Para o reservatório de petróleo do grupo inferior da zona 9 de Tahe, a energia suficiente da água de fundo e a distribuição complexa das camadas rítmicas levam a dificuldades para as técnicas convencionais de simulação numérica representarem as regras complexas de elevação da água de fundo e o efeito das medidas de aumento da recuperação do reservatório. Tomando como exemplo o reservatório do grupo inferior da série Triássica da zona 9 de Tahe, é apresentada uma técnica de simulação numérica de alta precisão sem simplificação do modelo geológico, utilizando simulação de água móvel precoce, desvio de única antepara e múltiplas anteparas, bem como permeabilidade dinâmica de fases para o estudo de adequação histórica do reservatório, alcançando um grau geral de adequação de produção de 95,23%. Ao mesmo tempo, a técnica de simulação numérica de alta precisão foi usada para prever as medidas de extração de líquido e injeção de gás no campo, mantendo uma alta consistência com os efeitos reais de produção no local. Durante o processo de simulação numérica de alta precisão, o padrão de aparecimento de água em poços horizontais mudou do "relevo de água" na simulação convencional para o modo "ponto de saída de água", sendo o principal fator controlador do campo de fluxo o controle coordenado dos campos de pressão e parâmetros físicos.

Campo petrolífero de Tahe; água de fundo forte; camadas finas; múltiplas camadas rítmicas; simulação numérica de alta precisão