home *** CD-ROM | disk | FTP | other *** search
/ Hall of Fame / HallofFameCDROM.cdr / oilfield / spe-46-3.lzh / OUT.2 < prev    next >
Text File  |  1989-01-29  |  116KB  |  2,213 lines
  1.  
  2.  
  3.                              *********************************************************************
  4.                              *                                                                   *
  5.                              *                                                                   *
  6.                              *                             BOAST II:                             *
  7.                              *                 BLACK OIL APPLIED SIMULATION TOOL                 *
  8.                              *                          (RELEASE 1.1)                            *
  9.                              *                                                                   *
  10.                              *                                                                   *
  11.                              *********************************************************************
  12.  
  13.  
  14.  
  15.  
  16.  
  17.  
  18.                        **********************************************************************************
  19.                        *                                                                                *
  20.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  21.                        *                                                                                *
  22.                        **********************************************************************************
  23.  
  24.  
  25.                                     REDIMENSIONING INFORMATION:
  26.                                MAX X-DIRECTION GRID BLOCKS                                    13
  27.                                MAX Y-DIRECTION GRID BLOCKS                                    10
  28.                                MAX Z-DIRECTION GRID BLOCKS                                     4
  29.                                MAX ROCK REGIONS                                                3
  30.                                MAX ROCK REGION TABLE ENTRIES                                  25
  31.                                MAX PVT REGIONS                                                 3
  32.                                MAX PVT REGION TABLE ENTRIES                                   25
  33.                                MAX WELLS                                                      50
  34.                                MAX TIME STEPS                                               1000
  35.                                MAX RESTART RECORDS                                             5
  36.                                TOTAL BLOCKS USING 1D DIRECT SOLN METHODS                      13
  37.                                TOTAL BLOCKS USING 2D OR 3D DIRECT SOLN METHODS                 1
  38.                                TOTAL BLOCKS USING ITERATIVE SOLN METHOD                      520
  39.                                MAX NO OF BLOCKS IN 1D FOR LSOR                                13
  40.                                MAX NO OF BLOCKS IN 2D FOR L2SOR                                1
  41. 1
  42.                        **********************************************************************************
  43.                        *                                                                                *
  44.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  45.                        *                                                                                *
  46.                        **********************************************************************************
  47.  
  48.  
  49.  
  50.                                                    ***** RESTART OPTION *****
  51.  
  52.                                             RESTART OPTION HAS NOT BEEN ACTIVATED.
  53.  
  54.  
  55.  
  56.  
  57.                                             ***** INITIALIZATION DATA *****
  58.  
  59.  
  60.               GRID SIZE (DX) IN COLUMN    1 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  61.  
  62.               GRID SIZE (DX) IN COLUMN    2 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  63.  
  64.               GRID SIZE (DX) IN COLUMN    3 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  65.  
  66.               GRID SIZE (DX) IN COLUMN    4 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  67.  
  68.               GRID SIZE (DX) IN COLUMN    5 IS INITIALLY SET AT   80.00 FOR ALL NODES
  69.  
  70.               GRID SIZE (DX) IN COLUMN    6 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  71.  
  72.               GRID SIZE (DX) IN COLUMN    7 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  73.  
  74.               GRID SIZE (DX) IN COLUMN    8 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  75.  
  76.               GRID SIZE (DX) IN COLUMN    9 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  77.  
  78.  
  79.  
  80.  
  81.               GRID SIZE (DY) IN ROW       1 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  82.  
  83.               GRID SIZE (DY) IN ROW       2 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  84.  
  85.               GRID SIZE (DY) IN ROW       3 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  86.  
  87.               GRID SIZE (DY) IN ROW       4 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  88.  
  89.               GRID SIZE (DY) IN ROW       5 IS INITIALLY SET AT   80.00 FOR ALL NODES
  90.  
  91.               GRID SIZE (DY) IN ROW       6 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  92.  
  93.               GRID SIZE (DY) IN ROW       7 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  94.  
  95.               GRID SIZE (DY) IN ROW       8 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  96.  
  97.               GRID SIZE (DY) IN ROW       9 IS INITIALLY SET AT  160.00 FOR ALL NODES
  98.  
  99.  
  100.  
  101.  
  102.  
  103.  
  104.  
  105.               GRID BLOCK GROSS THICKNESS (DZ) IS INITIALLY SET AT   30.0000 FOR ALL NODES
  106.  
  107.  
  108.  
  109.  
  110.  
  111.  
  112.  
  113.  
  114.               GRID BLOCK NET THICKNESS (DZNET) IS INITIALLY SET AT   30.0000 FOR ALL NODES
  115.  
  116.  
  117.  
  118.  
  119.  
  120.  
  121.  
  122.               ********** DEPTHS TO GRID BLOCK TOPS **********
  123.  
  124.  
  125.  K = 1
  126.  
  127.     8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.
  128.     8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.
  129.     8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.
  130.     8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.
  131.     8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.
  132.     8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.
  133.     8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.
  134.     8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.
  135.     8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.   8345.
  136.  
  137.  
  138.               **********POROSITY DISTRIBUTION FOLLOWS**********
  139.  
  140.  
  141.  K = 1
  142.  
  143.     .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800
  144.     .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800
  145.     .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800
  146.     .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800
  147.     .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800   .2800
  148.     .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000
  149.     .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000
  150.     .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000
  151.     .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000   .3000
  152.  
  153.  
  154.  
  155.  
  156.  
  157.  
  158.               PERMEABILITY (KX) IS INITIALLY SET AT  100.0000 FOR ALL NODES
  159.  
  160.  
  161.  
  162.  
  163.  
  164.  
  165.  
  166.  
  167.               PERMEABILITY (KY) IS INITIALLY SET AT  100.0000 FOR ALL NODES
  168.  
  169.  
  170.  
  171.  
  172.  
  173.  
  174.  
  175.  
  176.               PERMEABILITY (KZ) IS INITIALLY SET AT  100.0000 FOR ALL NODES
  177.  
  178.  
  179.  
  180.  
  181.  
  182. 1
  183.               ***** EMPIRICAL DATA TABLES *****
  184.  
  185.  
  186.               *** NUMBER OF REGIONS ***
  187.                    ROCK          1
  188.                    PVT           1
  189.  
  190.  
  191. 1
  192.               ROCK REGION #     1
  193.  
  194.   SATURATION    KROT      KRW       KRG        KROG     PCOW      PCGO
  195.                                                         (PSI)     (PSI)
  196.  
  197.      -.1000     .0000     .0000     .0000     .0000     .0000     .0000
  198.       .0200     .0000     .0000     .0000     .0000     .0000     .0000
  199.       .1200     .0000     .0000     .0200     .0000     .0000     .0000
  200.       .2000     .0000     .0200     .0600     .0000     .0000     .0000
  201.       .3000     .0000     .0400     .2000     .0000     .0000     .0000
  202.       .4000     .0300     .0700     .4600     .0000     .0000     .0000
  203.       .5000     .0900     .1200     .7000     .0000     .0000     .0000
  204.       .6000     .1700     .1800     .8700     .0000     .0000     .0000
  205.       .7000     .3000     .2700     .9100     .0000     .0000     .0000
  206.       .8000     .5000     .5100     .9400     .0000     .0000     .0000
  207.       .8800     .7500     .7100     .9700     .0000     .0000     .0000
  208.      1.0000    1.0000    1.0000    1.0000     .0000     .0000     .0000
  209.      1.1000    1.0000    1.0000    1.0000     .0000     .0000     .0000
  210.  
  211.  
  212.           THE THREE-PHASE REL. PERM. CALC. IS NOT USED.
  213.           IRREDUCIBLE WATER SATURATION IS  .1200
  214. 1
  215.               PVT REGION #     1
  216.  
  217.  
  218.  
  219.          BUBBLE POINT PARAMETERS:
  220.     BUBBLE POINT PRESSURE (PSI)     4014.700
  221.     BUBBLE POINT DEPTH (FT)         8300.000
  222.     BUBBLE POINT GRADIENT (PSI/FT)      .000
  223.  
  224.  
  225.    VSLOPE     BSLOPE       RSLOPE     PMAX  REPRS
  226.   (CP/PSI) (RB/STB/PSI)    (1/PSI)   (PSI)
  227.  
  228.    .460E-04  -.232E-04        .00   9014.70     0
  229.  
  230.  
  231.      **** SATURATED OIL PVT PROPERTIES ****
  232.      PRESSURE  VISCOSITY    FVF    SOLN. GAS
  233.       (PSI)       (CP)    (RB/STB)  (SCF/STB)
  234.  
  235.          14.7   1.0400    1.0620      1.00
  236.         264.7    .9750    1.1500     90.50
  237.         514.7    .9100    1.2070    180.00
  238.        1014.7    .8300    1.2950    371.00
  239.        2014.7    .6950    1.4350    636.00
  240.        2514.7    .6410    1.5000    775.00
  241.        3014.7    .5940    1.5650    930.00
  242.        4014.7    .5100    1.6950   1270.00
  243.        5014.7    .4490    1.8270   1618.00
  244.        9014.7    .2030    2.3500   2984.00
  245.  
  246.  
  247.          **** WATER PVT PROPERTIES ***
  248.      PRESSURE  VISCOSITY    FVF    SOLN. GAS
  249.       (PSI)       (CP)    (RB/STB)  (SCF/STB)
  250.  
  251.          14.7    .5000    1.0190       .00
  252.        1014.7    .5010    1.0160       .00
  253.        2014.7    .5020    1.0130       .00
  254.        4014.7    .5050    1.0070       .00
  255.        6014.7    .5100    1.0010       .00
  256.        9014.7    .5200     .9920       .00
  257.  
  258.  
  259.        ****  GAS  PVT AND ROCK COMP. ****
  260.      PRESSURE  VISCOSITY    FVF     PSEUDO-PRS  ROCK COMP.
  261.       (PSI)       (CP)   (RCF/SCF) (PSIA**2/CP)  (1/PSI)
  262.  
  263.          14.7    .0080   .9358E+00   .0000E+00    .300E-05
  264.         264.7    .0096   .6790E-01   .0000E+00    .300E-05
  265.         514.7    .0112   .3523E-01   .0000E+00    .300E-05
  266.        1014.7    .0140   .1795E-01   .0000E+00    .300E-05
  267.        2014.7    .0189   .9063E-02   .0000E+00    .300E-05
  268.        2514.7    .0208   .7266E-02   .0000E+00    .300E-05
  269.        3014.7    .0228   .6064E-02   .0000E+00    .300E-05
  270.        4014.7    .0268   .4554E-02   .0000E+00    .300E-05
  271.        5014.7    .0309   .3644E-02   .0000E+00    .300E-05
  272.        9014.7    .0470   .2167E-02   .0000E+00    .300E-05
  273.  
  274.  
  275.        *** DENSITIES AT STD. CONDITIONS ***
  276.               OIL      WATER      GAS
  277.            (LBM/SCF) (LBM/SCF) (LBM/SCF)
  278.  
  279.             46.2440   62.2380     .0647
  280.  
  281.  
  282.               ***** SLOPES FOR COMPRESSIBILITY CALCULATIONS ****
  283.  
  284.  
  285.            PRESSURE     BO       DBO/DP       RSO     DRSO/DP
  286.             (PSI)    (RB/STB) (RB/STB/PSI)  (CF/CF)   (1/PSI)
  287.  
  288.              264.7    1.1500    .3520E-03     16.1    .6376E-01
  289.              514.7    1.2070    .2280E-03     32.1    .6376E-01
  290.             1014.7    1.2950    .1760E-03     66.1    .6803E-01
  291.             2014.7    1.4350    .1400E-03    113.3    .4719E-01
  292.             2514.7    1.5000    .1300E-03    138.0    .4951E-01
  293.             3014.7    1.5650    .1300E-03    165.6    .5521E-01
  294.             4014.7    1.6950    .1300E-03    226.2    .6055E-01
  295.             5014.7    1.8270    .1320E-03    288.1    .6198E-01
  296.             9014.7    2.3500    .1307E-03    531.4    .6082E-01
  297.  
  298.  
  299.            PRESSURE     BW       DBW/DP       RSW     DRSW/DP
  300.             (PSI)    (RB/STB) (RB/STB/PSI)  (CF/CF)   (1/PSI)
  301.  
  302.             1014.7    1.0160   -.3000E-05       .0    .0000E+00
  303.             2014.7    1.0130   -.3000E-05       .0    .0000E+00
  304.             4014.7    1.0070   -.3000E-05       .0    .0000E+00
  305.             6014.7    1.0010   -.3000E-05       .0    .0000E+00
  306.             9014.7     .9920   -.3000E-05       .0    .0000E+00
  307.  
  308.  
  309.             PRESSURE         BG            DBG/DP
  310.              (PSI)        (RCF/SCF)    (RCF/SCF/PSI)
  311.  
  312.               264.7       .6790E-01     -.3472E-02
  313.               514.7       .3523E-01     -.1307E-03
  314.              1014.7       .1795E-01     -.3455E-04
  315.              2014.7       .9063E-02     -.8888E-05
  316.              2514.7       .7266E-02     -.3594E-05
  317.              3014.7       .6064E-02     -.2404E-05
  318.              4014.7       .4554E-02     -.1510E-05
  319.              5014.7       .3644E-02     -.9100E-06
  320.              9014.7       .2167E-02     -.3693E-06
  321. 1
  322.               RUN CONTROL PARAMETERS:
  323.                    MAXIMUM NUMBER OF TIME-STEPS = 2000
  324.                    FACTOR FOR INCREASING DELT =     1.250   WHEN DSMAX AND DPMAX NOT EXCEEDED.
  325.                    FACTOR FOR DECREASING DELT =      .500   WHEN DSMAX OR DPMAX IS EXCEEDED.
  326.                    MAXIMUM SIMULATION TIME =     90.000
  327.                    MAXIMUM RESERVOIR WOR/TIME-STEP =     20. STB/STB
  328.                    MAXIMUM RESERVOIR GOR/TIME-STEP = 500000. SCF/STB
  329.                    MINIMUM AVERAGE RESERVOIR PRESSURE/TIME-STEP =    150.
  330.                    MAXIMUM AVERAGE RESERVOIR PRESSURE/TIME-STEP =  20000.
  331.  
  332.  
  333.               SOLUTION METHOD IS LSORX:
  334.                    MAXIMUM NUMBER OF ITERATIONS      (MITER) =        100
  335.                    INITIAL ACCELERATION PARAMETER    (OMEGA) =     1.7000
  336.                    MAXIMUM PRESSURE RESIDUAL           (TOL) =      .1000
  337.                    PARAMETER FOR CHANGING OMEGA       (TOL1) =      .0000
  338.  
  339.               AUTOMATIC TIME STEP CRITERIA:
  340.                    MAXIMUM ALLOWED SATURATION CHANGE (DSMAX) =      .0500
  341.                    MAXIMUM ALLOWED PRESSURE CHANGE   (DPMAX) =   100.0000
  342.  
  343.  
  344.  
  345.               IMPES FORMULATION SELECTED;  SINGLE-POINT UPSTREAM WEIGHTING.
  346. 1
  347.                                                       *********************
  348.                                                       *   WELL   UPDATE   *
  349.                                                       *********************
  350.  
  351.                    RESERVOIR CONTAINS THE FOLLOWING RATE NODES:
  352.  
  353.    WELL  NO.     NODE        OIL(STBD)   WATER(RBD)   GAS(MCFD)   TOTAL(RBD)   BHFP(PSIA)      PID      ALIT      BLIT
  354.   P-1      1   5  5  1        300.00          .00          .00          .00          .00     .3000  .000E+00  .000E+00
  355.  
  356.  
  357.               BLOCK   5  5  1 CONTAINS THE OIL RATE SPECIFIED PRODUCING WELL NUMBER     1
  358. 1
  359.               ******* INITIAL FLUID VOLUMES *******
  360.  
  361.  
  362.               LAYER  1 INITIAL FLUID VOLUMES:
  363.                    OIL IN PLACE (MILLION STB)                       1.5132
  364.                    WATER IN PLACE (MILLION STB)                      .3422
  365.                    SOLUTION GAS IN PLACE (BILLION SCF)              1.9217
  366.                    FREE GAS IN PLACE (BILLION SCF)                   .0000
  367.  
  368.  
  369.               TOTAL INITIAL FLUID VOLUMES IN RESERVOIR:
  370.                    OIL IN PLACE (MILLION STB)                       1.5132
  371.                    WATER IN PLACE (MILLION STB)                      .3422
  372.                    SOLUTION GAS IN PLACE (BILLION SCF)              1.9217
  373.                    FREE GAS IN PLACE (BILLION SCF)                   .0000
  374.  
  375. 1
  376.  
  377.               ******* INITIAL ARRAYS *******
  378.  
  379.  
  380.  
  381.  
  382.  
  383.               ***** RESERVOIR PRESSURE DISTRIBUTION *****
  384.  
  385.  
  386.  K = 1
  387.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  388.  
  389.  
  390.    1    5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.
  391.    2    5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.
  392.    3    5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.
  393.    4    5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.
  394.    5    5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.
  395.    6    5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.
  396.    7    5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.
  397.    8    5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.
  398.    9    5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.   5383.
  399.  
  400.  
  401.  
  402.               *********  OIL SATURATION  *********
  403.  
  404.  
  405.  K = 1
  406.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  407.  
  408.  
  409.    1     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  410.    2     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  411.    3     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  412.    4     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  413.    5     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  414.    6     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  415.    7     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  416.    8     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  417.    9     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  418.  
  419.  
  420.  
  421.               ******** WATER SATURATION *********
  422.  
  423.  
  424.  K = 1
  425.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  426.  
  427.  
  428.    1     .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120
  429.    2     .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120
  430.    3     .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120
  431.    4     .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120
  432.    5     .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120
  433.    6     .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120
  434.    7     .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120
  435.    8     .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120
  436.    9     .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120    .120
  437.  
  438.  
  439.  
  440.               *********  GAS SATURATION  *********
  441.  
  442.  
  443.  K = 1
  444.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  445.  
  446.  
  447.    1     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  448.    2     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  449.    3     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  450.    4     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  451.    5     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  452.    6     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  453.    7     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  454.    8     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  455.    9     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  456.  
  457.  
  458.  
  459.               ***** BUBBLE POINT PRESSURE DISTRIBUTION *****
  460.  
  461.  
  462.  K = 1
  463.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  464.  
  465.  
  466.    1    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  467.    2    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  468.    3    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  469.    4    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  470.    5    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  471.    6    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  472.    7    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  473.    8    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  474.    9    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  475.  
  476.  
  477.  
  478.    *************************************************  END OF INITIALIZATION  *************************************************
  479.  
  480.  
  481.  
  482.  
  483.  
  484.  
  485. 1
  486.                                                      *****************************
  487.                                                      *   TIME   STEP   SUMMARY   *
  488.                                                      *****************************
  489.  
  490.  TIME STEP               PRODUCTION                     INJECTION     PV WT   MATERIAL  BALANCES  MAX SATN CHANGE MAX PRES CHANGE  ITN 
  491.  --------- ---------------------------------------- ----------------   AVG   -------------------- --------------- --------------- -----
  492.                OIL     GAS     WATER    GOR   WATER    GAS     WATER   RES     OIL    GAS   WATER  I  J  K  DSMAX  I  J  K  DPMAX O   I
  493.                                         SCF/   /OIL                    PRES     %      %      %
  494.   NO. DAYS    STB/D  MSCF/D    STB/D    STB   RATIO  MSCF/D    STB/D   PSIA
  495.  ---- ---- --------  -------  ------- ------  ----- -------- ------- ------  ------ ------ ------ -- -- -- ------ -- -- -- ------ -----
  496.  
  497.    1    1.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5372.  -.000   .000   .000  5  5  1   .000   5  5  1  74.09 1  19
  498.    2    2.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5361.   .000   .000   .000  5  4  1   .000   5  5  1  14.29 1  15
  499.    3    3.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5350.   .000   .000   .000  5  4  1   .000   5  4  1  11.59 1  15
  500.    4    4.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5339.   .000   .000   .000  3  4  1   .000   6  4  1  11.27 1  15
  501.    5    5.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5328.   .000   .000   .000  5  4  1   .000   4  2  1  11.22 1  15
  502.    6    6.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5316.   .000   .000   .000  4  4  1   .000   5  1  1  11.22 1  15
  503.    7    7.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5305.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   7  1  1  11.22 1  15
  504.    8    8.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5294.   .000   .000   .000  2  4  1   .000   9  1  1  11.21 1  15
  505.    9    9.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5283.   .000   .000   .000  9  2  1   .000   8  9  1  11.22 1  15
  506. 1
  507.                        **********************************************************************************
  508.                        *                                                                                *
  509.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  510.                        *                                                                                *
  511.                        **********************************************************************************
  512.  
  513.  
  514.  
  515.                                             *****************************************
  516.                                             *                                       *
  517.                                             *  WELL REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)  *
  518.                                             *                                       *
  519.                                             *****************************************
  520.  
  521.     ********** WELL REPORT FOR TIME STEP NUMBER  10   ELAPSED TIME =   10.000 DAYS FROM BEGINNING OF SIMULATION **********
  522.  
  523.  
  524.  
  525.                                                        ------ RATE ------                      --- CUMULATIVE ---
  526.          WELL     LOCATION    CALC    SPEC    SPEC    OIL     GAS    WATER    GOR     WOR     OIL     GAS    WATER
  527.         #     ID   I  J  K    BHFP    BHFP     PI   STB/D    MCF/D   STB/D                    MSTB    MMCF    MSTB
  528.  
  529.         1  P-1     5  5  1   3959.      0.   .300    300.0     381.       .0 1270.0   .000     3.0      4.      .0
  530.       ------------------------------------------------------------------------------------------------------------
  531.             TOTALS                                   300.0    381.0       .0                   3.0     3.8      .0
  532.  
  533.  
  534.  
  535.  
  536.     *************************************************  END OF WELL REPORT  *************************************************
  537.  
  538.  
  539.  
  540.  
  541.  
  542.  
  543. 1
  544.                        **********************************************************************************
  545.                        *                                                                                *
  546.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  547.                        *                                                                                *
  548.                        **********************************************************************************
  549.  
  550.  
  551.  
  552.  
  553.                              *********************************************************************
  554.                              *                                                                   *
  555.                              *                                                                   *
  556.                              *              SUMMARY REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)               *
  557.                              *                                                                   *
  558.                              *                                                                   *
  559.                              *********************************************************************
  560.  
  561.  
  562.  
  563.  
  564.  ELAPSED TIME (DAYS)         =    10.00   TIME STEP NUMBER             =   10      TIME STEP SIZE (DAYS)         =     1.00
  565.  
  566.  CURRENT AVG RES PRESSURE    =   5271.5   PREVIOUS AVG RES PRESSURE    =   5282.7  PRESSURE DPMAX(  2,  1,  1)   =    -11.2
  567.  OIL DSMAX(  2,  1,  1)      =  -.00000   GAS DSMAX(  0,  0,  0)       =   .00000  WATER DSMAX(  2,  1,  1)      =   .00000
  568.  OIL MATERIAL BALANCE (%)    = -.000033   GAS MATERIAL BALANCE (%)     = -.000027  WATER MATERIAL BALANCE (%)    =  .000005
  569.  CUM. OIL MATERIAL BALANCE(%)= -.000428   CUM. GAS MATERIAL BALANCE(%) = -.000169  CUM. WATER MATERIAL BALANCE(%)= -.000018
  570.  
  571.  OIL PRODUCTION RATE (STB/D) =    300.0   CUM. OIL PRODUCTION (STB)    = .3000E+04
  572.  GAS PRODUCTION RATE (MSCF/D)=    381.0   CUM. GAS PRODUCTION (MSCF)   = .3810E+04
  573.  WATER PRODUCTION RATE(STB/D)=       .0
  574.                                          CUM. WATER PRODUCTION (STB)  = .1422E+00
  575.  
  576.  GAS INJECTION RATE (MSCF/D) =       .0   CUM. GAS INJECTION (MSCF)    = .0000E+00
  577.  WATER INJECTION RATE (STB/D)=       .0   CUM. WATER INJECTION (STB)   = .0000E+00
  578.  
  579.  PRODUCING WOR (STB/STB)     =     .000   CUM. WOR (STB/STB)           =     .000
  580.  PRODUCING GOR (SCF/STB)     =   1270.0   CUM. GOR (SCF/STB)           =   1270.0
  581.  
  582.  
  583.  AQUIFER MODEL FOR ROCK REGION   1:
  584.  AQUIFER INFLUX RATE (STB/D) =       .0   CUM. AQUIFER INFLUX (STB)    = .0000E+00
  585.  
  586.  
  587. 1
  588.  
  589.  
  590.  
  591.               ***** RESERVOIR PRESSURE DISTRIBUTION *****
  592.  
  593.  
  594.  K = 1
  595.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  596.  
  597.  
  598.    1    5277.   5276.   5275.   5274.   5274.   5274.   5275.   5276.   5277.
  599.    2    5276.   5275.   5273.   5272.   5271.   5272.   5273.   5275.   5276.
  600.    3    5275.   5273.   5270.   5266.   5265.   5266.   5270.   5273.   5275.
  601.    4    5274.   5272.   5267.   5258.   5250.   5258.   5267.   5272.   5274.
  602.    5    5274.   5272.   5265.   5251.   5205.   5251.   5265.   5272.   5274.
  603.    6    5275.   5272.   5267.   5259.   5251.   5259.   5267.   5272.   5275.
  604.    7    5276.   5274.   5271.   5267.   5265.   5267.   5271.   5274.   5276.
  605.    8    5277.   5276.   5274.   5272.   5272.   5272.   5274.   5276.   5277.
  606.    9    5278.   5277.   5276.   5275.   5275.   5275.   5276.   5277.   5278.
  607.  
  608.  
  609.  
  610.               *********  OIL SATURATION  *********
  611.  
  612.  
  613.  K = 1
  614.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  615.  
  616.  
  617.    1     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  618.    2     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  619.    3     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  620.    4     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  621.    5     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  622.    6     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  623.    7     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  624.    8     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  625.    9     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  626.  
  627.  
  628.  
  629.               *********  GAS SATURATION  *********
  630.  
  631.  
  632.  K = 1
  633.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  634.  
  635.  
  636.    1     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  637.    2     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  638.    3     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  639.    4     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  640.    5     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  641.    6     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  642.    7     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  643.    8     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  644.    9     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  645.  
  646.  
  647.  
  648.               ***** BUBBLE POINT PRESSURE DISTRIBUTION *****
  649.  
  650.  
  651.  K = 1
  652.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  653.  
  654.  
  655.    1    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  656.    2    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  657.    3    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  658.    4    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  659.    5    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  660.    6    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  661.    7    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  662.    8    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  663.    9    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  664.  
  665.  
  666.  
  667.    *************************************************  END OF SUMMARY REPORT  *************************************************
  668.  
  669.  
  670.  
  671.  
  672.  
  673.  
  674. 1
  675.                                                      *****************************
  676.                                                      *   TIME   STEP   SUMMARY   *
  677.                                                      *****************************
  678.  
  679.  TIME STEP               PRODUCTION                     INJECTION     PV WT   MATERIAL  BALANCES  MAX SATN CHANGE MAX PRES CHANGE  ITN 
  680.  --------- ---------------------------------------- ----------------   AVG   -------------------- --------------- --------------- -----
  681.                OIL     GAS     WATER    GOR   WATER    GAS     WATER   RES     OIL    GAS   WATER  I  J  K  DSMAX  I  J  K  DPMAX O   I
  682.                                         SCF/   /OIL                    PRES     %      %      %
  683.   NO. DAYS    STB/D  MSCF/D    STB/D    STB   RATIO  MSCF/D    STB/D   PSIA
  684.  ---- ---- --------  -------  ------- ------  ----- -------- ------- ------  ------ ------ ------ -- -- -- ------ -- -- -- ------ -----
  685.  
  686.   10   10.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5271.   .000   .000   .000  7  2  1   .000   2  1  1  11.22 1  15
  687.   11   11.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5260.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   9  1  1  11.23 1  15
  688.   12   12.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5249.   .000   .000   .000  5  4  1   .000   1  9  1  11.23 1  15
  689.   13   13.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5238.   .000   .000   .000  7  2  1   .000   9  9  1  11.24 1  15
  690.   14   14.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5227.   .000   .000   .000  6  4  1   .000   2  9  1  11.24 1  15
  691.   15   15.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5215.   .000   .000   .000  6  2  1   .000   1  9  1  11.24 1  15
  692.   16   16.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5204.   .000   .000   .000  9  2  1   .000   1  8  1  11.24 1  15
  693.   17   17.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5193.   .000   .000   .000  6  2  1   .000   1  9  1  11.25 1  15
  694.   18   18.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5182.   .000   .000   .000  6  4  1   .000   8  9  1  11.25 1  15
  695.   19   19.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5170.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   8  9  1  11.25 1  15
  696. 1
  697.                        **********************************************************************************
  698.                        *                                                                                *
  699.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  700.                        *                                                                                *
  701.                        **********************************************************************************
  702.  
  703.  
  704.  
  705.                                             *****************************************
  706.                                             *                                       *
  707.                                             *  WELL REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)  *
  708.                                             *                                       *
  709.                                             *****************************************
  710.  
  711.     ********** WELL REPORT FOR TIME STEP NUMBER  20   ELAPSED TIME =   20.000 DAYS FROM BEGINNING OF SIMULATION **********
  712.  
  713.  
  714.  
  715.                                                        ------ RATE ------                      --- CUMULATIVE ---
  716.          WELL     LOCATION    CALC    SPEC    SPEC    OIL     GAS    WATER    GOR     WOR     OIL     GAS    WATER
  717.         #     ID   I  J  K    BHFP    BHFP     PI   STB/D    MCF/D   STB/D                    MSTB    MMCF    MSTB
  718.  
  719.         1  P-1     5  5  1   3857.      0.   .300    300.0     381.       .0 1270.0   .000     6.0      8.      .0
  720.       ------------------------------------------------------------------------------------------------------------
  721.             TOTALS                                   300.0    381.0       .0                   6.0     7.6      .0
  722.  
  723.  
  724.  
  725.  
  726.     *************************************************  END OF WELL REPORT  *************************************************
  727.  
  728.  
  729.  
  730.  
  731.  
  732.  
  733. 1
  734.                        **********************************************************************************
  735.                        *                                                                                *
  736.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  737.                        *                                                                                *
  738.                        **********************************************************************************
  739.  
  740.  
  741.  
  742.  
  743.                              *********************************************************************
  744.                              *                                                                   *
  745.                              *                                                                   *
  746.                              *              SUMMARY REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)               *
  747.                              *                                                                   *
  748.                              *                                                                   *
  749.                              *********************************************************************
  750.  
  751.  
  752.  
  753.  
  754.  ELAPSED TIME (DAYS)         =    20.00   TIME STEP NUMBER             =   20      TIME STEP SIZE (DAYS)         =     1.00
  755.  
  756.  CURRENT AVG RES PRESSURE    =   5159.1   PREVIOUS AVG RES PRESSURE    =   5170.4  PRESSURE DPMAX(  1,  9,  1)   =    -11.3
  757.  OIL DSMAX(  1,  1,  1)      =  -.00000   GAS DSMAX(  0,  0,  0)       =   .00000  WATER DSMAX(  1,  9,  1)      =   .00000
  758.  OIL MATERIAL BALANCE (%)    = -.000041   GAS MATERIAL BALANCE (%)     =  .000019  WATER MATERIAL BALANCE (%)    =  .000010
  759.  CUM. OIL MATERIAL BALANCE(%)= -.000827   CUM. GAS MATERIAL BALANCE(%) = -.000546  CUM. WATER MATERIAL BALANCE(%)=  .000012
  760.  
  761.  OIL PRODUCTION RATE (STB/D) =    300.0   CUM. OIL PRODUCTION (STB)    = .6000E+04
  762.  GAS PRODUCTION RATE (MSCF/D)=    381.0   CUM. GAS PRODUCTION (MSCF)   = .7620E+04
  763.  WATER PRODUCTION RATE(STB/D)=       .0
  764.                                          CUM. WATER PRODUCTION (STB)  = .4310E+00
  765.  
  766.  GAS INJECTION RATE (MSCF/D) =       .0   CUM. GAS INJECTION (MSCF)    = .0000E+00
  767.  WATER INJECTION RATE (STB/D)=       .0   CUM. WATER INJECTION (STB)   = .0000E+00
  768.  
  769.  PRODUCING WOR (STB/STB)     =     .000   CUM. WOR (STB/STB)           =     .000
  770.  PRODUCING GOR (SCF/STB)     =   1270.0   CUM. GOR (SCF/STB)           =   1270.0
  771.  
  772.  
  773.  AQUIFER MODEL FOR ROCK REGION   1:
  774.  AQUIFER INFLUX RATE (STB/D) =       .0   CUM. AQUIFER INFLUX (STB)    = .0000E+00
  775.  
  776.  
  777. 1
  778.  
  779.  
  780.  
  781.               ***** RESERVOIR PRESSURE DISTRIBUTION *****
  782.  
  783.  
  784.  K = 1
  785.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  786.  
  787.  
  788.    1    5165.   5164.   5163.   5162.   5161.   5162.   5163.   5164.   5165.
  789.    2    5164.   5163.   5161.   5159.   5159.   5159.   5161.   5163.   5164.
  790.    3    5163.   5161.   5158.   5154.   5153.   5154.   5158.   5161.   5163.
  791.    4    5162.   5159.   5154.   5146.   5138.   5146.   5154.   5159.   5162.
  792.    5    5162.   5159.   5153.   5138.   5093.   5138.   5153.   5159.   5162.
  793.    6    5162.   5160.   5155.   5146.   5138.   5146.   5155.   5160.   5162.
  794.    7    5163.   5162.   5158.   5155.   5153.   5155.   5158.   5162.   5163.
  795.    8    5165.   5164.   5162.   5160.   5160.   5160.   5162.   5164.   5165.
  796.    9    5165.   5165.   5163.   5162.   5162.   5162.   5163.   5165.   5165.
  797.  
  798.  
  799.  
  800.               *********  OIL SATURATION  *********
  801.  
  802.  
  803.  K = 1
  804.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  805.  
  806.  
  807.    1     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  808.    2     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  809.    3     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  810.    4     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  811.    5     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  812.    6     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  813.    7     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  814.    8     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  815.    9     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  816.  
  817.  
  818.  
  819.               *********  GAS SATURATION  *********
  820.  
  821.  
  822.  K = 1
  823.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  824.  
  825.  
  826.    1     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  827.    2     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  828.    3     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  829.    4     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  830.    5     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  831.    6     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  832.    7     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  833.    8     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  834.    9     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  835.  
  836.  
  837.  
  838.               ***** BUBBLE POINT PRESSURE DISTRIBUTION *****
  839.  
  840.  
  841.  K = 1
  842.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  843.  
  844.  
  845.    1    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  846.    2    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  847.    3    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  848.    4    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  849.    5    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  850.    6    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  851.    7    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  852.    8    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  853.    9    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  854.  
  855.  
  856.  
  857.    *************************************************  END OF SUMMARY REPORT  *************************************************
  858.  
  859.  
  860.  
  861.  
  862.  
  863.  
  864. 1
  865.                                                      *****************************
  866.                                                      *   TIME   STEP   SUMMARY   *
  867.                                                      *****************************
  868.  
  869.  TIME STEP               PRODUCTION                     INJECTION     PV WT   MATERIAL  BALANCES  MAX SATN CHANGE MAX PRES CHANGE  ITN 
  870.  --------- ---------------------------------------- ----------------   AVG   -------------------- --------------- --------------- -----
  871.                OIL     GAS     WATER    GOR   WATER    GAS     WATER   RES     OIL    GAS   WATER  I  J  K  DSMAX  I  J  K  DPMAX O   I
  872.                                         SCF/   /OIL                    PRES     %      %      %
  873.   NO. DAYS    STB/D  MSCF/D    STB/D    STB   RATIO  MSCF/D    STB/D   PSIA
  874.  ---- ---- --------  -------  ------- ------  ----- -------- ------- ------  ------ ------ ------ -- -- -- ------ -- -- -- ------ -----
  875.  
  876.   20   20.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5159.   .000   .000   .000  4  2  1   .000   1  9  1  11.26 1  15
  877.   21   21.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5148.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   1  9  1  11.26 1  15
  878.   22   22.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5137.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   1  8  1  11.26 1  15
  879.   23   23.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5125.   .000   .000   .000  9  2  1   .000   1  9  1  11.27 1  15
  880.   24   24.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5114.   .000   .000   .000  7  2  1   .000   1  1  1  11.27 1  15
  881.   25   25.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5103.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   8  9  1  11.27 1  15
  882.   26   26.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5092.   .000   .000   .000  5  4  1   .000   9  9  1  11.28 1  15
  883.   27   27.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5080.   .000   .000   .000  1  2  1   .000   1  8  1  11.28 1  15
  884.   28   28.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5069.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   9  9  1  11.29 1  15
  885.   29   29.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5058.   .000   .000   .000  8  4  1   .000   2  8  1  11.29 1  15
  886. 1
  887.                        **********************************************************************************
  888.                        *                                                                                *
  889.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  890.                        *                                                                                *
  891.                        **********************************************************************************
  892.  
  893.  
  894.  
  895.                                             *****************************************
  896.                                             *                                       *
  897.                                             *  WELL REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)  *
  898.                                             *                                       *
  899.                                             *****************************************
  900.  
  901.     ********** WELL REPORT FOR TIME STEP NUMBER  30   ELAPSED TIME =   30.000 DAYS FROM BEGINNING OF SIMULATION **********
  902.  
  903.  
  904.  
  905.                                                        ------ RATE ------                      --- CUMULATIVE ---
  906.          WELL     LOCATION    CALC    SPEC    SPEC    OIL     GAS    WATER    GOR     WOR     OIL     GAS    WATER
  907.         #     ID   I  J  K    BHFP    BHFP     PI   STB/D    MCF/D   STB/D                    MSTB    MMCF    MSTB
  908.  
  909.         1  P-1     5  5  1   3754.      0.   .300    300.0     381.       .0 1270.0   .000     9.0     11.      .0
  910.       ------------------------------------------------------------------------------------------------------------
  911.             TOTALS                                   300.0    381.0       .0                   9.0    11.4      .0
  912.  
  913.  
  914.  
  915.  
  916.     *************************************************  END OF WELL REPORT  *************************************************
  917.  
  918.  
  919.  
  920.  
  921.  
  922.  
  923. 1
  924.                        **********************************************************************************
  925.                        *                                                                                *
  926.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  927.                        *                                                                                *
  928.                        **********************************************************************************
  929.  
  930.  
  931.  
  932.  
  933.                              *********************************************************************
  934.                              *                                                                   *
  935.                              *                                                                   *
  936.                              *              SUMMARY REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)               *
  937.                              *                                                                   *
  938.                              *                                                                   *
  939.                              *********************************************************************
  940.  
  941.  
  942.  
  943.  
  944.  ELAPSED TIME (DAYS)         =    30.00   TIME STEP NUMBER             =   30      TIME STEP SIZE (DAYS)         =     1.00
  945.  
  946.  CURRENT AVG RES PRESSURE    =   5046.4   PREVIOUS AVG RES PRESSURE    =   5057.7  PRESSURE DPMAX(  1,  1,  1)   =    -11.3
  947.  OIL DSMAX(  4,  1,  1)      =  -.00000   GAS DSMAX(  0,  0,  0)       =   .00000  WATER DSMAX(  3,  1,  1)      =   .00000
  948.  OIL MATERIAL BALANCE (%)    =  .000000   GAS MATERIAL BALANCE (%)     = -.000007  WATER MATERIAL BALANCE (%)    = -.000022
  949.  CUM. OIL MATERIAL BALANCE(%)= -.001169   CUM. GAS MATERIAL BALANCE(%) = -.000906  CUM. WATER MATERIAL BALANCE(%)= -.000064
  950.  
  951.  OIL PRODUCTION RATE (STB/D) =    300.0   CUM. OIL PRODUCTION (STB)    = .9000E+04
  952.  GAS PRODUCTION RATE (MSCF/D)=    381.0   CUM. GAS PRODUCTION (MSCF)   = .1143E+05
  953.  WATER PRODUCTION RATE(STB/D)=       .0
  954.                                          CUM. WATER PRODUCTION (STB)  = .8570E+00
  955.  
  956.  GAS INJECTION RATE (MSCF/D) =       .0   CUM. GAS INJECTION (MSCF)    = .0000E+00
  957.  WATER INJECTION RATE (STB/D)=       .0   CUM. WATER INJECTION (STB)   = .0000E+00
  958.  
  959.  PRODUCING WOR (STB/STB)     =     .000   CUM. WOR (STB/STB)           =     .000
  960.  PRODUCING GOR (SCF/STB)     =   1270.0   CUM. GOR (SCF/STB)           =   1270.0
  961.  
  962.  
  963.  AQUIFER MODEL FOR ROCK REGION   1:
  964.  AQUIFER INFLUX RATE (STB/D) =       .0   CUM. AQUIFER INFLUX (STB)    = .0000E+00
  965.  
  966.  
  967. 1
  968.  
  969.  
  970.  
  971.               ***** RESERVOIR PRESSURE DISTRIBUTION *****
  972.  
  973.  
  974.  K = 1
  975.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  976.  
  977.  
  978.    1    5052.   5051.   5050.   5049.   5049.   5049.   5050.   5051.   5052.
  979.    2    5051.   5050.   5048.   5047.   5046.   5047.   5048.   5050.   5051.
  980.    3    5050.   5048.   5045.   5041.   5040.   5041.   5045.   5048.   5050.
  981.    4    5049.   5047.   5042.   5033.   5026.   5033.   5042.   5047.   5049.
  982.    5    5049.   5046.   5040.   5026.   4981.   5026.   5040.   5046.   5049.
  983.    6    5049.   5047.   5042.   5034.   5026.   5034.   5042.   5047.   5049.
  984.    7    5051.   5049.   5046.   5042.   5040.   5042.   5046.   5049.   5051.
  985.    8    5052.   5051.   5049.   5047.   5047.   5047.   5049.   5051.   5052.
  986.    9    5053.   5052.   5051.   5050.   5050.   5050.   5051.   5052.   5053.
  987.  
  988.  
  989.  
  990.               *********  OIL SATURATION  *********
  991.  
  992.  
  993.  K = 1
  994.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  995.  
  996.  
  997.    1     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  998.    2     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  999.    3     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1000.    4     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1001.    5     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1002.    6     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1003.    7     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1004.    8     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1005.    9     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1006.  
  1007.  
  1008.  
  1009.               *********  GAS SATURATION  *********
  1010.  
  1011.  
  1012.  K = 1
  1013.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1014.  
  1015.  
  1016.    1     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1017.    2     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1018.    3     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1019.    4     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1020.    5     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1021.    6     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1022.    7     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1023.    8     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1024.    9     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1025.  
  1026.  
  1027.  
  1028.               ***** BUBBLE POINT PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1029.  
  1030.  
  1031.  K = 1
  1032.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1033.  
  1034.  
  1035.    1    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1036.    2    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1037.    3    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1038.    4    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1039.    5    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1040.    6    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1041.    7    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1042.    8    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1043.    9    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1044.  
  1045.  
  1046.  
  1047.    *************************************************  END OF SUMMARY REPORT  *************************************************
  1048.  
  1049.  
  1050.  
  1051.  
  1052.  
  1053.  
  1054. 1
  1055.                                                      *****************************
  1056.                                                      *   TIME   STEP   SUMMARY   *
  1057.                                                      *****************************
  1058.  
  1059.  TIME STEP               PRODUCTION                     INJECTION     PV WT   MATERIAL  BALANCES  MAX SATN CHANGE MAX PRES CHANGE  ITN 
  1060.  --------- ---------------------------------------- ----------------   AVG   -------------------- --------------- --------------- -----
  1061.                OIL     GAS     WATER    GOR   WATER    GAS     WATER   RES     OIL    GAS   WATER  I  J  K  DSMAX  I  J  K  DPMAX O   I
  1062.                                         SCF/   /OIL                    PRES     %      %      %
  1063.   NO. DAYS    STB/D  MSCF/D    STB/D    STB   RATIO  MSCF/D    STB/D   PSIA
  1064.  ---- ---- --------  -------  ------- ------  ----- -------- ------- ------  ------ ------ ------ -- -- -- ------ -- -- -- ------ -----
  1065.  
  1066.   30   30.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5046.   .000   .000   .000  1  2  1   .000   1  1  1  11.29 1  15
  1067.   31   31.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5035.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   9  9  1  11.30 1  15
  1068.   32   32.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5024.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   1  9  1  11.30 1  15
  1069.   33   33.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5013.   .000   .000   .000  8  2  1   .000   8  9  1  11.30 1  15
  1070.   34   34.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  5001.   .000   .000   .000  1  2  1   .000   2  1  1  11.30 1  15
  1071.   35   35.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4990.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   1  1  1  11.31 1  15
  1072.   36   36.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4979.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   1  9  1  11.31 1  15
  1073.   37   37.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4967.   .000   .000   .000  1  2  1   .000   9  9  1  11.31 1  15
  1074.   38   38.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4956.   .000   .000   .000  1  2  1   .000   2  9  1  11.32 1  15
  1075.   39   39.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4945.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   4  9  1  11.32 1  15
  1076. 1
  1077.                        **********************************************************************************
  1078.                        *                                                                                *
  1079.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  1080.                        *                                                                                *
  1081.                        **********************************************************************************
  1082.  
  1083.  
  1084.  
  1085.                                             *****************************************
  1086.                                             *                                       *
  1087.                                             *  WELL REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)  *
  1088.                                             *                                       *
  1089.                                             *****************************************
  1090.  
  1091.     ********** WELL REPORT FOR TIME STEP NUMBER  40   ELAPSED TIME =   40.000 DAYS FROM BEGINNING OF SIMULATION **********
  1092.  
  1093.  
  1094.  
  1095.                                                        ------ RATE ------                      --- CUMULATIVE ---
  1096.          WELL     LOCATION    CALC    SPEC    SPEC    OIL     GAS    WATER    GOR     WOR     OIL     GAS    WATER
  1097.         #     ID   I  J  K    BHFP    BHFP     PI   STB/D    MCF/D   STB/D                    MSTB    MMCF    MSTB
  1098.  
  1099.         1  P-1     5  5  1   3650.      0.   .300    300.0     381.       .0 1270.0   .000    12.0     15.      .0
  1100.       ------------------------------------------------------------------------------------------------------------
  1101.             TOTALS                                   300.0    381.0       .0                  12.0    15.2      .0
  1102.  
  1103.  
  1104.  
  1105.  
  1106.     *************************************************  END OF WELL REPORT  *************************************************
  1107.  
  1108.  
  1109.  
  1110.  
  1111.  
  1112.  
  1113. 1
  1114.                        **********************************************************************************
  1115.                        *                                                                                *
  1116.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  1117.                        *                                                                                *
  1118.                        **********************************************************************************
  1119.  
  1120.  
  1121.  
  1122.  
  1123.                              *********************************************************************
  1124.                              *                                                                   *
  1125.                              *                                                                   *
  1126.                              *              SUMMARY REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)               *
  1127.                              *                                                                   *
  1128.                              *                                                                   *
  1129.                              *********************************************************************
  1130.  
  1131.  
  1132.  
  1133.  
  1134.  ELAPSED TIME (DAYS)         =    40.00   TIME STEP NUMBER             =   40      TIME STEP SIZE (DAYS)         =     1.00
  1135.  
  1136.  CURRENT AVG RES PRESSURE    =   4933.4   PREVIOUS AVG RES PRESSURE    =   4944.7  PRESSURE DPMAX(  1,  9,  1)   =    -11.3
  1137.  OIL DSMAX(  5,  1,  1)      =  -.00000   GAS DSMAX(  0,  0,  0)       =   .00000  WATER DSMAX(  1,  1,  1)      =   .00000
  1138.  OIL MATERIAL BALANCE (%)    = -.000008   GAS MATERIAL BALANCE (%)     = -.000059  WATER MATERIAL BALANCE (%)    =  .000009
  1139.  CUM. OIL MATERIAL BALANCE(%)= -.001471   CUM. GAS MATERIAL BALANCE(%) = -.001214  CUM. WATER MATERIAL BALANCE(%)= -.000073
  1140.  
  1141.  OIL PRODUCTION RATE (STB/D) =    300.0   CUM. OIL PRODUCTION (STB)    = .1200E+05
  1142.  GAS PRODUCTION RATE (MSCF/D)=    381.0   CUM. GAS PRODUCTION (MSCF)   = .1524E+05
  1143.  WATER PRODUCTION RATE(STB/D)=       .0
  1144.                                          CUM. WATER PRODUCTION (STB)  = .1420E+01
  1145.  
  1146.  GAS INJECTION RATE (MSCF/D) =       .0   CUM. GAS INJECTION (MSCF)    = .0000E+00
  1147.  WATER INJECTION RATE (STB/D)=       .0   CUM. WATER INJECTION (STB)   = .0000E+00
  1148.  
  1149.  PRODUCING WOR (STB/STB)     =     .000   CUM. WOR (STB/STB)           =     .000
  1150.  PRODUCING GOR (SCF/STB)     =   1270.0   CUM. GOR (SCF/STB)           =   1270.0
  1151.  
  1152.  
  1153.  AQUIFER MODEL FOR ROCK REGION   1:
  1154.  AQUIFER INFLUX RATE (STB/D) =       .0   CUM. AQUIFER INFLUX (STB)    = .0000E+00
  1155.  
  1156.  
  1157. 1
  1158.  
  1159.  
  1160.  
  1161.               ***** RESERVOIR PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1162.  
  1163.  
  1164.  K = 1
  1165.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1166.  
  1167.  
  1168.    1    4939.   4938.   4937.   4936.   4936.   4936.   4937.   4938.   4939.
  1169.    2    4938.   4937.   4935.   4934.   4933.   4934.   4935.   4937.   4938.
  1170.    3    4937.   4935.   4932.   4928.   4927.   4928.   4932.   4935.   4937.
  1171.    4    4936.   4934.   4929.   4920.   4913.   4920.   4929.   4934.   4936.
  1172.    5    4936.   4933.   4927.   4913.   4869.   4913.   4927.   4933.   4936.
  1173.    6    4936.   4934.   4929.   4921.   4913.   4921.   4929.   4934.   4936.
  1174.    7    4938.   4936.   4933.   4929.   4927.   4929.   4933.   4936.   4938.
  1175.    8    4939.   4938.   4936.   4934.   4934.   4934.   4936.   4938.   4939.
  1176.    9    4940.   4939.   4938.   4937.   4936.   4937.   4938.   4939.   4940.
  1177.  
  1178.  
  1179.  
  1180.               *********  OIL SATURATION  *********
  1181.  
  1182.  
  1183.  K = 1
  1184.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1185.  
  1186.  
  1187.    1     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1188.    2     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1189.    3     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1190.    4     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1191.    5     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1192.    6     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1193.    7     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1194.    8     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1195.    9     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1196.  
  1197.  
  1198.  
  1199.               *********  GAS SATURATION  *********
  1200.  
  1201.  
  1202.  K = 1
  1203.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1204.  
  1205.  
  1206.    1     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1207.    2     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1208.    3     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1209.    4     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1210.    5     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1211.    6     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1212.    7     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1213.    8     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1214.    9     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1215.  
  1216.  
  1217.  
  1218.               ***** BUBBLE POINT PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1219.  
  1220.  
  1221.  K = 1
  1222.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1223.  
  1224.  
  1225.    1    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1226.    2    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1227.    3    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1228.    4    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1229.    5    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1230.    6    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1231.    7    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1232.    8    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1233.    9    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1234.  
  1235.  
  1236.  
  1237.    *************************************************  END OF SUMMARY REPORT  *************************************************
  1238.  
  1239.  
  1240.  
  1241.  
  1242.  
  1243.  
  1244. 1
  1245.                                                      *****************************
  1246.                                                      *   TIME   STEP   SUMMARY   *
  1247.                                                      *****************************
  1248.  
  1249.  TIME STEP               PRODUCTION                     INJECTION     PV WT   MATERIAL  BALANCES  MAX SATN CHANGE MAX PRES CHANGE  ITN 
  1250.  --------- ---------------------------------------- ----------------   AVG   -------------------- --------------- --------------- -----
  1251.                OIL     GAS     WATER    GOR   WATER    GAS     WATER   RES     OIL    GAS   WATER  I  J  K  DSMAX  I  J  K  DPMAX O   I
  1252.                                         SCF/   /OIL                    PRES     %      %      %
  1253.   NO. DAYS    STB/D  MSCF/D    STB/D    STB   RATIO  MSCF/D    STB/D   PSIA
  1254.  ---- ---- --------  -------  ------- ------  ----- -------- ------- ------  ------ ------ ------ -- -- -- ------ -- -- -- ------ -----
  1255.  
  1256.   40   40.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4933.   .000   .000   .000  7  2  1   .000   1  9  1  11.33 1  15
  1257.   41   41.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4922.   .000   .000   .000  1  2  1   .000   1  8  1  11.33 1  15
  1258.   42   42.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4911.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   9  9  1  11.33 1  15
  1259.   43   43.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4899.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   1  9  1  11.34 1  15
  1260.   44   44.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4888.   .000   .000   .000  9  2  1   .000   9  1  1  11.34 1  15
  1261.   45   45.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4877.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   9  9  1  11.34 1  15
  1262.   46   46.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4865.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   9  8  1  11.35 1  15
  1263.   47   47.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4854.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   1  9  1  11.35 1  15
  1264.   48   48.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4843.   .000   .000   .000  1  2  1   .000   9  7  1  11.35 1  15
  1265.   49   49.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4831.   .000   .000   .000  4  2  1   .000   1  9  1  11.36 1  15
  1266. 1
  1267.                        **********************************************************************************
  1268.                        *                                                                                *
  1269.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  1270.                        *                                                                                *
  1271.                        **********************************************************************************
  1272.  
  1273.  
  1274.  
  1275.                                             *****************************************
  1276.                                             *                                       *
  1277.                                             *  WELL REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)  *
  1278.                                             *                                       *
  1279.                                             *****************************************
  1280.  
  1281.     ********** WELL REPORT FOR TIME STEP NUMBER  50   ELAPSED TIME =   50.000 DAYS FROM BEGINNING OF SIMULATION **********
  1282.  
  1283.  
  1284.  
  1285.                                                        ------ RATE ------                      --- CUMULATIVE ---
  1286.          WELL     LOCATION    CALC    SPEC    SPEC    OIL     GAS    WATER    GOR     WOR     OIL     GAS    WATER
  1287.         #     ID   I  J  K    BHFP    BHFP     PI   STB/D    MCF/D   STB/D                    MSTB    MMCF    MSTB
  1288.  
  1289.         1  P-1     5  5  1   3547.      0.   .300    300.0     381.       .0 1270.0   .000    15.0     19.      .0
  1290.       ------------------------------------------------------------------------------------------------------------
  1291.             TOTALS                                   300.0    381.0       .0                  15.0    19.0      .0
  1292.  
  1293.  
  1294.  
  1295.  
  1296.     *************************************************  END OF WELL REPORT  *************************************************
  1297.  
  1298.  
  1299.  
  1300.  
  1301.  
  1302.  
  1303. 1
  1304.                        **********************************************************************************
  1305.                        *                                                                                *
  1306.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  1307.                        *                                                                                *
  1308.                        **********************************************************************************
  1309.  
  1310.  
  1311.  
  1312.  
  1313.                              *********************************************************************
  1314.                              *                                                                   *
  1315.                              *                                                                   *
  1316.                              *              SUMMARY REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)               *
  1317.                              *                                                                   *
  1318.                              *                                                                   *
  1319.                              *********************************************************************
  1320.  
  1321.  
  1322.  
  1323.  
  1324.  ELAPSED TIME (DAYS)         =    50.00   TIME STEP NUMBER             =   50      TIME STEP SIZE (DAYS)         =     1.00
  1325.  
  1326.  CURRENT AVG RES PRESSURE    =   4820.0   PREVIOUS AVG RES PRESSURE    =   4831.4  PRESSURE DPMAX(  9,  8,  1)   =    -11.4
  1327.  OIL DSMAX(  6,  3,  1)      =  -.00000   GAS DSMAX(  0,  0,  0)       =   .00000  WATER DSMAX(  2,  3,  1)      =   .00000
  1328.  OIL MATERIAL BALANCE (%)    = -.000017   GAS MATERIAL BALANCE (%)     = -.000020  WATER MATERIAL BALANCE (%)    = -.000015
  1329.  CUM. OIL MATERIAL BALANCE(%)= -.001733   CUM. GAS MATERIAL BALANCE(%) = -.001472  CUM. WATER MATERIAL BALANCE(%)=  .000000
  1330.  
  1331.  OIL PRODUCTION RATE (STB/D) =    300.0   CUM. OIL PRODUCTION (STB)    = .1500E+05
  1332.  GAS PRODUCTION RATE (MSCF/D)=    381.0   CUM. GAS PRODUCTION (MSCF)   = .1905E+05
  1333.  WATER PRODUCTION RATE(STB/D)=       .0
  1334.                                          CUM. WATER PRODUCTION (STB)  = .2120E+01
  1335.  
  1336.  GAS INJECTION RATE (MSCF/D) =       .0   CUM. GAS INJECTION (MSCF)    = .0000E+00
  1337.  WATER INJECTION RATE (STB/D)=       .0   CUM. WATER INJECTION (STB)   = .0000E+00
  1338.  
  1339.  PRODUCING WOR (STB/STB)     =     .000   CUM. WOR (STB/STB)           =     .000
  1340.  PRODUCING GOR (SCF/STB)     =   1270.0   CUM. GOR (SCF/STB)           =   1270.0
  1341.  
  1342.  
  1343.  AQUIFER MODEL FOR ROCK REGION   1:
  1344.  AQUIFER INFLUX RATE (STB/D) =       .0   CUM. AQUIFER INFLUX (STB)    = .0000E+00
  1345.  
  1346.  
  1347. 1
  1348.  
  1349.  
  1350.  
  1351.               ***** RESERVOIR PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1352.  
  1353.  
  1354.  K = 1
  1355.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1356.  
  1357.  
  1358.    1    4825.   4825.   4823.   4822.   4822.   4822.   4823.   4825.   4825.
  1359.    2    4825.   4824.   4822.   4820.   4820.   4820.   4822.   4824.   4825.
  1360.    3    4824.   4822.   4819.   4815.   4814.   4815.   4819.   4822.   4824.
  1361.    4    4823.   4820.   4815.   4807.   4800.   4807.   4815.   4820.   4823.
  1362.    5    4823.   4820.   4814.   4800.   4756.   4800.   4814.   4820.   4823.
  1363.    6    4823.   4821.   4816.   4807.   4800.   4807.   4816.   4821.   4823.
  1364.    7    4824.   4822.   4819.   4816.   4814.   4816.   4819.   4822.   4824.
  1365.    8    4825.   4824.   4823.   4821.   4820.   4821.   4823.   4824.   4825.
  1366.    9    4826.   4825.   4824.   4823.   4823.   4823.   4824.   4825.   4826.
  1367.  
  1368.  
  1369.  
  1370.               *********  OIL SATURATION  *********
  1371.  
  1372.  
  1373.  K = 1
  1374.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1375.  
  1376.  
  1377.    1     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1378.    2     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1379.    3     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1380.    4     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1381.    5     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1382.    6     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1383.    7     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1384.    8     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1385.    9     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1386.  
  1387.  
  1388.  
  1389.               *********  GAS SATURATION  *********
  1390.  
  1391.  
  1392.  K = 1
  1393.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1394.  
  1395.  
  1396.    1     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1397.    2     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1398.    3     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1399.    4     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1400.    5     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1401.    6     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1402.    7     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1403.    8     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1404.    9     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1405.  
  1406.  
  1407.  
  1408.               ***** BUBBLE POINT PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1409.  
  1410.  
  1411.  K = 1
  1412.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1413.  
  1414.  
  1415.    1    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1416.    2    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1417.    3    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1418.    4    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1419.    5    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1420.    6    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1421.    7    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1422.    8    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1423.    9    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1424.  
  1425.  
  1426.  
  1427.    *************************************************  END OF SUMMARY REPORT  *************************************************
  1428.  
  1429.  
  1430.  
  1431.  
  1432.  
  1433.  
  1434. 1
  1435.                                                      *****************************
  1436.                                                      *   TIME   STEP   SUMMARY   *
  1437.                                                      *****************************
  1438.  
  1439.  TIME STEP               PRODUCTION                     INJECTION     PV WT   MATERIAL  BALANCES  MAX SATN CHANGE MAX PRES CHANGE  ITN 
  1440.  --------- ---------------------------------------- ----------------   AVG   -------------------- --------------- --------------- -----
  1441.                OIL     GAS     WATER    GOR   WATER    GAS     WATER   RES     OIL    GAS   WATER  I  J  K  DSMAX  I  J  K  DPMAX O   I
  1442.                                         SCF/   /OIL                    PRES     %      %      %
  1443.   NO. DAYS    STB/D  MSCF/D    STB/D    STB   RATIO  MSCF/D    STB/D   PSIA
  1444.  ---- ---- --------  -------  ------- ------  ----- -------- ------- ------  ------ ------ ------ -- -- -- ------ -- -- -- ------ -----
  1445.  
  1446.   50   50.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4820.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   9  8  1  11.36 1  15
  1447.   51   51.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4809.   .000   .000   .000  4  2  1   .000   9  9  1  11.36 1  15
  1448.   52   52.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4797.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   1  1  1  11.36 1  15
  1449.   53   53.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4786.   .000   .000   .000  7  2  1   .000   9  9  1  11.37 1  15
  1450.   54   54.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4775.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   2  1  1  11.37 1  15
  1451.   55   55.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4763.   .000   .000   .000  8  2  1   .000   9  8  1  11.38 1  15
  1452.   56   56.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4752.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   2  9  1  11.38 1  15
  1453.   57   57.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4740.   .000   .000   .000  6  2  1   .000   1  1  1  11.38 1  15
  1454.   58   58.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4729.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   9  9  1  11.39 1  15
  1455.   59   59.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4718.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   1  9  1  11.39 1  15
  1456. 1
  1457.                        **********************************************************************************
  1458.                        *                                                                                *
  1459.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  1460.                        *                                                                                *
  1461.                        **********************************************************************************
  1462.  
  1463.  
  1464.  
  1465.                                             *****************************************
  1466.                                             *                                       *
  1467.                                             *  WELL REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)  *
  1468.                                             *                                       *
  1469.                                             *****************************************
  1470.  
  1471.     ********** WELL REPORT FOR TIME STEP NUMBER  60   ELAPSED TIME =   60.000 DAYS FROM BEGINNING OF SIMULATION **********
  1472.  
  1473.  
  1474.  
  1475.                                                        ------ RATE ------                      --- CUMULATIVE ---
  1476.          WELL     LOCATION    CALC    SPEC    SPEC    OIL     GAS    WATER    GOR     WOR     OIL     GAS    WATER
  1477.         #     ID   I  J  K    BHFP    BHFP     PI   STB/D    MCF/D   STB/D                    MSTB    MMCF    MSTB
  1478.  
  1479.         1  P-1     5  5  1   3443.      0.   .300    300.0     381.       .0 1270.0   .000    18.0     23.      .0
  1480.       ------------------------------------------------------------------------------------------------------------
  1481.             TOTALS                                   300.0    381.0       .0                  18.0    22.9      .0
  1482.  
  1483.  
  1484.  
  1485.  
  1486.     *************************************************  END OF WELL REPORT  *************************************************
  1487.  
  1488.  
  1489.  
  1490.  
  1491.  
  1492.  
  1493. 1
  1494.                        **********************************************************************************
  1495.                        *                                                                                *
  1496.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  1497.                        *                                                                                *
  1498.                        **********************************************************************************
  1499.  
  1500.  
  1501.  
  1502.  
  1503.                              *********************************************************************
  1504.                              *                                                                   *
  1505.                              *                                                                   *
  1506.                              *              SUMMARY REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)               *
  1507.                              *                                                                   *
  1508.                              *                                                                   *
  1509.                              *********************************************************************
  1510.  
  1511.  
  1512.  
  1513.  
  1514.  ELAPSED TIME (DAYS)         =    60.00   TIME STEP NUMBER             =   60      TIME STEP SIZE (DAYS)         =     1.00
  1515.  
  1516.  CURRENT AVG RES PRESSURE    =   4706.3   PREVIOUS AVG RES PRESSURE    =   4717.7  PRESSURE DPMAX(  9,  9,  1)   =    -11.4
  1517.  OIL DSMAX(  7,  1,  1)      =  -.00000   GAS DSMAX(  0,  0,  0)       =   .00000  WATER DSMAX(  1,  1,  1)      =   .00000
  1518.  OIL MATERIAL BALANCE (%)    =  .000017   GAS MATERIAL BALANCE (%)     = -.000027  WATER MATERIAL BALANCE (%)    = -.000010
  1519.  CUM. OIL MATERIAL BALANCE(%)= -.001954   CUM. GAS MATERIAL BALANCE(%) = -.001717  CUM. WATER MATERIAL BALANCE(%)= -.000090
  1520.  
  1521.  OIL PRODUCTION RATE (STB/D) =    300.0   CUM. OIL PRODUCTION (STB)    = .1800E+05
  1522.  GAS PRODUCTION RATE (MSCF/D)=    381.0   CUM. GAS PRODUCTION (MSCF)   = .2286E+05
  1523.  WATER PRODUCTION RATE(STB/D)=       .0
  1524.                                          CUM. WATER PRODUCTION (STB)  = .2956E+01
  1525.  
  1526.  GAS INJECTION RATE (MSCF/D) =       .0   CUM. GAS INJECTION (MSCF)    = .0000E+00
  1527.  WATER INJECTION RATE (STB/D)=       .0   CUM. WATER INJECTION (STB)   = .0000E+00
  1528.  
  1529.  PRODUCING WOR (STB/STB)     =     .000   CUM. WOR (STB/STB)           =     .000
  1530.  PRODUCING GOR (SCF/STB)     =   1270.0   CUM. GOR (SCF/STB)           =   1270.0
  1531.  
  1532.  
  1533.  AQUIFER MODEL FOR ROCK REGION   1:
  1534.  AQUIFER INFLUX RATE (STB/D) =       .0   CUM. AQUIFER INFLUX (STB)    = .0000E+00
  1535.  
  1536.  
  1537. 1
  1538.  
  1539.  
  1540.  
  1541.               ***** RESERVOIR PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1542.  
  1543.  
  1544.  K = 1
  1545.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1546.  
  1547.  
  1548.    1    4712.   4711.   4710.   4709.   4709.   4709.   4710.   4711.   4712.
  1549.    2    4711.   4710.   4708.   4706.   4706.   4706.   4708.   4710.   4711.
  1550.    3    4710.   4708.   4705.   4701.   4700.   4701.   4705.   4708.   4710.
  1551.    4    4709.   4707.   4702.   4694.   4686.   4694.   4702.   4707.   4709.
  1552.    5    4709.   4706.   4700.   4686.   4643.   4686.   4700.   4706.   4709.
  1553.    6    4709.   4707.   4702.   4694.   4686.   4694.   4702.   4707.   4709.
  1554.    7    4710.   4709.   4706.   4702.   4700.   4702.   4706.   4709.   4710.
  1555.    8    4712.   4711.   4709.   4707.   4707.   4707.   4709.   4711.   4712.
  1556.    9    4712.   4712.   4711.   4710.   4709.   4710.   4711.   4712.   4712.
  1557.  
  1558.  
  1559.  
  1560.               *********  OIL SATURATION  *********
  1561.  
  1562.  
  1563.  K = 1
  1564.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1565.  
  1566.  
  1567.    1     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1568.    2     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1569.    3     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1570.    4     .880    .880    .880    .880    .879    .880    .880    .880    .880
  1571.    5     .880    .880    .880    .879    .879    .879    .880    .880    .880
  1572.    6     .880    .880    .880    .880    .879    .880    .880    .880    .880
  1573.    7     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1574.    8     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1575.    9     .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880    .880
  1576.  
  1577.  
  1578.  
  1579.               *********  GAS SATURATION  *********
  1580.  
  1581.  
  1582.  K = 1
  1583.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1584.  
  1585.  
  1586.    1     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1587.    2     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1588.    3     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1589.    4     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1590.    5     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1591.    6     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1592.    7     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1593.    8     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1594.    9     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1595.  
  1596.  
  1597.  
  1598.               ***** BUBBLE POINT PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1599.  
  1600.  
  1601.  K = 1
  1602.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1603.  
  1604.  
  1605.    1    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1606.    2    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1607.    3    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1608.    4    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1609.    5    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1610.    6    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1611.    7    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1612.    8    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1613.    9    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1614.  
  1615.  
  1616.  
  1617.    *************************************************  END OF SUMMARY REPORT  *************************************************
  1618.  
  1619.  
  1620.  
  1621.  
  1622.  
  1623.  
  1624. 1
  1625.                                                      *****************************
  1626.                                                      *   TIME   STEP   SUMMARY   *
  1627.                                                      *****************************
  1628.  
  1629.  TIME STEP               PRODUCTION                     INJECTION     PV WT   MATERIAL  BALANCES  MAX SATN CHANGE MAX PRES CHANGE  ITN 
  1630.  --------- ---------------------------------------- ----------------   AVG   -------------------- --------------- --------------- -----
  1631.                OIL     GAS     WATER    GOR   WATER    GAS     WATER   RES     OIL    GAS   WATER  I  J  K  DSMAX  I  J  K  DPMAX O   I
  1632.                                         SCF/   /OIL                    PRES     %      %      %
  1633.   NO. DAYS    STB/D  MSCF/D    STB/D    STB   RATIO  MSCF/D    STB/D   PSIA
  1634.  ---- ---- --------  -------  ------- ------  ----- -------- ------- ------  ------ ------ ------ -- -- -- ------ -- -- -- ------ -----
  1635.  
  1636.   60   60.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4706.   .000   .000   .000  1  2  1   .000   9  9  1  11.39 1  15
  1637.   61   61.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4695.   .000   .000   .000  6  2  1   .000   1  3  1  11.40 1  15
  1638.   62   62.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4684.   .000   .000   .000  6  2  1   .000   1  9  1  11.40 1  15
  1639.   63   63.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4672.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   9  2  1  11.40 1  15
  1640.   64   64.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4661.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   1  1  1  11.41 1  15
  1641.   65   65.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4649.   .000   .000   .000  4  2  1   .000   7  9  1  11.41 1  15
  1642.   66   66.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4638.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   1  9  1  11.41 1  15
  1643.   67   67.    300.0    381.0       .0 1270.0    .0        .0      0.  4627.   .000   .000   .000  7  2  1   .000   1  9  1  11.42 1  15
  1644.   68   68.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4615.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   9  1  1  11.42 1  15
  1645.   69   69.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4604.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   1  9  1  11.43 1  15
  1646. 1
  1647.                        **********************************************************************************
  1648.                        *                                                                                *
  1649.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  1650.                        *                                                                                *
  1651.                        **********************************************************************************
  1652.  
  1653.  
  1654.  
  1655.                                             *****************************************
  1656.                                             *                                       *
  1657.                                             *  WELL REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)  *
  1658.                                             *                                       *
  1659.                                             *****************************************
  1660.  
  1661.     ********** WELL REPORT FOR TIME STEP NUMBER  70   ELAPSED TIME =   70.000 DAYS FROM BEGINNING OF SIMULATION **********
  1662.  
  1663.  
  1664.  
  1665.                                                        ------ RATE ------                      --- CUMULATIVE ---
  1666.          WELL     LOCATION    CALC    SPEC    SPEC    OIL     GAS    WATER    GOR     WOR     OIL     GAS    WATER
  1667.         #     ID   I  J  K    BHFP    BHFP     PI   STB/D    MCF/D   STB/D                    MSTB    MMCF    MSTB
  1668.  
  1669.         1  P-1     5  5  1   3339.      0.   .300    300.0     381.       .1 1270.0   .000    21.0     27.      .0
  1670.       ------------------------------------------------------------------------------------------------------------
  1671.             TOTALS                                   300.0    381.0       .1                  21.0    26.7      .0
  1672.  
  1673.  
  1674.  
  1675.  
  1676.     *************************************************  END OF WELL REPORT  *************************************************
  1677.  
  1678.  
  1679.  
  1680.  
  1681.  
  1682.  
  1683. 1
  1684.                        **********************************************************************************
  1685.                        *                                                                                *
  1686.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  1687.                        *                                                                                *
  1688.                        **********************************************************************************
  1689.  
  1690.  
  1691.  
  1692.  
  1693.                              *********************************************************************
  1694.                              *                                                                   *
  1695.                              *                                                                   *
  1696.                              *              SUMMARY REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)               *
  1697.                              *                                                                   *
  1698.                              *                                                                   *
  1699.                              *********************************************************************
  1700.  
  1701.  
  1702.  
  1703.  
  1704.  ELAPSED TIME (DAYS)         =    70.00   TIME STEP NUMBER             =   70      TIME STEP SIZE (DAYS)         =     1.00
  1705.  
  1706.  CURRENT AVG RES PRESSURE    =   4592.2   PREVIOUS AVG RES PRESSURE    =   4603.7  PRESSURE DPMAX(  1,  1,  1)   =    -11.4
  1707.  OIL DSMAX(  1,  1,  1)      =  -.00000   GAS DSMAX(  0,  0,  0)       =   .00000  WATER DSMAX(  1,  1,  1)      =   .00000
  1708.  OIL MATERIAL BALANCE (%)    = -.000008   GAS MATERIAL BALANCE (%)     = -.000040  WATER MATERIAL BALANCE (%)    =  .000011
  1709.  CUM. OIL MATERIAL BALANCE(%)= -.002150   CUM. GAS MATERIAL BALANCE(%) = -.001890  CUM. WATER MATERIAL BALANCE(%)=  .000000
  1710.  
  1711.  OIL PRODUCTION RATE (STB/D) =    300.0   CUM. OIL PRODUCTION (STB)    = .2100E+05
  1712.  GAS PRODUCTION RATE (MSCF/D)=    381.0   CUM. GAS PRODUCTION (MSCF)   = .2667E+05
  1713.  WATER PRODUCTION RATE(STB/D)=       .1
  1714.                                          CUM. WATER PRODUCTION (STB)  = .3927E+01
  1715.  
  1716.  GAS INJECTION RATE (MSCF/D) =       .0   CUM. GAS INJECTION (MSCF)    = .0000E+00
  1717.  WATER INJECTION RATE (STB/D)=       .0   CUM. WATER INJECTION (STB)   = .0000E+00
  1718.  
  1719.  PRODUCING WOR (STB/STB)     =     .000   CUM. WOR (STB/STB)           =     .000
  1720.  PRODUCING GOR (SCF/STB)     =   1270.0   CUM. GOR (SCF/STB)           =   1270.0
  1721.  
  1722.  
  1723.  AQUIFER MODEL FOR ROCK REGION   1:
  1724.  AQUIFER INFLUX RATE (STB/D) =       .0   CUM. AQUIFER INFLUX (STB)    = .0000E+00
  1725.  
  1726.  
  1727. 1
  1728.  
  1729.  
  1730.  
  1731.               ***** RESERVOIR PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1732.  
  1733.  
  1734.  K = 1
  1735.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1736.  
  1737.  
  1738.    1    4598.   4597.   4596.   4595.   4594.   4595.   4596.   4597.   4598.
  1739.    2    4597.   4596.   4594.   4592.   4592.   4592.   4594.   4596.   4597.
  1740.    3    4596.   4594.   4591.   4587.   4586.   4587.   4591.   4594.   4596.
  1741.    4    4595.   4593.   4588.   4580.   4572.   4580.   4588.   4593.   4595.
  1742.    5    4595.   4592.   4586.   4572.   4529.   4572.   4586.   4592.   4595.
  1743.    6    4595.   4593.   4588.   4580.   4572.   4580.   4588.   4593.   4595.
  1744.    7    4596.   4595.   4592.   4588.   4586.   4588.   4592.   4595.   4596.
  1745.    8    4598.   4597.   4595.   4593.   4593.   4593.   4595.   4597.   4598.
  1746.    9    4598.   4598.   4596.   4595.   4595.   4595.   4596.   4598.   4598.
  1747.  
  1748.  
  1749.  
  1750.               *********  OIL SATURATION  *********
  1751.  
  1752.  
  1753.  K = 1
  1754.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1755.  
  1756.  
  1757.    1     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1758.    2     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1759.    3     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1760.    4     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1761.    5     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1762.    6     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1763.    7     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1764.    8     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1765.    9     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1766.  
  1767.  
  1768.  
  1769.               *********  GAS SATURATION  *********
  1770.  
  1771.  
  1772.  K = 1
  1773.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1774.  
  1775.  
  1776.    1     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1777.    2     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1778.    3     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1779.    4     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1780.    5     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1781.    6     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1782.    7     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1783.    8     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1784.    9     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1785.  
  1786.  
  1787.  
  1788.               ***** BUBBLE POINT PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1789.  
  1790.  
  1791.  K = 1
  1792.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1793.  
  1794.  
  1795.    1    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1796.    2    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1797.    3    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1798.    4    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1799.    5    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1800.    6    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1801.    7    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1802.    8    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1803.    9    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1804.  
  1805.  
  1806.  
  1807.    *************************************************  END OF SUMMARY REPORT  *************************************************
  1808.  
  1809.  
  1810.  
  1811.  
  1812.  
  1813.  
  1814. 1
  1815.                                                      *****************************
  1816.                                                      *   TIME   STEP   SUMMARY   *
  1817.                                                      *****************************
  1818.  
  1819.  TIME STEP               PRODUCTION                     INJECTION     PV WT   MATERIAL  BALANCES  MAX SATN CHANGE MAX PRES CHANGE  ITN 
  1820.  --------- ---------------------------------------- ----------------   AVG   -------------------- --------------- --------------- -----
  1821.                OIL     GAS     WATER    GOR   WATER    GAS     WATER   RES     OIL    GAS   WATER  I  J  K  DSMAX  I  J  K  DPMAX O   I
  1822.                                         SCF/   /OIL                    PRES     %      %      %
  1823.   NO. DAYS    STB/D  MSCF/D    STB/D    STB   RATIO  MSCF/D    STB/D   PSIA
  1824.  ---- ---- --------  -------  ------- ------  ----- -------- ------- ------  ------ ------ ------ -- -- -- ------ -- -- -- ------ -----
  1825.  
  1826.   70   70.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4592.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   1  1  1  11.43 1  15
  1827.   71   71.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4581.   .000   .000   .000  4  2  1   .000   9  7  1  11.43 1  15
  1828.   72   72.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4569.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   9  9  1  11.43 1  15
  1829.   73   73.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4558.   .000   .000   .000  9  2  1   .000   1  9  1  11.44 1  15
  1830.   74   74.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4547.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   1  9  1  11.44 1  15
  1831.   75   75.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4535.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   9  8  1  11.44 1  15
  1832.   76   76.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4524.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   1  1  1  11.45 1  15
  1833.   77   77.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4512.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   9  9  1  11.45 1  15
  1834.   78   78.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4501.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   1  9  1  11.45 1  15
  1835.   79   79.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4489.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   2  1  1  11.46 1  15
  1836. 1
  1837.                        **********************************************************************************
  1838.                        *                                                                                *
  1839.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  1840.                        *                                                                                *
  1841.                        **********************************************************************************
  1842.  
  1843.  
  1844.  
  1845.                                             *****************************************
  1846.                                             *                                       *
  1847.                                             *  WELL REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)  *
  1848.                                             *                                       *
  1849.                                             *****************************************
  1850.  
  1851.     ********** WELL REPORT FOR TIME STEP NUMBER  80   ELAPSED TIME =   80.000 DAYS FROM BEGINNING OF SIMULATION **********
  1852.  
  1853.  
  1854.  
  1855.                                                        ------ RATE ------                      --- CUMULATIVE ---
  1856.          WELL     LOCATION    CALC    SPEC    SPEC    OIL     GAS    WATER    GOR     WOR     OIL     GAS    WATER
  1857.         #     ID   I  J  K    BHFP    BHFP     PI   STB/D    MCF/D   STB/D                    MSTB    MMCF    MSTB
  1858.  
  1859.         1  P-1     5  5  1   3235.      0.   .300    300.0     381.       .1 1270.0   .000    24.0     30.      .0
  1860.       ------------------------------------------------------------------------------------------------------------
  1861.             TOTALS                                   300.0    381.0       .1                  24.0    30.5      .0
  1862.  
  1863.  
  1864.  
  1865.  
  1866.     *************************************************  END OF WELL REPORT  *************************************************
  1867.  
  1868.  
  1869.  
  1870.  
  1871.  
  1872.  
  1873. 1
  1874.                        **********************************************************************************
  1875.                        *                                                                                *
  1876.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  1877.                        *                                                                                *
  1878.                        **********************************************************************************
  1879.  
  1880.  
  1881.  
  1882.  
  1883.                              *********************************************************************
  1884.                              *                                                                   *
  1885.                              *                                                                   *
  1886.                              *              SUMMARY REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)               *
  1887.                              *                                                                   *
  1888.                              *                                                                   *
  1889.                              *********************************************************************
  1890.  
  1891.  
  1892.  
  1893.  
  1894.  ELAPSED TIME (DAYS)         =    80.00   TIME STEP NUMBER             =   80      TIME STEP SIZE (DAYS)         =     1.00
  1895.  
  1896.  CURRENT AVG RES PRESSURE    =   4477.8   PREVIOUS AVG RES PRESSURE    =   4489.3  PRESSURE DPMAX(  9,  1,  1)   =    -11.5
  1897.  OIL DSMAX(  2,  3,  1)      =  -.00000   GAS DSMAX(  0,  0,  0)       =   .00000  WATER DSMAX(  1,  7,  1)      =   .00000
  1898.  OIL MATERIAL BALANCE (%)    = -.000008   GAS MATERIAL BALANCE (%)     = -.000020  WATER MATERIAL BALANCE (%)    =  .000016
  1899.  CUM. OIL MATERIAL BALANCE(%)= -.002272   CUM. GAS MATERIAL BALANCE(%) = -.002012  CUM. WATER MATERIAL BALANCE(%)= -.000032
  1900.  
  1901.  OIL PRODUCTION RATE (STB/D) =    300.0   CUM. OIL PRODUCTION (STB)    = .2400E+05
  1902.  GAS PRODUCTION RATE (MSCF/D)=    381.0   CUM. GAS PRODUCTION (MSCF)   = .3048E+05
  1903.  WATER PRODUCTION RATE(STB/D)=       .1
  1904.                                          CUM. WATER PRODUCTION (STB)  = .5032E+01
  1905.  
  1906.  GAS INJECTION RATE (MSCF/D) =       .0   CUM. GAS INJECTION (MSCF)    = .0000E+00
  1907.  WATER INJECTION RATE (STB/D)=       .0   CUM. WATER INJECTION (STB)   = .0000E+00
  1908.  
  1909.  PRODUCING WOR (STB/STB)     =     .000   CUM. WOR (STB/STB)           =     .000
  1910.  PRODUCING GOR (SCF/STB)     =   1270.0   CUM. GOR (SCF/STB)           =   1270.0
  1911.  
  1912.  
  1913.  AQUIFER MODEL FOR ROCK REGION   1:
  1914.  AQUIFER INFLUX RATE (STB/D) =       .0   CUM. AQUIFER INFLUX (STB)    = .0000E+00
  1915.  
  1916.  
  1917. 1
  1918.  
  1919.  
  1920.  
  1921.               ***** RESERVOIR PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1922.  
  1923.  
  1924.  K = 1
  1925.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1926.  
  1927.  
  1928.    1    4483.   4482.   4481.   4480.   4480.   4480.   4481.   4482.   4483.
  1929.    2    4482.   4481.   4480.   4478.   4478.   4478.   4480.   4481.   4482.
  1930.    3    4481.   4480.   4477.   4473.   4472.   4473.   4477.   4480.   4481.
  1931.    4    4480.   4478.   4473.   4465.   4458.   4465.   4473.   4478.   4480.
  1932.    5    4480.   4478.   4472.   4458.   4415.   4458.   4472.   4478.   4480.
  1933.    6    4481.   4478.   4473.   4466.   4458.   4466.   4473.   4478.   4481.
  1934.    7    4482.   4480.   4477.   4474.   4472.   4474.   4477.   4480.   4482.
  1935.    8    4483.   4482.   4480.   4479.   4478.   4479.   4480.   4482.   4483.
  1936.    9    4484.   4483.   4482.   4481.   4481.   4481.   4482.   4483.   4484.
  1937.  
  1938.  
  1939.  
  1940.               *********  OIL SATURATION  *********
  1941.  
  1942.  
  1943.  K = 1
  1944.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1945.  
  1946.  
  1947.    1     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1948.    2     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1949.    3     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1950.    4     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1951.    5     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1952.    6     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1953.    7     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1954.    8     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1955.    9     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  1956.  
  1957.  
  1958.  
  1959.               *********  GAS SATURATION  *********
  1960.  
  1961.  
  1962.  K = 1
  1963.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1964.  
  1965.  
  1966.    1     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1967.    2     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1968.    3     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1969.    4     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1970.    5     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1971.    6     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1972.    7     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1973.    8     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1974.    9     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  1975.  
  1976.  
  1977.  
  1978.               ***** BUBBLE POINT PRESSURE DISTRIBUTION *****
  1979.  
  1980.  
  1981.  K = 1
  1982.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  1983.  
  1984.  
  1985.    1    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1986.    2    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1987.    3    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1988.    4    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1989.    5    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1990.    6    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1991.    7    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1992.    8    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1993.    9    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  1994.  
  1995.  
  1996.  
  1997.    *************************************************  END OF SUMMARY REPORT  *************************************************
  1998.  
  1999.  
  2000.  
  2001.  
  2002.  
  2003.  
  2004. 1
  2005.                                                      *****************************
  2006.                                                      *   TIME   STEP   SUMMARY   *
  2007.                                                      *****************************
  2008.  
  2009.  TIME STEP               PRODUCTION                     INJECTION     PV WT   MATERIAL  BALANCES  MAX SATN CHANGE MAX PRES CHANGE  ITN 
  2010.  --------- ---------------------------------------- ----------------   AVG   -------------------- --------------- --------------- -----
  2011.                OIL     GAS     WATER    GOR   WATER    GAS     WATER   RES     OIL    GAS   WATER  I  J  K  DSMAX  I  J  K  DPMAX O   I
  2012.                                         SCF/   /OIL                    PRES     %      %      %
  2013.   NO. DAYS    STB/D  MSCF/D    STB/D    STB   RATIO  MSCF/D    STB/D   PSIA
  2014.  ---- ---- --------  -------  ------- ------  ----- -------- ------- ------  ------ ------ ------ -- -- -- ------ -- -- -- ------ -----
  2015.  
  2016.   80   80.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4478.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   9  1  1  11.46 1  15
  2017.   81   81.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4466.   .000   .000   .000  9  2  1   .000   1  9  1  11.47 1  15
  2018.   82   82.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4455.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   1  9  1  11.47 1  15
  2019.   83   83.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4443.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   9  9  1  11.47 1  15
  2020.   84   84.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4432.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   7  9  1  11.48 1  15
  2021.   85   85.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4421.   .000   .000   .000  5  2  1   .000   1  9  1  11.48 1  15
  2022.   86   86.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4409.   .000   .000   .000  2  2  1   .000   2  9  1  11.48 1  15
  2023.   87   87.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4398.   .000   .000   .000  3  2  1   .000   9  9  1  11.49 1  15
  2024.   88   88.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4386.   .000   .000   .000  6  2  1   .000   9  1  1  11.49 1  15
  2025.   89   89.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4375.   .000   .000   .000  4  2  1   .000   1  8  1  11.49 1  15
  2026. 1
  2027.                        **********************************************************************************
  2028.                        *                                                                                *
  2029.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  2030.                        *                                                                                *
  2031.                        **********************************************************************************
  2032.  
  2033.  
  2034.  
  2035.                                             *****************************************
  2036.                                             *                                       *
  2037.                                             *  WELL REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)  *
  2038.                                             *                                       *
  2039.                                             *****************************************
  2040.  
  2041.     ********** WELL REPORT FOR TIME STEP NUMBER  90   ELAPSED TIME =   90.000 DAYS FROM BEGINNING OF SIMULATION **********
  2042.  
  2043.  
  2044.  
  2045.                                                        ------ RATE ------                      --- CUMULATIVE ---
  2046.          WELL     LOCATION    CALC    SPEC    SPEC    OIL     GAS    WATER    GOR     WOR     OIL     GAS    WATER
  2047.         #     ID   I  J  K    BHFP    BHFP     PI   STB/D    MCF/D   STB/D                    MSTB    MMCF    MSTB
  2048.  
  2049.         1  P-1     5  5  1   3130.      0.   .300    300.0     381.       .1 1270.0   .000    27.0     34.      .0
  2050.       ------------------------------------------------------------------------------------------------------------
  2051.             TOTALS                                   300.0    381.0       .1                  27.0    34.3      .0
  2052.  
  2053.  
  2054.  
  2055.  
  2056.     *************************************************  END OF WELL REPORT  *************************************************
  2057.  
  2058.  
  2059.  
  2060.  
  2061.  
  2062.  
  2063. 1
  2064.                        **********************************************************************************
  2065.                        *                                                                                *
  2066.                        *         SINGLE WELL PRIMARY DEPLETION OF AN UNDERSATURATED RESERVOIR           *
  2067.                        *                                                                                *
  2068.                        **********************************************************************************
  2069.  
  2070.  
  2071.  
  2072.  
  2073.                              *********************************************************************
  2074.                              *                                                                   *
  2075.                              *                                                                   *
  2076.                              *              SUMMARY REPORT: BOAST II (RELEASE 1.1)               *
  2077.                              *                                                                   *
  2078.                              *                                                                   *
  2079.                              *********************************************************************
  2080.  
  2081.  
  2082.  
  2083.  
  2084.  ELAPSED TIME (DAYS)         =    90.00   TIME STEP NUMBER             =   90      TIME STEP SIZE (DAYS)         =     1.00
  2085.  
  2086.  CURRENT AVG RES PRESSURE    =   4363.1   PREVIOUS AVG RES PRESSURE    =   4374.6  PRESSURE DPMAX(  1,  9,  1)   =    -11.5
  2087.  OIL DSMAX(  1,  1,  1)      =  -.00000   GAS DSMAX(  0,  0,  0)       =   .00000  WATER DSMAX(  8,  3,  1)      =   .00000
  2088.  OIL MATERIAL BALANCE (%)    = -.000017   GAS MATERIAL BALANCE (%)     = -.000034  WATER MATERIAL BALANCE (%)    = -.000026
  2089.  CUM. OIL MATERIAL BALANCE(%)= -.002344   CUM. GAS MATERIAL BALANCE(%) = -.002100  CUM. WATER MATERIAL BALANCE(%)= -.000099
  2090.  
  2091.  OIL PRODUCTION RATE (STB/D) =    300.0   CUM. OIL PRODUCTION (STB)    = .2700E+05
  2092.  GAS PRODUCTION RATE (MSCF/D)=    381.0   CUM. GAS PRODUCTION (MSCF)   = .3429E+05
  2093.  WATER PRODUCTION RATE(STB/D)=       .1
  2094.                                          CUM. WATER PRODUCTION (STB)  = .6269E+01
  2095.  
  2096.  GAS INJECTION RATE (MSCF/D) =       .0   CUM. GAS INJECTION (MSCF)    = .0000E+00
  2097.  WATER INJECTION RATE (STB/D)=       .0   CUM. WATER INJECTION (STB)   = .0000E+00
  2098.  
  2099.  PRODUCING WOR (STB/STB)     =     .000   CUM. WOR (STB/STB)           =     .000
  2100.  PRODUCING GOR (SCF/STB)     =   1270.0   CUM. GOR (SCF/STB)           =   1270.0
  2101.  
  2102.  
  2103.  AQUIFER MODEL FOR ROCK REGION   1:
  2104.  AQUIFER INFLUX RATE (STB/D) =       .0   CUM. AQUIFER INFLUX (STB)    = .0000E+00
  2105.  
  2106.  
  2107. 1
  2108.  
  2109.  
  2110.  
  2111.               ***** RESERVOIR PRESSURE DISTRIBUTION *****
  2112.  
  2113.  
  2114.  K = 1
  2115.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  2116.  
  2117.  
  2118.    1    4368.   4368.   4366.   4365.   4365.   4365.   4366.   4368.   4368.
  2119.    2    4368.   4367.   4365.   4363.   4363.   4363.   4365.   4367.   4368.
  2120.    3    4367.   4365.   4362.   4358.   4357.   4358.   4362.   4365.   4367.
  2121.    4    4366.   4363.   4358.   4351.   4343.   4351.   4358.   4363.   4366.
  2122.    5    4366.   4363.   4357.   4343.   4301.   4343.   4357.   4363.   4366.
  2123.    6    4366.   4364.   4359.   4351.   4344.   4351.   4359.   4364.   4366.
  2124.    7    4367.   4365.   4362.   4359.   4357.   4359.   4362.   4365.   4367.
  2125.    8    4368.   4367.   4366.   4364.   4363.   4364.   4366.   4367.   4368.
  2126.    9    4369.   4368.   4367.   4366.   4366.   4366.   4367.   4368.   4369.
  2127.  
  2128.  
  2129.  
  2130.               *********  OIL SATURATION  *********
  2131.  
  2132.  
  2133.  K = 1
  2134.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  2135.  
  2136.  
  2137.    1     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  2138.    2     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  2139.    3     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  2140.    4     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  2141.    5     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  2142.    6     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  2143.    7     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  2144.    8     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  2145.    9     .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879    .879
  2146.  
  2147.  
  2148.  
  2149.               *********  GAS SATURATION  *********
  2150.  
  2151.  
  2152.  K = 1
  2153.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  2154.  
  2155.  
  2156.    1     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  2157.    2     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  2158.    3     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  2159.    4     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  2160.    5     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  2161.    6     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  2162.    7     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  2163.    8     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  2164.    9     .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000    .000
  2165.  
  2166.  
  2167.  
  2168.               ***** BUBBLE POINT PRESSURE DISTRIBUTION *****
  2169.  
  2170.  
  2171.  K = 1
  2172.           1       2       3       4       5       6       7       8       9
  2173.  
  2174.  
  2175.    1    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  2176.    2    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  2177.    3    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  2178.    4    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  2179.    5    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  2180.    6    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  2181.    7    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  2182.    8    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  2183.    9    4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.   4015.
  2184.  
  2185.  
  2186.  
  2187.    *************************************************  END OF SUMMARY REPORT  *************************************************
  2188.  
  2189.  
  2190.  
  2191.  
  2192.  
  2193.  
  2194. 1
  2195.                                                      *****************************
  2196.                                                      *   TIME   STEP   SUMMARY   *
  2197.                                                      *****************************
  2198.  
  2199.  TIME STEP               PRODUCTION                     INJECTION     PV WT   MATERIAL  BALANCES  MAX SATN CHANGE MAX PRES CHANGE  ITN 
  2200.  --------- ---------------------------------------- ----------------   AVG   -------------------- --------------- --------------- -----
  2201.                OIL     GAS     WATER    GOR   WATER    GAS     WATER   RES     OIL    GAS   WATER  I  J  K  DSMAX  I  J  K  DPMAX O   I
  2202.                                         SCF/   /OIL                    PRES     %      %      %
  2203.   NO. DAYS    STB/D  MSCF/D    STB/D    STB   RATIO  MSCF/D    STB/D   PSIA
  2204.  ---- ---- --------  -------  ------- ------  ----- -------- ------- ------  ------ ------ ------ -- -- -- ------ -- -- -- ------ -----
  2205.  
  2206.   90   90.    300.0    381.0       .1 1270.0    .0        .0      0.  4363.   .000   .000   .000  6  2  1   .000   1  9  1  11.50 1  15
  2207.  
  2208.  
  2209.  
  2210.    **************************************** BOAST II (RELEASE 1.1) SIMULATION TERMINATED ****************************************
  2211.  
  2212.  
  2213.