محاسبه شده است. سپس نتایج و منحنی های حاصل از شبیه سازی آورده می شود.
جدول ۴-۴: نتایج شبیه سازی مخزن ۲