CN102812203B

CN102812203B - 用于通过性能量度的非对称分析来动态地评估石油储集层能力并提高产量和采收率的方法

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Publication number: CN102812203B
Application number: CN201180002391.5A
Authority: CN
Inventors: 南森·G·萨莱里; 罗伯特·M·托罗尼
Original assignee: QRI GROUP LLC
Current assignee: QRI GROUP LLC
Priority date: 2011-04-01
Filing date: 2011-04-01
Publication date: 2016-04-13
Anticipated expiration: 2031-04-01
Also published as: RU2571542C2; CN102812203A; RU2013148583A; WO2012134497A1

Abstract

用于精确地评估石油储集层的状况以及设计和实施行动计划以提高储集层的石油的产量和采收率的方法。使用独特的一组量度和信息收集技术来收集信息，并且通过在特定储集层和生产者目标的环境中适当地加权数据来以有针对性的方式分析所述信息。使用量度的非对称分析来产生储集层分级，然后将储集层分级用于制定行动计划。然后，根据所述行动计划来构造生产架构(例如，构造油井和注入井的数量、位置和方式)。储集层性能可以被连续地监视，并用来验证生产和采收目标和/或提供触发或警告以改变生产设备。

Description

用于通过性能量度的非对称分析来动态地评估石油储集层能力并提高产量和采收率的方法

技术领域

本发明属于石油采收领域，更具体地，属于石油储集层设计、管理和响应领域。

背景技术

石油是重要的燃料源，是现代社会的命脉。在寻找和提取石油方面有巨大的经济机会。由于多种技术和地质阻碍，通常不可能采收储集层中容纳的所有石油。

直到1965年，通常的石油储集层采收率大约为25％。也就是说，这是在可以经济地和/或可行地提取的储集层内的石油的一小部分。剩余的75％由于技术和/或经济障碍导致仍然实质上不可采收。自那时起，由于进步的技术和由于较高的原油价格导致的提高的经济刺激，平均采收率已经提高到大约35％。虽然这代表平均总采收率的显著提高，但是它也意味着，从经济和/或技术观点看，在通常的储集层中找到的石油的大约65％仍然不可采收。

考虑到勘探的高成本、找到新石油储集层的逐渐减少的机会和石油作为商品的不断上升的成本，当前存在巨大的经济机会来显著地提高石油储集层的短期和长期产量。尽管提高采收率有高的边际经济收益，但是在通常储集层中的石油的大部分仍然不可采收，这种情况意味着当前没有提高采收率的在技术和/或经济上可预测的方式。

虽然可能实际存在提高当前产量和/或提高石油储集层的总的长期采收量的技术，但是实现用于最大化当前输出、延长给定储集层的使用寿命以及提高总采收率的智能长期计划的障碍是不能精确地评估储集层的健康状况和不足。例如，储集层的一些或全部生产井可能显示缩减的输出，这可能使得一些人相信该储集层正在枯竭。然而，储集层可能实际上包含更大量的可采收石油，但是仅由于现有井的不良布置和/或管理以及未能知道是否和在哪里布置新井而过少地生产。不能正确地诊断低效和故障以及实现智能的采收计划可以导致缩减的短期生产率和长期采收量。

通常，操作生产设施的人一般关注油井维护，并且甚至可能实施用于最大化井输出的最新技术。然而，他们未能了解可能由几个井服务的储集层的健康状况和寿命的总体画面。钻探和操作井较为困难和昂贵。一旦给定数量的井就位，则钻探更多的井以便提高储集层产量在经济上是不可行的(即，边际成本可能超过边际效益)。而且，可能没有明显的原因来关闭生产井，即使这样做可能实际上提高短期产量并改善长期采收量。何时和为什么关闭或改变生产井和/或正确地构建新井的知识经常另甚至最有经验的生产者和井管理者费解。未能正确地管理现有井和/或布置和构建新井会提高资金成本，同时减小产量和采收率。

最大化储集层的产量和采收率的主要障碍是不能收集、智能地分析和正确地理解相关数据。诊断石油储集层的健康状况不是简单的，而是很像试图解读人体的健康状况，但是在大地或海洋深处的位置。而且，可用数据可能需要多年累积和评估，仍然可能动态地改变，使得如果不是不可能，也是难以规划和实施经济和/或技术上可行的行动计划。结果是继续石油储集层的低的短期生产率和低的长期采收量。

发明内容

本发明试图通过更精确地评估现有储集层的实际状况并实施智能的行动计划来克服减小石油储集层的产量和采收率的现有技术、经济和制度障碍，以便提高储集层的石油的短期生产率和长期采收量。这通过下述方式来实现：使用独特的一组量度(metrics)和信息收集技术来收集信息，并通过在生产者的目标和所涉及的特定储集层的环境中适当地加权数据来以目标方式分析所收集的信息。

所有的碳氢化合物资产都携带反映它们的地下和地表特征的独特“DNA”。然而，传统方法未提供有用的工具来正确地理解每一个特定石油储集层的独特特征和需要。所公开的方法提供了用于开发和应用提取方法的使能工具，所述提取方法根据每一个单独石油储集层的规格而被最佳地设计。其在获得最佳解决方案方面的成功源自其能够滤除非关键参数并识别储集层表现不佳的特定原因。它有助于在使用标准工业技术实现的水平上或超过该水平地增加产量和储量。

所述方法使用特定量度来整合大量信息。一些量度是已知的，而其他量度是本发明的处理独有的。所述量度包括石油储集层生产率的超前和滞后指标。虽然生产者通常关注滞后指标，诸如降低的产量和/或升高的含水量，但是本发明实质上利用超前指标，超前指标更可能在未来的产量降低或其他问题出现之前预测它们。这允许在储集层健康状况太快地下降之前规划和实施行动计划。一种类比是预防对治疗性保健。后者试图找出病人的治疗方法，而前者寻求防止病人得病。然而，滞后指标可以是用于保证可说明性的良好工具。

与传统技术相比，关于储集层状况的相关信息以基础更广且更综合的方式被收集。本发明实现密切关注和需要的信息的收集处理，以便获得并综合地分析可能与储集层状况相关的所有可用信息。在密集信息收集时间段中可以选择相关信息的所有已知来源。

本发明分析所收集的信息，并且通过适当地加权各种数据点来精确地评估给定储集层的状况。以较大或较小的重要性来加权不同数据点的处理被称为“非对称评估”。存在特定的量度，通常是超前指标，它们比其他量度(例如，滞后指标)更有益于实际地评估石油储集层的当前和未来状况。而且，对特定量度加权的方式可以依赖于所涉及的特定储集层和/或生产者的特定性能目标。

基于适当地收集、分析和加权的特定储集层数据来规划行动计划。所述行动计划可以在如何针对该储集层执行石油提取方面要求适度或实质性的改变。无论如何，因为行动计划是基于储集层的短期、中期和长期状况的精确评估，并且根据储集层的特定状况和/或生产者的需要被调整，所以所述行动计划更可能成功，并且导致与使用传统方法可能实现的短期、中期和/或长期的产量和效益相比，提高了短期、中期和/或长期的产量和效益。

实施行动计划以便提高短期产量和/或长期采收量(例如，探明储量)。行动计划可以包括下面部分的一个或更多个：(1)改造和/或增强一个或更多个现有井，(2)构建新井，(3)以更智能和战略性的方式注入加压流体和/或气体，以及(4)关闭或减缓一个或更多个现有井的产量。通常，有益的是：(1)最大化井身和储集层之间的接触，(2)减小气体与油的比率和/或含水量和/或在相邻和/或类似地定位和/或类似地设计的井中的生产压差(draw-downpressure)，以及(3)优化提取率以更接近地对应于周围的孔布置效率和井身补给位置。当储集层的生产井以优化的方式运行时，短期产量增加，并且最大化长期采收量。

最终，可以监视石油储集层以保证符合例如由RCAA^TM设定的设计和生产目标。可以提供警告或触发点，当例如由于落在指定的最小值之下或超过指定的最大值而超过警告或触发点时，要求响应。响应可以是对管理者或其他感兴趣方的通知，或者可以是对一些生产参数的自动调整。

本发明的创新的储集层能力非对称评估方法能够将短期、中期和长期生产率和采收率提高大约5-40％。在一些情况下，本发明的方法将允许在经济和技术上可行地提取储集层的已知容量的大多数，在一些情况下高达大约80-85％。考虑到在给定当前已知的关于石油储集层维护和提取的全部的情况下，当前存在但是未能推动甚至已知储集层容量中的大部分的产量的巨大的未开发经济潜力，则这是惊人的和出乎意料的结果。

附图说明

为了进一步阐明本发明的以上和其他优点及特征，将通过参考在附图中图示的本发明的具体实施例来给出本发明的更具体的说明。可以理解，这些附图仅描述了本发明的典型实施例，因此不被认为限制本发明的范围。将通过使用附图以另外的特性和细节来描述和解释本发明，在附图中：

图1A和1B是图示用于实现一种用于通过性能量度的非对称分析来动态地评估石油储集层能力并提高产量和采收率的方法的示例性总体计划的图的两半；

图2是图示在本发明的方法实施之前和之后储集层的产量和采收率的差别的示例性图形；

图3A-3D图示在计算机产生和显示的控制室内的示例性仪表板，该控制室监视和分析来自石油储集层的生产井的数据。

图4示意地图示示例性计算机架构，该示例性计算机架构可以用于收集、分析和/或显示从石油储集层收集的且关于石油储集层的数据；

图5A-5F是图示用于评估和/或增强储集层能力的各种超前指标的图；

图6A-6I是图示用于评估和/或增强储集层能力的各种滞后指标的图；

图7A-7C是图示用于评估和/或增强储集层能力的各种单元开发量度的图；

图8A-8C是图示用于评估和/或增强储集层能力的各种工作负荷量度的图；

图9A-9B是图形地图示用于评估和/或增强储集层能力的各种商业计划量度的图；

图10A-10C是图形化地图示用于评估和/或增强储集层能力的各种强度目标的图；以及

图11图示用于提高单个生产油井的生产率的示例性最大储集层接触(MRC)井。

具体实施方式

I.介绍

本发明涉及用于提高储集层的石油的正在进行的产量和最终的采收率的综合方法。这种方法可以被称为ReservoirCompetencyAsymmetricAssessment^TM(储集层能力非对称评估)(或RCAA^TM)。RCAA^TM包括一致地依序使用的几种紧密相关的子方法或模块。它们是：(i)使用有针对性的量度来分析和诊断储集层的特定和独特特征(即，其“DNA”)，(ii)设计用于最大化储集层的当前产量和最终采收量的行动计划，(iii)实施行动计划以便提高当前产量和最终采收量，以及(iv)使用有针对性的量度来监视或跟踪石油储集层的性能，并且在必要时对生产参数进行调整，以保持期望的生产率和采收率。

每个子方法依赖于密集知识收集技术，所述技术包括：采用储集层的物理、地质的直接测量结果以及其他独特状况和方面；在适当情况下，考虑正在服务于储集层或与其相关联的任何井(例如，生产井、停产井和观察井)的类型、数量、位置和效力；使用不同量度的非对称加权来分析储集层的当前状况或状态；以及基于与数据的非对称加权和分析相结合的特定储集层DNA的综合理解来预测未来的产量、采收率和其他变量。在一些情况下，所收集的信息可以涉及由其他方产生的测量结果和数据。

II.信息收集和量度

A.概述

通常，RCAA^TM是指导石油采收率的计划和实施阶段的评估处理。所有的碳氢化合物资产携带用于反映它们的地下和地表的独特“DNA”。RCAA^TM是使能工具，用于开发和应用提取方法，所述提取方法根据各个石油储集层的规格被最佳地设计。其主要价值是有助于在使用标准工业技术实现的水平上或超过所述水平地实现增长的储备桶数和产量。这继而可以减少长期资金和操作费用。

根据一个实施例，RCAA^TM的实施跨越六个交织的和相互依赖的途径：i)知识系统；ii)Q6勘测；iii)深度洞察研讨会；iv)Q诊断；v)间隙(Gap)分析；以及vi)行动计划。使用包括基于网络的系统和实践群体的现代知识共享媒介来整合从这些途径收集的信息。在图1A和1B(即，一个图的两半)中图示用于示出6个途径的概念和时间相关性的综合图。尽管整体商业模型包括用于收集相关信息的技术和非技术手段，但是不使用用于收集关键信息的物理过程和机械装置不能实现该方法。而且，实现行动计划涉及计算机化的井行为监视。并且，增强的储集层性能导致储集层本身的物理转变。

利用机械装置来收集数据的物理过程例如包括：1)取芯以获得井下(downhole)岩石样品(传统和特殊取芯)，2)获得油、水和气体的井下流体样品，3)从RFT或类似装置测量初始压力，以及4)根据井记录确定流体饱和度(套管井和裸眼井)。而且，一旦实现行动计划并且提高储集层的产量和/或采收率，则储集层从较低生产能力的资产转变为较高生产能力的资产。图2图示本发明的处理如何通过提高当前产量和整体长期采收量来物理地转变石油储集层和/或采收系统。

在行动计划实施之前、期间和/或之后的储集层性能监视包括使用计算机化的系统(即，“控制室”的一部分)，该计算机化的系统接收、分析和显示相关数据(例如，向通过因特网组网和/或互连的一个或更多个计算机和/或在通过因特网组网和/或互连的一个或更多个计算机之间)。可以监视的量度的示例包括：1)使用记录装置监视储集层压力和流体饱和度以及改变，2)使用记录装置监视井生产率和压差、使用记录装置监视生产和注入井中的流体剖面以及油、气体和水的生产速率和注入速率。可以在因特网上显示相关的量度。基于网络的系统可以共享这样的数据。图3A-3D图示了示例性“仪表板”，所述仪表板可以用于以图形方式显示根据生产井的正在进行的数据采样而编制的特定量度(例如，超前和滞后量度)。仪表板可以提供快速可视诊断工具以评估过去和未来的性能。

B.计算机化的信息收集和分析

图4图示示例性计算机实现的监视系统400，该系统监视储集层性能，分析关于储集层性能的信息，显示仪表板量度，并可选地提供计算机控制的修改以保持最佳的油井性能。监视系统400包括主数据收集计算机系统402。该系统402由接近储集层并且链接到储集层传感器404的一个或更多个计算机构成。计算机系统402可以包括多个组网的计算机(例如，其中每一个被设计来分析由传感器404产生并且从传感器404接收的整体数据的子集)。储集层传感器404通常位于生产油井处，并且可以包括地表和地下传感器。传感器404也可以位于注水井、观察井等处。由传感器404收集的数据可以用于产生性能量度(例如，产量和采收率的超前和滞后指标)。计算机系统402因此可以包括数据分析模块406，数据分析模块406被编程用以从所接收的传感器数据产生量度。用户界面408提供与用户的交互。数据存储装置或系统410可以用于传感器数据和/或量度的长期存储。

根据一个实施例，计算机系统402可以提供对储集层生产单元414(例如，生产油井、注水井、注气井、注热井等及其子部件)的生产的手动或自动调整412中的至少一个。调整可能包括例如体积、压力、温度、井身路径方面的改变(例如，通过井身分支的关闭或打开)。用户界面408允许对于生产的手动调整412。计算机系统402可以另外包括警告水平或触发器，当满足特定状况时所述警告水平或触发器提供对生产的自动调整412。

监视系统400也可以包括一个或更多个远程计算机420，所述一个或更多个远程计算机420允许用户、用户团队或多方访问由主计算机系统402产生的信息。例如，每一个远程计算机420可以包括仪表板显示模块422，仪表板显示模块422再现和显示仪表板(例如，如图3A-3D中所示)、量度或与储集层生产相关的其他信息。每一个远程计算机420也可以包括用户界面424，用户界面424允许用户对储集层生产单元414的生产进行调整412。每一个远程计算机420也可以包括数据存储驱动器(未示出)。

监视系统400内的各个计算机系统(例如，主计算机系统402和远程计算机420)可以连接到网络430，例如局域网(LAN)、广域网(WAN)或甚至因特网。各种部件可以相对于彼此以及连接到所述网络的其他部件接收和发送数据。组网的计算机系统和计算机本身构成用于本公开的目的的“计算机系统”。

便于计算机系统与其他电子装置之间的通信的网络可以利用多种(可能相互作用)协议中的任何一种，所述协议包括但是不限于无线协议的IEEE802套件、射频识别(“RFID”)协议、超声波协议、红外线协议、蜂窝协议、单向和双向无线寻呼协议、全球定位系统(“GPS”)协议、有线和无线宽带协议、超宽带“网格”协议等。因此，计算机系统和其他装置可以产生消息相关的数据，并且通过网络来交换消息相关数据(例如，因特网协议(IP)数据报和使用IP数据报的其他高层协议，比如传输控制协议(TCP)、远程台式协议(RDP)、纯文本传送协议(HTTP)、简单邮件传送协议(SMTP)、简单对象访问协议(SOAP)等)。

计算机系统和电子装置可以被配置为利用在功能上基于对应的计算机系统和电子装置的适当的协议。在该架构中的部件可以被配置为在各种协议之间转换，以便于兼容的通信。计算机系统和电子装置可以配置有多种协议，并且使用不同的协议来实现不同的功能。例如，在油井处的传感器404可以经由有线连接、红外线或其他无线协议来向与计算机对接的接收器(未示出)发送数据，所述计算机然后可以经由快速以太网将数据转发到主计算机系统402以处理。类似地，储集层生产单元414可以通过有线连接或无线协议而连接到主计算机系统402和/或远程计算机420。

C.命名和定义

RCAA^TM使用可以提供关于储集层的“DNA”的信息的各种储集层性能量度，包括超前和滞后指标。另外，它使用单元开发量度、工作负荷量度、商业计划量度和延伸目标。这些指标和量度通常使用外行不容易明白的特殊术语和变量。下面的命名和定义被提供用来阐明和增强对所公开的量度的理解和它们可能如何与储集层属性相关。

B_o油形成体积因子。在储集层状况下的体积除以在标准状况下的体积，无量纲

B_W水形成体积因子。在储集层状况下的体积除以在标准状况下的体积，无量纲

C每年的油递减率，yr^-1

E_A面积波及效率(arealsweepefficiency)。由注入的流体接触的储集层的面积除以总面积，无量纲

E_D微观油置换效率。置换的油的体积除以油田的总油体积，无量纲

E_I垂直波及效率。由注入的流体接触的垂直储集层截面除以总的截面有效厚度，无量纲

E_R采收效率或采收因子。被估计为可采收的油田初始碳氢化合物的比例，无量纲

E_RM流动油采收因子(MORE)。被估计为可采收的流动OIIP的比例，无量纲

E_RT理论最大采收因子(TMRF)。可以从特定的置换处理采收的OIIP的最大比例，无量纲

E_V体积波及效率或体积一致性。由注入的流体接触的储集层的体积除以总的体积，无量纲

E_W水驱效率。初始在位的流动油量的生产比例除以当前含水量，无量纲

EUR估计的最终采收量。在特定时间的累积产量与探明储量之和，stb

EUR消耗率被表达为EUR的分数的每年产量，无量纲

G_p所生产的累积气体，scf

ΔG_p指定时间段生产的增量气体

II注入指数。注入速率除以储集层压力以上的过量压力，stb/psi

II_M中间注入指数。在特定储集层中完成的所有井的中间II值，stb/psi

I_VI理想的垂直注入指数。没有外壳的垂直全渗透完井(completion)的II，stb/psi

II_DM无量纲注入指数。II_M除以特定储集层的中间值II_VI，无量纲

KPI关键性能指标

MER最大有效产率。储集层开采速率，在该储集层开采速率以上时，EUR显著减小，stb/d

L距离，ft

N初始在位的油(OIIP)，stb

N_M初始在位的流动油(MOIIP)。在初级和次级采收率下的流动油量(排除EOR)，stb

N_p累积的所生产的油，stb

N_PDe无量纲累积油量。被表达为预期的最终采收量的分数，无量纲

N_PDm无量纲累积油量。被表达为初始在位的流动油的分数，无量纲

N_PDo无量纲累积油量。被表达为初始在位的油的分数，无量纲

ΔN_p特定时间段生产的增量油，stb

p_e在外部边界处的压力，psi

p_wf井底流动压力，psi

Δp_dd生产压差。外部边界压力减去流动井底压力，psi

Δp_dd(M)中间压降。在特定的储集层中完成的所有生产井的中间压力降低值，psi

Δp_dd(IV)理想垂直压降。没有外壳的假设垂直全渗透完井的生产压差，psi

Δp_dd(DM)无量纲中间压降。中间压降除以特定储集层的中间理想垂直生产压差，无量纲

PI生产率指数。总的生产率除以压降，bpd/psi

PI_M中间生产率指数。在特定储集层中完成的所有井的中间PI值，bpd/psi

PIIV理想垂直生产率指数。没有外壳的假设垂直全渗透完井的PI，bpd/psi

PIDM无量纲中间生产指数。PI_M除以特定储集层的中间PI_IV，无量纲

PV孔隙体积，stb

1P^＊探明储量。碳氢化合物的估计量，其地质和工程数据以合理的确定性证明在现有的经济和运行状况下在未来若干年内从已知的储集层可采收，stb

1P消耗率被表达为探明储量的分数的每年产量，无量纲

q_g生产气体量，mcfpd

q_o产油速率，stbpd

q_w产水速率，stbpd

R气体与油量的生产比率(GOR)，scf/stb

R_s溶解气体油比率(在油中的气体可溶解性)，scf/stb

S_or剩余的油饱和率，孔隙体积的分数

S_w水饱和率，孔隙体积的分数

VRR注采比。注入量除以特定时间段的生产产量。在地表和储集层状况下确定，无量纲

WC含水量。水体积除以特定时间段的液体体积，无量纲

W_i累积的注入水，stb

ΔW_i特定时间注入的增量水，stb

W_p产生的累积水，stb

ΔW_p特定时间产生的增量水，stb

方程

EUR＝1P+N_p或E_R＊N

EUR消耗率＝ΔN_p/EUR

E_R＝EUR/N或E_A＊E_I＊E_D

E_RT＝N_M/N

E_RM＝EUR/N_M

E_W＝N_p/N_M/WC

II_DM＝(II/II_IV)_M

N＝PV＊(1-S_wc)

N_M＝PV＊(1-S_or-S_wc)

N_PDc＝N_p/EUR

N_PDm＝N_p/N_M

N_PDo＝N_p/N

PI_DM＝(PI/PI_IV)_M

Δp_dd(DM)＝(Δp_dd/Δp_dd(IV))_M

1P＝EUR-N_p

1P消耗率＝ΔN_p/1P

VRR_R＝(ΔW_ixB_w)/((ΔN_pxB_o)+(ΔW_pxB_w))

VRR_S＝ΔW_i/(ΔN_p+ΔW_p)

由RCAA^TM使用的方法和定义意欲与工业标准和实践一致。探明储量的定义的关键标准是美国证券交易委员会规定S-X(17CFR210.4-10-11/88)。对于可能储量和对于可能存在的资源，参考标准是石油工程师协会(SPE)、美国石油地质师学会(AAPG)、世界石油会议(WPC)和石油评价工程师学会(SPEE)于2006年提出的PetroleumReservesandResourcesClassification，Definitions，andGuidelines。

D.储集层性能量度

在RCAA^TM中使用的储集层性能量度通常被划分为超前指标、滞后指标、单元开发量度、工作负荷量度、商业计划量度和延伸目标。通常，超前指标比滞后指标更能够预测未来的生产率和/或采收率。然而，滞后指标可以提供精确的可说明性工具。两种类型的指标都可以用于识别现实和理想情况之间的差别，并且有助于改善产量和采收率。

对于每一个量度，除非另外指定，关于特定单元或其他方面的假定如下：

假定

●时间间隔：每年

●规模：储集层

●压力/温度状况：地表

●单元：英国的

1.超前指标

下面是可以在RCAA^TM中使用的超前指标的示例。第一超前指标是“停产井指数”。相关的超前量度是“停产井梯度”。停产井指数由停产井的数量除以停产和活动的生产井之和确定。因此该比率是无量纲的。停产井梯度是停产井指数改变的标准化的年比率：(DWI)，(DWI₁-DWI₀)/DWI₀，yr^-1。图5A是示出停产井指数的示例性的年与年的比较的柱状图。它也包括用于示出停产井梯度的线。

第二超前指标是“气体油比率”(GOR)。相关的超前量度是“气体油比率梯度”。气体油比率是气体与油量的生产比率：(R)＝ΔG_p/ΔN_p，scf/stb。气体油比率梯度是气体油比率的改变速率：GOR＝R₁-R₀，yr^-1。图5B是示出气体油比率的示例性的年与年的比较的柱状图。它也包括用于示出气体油比率梯度的线。

第三超前指标是“储集层压力改变”。储集层压力改变是每年的体积加权的平均储集层压力的差：psi-yr^-1。图5C是示出储集层压力改变的示例性的年与年的比较的柱状图。

第四超前指标是“油递减率”。相关的超前量度是“油递减率梯度”。“油递减率”是每年油量的标准化改变：(C)＝(ΔN_P0-ΔN_p1)/ΔN_p1，yr^-1。油递减率梯度是油递减率的每年改变或C₁-C₀，yr^-2。图5D是示出油递减率的示例性的年与年的比较的柱状图。它也包括用于示出油递减率梯度的线。

第五超前指标是“水驱效率”。相关的超前量度是“水驱效率梯度”。水驱效率被定义为(E_w)＝N_p/N_M/WC，并且是无量纲的。水驱效率梯度是水驱效率改变的标准化的年速率：(E_w)＝E_W1-E_wo，yr^-1。图5E是示出水驱效率的示例性的年与年的比较的柱状图。它也包括用于示出水驱效率梯度的线。

第六超前指标是“含水量”。相关的超前量度是“含水量梯度”。含水量是水与液体量的产生比率，因此是无量纲的：(WC)＝ΔW_p/(ΔN_p+ΔW_p)。含水量梯度是含水量改变的标准化年速率或WC₁-WC₀，yr^-1。图5F是示出含水量的示例性的年与年的比较的柱状图。它也包括用于示出含水量梯度的线。

2.滞后指标

下面是可以在RCAA^TM中使用的滞后指标的示例。第一滞后指标是“平均生产井液体产率”，其包括“油产率”和“水产率”。油产率是基于井的产油速率：(q_o)＝ΔN_p/365/活动的生产井的数量，bpd。水产率是基于井的产水速率：(q_w)＝ΔW_p/365/活动的生产井的数量，bpd。图6A是示出油产率和水产率的示例性年与年比较的柱状图。

第二滞后指标是“消耗率”。第一类型的消耗率是“预期的最终采收量(EUR)消耗率”，它等于ΔN_p/EUR，并且是无量纲的。第二类型的消耗率是“探明储量(1P)消耗率”，并且也是无量纲的：1P消耗率＝ΔN_p/1P。图6B是示出预期的最终采收量(EUR)消耗率和1P消耗率的示例性的年与年的比较的柱状图。

第三滞后指标是“消耗率”。第一种消耗率是“预期的最终采收量消耗率”，并且是无量纲的：(N_PDc)＝N_p/EUR。第二种消耗率是“初始在位的流动原始油(OIIP)消耗率”，并且也是无量纲的：(N_PDm)＝N_p/N_M。第三种消耗率仅是OIIP消耗率。图6C是示出预期的最终采收消耗率、流动OIIP消耗率和OIIP消耗率的示例性的年与年的比较的柱状图。

第四滞后指标是“无量纲压降”。无量纲压降是中间压降除以中间理想垂直压降，并且是无量纲的：(ΔP_dd(DM))＝ΔP_dd/(ΔP_dd(IV))_M。图6D是示出无量纲压降的示例性年与年的比较的柱状图。

第五滞后指标是“无量纲生产率指数”。无量纲生产率指数是中间生产率指数(PI)除以中间理想垂直生产率指数，并且是无量纲的：(PI/PI_IV)_M。图6E是示出无量纲生产率指数的示例性的年与年比较的柱状图。

第六滞后指标是“无量纲注入指数”。无量纲注入指数是中间注入指数(II)除以中间理想垂直注入指数，并且是无量纲的：(II)_DM＝(II/II_IV)_M。图6F是示出无量纲注入指数的示例性年与年比较的柱状图。

第七滞后指标是“气体产率”。气体产率是生产的气体速率：(q_g)＝ΔG_p/365，mmsfcd。图6G是示出气体产率的示例性年与年比较的柱状图。

第八滞后指标是“液体产率”。第一类型的液体产率是“最大有效产率”(MER)，mbd，并且是储集层开采速率，在其以上估计的最终采收量显著减小。第二类型的液体产率是“油产率”，它是生产的油速率：(q_o)＝ΔN_p/365，mbd。第三类型的液体产率是“水产率”，它是生产水速率：(q_w)＝ΔW_p/365，mbd。图6H是示出MER、油产率和水产率的示例性年与年的比较的柱状图。

第九滞后指标是“压力梯度”。压力梯度是在一定距离上的中间压力差，例如，在生产井和注入井之间的压力差除以距离或Δp/L，psi/ft。

第十滞后指标是“生产率指数梯度”。生产率指数梯度是作为储集层压缩的结果的在中间生产率指数的改变：1-(PI_M1/PI_M0)，bpd/psi。

第十一滞后指标是“产率限制”。产率限制是井头可能产率的和减去限制产率的和，mbd。变化包括无量纲的产率限制，它们是有效产率限制除以MSC，无量纲。

第十二滞后指标是“采收效率”。第一种采收效率是“油采收因子”：(E_R)＝EUR/N，无量纲。第二种采收效率是“流动油消耗效率”：(E_RM)＝EUR/N_M，无量纲。第三种采收效率是理论最大采收因子：(E_RT)＝N_M/N，无量纲。

第十三滞后指标是“传递率指数”。传递率指数是可渗透截面面积乘积除以距离：kA/L，md-ft。

第十四滞后指标是“注采比”(VRR)。第一种注采比是“地表注采比”，它是在压力和温度的地表状况下的VRR：ΔW_i/(ΔN_p+ΔW_p)，无量纲。第二种注采比是“储集层注采比”，它是在压力和温度的储集层状况下的VRR：(ΔW_ixB_w)/((ΔN_pxB_o)+(ΔW_pxB_w))，无量纲。图6I是示出地表注采比和储集层注采比的示例性的年与年的比较的柱状图。

3.单元开发量度

第一单元开发量度是“成本因子”。第一种成本因子是“钻探成本因子”，它是平均每年初始油生产速率除以钻探和完井成本，bpd/$。第二种成本因子是“修井成本因子”，它是平均每年初始油生产速率除以修井成本，bpd/$。图7A是示出钻探成本因子和修井成本因子的示例性的年与年的比较的柱状图。

第二单元开发量度是“效率因子”(或钻机效率因子)。第一种效率因子是“钻探效率因子”，它是平均每年初始油生产速率除以钻探和完成井所需的日数，bpd/rig-days。第二种效率因子是“修井效率因子”，它是平均每年初始油生产速率除以修井所需的日数，bpd/rig-days。图7B是示出钻探效率因子和修井效率因子的示例性年与年的比较的柱状图。

第三单元开发量度是“中间储集层接触”。第一种中间储集层接触涉及生产井，所述第一种中间储集层接触测量中间生产井储集层接触，ft。第一种中间储集层接触涉及注入井，所述第一种中间储集层接触测量中间注入井储集层接触，ft。图7C是示出用于生产井和注入井的中间储集层接触的示例性的年与年的比较的柱状图。

4.工作负荷量度

第一工作负荷量度是专业培训。第一种是被递交到外部组织以呈现和/或公布的文件或文件的数量，年度计数(annualcount)。第二种是培训天数或在公司内或第三方课程中花费的日子的数量除以总的专业人力计数，年度计数。第三种是公司内课程或公司内课程的数量，年度计数。第四种是第三方课程或第三方课程的数量，年度计数。图8A是示出不同类型的专业培训的示例性的年与年的比较的柱状图。

第二工作负荷量度是研究。第一种是持续少于12个月的短期或正在进行的研究(仿真除外)，年度计数。第二种是持续多于12个月的长期或正在进行的研究(仿真除外)，年度计数。第三种是仿真或正在进行的数值仿真研究，年度计数。第四种是特殊测试或正在进行的新方法/技术的实验室/现场尝试，年度计数。图8B是示出不同类型的研究的示例性年与年的比较的柱状图。

第三工作负荷量度是“井计数”。第一种井计数是“新井”，它是钻探一年的新井的数量，年度计数。第二种井计数是“活动(水平/横向/倾斜)”，它是运行一年的活动非垂直生产井的平均数，年度计数。第三种井计数是“活动总数”，它是运行一年的所有活动生产井的平均数，年度计数。图8C是示出新井、活动(水平/横向/倾斜)和活动总数中每一个的井计数的示例性的年与年的比较的柱状图。

5.商业计划量度

第一商业计划量度是“流体产率”。第一种流体产率是“油产率”，它是5年商业计划周期的预测油产率，mbd。第二种流体产率是“水产率”，它是5年商业计划周期的预测水产率，mbd。第三种流体产率是“含水量”，它是5年商业计划周期的预测含水量，mbd。图9A是示出油产率、水产率和含水量中每一个的流速的示例性的年与年的比较的柱状图。

第一商业计划量度是“生产井钻探要求”。第一种生产井钻探要求是“新井”或提供预测的油产率所需的生产井的总数，年度计数。第二种生产井钻探要求是“侧线(sidetrack)”或现有生产井的侧线的总数，以提供预测的油产率，年度计数。图9B是示出用于新井和侧线的生产井钻探要求的示例性年与年的比较。

6.延伸目标

第一延伸目标是“部件”。第一种部件延伸目标是“历史”：最近5年的性能被提供用于透视。第二种是“预测”：考虑到实施新技术和最佳实践的当前产率的5年商业计划预测。第三种是“目标”：考虑到在实施新技术和最佳实践时的10％加速的5年预测。

第二种延伸目标是“生产开发成本”。生产开发成本是用于钻探和完成井的成本除以其总成本，$/bpd。图10A是示出生产开发成本，特别是历史的、预测的和目标的生产开发成本的示例性年与年的比较和预测的柱状图。

第三延伸目标是“注采比”(VRR)。一种是地表VRR，它是在地表状况下的VRR：ΔW_i/(ΔN_p+ΔW_p)，无量纲。图10B是示出地表注采比，特别是历史的、预测的和目标的地表注采比的示例性年与年的比较和预测的柱状图。

第四延伸目标是“含水量”。含水量是水与液体量的生产比率：ΔW_p/(ΔN_p+ΔW_p)，无量纲。图10C是示出含水量，特别是历史的、预测的和目标的含水量的示例性年与年的比较和预测的柱状图。

7.综合量度

RCAA^TM整合了多种信息；然而，其在实现最佳解决方案方面的成功源自其能够滤除非关键参数并识别储集层表现不佳的基本区域。这是通过被指定为“综合量度”的一组量度实现的。综合量度(也称为“特殊量度”)包括：

1)储集层管理分级(RMR^TM)；

2)生产收益指数(PGI^TM)；以及

3)采收不足指标(RDI^TM)。

综合量度提供了关键储集层性能参数的数字评估，该参数继而变为筛选基础以用于最佳解决方案的计划和实施。作为示例，在RDI^TM指示方面得分不良的储集层指示其采收设计管理不善的情况。例证：没有压力保持或辅助采收处理的益处的被消耗储集层具有低的RDI^TM分数。补救行为需要考虑辅助采收(例如，注水)。综合量度在这个方向上很快地指示。结果，RCAA^TM的正确应用导致在提供资金的优越利用的同时提高采收率和生产率。

a.储集层管理分级

RMR^TM是用于评估在从特定的储集层采收碳氢化合物过程中使用的储集层管理质量的结构化手段。RMR^TM涉及与储集层的物理状态、井(例如，生产井和注入井)的定位和操作以及如何管理储集层(即，控制产量和采收率的长期计划)有关的独特的一组量度、指数和质量措施的使用和分析。在2009年2月23日提交的题目为“METHODOFASSESSINGTHEQUALITYOFRESERVOIRMANAGEMENT”的美国临时申请No.61/154,503中给出了RMR^TM的详细描述，所述美国临时申请的公开内容通过具体的引用被引入。

为了实施RMR^TM，使用字母级别划分系统(A、B、C和D)基于6类来评估和判定(打分)油田[参见下面的表2]。向储集层管理分配的字母级别划分提供了用于判定提高石油产量和储量的潜力的快速工具。

所述6类和它们的定义如下：

储集层管理设计：根据一流的储集层管理实践对储量采收和采收速率(即，消耗计划)的工程设计。

储量增涨：进行消耗计划的重新设计以保证储量的最大采收率(即，全周期消耗计划)。

开发和操作计划：对当前采收设计和消耗计划在满足性能目标方面的评估。

储集层监督和监视：总体规划的建立以测量和评估关键储集层参数，以保证最大有效采收率和最佳的储集层性能。

技术应用：可以获得的最适当的技术的使用。

知识管理：利用共同的智能来实现积极的结果。

可以根据下面的标准来评估所述6类：

储集层管理设计存在储集层管理设计？设计包括储集层管理原则？已经以正确的方式来应用原则？

储量增涨已经验证了储量确定的分量？已经识别了实现和增涨储量的风险？已经准备了意外事件计划？

开发和操作计划正在实现期望的设计目标？

储集层监督和监视监督程序(以正确的方式跟踪正确的参数)有多好？

技术应用最适合的技术正在被实施来实现采收设计目标？你在考虑现有技术或替代的适当技术方面有多么准备就绪和能够接受？

知识管理系统就绪以捕获、关联和共享任务关键信息？

用于RMR ^TM 量度的缩略词的定义

下面是结合在RMR^TM中利用的量度而使用的缩略词的定义的列表：

CTI：完井技术指数

DEI：置换效率指数

DMI：压差管理指数

DPRI：置换处理风险指数

DR：置换风险

DTI：钻探技术指数

EUR：估计的最终采收量

FDI：油田消耗指数

FPDI：油田生产不足指数

GC：地质复杂度

GMI：气体管理指数

KMI：知识管理指数

OVI：OIIP/GIIP验证指数

PI：生产指数

PMI：压力管理指数

PPAI：生产计划实现指数

PSI：平台可持续性指数

RDI：采收不足指标

RDTI：储集层独特技术指数

RMF：风险管理因子

RMI：风险减低指数(RMI)

RVI：储量验证指数

SEI：波及效率指数

SPDI：监督计划设计指数

SPII：监督计划实施指数

STI：刺激技术指数

VAG：收益值

VAR：风险价值

WMI：水管理指数

WRDI：井产率(wellrate)/压差指数

打分

使用下面的加权因子来分配管理分数：

前述加权因子用于产生储集层管理分级^TM(ReservoirManagementRating^TM)(RMR^TM)矩阵，该矩阵识别量度的子类别，所述量度用于评估在各种类别内的储集层管理的能力。所述量度继而用于产生分数。在下面的表1中示出储集层管理分级^TM(RMR^TM)矩阵。

表1

储集层管理分级^TM(RMR^TM)矩阵

在下面的表2中图示用于根据RMR^TM来评估储集层管理的打分等级。

表2

储集层管理设计

储集层管理设计相对于整体储集层管理分级^TM具有25％的权重。重要的问题是：1)是否存在储集层管理设计；2)所述设计是否包括储集层管理原则；以及3)是否已经以正确的方式应用了所述原则。如上面的表1中所示，储集层管理设计包括5个子类，该5个子类相对于彼此被相等地被加权。

子类别(相等地被加权)

1.采收设计

2.油田消耗率

3.井产率/压差

4.置换处理风险

5.平台可持续性

现在更详细地描述与储集层管理设计相关的上述子类中每一个子类的确定。

采收设计

用于采收设计的量度是采收不足指标(RDI^TM)。在2008年9月29日提交的题目为“ASSESSINGPETROLEUMRESERVOIRANDPOTENTIALFORINCREASE”的美国临时申请No.61/101,008中公开了RDI^TM的更详细说明，所述美国临时申请的公开内容通过具体引用被引入。RDI^TM定义或确定如下：

RDI^TM＝RE/IRE*100

其中：

RE是当前采收处理的计划采收效率

IRE(理想RE)＝E_A*E_I*E_D＝I*I*E_D＝E_D

其中：

E_A＝由置换流体波及的可浸孔隙体积区域的比例，理想情况假定100％波及。

E_I＝由置换流体波及的在垂直方向上的可浸孔隙体积的比例，理想情况假定100％波及。

E_D＝流动油的比例，(S_O-S_OR)/S_O

油田消耗率

油田消耗率的量度是油田消耗指数(FDI)。油田消耗指数被定义或确定如下：

FDI＝{(每年的产量/EUR)＊RMF}＊100

其中：

EUR＝估计的最终采收量，Bbl

RMF＝风险管理因子(在下面的表中确定)

表3

表4

^＊流度比是M-(k_w/μ_w)(μ_o/k_o)

表5

表6

井产率/压差

井产率/压差的量度是井产率/压差指数(WRDI)，可以根据表7中列出的因子来确定它。

表7

置换处理风险

用于置换处理风险的量度是下面定义或确定的置换处理风险指数(DPRI)。(附带条件：如果还没有确定采收2P储量的下行风险，则向这个子类分配“60”，并且继续到下一个子类。)

DPRI＝DR*Q*100

其中，

DP＝置换风险＝(2P-V_AR_current)/2P

2P＝探明的+可能的储量，Bbl

V_AR_current＝在当前的采收机制下的有风险的2P储量的数量，Bbl

Q＝质量分析来测量2P和V_AR的分析质量(参见表8)

表8

平台可持续性

用于平台可持续性的量度是下面进一步参考表9定义或确定的平台可持续性指数(PSI)。(附带条件：如果油田消耗计划不允许平台生产，则向这个子类分配“60”，并且继续到下一个子类。)

PSI＝％EUR递减率起点(DeclineRateOnset)＊RMF

其中，

递减率起点＝没有进一步的行为(例如，钻探新井或修井)可以在当前的置换处理下逆转自然递减的分数

RMF(参见用于值确定的油田消耗率。)

表9

储量增涨

储量增涨相对于整体储集层管理分级^TM具有25％的权重。重要的问题是：1)是否已经验证了储量确定的分量；2)是否已经识别了实现和增涨储量的风险；以及3)是否已经准备了意外计划。如上面的表1中所示，储量增涨包括5个子类，该5个子类相对于彼此被相等地加权。

子类别(被相等地加权)

1.OIIP/GIIP验证

2.波及效率

3.置换效率

4.储量验证

5.风险减低

现在更详细地描述与储量增涨相关的每一个上述子类的确定。

OIIP/GIIP验证

OIIP/GIIP验证的量度是OIIP/GIIP验证指数(OVI)。根据在表10中给出的以下标准来确定OVI。

表10

其中：

波及效率

波及效率的量度是波及效率指数(SEI)。波及效率指数被定义或确定如下(附带条件：如果储集层处于消耗或压缩驱动下，则向这个子类分配“NA”并且继续到下一个子类)：

波及效率指数(SEI)＝E_A＊E_I＊100

其中：

E_A＝在当前计划下由置换流体波及的在水平方向上的可浸孔隙体积的比例，

E_I＝在当前计划下由置换流体波及的在垂直方向上的可浸孔隙体积的比例。

置换效率

用于置换效率的量度是置换效率指数(DEI)。参考表11来定义或确定波及效率指数。(附带条件：如果储集层处于消耗或压缩驱动下，则向这个子类分配“NA”并且继续到下一个子类。)

表11

储量验证

用于储量验证的量度是储量验证指数(RVI)。参考表12定义或确定了储量验证指数。

表12

其中：

V_AR＝在当前采收机制下的处于风险中的2P储量。

V_AG＝作为改善的储集层管理设计的结果的可以采收的2P储量的增量。

风险减低

用于风险减低的量度是风险减低指数(RMI)。参考表13定义或确定了风险减低指数。

表13

图1是图示如何可以作为RMR^TM实施的结果、通过风险减低来增加储集层的整个石油储量的图形。

开发和操作计划

开发和操作计划相对于整个储集层管理分级^TM具有20％的权重。重要的问题是是否正在实现期望的设计目标和操作目标。如在上面的表1中给出的，开发和操作计划包括6个子分类，它们相对于彼此被相等地加权。

子分类(被相等地加权)：

1.生产计划实现

2.油田生产率

3.压力管理

4.气体管理

5.水管理

6.井产率/压差管理

现在更详细地描述与开发和操作计划相关的上述子分类中每一个的确定

生产计划实现

用于生产计划实现的量度是生产计划实现指数(PPAI)。生产计划实现指数进一步参考表14被定义或确定如下。

PPAI＝方差_1年+方差_5年

其中：

方差_年＝|(ΔNp_实际-ΔNp_目标)/ΔNp_目标|＊100，对于1和5年时间段而言

表14

油田生产率

用于油田生产率的量度是油田生产率不足指数(FPDI)。油田生产率不足指数被定义或确定如下。

FPDI＝(∑J_实际/∑J_目标)＊100，最大值＝100

其中：

J＝生产指数(PI)

J_目标＝在当前适用的技术和当前经济下可实现的油田生产指数

压力管理

用于压力管理的量度是压力管理指数(PMI)。压力管理指数被定义和确定如下(附带条件：如果储集层处于其初始瞬变时间段，则向这个子类分配“NA”并且继续到下一个子类)：

PMI＝(储集层压力_实际/储集层压力_目标)＊100，最大值＝100

气体管理

用于气体管理的量度是气体管理指数(GMI)。参考表15来定义或确定气体管理指数。(附带条件：如果没有气顶或气体注入，则向这个子类分配“NA”并且继续到下一个子类。)

表15

其中：

改变率(ROC)＝(GOR_结尾-GOR_开头)/GOR_开头

水管理

用于水管理的量度是水管理指数(WMI)。水管理指数被定义或确定如下。

WMI＝(1-ROC_实际)＊100，最大值＝100，最小值＝0

其中：

ROC＝(WC_结尾-WC_开头)/WC_开头

WC_结尾＝在年的结尾测量的平均含水量

WC_开头＝在年的开头测量的平均含水量

井产率/压差管理

用于井产率/压差管理(或压差管理)的量度是压差管理指数(DMI)。参考表16来定义或确定压差管理指数。

表16

储集层监督

储集层监督这一类别相对于整个储集层管理分级^TM具有10％的权重。重要的问题是监督程序(在正确的时间以正确的方式来跟踪正确的参数)有多好。如上面的表1中给出的，储集层监督包括两个子分类，它们被相对于彼此相等地加权。

子分类(被相等地加权)

1.总体计划设计

2.总体计划实施

现在更详细地描述与储集层监督相关的上述子分类中每一个的确定。

总体计划设计

用于总体规划设计的量度是监督计划设计指数(SPDI)。参考表17来定义或确定监督计划设计指数。

表17

总体计划实施

用于总体计划实施的量度是监督计划实施指数(SPII)。参考表18来定义或确定监督计划实施指数。

表18

技术应用

技术应用这一类别相对于整个储集层管理分级^TM具有15％的权重。重要问题是：1)是否正在实施最适当的技术以实现采收设计目标；以及2)储集层拥有者或管理者在考虑现有或替代的适当技术方面有多么准备就绪和能够接受。如上面的表1中给出的，技术应用这一类别包括四个子分类，它们相对于彼此被相等地加权。

子分类(被相等地加权)：

1.钻探技术

2.完井技术

3.刺激技术

4.储集层动态技术

现在更详细地描述与技术应用相关的上述子分类中每一个的确定。

钻探技术

用于钻探技术的量度是钻探技术指数(DTI)。参考表19定义或确定钻探技术指数。

表19

完井技术

用于完井技术的量度是完井技术指数(CTI)。参考表20定义或确定完井技术指数。

表20

刺激技术

用于刺激技术的量度是刺激技术指数(STI)。参考表21定义或确定刺激技术指数。

表21

储集层动态技术

用于储集层动态技术的量度是储集层动态技术指数(RDTI)。参考表22定义或确定储集层动态技术指数。

表22

其中：

储集层动态技术包括形成评估和储集层表征、预测、监督和测试技术。

知识管理

知识管理这一类别相对于整个储集层管理分级^TM具有5％的权重。重要问题是：1)组织对于知识共享主动性的承诺是什么；2)在保持完整性和缺少复制的同时，数据质量是否是完整的、均匀的和一致的；3)拥有者或管理者是否访问虚拟公司环境，以及多好地利用它们；以及4)拥有者或管理者是否访问对于你的操作重要的每天、每月或每年的报告。

用于知识管理的量度是知识管理指数(KMI)，参考表23确定或定义了该KMI。

表23

可以使用传统计算机系统来实施RMR^TM方法的全部或一部分，该传统计算机系统由一个或更多个处理器、易失性存储器、非易失性存储器或系统存储器以及一个或更多个输入输出装置构成。一个示例是以上所述的并在图4中图示的计算机系统400。

根据用于实施RMR^TM的一个实施例，一种用于评估在从储集层采收石油过程中使用的储集层管理的质量的方法包括：1)对于以下每个类别建立储集层管理量度：a)储集层管理设计，b)储集层增涨，c)开发和操作计划，d)储集层监督和监视，e)技术应用，以及f)知识管理；2)根据储集层管理量度所述的类别对储集层管理量度加权；3)获得与储集层管理量度相关的数据，通过下述方式中的至少一种来产生所述数据的至少一些：(i)测量储集层的一个或更多个生产油井和/或注入井的物理属性，(ii)从储集层获取和分析一个或更多个岩芯样品，或(iii)建立来自(i)或(ii)的一个或更多个不同类型的数据之间的关系；4)从所述数据产生储集层管理量度；以及5)基于储集层管理量度来确定用于石油储集层的储集层管理分级，所述储集层管理分级与储集层的石油生产或采收的至少一个相关。

b.生产收益指数^TM(ProductionGainIndex^TM)

生产收益指数^TM(PGI^TM)是新颖的超前指标和量度，其被设计用以迅速地评估增加运行的石油储集层的生产率的潜力。在2008年9月28日提交的题目为“ASSESSINGPETROLEUMRESERVOIRPRODUCTIONRATETHROUGHPRODUCTIONGAININDEX”的美国临时申请No.61/101,024中给出了PGI^TM的详细描述，所述美国临时申请的公开通过具体引用而引入在此。石油储集层的生产收益指数被定义为：

PGI = \frac{Σ {Δq}_{A}}{Σ q_{Old}}

相关的指数--全局生产率指数(GPI^TM)--被定义为

PGI = \frac{Σ J_{New}}{Σ J_{Old}}

其中，

∑Δq_A＝净实际生产收益，stpd(每天生产的标准桶数)；

∑q_Old＝现有生产井的当前油产率的和

∑J_New＝在工程部署后的所有生产井的生产率指数的和，stbd/psi；

∑J_Old＝在工程部署前的所有生产井的生产率指数的和，stbd/psi；

C_E＝干扰因子，它是由经验得出的因子，其说明了由于井干扰导致的总计生产收益的损失。其公式如下：

C_{E} = (1 - \log_{10} \frac{Σ J_{New}}{Σ J_{Old}})

无量纲生产收益指数基于生产率指数(J)的石油工程概念，生产率指数(J)是井生产能力的测量。无量纲生产收益被定义为在地表状况下测量的井的稳定流速除以井的压差(drawdown)。压差是静态井底压力与稳定的流动井底压力的差。

生产收益指数(PGI)是用于快速地估计开发的油田(或储集层)的油产率的净收益以作为提高总计井生产率的结果的新方法。可以增加油田的总计井生产率的手段包括钻探另外的生产井、刺激现有井以及提高现有井的储集层接触。PGI使得工程师、管理者和投资者能够在实施特定类型的投资方案时在油田的基础上有效地和快速地估计油生产率和金融收益。通常，PGI与储集层接触直接相关(即，储集层接触的增加越大，则预期的PGI越大)。

根据一个实施例，一种用于确定生产收益指数(RDI)的示例性处理包括：(1)确定或获得净实际生产收益，stbpd(∑Δq_A)，(2)确定或获得现有生产井的当前油产率的和，stbpd(∑q_Old)，以及(3)根据下面的等式来将净实际生产收益除以现有生产井的和或当前油产率：

PGI = \frac{Σ {Δq}_{A}}{Σ q_{Pld}}

替代地，通过下述方式来确定PGI：(1)确定或获得储集层的干扰因子(C_E)，(2)确定或获得全局生产率指数(GPI^TM)，全局生产率指数(GPI^TM)是下述部分的比率：(a)在工程部署后的所有生产井的生产率指数的和，stbpd/psi(∑J_New)，以及(b)在工程部署之前的所有生产井的生产率指数的和，stbpd/psi(∑J_Old)，并且，根据下面的等式将干扰因子乘以全局生产率指数(GPI^TM)与1之间的差：

\frac{Σ {Δq}_{A}}{Σ q_{Old}} = C_{E} \times (\frac{Σ J_{New}}{Σ J_{Old}} - 1)

如上所述，根据下面的等式来确定干扰因子：

C_{E} = (1 - \log_{10} \frac{Σ J_{New}}{Σ J_{Old}})

c.采收不足指标^TM(RecoveryDeficiencyIndicator^TM)

采收不足指标^TM(RDI^TM)是新的超前指标和量度，其被设计用以迅速地评估储集层的石油采收的增加的潜力。如上所述，RDI^TM可以形成RMR^TM分析的一部分。在2008年9月28日提交的题目为“ASSESSINGPETROLEUMRESERVOIRRESERVESANDPOTENTIALFORINCREASE”的美国临时申请No.61/101,008中给出了RDI^TM的更详细描述，所述美国临时申请的公开通过具体引用被引入在此。通过获得储集层的采收效率(RE)或采收因子及其理想采收因子(IRE)的比率来确定RDI^TM。这被表示如下：

RDI＝RE/IRE

用于给定的石油储集层的采收效率(RE)被定义为三个因子的乘积：

RE＝E_A*E_V*E_D

其中，

E_A＝区域置换效率，它是由置换流体波及的可浸孔隙体积区域的比例；

E_V＝垂直置换效率，它是由置换流体波及的在垂直平面上的可浸孔隙体积的比例；以及

E_D＝孔隙置换效率，它是在由侵入带中的置换流体置换的注入的开始时油饱和度的比例。

可以从下面的公式计算孔隙置换效率(E_D)：

E_D＝1-(S_or/(1-S_WC))

其中，

S_or被定义为残余油饱和度，可以在实验室中的岩芯栓样品被10个孔隙体积的置换流体浸入后在实验室中的岩芯栓样品上测量残余油饱和度；以及

S_wc是在初始储集层状况下的水饱和度。

储集层的理想采收效率(IRE)的确定是基于采收效率(RE)的传统的石油工程思想，采收效率(RE)如上所述可以被定义为生产的油的体积与初始在位的油(OIIP)的体积的比率。可以通过操作现有的观察井或通过钻探和记录在储集层的波及区域中的新井来在油田中确定E_A、E_V和E_D的值或估计值。然而，在中东和东得克萨斯的很长寿的油储集层中的生产经验显示E_A和E_V的值可以达到100％，特别是在使用现代提取技术(例如，钻探、完井、形成评估、储集层仿真等)的情况下。通过假定E_A和E_V都等于100％，可以从所述储集层效率得出理想的储集层效率。通过假定理想的体积波及，IRE等式被简化为仅E_D的限定。换句话说，可以通过下面的等式来表示给定的石油储集层的理想采收效率：

IRE＝E_D。

可以将储集层不足指标(RDI^TM)划分成5个范围或储集层不足分数(“RDS”)，该5个范围或储集层不足分数(“RDS”)可以用于评估和突出不符合程度和可能用来校正与理想采收相比在实际采收中的不足的潜在行为。根据一个示例，可以如下面的表24中所示地制表储集层不足分数：

表24

RDI范围(％)	RDS	行为
			100-90	A	小的改善机会
90-80	B	可以有限度地改善
			80-60	C	可以改善
60-40	D	可以显著地改善
			＜40	F	需要总体的修改

根据一个实施例，一种用于确定生产油田或储集层的采收不足指标(RDI^TM)和对应的储集层不足分数(RDS)的示例性处理包括：(1)确定或获得区域置换效率(E_A)；(2)确定或获得垂直置换效率(E_V)；(3)确定或获得孔隙置换效率(E_D)；(4)基于区域置换效率(E_A)、垂直置换效率和孔隙置换效率来确定采收效率(RE)；(5)通过假定区域置换效率(E_A)和垂直置换效率(E_V)为100％并设置IRE＝E_D来确定理想采收效率(IRE)；(6)通过确定采收效率(RE)与理想采收效率(IRE)的比率来确定采收不足指标(RDI^TM)；以及(7)基于采收不足指标(RDI^TM)来分配储集层不足分数(RDS)。可以使用传统的计算机系统来实施上述处理的全部或一部分，该传统计算机系统由一个或更多个处理器、易失性系统存储器、非易失性系统内存或存储器以及一个或更多个输入输出装置构成。

很高的采收不足指标可以指示利用良好地实施的采收技术和策略来高度有效地操作的储集层。另一方面，很低的分数指示显著的改进空间，转换为更高的最终采收量和潜在的储量。超过100％或不现实地接近100％的分数可以是关于储集层拥有者的欺骗证据。

8.Q6调查

使用Q6调查来收集用于评估储集层能力的信息的至少一些。下面是示例性Q6调查问题，所述调查问题可以由储集层拥有者或管理者回答，以便帮助评估储集层能力。

如何实施储集层管理？

○作为组织

○作为处理

○未认识到或未正式实施

如何估价储集层管理？

○高

○中等

○低

哪些学科构成资产团队？

○储集层工程师

○生产工程师

○钻探工程师

○操作

○地球科学家

○岩石物理学家

○技术人员

○商业开发

○其他

你如何描述储集层管理指南？

○归档和良好地定义

○归档

○未归档和不良地定义

你如何描述储集层管理最佳实践？

○归档和良好地定义

○归档

○未归档和不良地定义

你如何描述储集层开发/消耗计划？

○归档和良好地定义

○归档

○未归档和不良地定义

多久进行一次现场性能查看？

○半年

○每年

○每当需要时

○从不

○其他

油产量的当前每年递减率怎样？

○0％

○1-10％

○11-20％

○＞20％

在过去5年中，储集层根据预期表现如何？

○超过

○满足

○落在之下

油产量递减的主要原因是什么？

○升高的含水量

○升高的GOR

○压降

○生产层损坏

○地表限制

○其他

起支配作用的主要储集层驱动机械是什么？

○压力衰减

○溶解气体驱动

○气顶膨胀

○边缘水驱动

○底部水驱动

○压缩

○其他

如果存在气顶，则其起源是什么？

○原生

○次生

○气体再注入

影响当前储集层性能的主要力？

○重力

○黏力

○毛细作用力

有压力保持程序就绪？

○注水

○气体再注入

○氮注入

○WAG

○其他

注入模式是什么？

○外围

○五点

○九点

○线驱动

○其他

整体上，你如何描述置换方向？

○从一侧到另一侧

○从下向上

○从上向下

○其他

储集层的年注采比(每年的RB注入/RB产量)怎样？

○＜1

○1-2

○＞2

油-水流度比怎样？

○≤1

○＞1

你如何描述区域波及？

○均匀

○受局部异质(例如，裂缝群)控制

○趋向于形成水舌(cusping)

在注水前缘后方的当前区域波及效率怎样？

○＞90％

○70-90％

○50-70％

○＜50％

○不知道

你如何描述垂直波及？

○平坦

○趋向于指进(fingering)(例如，水在油上)

○趋向于锥进(coning)

在注水前缘后方的当前垂直波及效率怎样？

○＞90％

○70-90％

○50-70％

○＜50％

○不知道

你如何描述水/油锥进的储集层倾向？

○高

○中等

○低

你如何描述水/油锥进的储集层倾向？

○高

○中等

○低

你如何描述水驱效率？

○高

○中等

○低

使用什么方法来管理高水/气体生产井？

○在地表抑制

○关闭

○回填

○侧钻

○调整滑动套筒

○其他

○无

在管道后方窜槽是多少百分比生产井的问题？

○0％

○1-5％

○5-10％

○10-20

○＞20％

储集层的最大有效产率(MER)怎样(每年产率/储量)？

○＜2％

○2-5％

○＞5％

如何评估储集层性能？

○关键性能指标(KPI)

○与类似的储集层作比较

○与仿真预测作比较

○其他

保持生产目标的挑战是什么？

○钻探足够的井

○提高设施能力

○实施新的技术

○其他

在过去5年中，你如何描述整个储集层性能？

○改善

○降低

○保持相同

谁进行了储集层性能建模？

○公司内

○卖方

正在建模的支配置换力是什么？

○重力

○黏力

○毛细作用力

正在使用什么类型的储集层性能模型？

○有限差

○流水线

○物料平衡

○其他

○无

对于有线差模型，使用什么选项？

○黑油

○合成

○热

○双孔隙度

○双重渗透率

模型的主要用途是什么？

○开发

○操作

○采收

在历史匹配处理中涉及谁？

○仿真工程师

○储集层工程师

○地球科学家

○其他

油田开发的设计参数是什么？

○消耗/生产率

○压差

○井密度

○井的数量

○注入模式

○注入流体的类型

○完井几何形状

○储集层压力

○采收率

○其他

如何捕获优化油生产率过程中的风险和不确定性？

○确定性灵敏度研究

○通过实验设计进行的蒙特卡罗(MonteCarlo)仿真研究

○其他

○未捕获

模型预测的什么方面与性能数据一致？

○油田规模油、水和气体生产率

○油田规模储集层压力

○井规模油、水和气体生产率(＞75％匹配)

○井规模储集层压力

○层规模压力

○层规模饱和度

公司利用什么储量结算标准？

○后2007SPE等

○前2007SPE等

○美国证券交易委员会

○公司内

○其他

如何验证公司的储量？

○公司内审计

○外部第三方审计

○无

谁具有报告储量的责任？

○石油工程

○勘探

○公司计划

○其他

已经使用什么类型的方法来登记储量？

○确定性的

○概率的

如何计算储量？

○递减曲线

○仿真

○物料平衡

○映射与采收因子组合的OIIP

○类比

○其他

在过去5年中探明的/P1储量已经如何改变？

○提高

○降低

○保持相同

保持最终采收目标的挑战是什么？

○钻探足够的井

○提高设施容量

○实施新技术

○其他

在水淹情况下的预期区域波及效率怎样？

○＞90％

○70-90％

○50-70％

○＜50％

○不知道

在水淹情况下的预期垂直波及效率怎样？

○＞90％

○70-90％

○50-70％

○＜50％

○不知道

在储集层的井波及部分中已运行了什么基于记录的剩余油饱和度测量？

○记录-注入-记录

○PNL

○NMR

○DIL/DLL

○跟踪器

○其他

在确定剩余油饱和度过程中使用了什么专门的取芯程序？

○海绵

○压力

○侧壁

如何确定理论的相对于水的剩余油饱和度？

○实验室实验

○现场观察

○类比

对于水/油相对渗透性的确定，最依赖于什么类型的实验室实验？

○稳态注水

○未稳态注水

○离心克洛测试(centrifugekrowtest)

如何确定理论的相对于气的剩余油饱和度？

○实验室实验

○现场观察

○类比

对于气/油实验室渗透性的确定，最依赖于什么类型的实验室实验？

○稳态注气

○未稳态注气

○离心克罗格测试(centrifugekrogtest)

III.RCAA ^TM 的实现

RCAA^TM的详细描述作为附录附加到在2008年2月25日提交的题目为“METHODFORDYNAMICALLYASSESSINGPETROLEUMRESERVOIRCOMPETENCYTHROUGHASYMMETRICANALYSISOFPERFORMANCEMETRICS”的美国临时申请No.61/031,167，并且所述美国临时申请的公开以包括其附录的整体被引入在此(以下称为“RCAA文件”)。RCAA文件包括各个部分，其中包括执行概述和客户SME(主题专家)工作簿。执行概述简述了RCAA^TM和它要实现的内容，并且包括与前序、(量子储集层影响)储集层管理模型、主要聚焦区域以及间隙分析相关的子部分。客户SME工作簿包括与Q6调查、知识系统、深度洞察研讨会、Q诊断、间隙分析以及行动计划相关的子部分(参见图1)。各种RCAA^TM以协同的方式来相互交互，以便最大化通过知识提高储集层生产率(即，产量和储量)的能力。

除了在此描述的量度的直接测量之外，用于收集地层的示例性方法可以包括知识系统、Q6检查和深度洞察研讨会，以保证获得所有的相关信息。在许多情况下，可以在少至72小时或多至180天中收集相关信息。典型的情况可能花费大约90天来累积关于储集层的当前事态的相关信息。

用于收集与特定储集层相关的信息的知识库的示例包括生产和钻探数据、岩芯和PVT实验室测试、特殊分析测试、井构造、井设计、地球物理、岩石物理、地质、选择性的和被监视的现场试验、以及储集层数据。

可以通过“仪表板”来提供对特定量度的连续监视，“仪表板”提供各种量度的实时显示。仪表板可以一次提供对多个动态地改变的变量的即时监视。它们可以包括触发器或警告，诸如最大值或最小值，所述最大值或最小值当被满足时可以要求确认步骤以改变生产正在如何进行。这些步骤例如包括：关闭或打开井身中的阀门；通过调整推进器来抑制或增加流速；激活或改变泵以提高流速；使得管中的穿孔开始去除在井身中的特定位置的油；以及，例如通过压裂或酸化以提高油流过的岩石的量来刺激现有井。

A.评估储集层能力

根据符合RCAA^TM的一个实施例，提供了一种用于相对于产量和采收率来评估石油储集层的能力的方法，以便于启动提高产量和/或采收率的行动计划，所述方法包括：1)确立与来自储集层的石油的产量和采收率相关的多个储集层性能量度；2)将所述储集层性能量度中的一个或更多个储集层性能量度比储集层性能量度中的至少一个其他储集层性能量度更重地加权，以便利储集层性能量度的非对称分析；3)获得与储集层性能量度相关的数据，通过下述方式中的至少一个来产生所述数据：(i)测量储集层的一个或更多个生产油井和/或注入井的物理属性，(ii)从储集层获得和分析一个或更多个岩芯样品，或者(iii)建立来自(i)或(ii)的一个或更多个不同类型的数据之间的关系；4)从所述数据产生储集层性能量度；以及5)基于储集层性能量度的非对称分析来确定石油储集层的能力分级，所述能力分级与储集层的石油的产量或采收率中的至少一个相关。

根据一个实施例，与储集层性能量度相关的数据被输入到计算机内，该计算机然后以诸如电子表格和表(例如，如图5-10中所示)的一种或更多种形式来分析和显示数据。所显示的数据可以用于评估储集层能力。通常，现有的储集层当前被管理和操作得越差，则可以通过RCAA^TM方法的实施来获得越多的收益。

在评估储集层能力过程中最重要的量度包括如上所述的超前指标。有用的超前指标的示例包括停产井指数、停产井梯度、气体油比率、气体油比率梯度、储集层压力改变、油递减率、油递减率梯度、注水效率、注水效率梯度、采收不足指标或生产收益指数。

不那么有用但是肯定在RCAA^TM的范围内利用的是滞后指标。有用的滞后指标的示例包括平均生产井液体产率、油产率、水产率、消耗率、预期的最终采收消耗率、1P消耗率、消耗状态、预期的最终采收消耗状态、初始在位的流动油的消耗状态、无量纲压降、无量纲生产指数、无量纲注入指数、气体产率、液体产率、最大有效产率、压力梯度、生产率指数梯度、产率限制、无量纲产率限制、采收效率、油采收因子、流动油消耗效率、理论最大采收效率、传递率指数、注采比、地表注采比、储集层注采比。

用于评估石油储集层的能力的其他有用量度包括单元开发量度、工作负荷量度、商业计划量度和延伸目标。

根据一个实施例，可以根据与RMR^TM相关的以上部分中描述的内容来选择和加权量度。通常，储集层能力的非对称评估有助于理解储集层的特定DNA或事态，这提供了关于要如何设计行动计划以提高生产率和采收率的洞察。当获悉关于储集层的更多信息时，其他量度可能变得对于分析更重要或更不重要。RCAA^TM允许数据的提取。它获取可能无意义的复杂画面，并且将其提取为很清楚的画面。这有助于开发更智能和成功的行动计划，并提供用于执行行动计划的工具。它作为组织的连续指南。

根据一个实施例，与“六西格玛”(6∑)相关的原理可以被应用到储集层地下的方面。6∑的目的是识别远在平均值之外的离群值，比如油生产井。在许多情况下，离群值可以仅是适合于关闭的坏苹果。然而，离群值在一些情况下可能是储集层的最高产量的油井。它们可能指示理想井，并且形成供其他油井复制的基础或提供关于在离群油井附近的有利的地下状况的信息。可以例如使用生产梯度量度来识别离群值，该生产梯度量度比较在整个储集层上的油井生产率。

根据一个实施例，一种用于评估石油储集层的能力的方法包括通过非对称地加权与下面的类别相关的性能量度来确定储集层管理分级：储集层管理设计、储量增涨、开发和操作计划、储集层监督、技术应用、以及知识管理。与储集层管理设计相关的性能量度包括采收设计、油田消耗率、井产率/压差、置换处理风险以及平台可持续性。与储量增涨相关的性能量度包括油OIIP/GIIP验证、波及效率、置换效率、储量验证和风险减低。与开发和操作计划相关的性能量度包括生产计划实现、油田生产率、压力管理、气体管理、水管理、油田生产率、压力管理、气体管理、水管理以及压差管理。与储集层监督相关的性能量度包括总体计划设计和总体计划实施。与技术应用相关的性能量度包括钻探技术、完井技术、仿真技术和储集层动态技术。与知识管理相关的性能量度包括知识管理指数。根据一个实施例，根据下面的加权标准来加权上述性能量度：储集层管理设计≈储量增涨＞开发和操作计划＞技术应用＞储集层监督＞知识管理。

可能影响或确定储集层能力的其他主要因素包括例如涉及PGI的因素，诸如储集层接触的水平、在井完成时的构造损坏以及井身的直径。影响是否可能有构造损坏的因素例如包括岩石的类型、钻探速度和在钻探期间的压力平衡(例如，超过平衡可能引起构造损坏，而欠平衡可能引起井喷)。例如，钻探设备的安全操作可能要求500磅的覆盖层。然而，较高的覆盖层可能由于将泥土推入井内而引起损坏。这继而可能阻止获得通过井的良好流速。对于低PI的补救可以例如包括酸化作业、酸化压裂(即，断裂)、高压压裂以及用水清洗中的一个或更多个。

可能影响或确定储集层能力的其他因素包括例如涉及RDI的因素，诸如区域波及、垂直波及、置换效率、孔喉和岩性。这些主要有助于间隙分析，间隙分析评估在生产井的目标与当前产量和采收率之间的差别。

另外，外部因素可能影响哪些量度最重要。这些外部因素包括经济因素(即，拥有者在所花费的钱对从使用RCAA^TM的增强采收计划挣得的钱方面的投资期是多少)。另一种类型的外部因素包括风险因素。通常，可以通过正确地设计采收计划来减轻风险因素。

B.制定行动计划

基于对于特定储集层的被适当地收集、分析和加权的数据来制定根据RCAA^TM的行动计划。行动计划构成具有关于商定的量度和关键性能指标的细节的综合道路图。因为行动计划基于储集层的短期、中期和长期状况的精确评估，并且相对于储集层的特定状况和/或生产井的需要被调整，所以该行动计划与使用传统方法的可能情况相比，更可能成功和导致提高的短期、中期和/或长期产量和利润。

根据一个实施例，设计提高生产率和/或采收率的计划包含：从如上所述的诊断步骤获得数据，并且与生产者合作以理解一个或更多个可能的行动计划的益处和限制。例如，RMR^TM的使用将有助于分级系统的开发，所述分级系统允许生产者明智地评估期望的行动计划。可以采用研讨会来检验不同的行动计划，以确定在给定生产者的目标的情况下哪一种最佳。

通常在长期和短期眼界或目标之间有折中。例如，如果生产者具有短期眼界，诸如如果资金有限(例如，基于公司、投资者和/或贷方的大小)则可能出现这样的短期眼界，则生产者可能满足于提供较低的初始投资来改善储集层能力，这通常将提高投资的初始回报，但是以降低长期产量和最终采收量为代价。当采用这种方式时，长期产量和采收率的以后提高从长远来看通常将花费更多。相反，具有长期眼界的生产者可能愿意提供更高的初始投资来改善储集层能力。这通常降低了初始投资回报，但是提高了长期产量和采收率，这导致在用于最大化生产率和采收率上的总花费减少。

根据一个实施例，一种设计用于提高石油储集层的石油的产量和采收率的行动计划的方法包括：1)执行石油储集层的非对称分析以确定储集层能力，通过将一个或更多个储集层性能量度比至少一个其他储集层性能量度更重地加权来执行所述非对称分析；2)确立石油储集层的期望的消耗率或者期望的生产速率以及最终采收量中的至少一个；3)建立石油储集层的复制品，所述复制品限定所述储集层中的石油的位置，并包括所述储集层内的油的连通或分离中的至少一个、石油的可能流动路径，所述石油的可能流动路径作为从储集层提取油的结果，由储集层中的自然流速和/或流体压力和/或储集层中的辅助流体的注入造成；以及4)设计行动计划，所述行动计划包括与下述部分相关的生产架构：i)生产油井，包括数量、位置和它们如何被设计和操作，ii)用于帮助向生产井驱动油的辅助流体(例如，水和/或气体)的注入，包括一个或更多个注入井的布置以及通过一个或更多个注入井注入的辅助流体的量；以及可选的iii)一个或更多个现有生产井的刺激，以提高生产率(例如，以便去除堵塞和/或提高通过岩石的流速)。

根据一个实施例，执行石油储集层的非对称分析以确定储集层能力包括：确定石油储集层的储集层管理分级，其中，通过非对称地加权与下面的类别相关的性能量度来确定储集层管理分级：储集层管理设计、储量增涨、开发和操作计划、储集层监督、技术应用和知识管理。通过计算机系统来执行以下中的至少一个：执行非对称分析、确立期望的生产速率和最终采收量、建立石油储集层的复制品、或者设计行动计划，其中，所述计算机系统具有处理器和系统存储器，并显示与石油储集层相关的信息。

根据一个实施例，至少部分地通过计算机系统来执行产生石油储集层的复制品，该石油储集层的复制品包括石油储集层的一些部分或全部的数值模型或可视显示中的至少一个。

设计行动计划的方法可以进一步包括：设计与辅助流体相关的架构，与辅助流体相关的架构包括：辅助流体与从储集层提取的石油的分离以及辅助流体的处理。例如，与辅助流体相关的架构包括辅助流体的布置、再注入或销售中的至少一个。

如上所述，确立石油储集层的期望的生产速率和最终采收量通常考虑生产者有多么希望投资于提高储集层的石油的产量和采收率。为了最大化产量和长期生产率，所述行动计划或生产架构包括至少一个最大接触井的设计和布置，所述接触井具有多个有分支的、至少部分水平的井身。这种类型的井被称为“最大储集层接触”(MRC)井。在图11中图示了示例性的MRC井，该示例性的MRC井包括多分支井身1100，所述多分支井身1100包括通常水平地延伸通过储集层的一个或更多个层1104的多个相隔的井身分段1102。井身分段1102也可以相对于彼此垂直地定位，以便较好地排出在不同的储集层深度找到的油。通常，MRC井用于较好地排出通常以流体互连的油槽(oilpacket)。

C.行动计划的实施

RCAA^TM的另一个方面是行动计划的实施，所述行动计划基于特定储集层的被适当地收集、分析和加权的数据而制定。根据一个实施例，行动计划考虑到RMR^TM而被设计，并且用于提高储集层的生产率和/或采收率。

根据一个实施例，提供了一种实施行动计划的方法，所述行动计划用于提高石油储集层的石油的产量和采收率，所述方法包括：1)获得行动计划，其中，利用用于确定储集层能力的所述石油储集层的非对称分析来设计所述行动计划，通过将一个或更多个储集层性能量度比至少一个其他储集层性能量度更重地加权来执行所述非对称分析，所述行动计划包括与下述部分相关的生产架构：i)新的生产油井，包括数量、位置和它们如何被设计；ii)用于帮助向生产井驱动所述储集层中的油的辅助流体的注入，包括一个或更多个注入井的布置以及通过一个或更多个注入井注入的辅助流体的量；以及可选的iii)一个或更多个现有生产井的刺激，以提高生产率；2)将新的生产油井布置在所述石油储集层的位置上，并根据所述行动计划来构造所述新的生产油井；以及3)根据所述行动计划来在所述石油储集层的位置上布置注入井，以便帮助将在所述储集层中的油向所述新的生产油井驱动，并且可选地向所述石油储集层的预先存在的油井驱动。

根据一个实施例，当实施所述行动计划时，所述新的生产油井被构造为包括一个或更多个地下生产控制装置，所述一个或更多个地下生产控制装置选自由井下阀门、井下流动装置、推进器、阻挡装置、井下沉没式泵、用于封装或密封所述石油储集层的一部分的分离装置以及用于提高储集层接触面积的井管中的孔构成的组。

根据一个实施例，所述新的生产油井中的至少一个被构造为具有多个分支和至少部分地水平的井身的最大储集层接触井(参见图11)。所述新的生产油井也可以被构造为包括井管孔，并且所述孔的数量和方向与所述行动计划一致。

根据一个实施例，实施所述行动计划进一步包括：重新设计一个或更多个预先存在的油井的内部，以便提高储集层接触面积，并且由此提高井生产率。

实施所述行动计划还可以包括：布置注入井，以及设计通过所述注入井注入的辅助流体的量，以便与所述行动计划一致。实施所述行动计划可以进一步包括：构造和/或布置用于将所述辅助流体与从所述储集层提取的石油分离并处理所述辅助流体的设备。

实施所述行动计划可以进一步包括：例如通过高压压裂、酸化压裂或酸化清洗来刺激一个或更多个现有油井，以提高生产率。作为补充或替代，实施所述行动计划可以包括：关闭一个或更多个预先存在的油井，以便以比如果未关闭所述预先存在的油井最终抽出更多油的方式来改变通过所述储集层的石油的流动。

D.跟踪和性能

RCAA^TM的另一个方面是监视和跟踪石油储集层的性能，诸如根据RACC^TM设计或改善的性能。同样，储集层性能的适当监视和跟踪可以高度依赖于适当地收集、分析和加权与所述储集层相关的数据。通常，超前指标比滞后指标更能够帮助预测未来的不利事件，并提供解决或补救这种事件的能力。

根据一个实施例，提供了一种计算机实施的用于监视和跟踪与产量或采收率的至少一个相关的储集层性能的方法，所述方法包括：1)获得或接收与石油储集层的油井性能相关的测量结果，并向具有处理器和系统存储器的计算机系统输入所述测量结果；2)所述计算机系统将所述测量结果与性能量度相关联，所述性能量度中的至少一些是油井性能的超前指标；3)所述计算机系统将与油井性能相关的所述测量结果和/或性能量度中的至少一些与预定的警告水平或触发器作比较；以及4)在测量结果或性能量度由于低于最小值或超过最大值而超过警告水平或触发点的情况下，所述计算机系统执行以下步骤中的至少一个：i)改变油井的至少一个生产参数，或者ii)提醒储集层管理者、拥有者和/或第三方警告水平或触发点已经被超过。所述计算机系统也可以比如以图形方式显示与至少一个测量结果和/或性能量度相关的信息，所述测量结果和/或性能量度与油井性能相关，和/或将所述信息显示为看起来象刻度盘(例如，图3A-3D)。

根据一个实施例，超过警告水平或触发点可以导致或要求：提高或减少所述储集层的一个或更多个油井的油产量中的至少一个。作为替代或补充，超过警告水平或触发点可以导致或要求：通过将所述储集层处的一个或更多个新油井投入生产或者停止一个或更多个油井的生产来提高或减少油产量中的至少一个。

根据一个实施例，超过警告水平或触发点可以导致或要求：提高或减少辅助流体向所述储集层内的注入中的至少一个。作为替代或补充，超过警告水平或触发点可以导致或要求：刺激至少一个油井以提高井生产率。

IV.示例

下面的示例用以说明如何在油田中使用RCAA^TM方法来提高现有储集层的产量和/或采收率。在所述示例中描述的储集层都不位于美国，并且不在美国执行用于改善生产率和/或采收率的任何行为。而且，与所述示例结合使用的RCAA^TM方法或基础行为都不是公知的。

示例1

背景信息

在这个示例中的油田在外围注水的情况下进行生产。它处于已经生产了其储量的超过70％的成熟消耗状态中。启动重新设计工作以减小油田递减率和含水量。次要目的是降低ESP要求和相关联的资金程序。

地质学

油田从60+米厚的碳酸盐储集层生产，所述储集层由多个向上变浅的周期构成。储集层具有超过15％的平均孔隙率和高达几个达西的渗透率。储集层的上半部分通常是很高的储集层质量；下半部分包含高和低储集层质量的多个夹层。通过增大裂缝渗透率来增强下半储集层质量，增大裂缝渗透率显著地提高了储集层导通性，然而也增加了过早见水的风险。储集层具有超过300米的构造闭合度和被替换为外围注水的弱的初始边缘水驱动。

RCAA^TM影响

使用以井分级形式的间隙分析和知识系统来识别现有消耗计划中的不足，并提供关于补救的方向。主储集层进行外围注水，其目的是使尽可能多的水循环以最大化最终采收量。在这个目的的情况下，操作者产生高产率和含水量的下倾的前排生产井。作为这个计划的结果，上倾的生产井受到低压的影响，该低压导致高的停产井计数和减小的上倾油势能。在效果上，操作者尝试在重力控制的系统上施加粘性控制的采收模型。对于这个问题的解决方案包括：采用利用新井和修井的水平几何图形来耦合的单独生产井的统一的水管理计划。

在1999年，平均井产率预期为每年递减10％，并且含水量在接下来的7年中大体会翻倍。通过部署改进的消耗计划，平均井产率和油田含水量在这个时间内稳定。而且，潜在油储量提高128,000桶/日，60个停产井被复苏，并且消除了60个ESP。

示例2

背景信息

这个示例中的油田在2006年以300,000桶/日的生产速率进行生产，并且是三增量油田开发计划的第三增量。它在外围注水下。由于考虑到过早见水、过量的开发成本和高的井递减率(都是因为复杂的地质)，启动用于设计新的生产增量的重新设计工作。这些考虑是基于通过两个相邻的含油增量的开发和性能获得的经验。

地质学

该油田从60米厚的碳酸盐储集层生产，所述储集层由多个向上变浅的周期构成。储集层具有大约15％的平均孔隙率和高达100毫达西的渗透率。储集层的上半部分通常是中等的储集层质量；下半部分包含中等和低储集层质量的多个夹层。通过增大裂缝渗透率来增强储集层质量，增大裂缝渗透率显著地有助于采收处理。储集层具有超过250米的结构闭合度和被替换为外围注水的弱的初始边缘水驱动。

RCAA^TM影响

在第三增量的开发之前，使用垂直井来开发第一增量，并且第二增量利用短的水平井。虽然水平井是对垂直井的改善，但是两种配置都受到较低的生产率指数(PI)的影响，较低的生产率指数(PI)导致井在较低含水量时干枯。通常，这种行为产生了更多的钻探和ESP以保持产率的需求。为了实现从第一和第二增量学到的教训并识别最佳的实践，执行跨学科的研讨会和调查。所述研讨会考虑新的储集层物理模型，所述新的储集层物理模型继而产生关于利用这些模型的最佳技术和方法的推荐。最终，这种行为导致高级井架构、井下监视和控制以及I-油田的设计和使用。

该油田提前5个月成功地投产，并且完全符合计划的生产目标(300,000桶/天)。迄今的储集层性能在持续的井生产率、实际含水量和平均储集层压力方面特别好。保证这个工程成功的关键因素是：1)基于新技术的井架构设计和完成；2)现代实时油田监视(I-油田)；以及3)整体油田开发和外围注水设计。

示例3

背景信息

这个示例中的油田在1998年以500,000桶/日的生产速率进行生产。仅通过一公里长的水平井来开发该油田。当前的计划要求到2010年将产量提高到750,000桶/日。启动重新计工作以降低生产率递减、气油比率(GOR)以及相关联的油田开发资金和操作成本。

地质学

该油田的特征是平缓折叠的东北/西南向的背斜，该背斜主要由白垩纪时代的砂岩、页岩和碳酸盐构成。储集层由厚壳岩隆构成，厚壳岩隆横向地改变为阻碍物和岩床斜坡面。虽然基质孔隙度通常较高(具有25％的平均值)并且不横向地改变，但是渗透率是与面相关的，并且呈现出空间可变性。在由低能量泻湖堆积控制的南部，典型的渗透率范围是从5至10毫达西。3D地震数据示出储集层包含大量的断层。这些断层和裂缝从裸眼井记录被识别到，并且在储集层的北部最普遍，并且可以增强它们出现于的储集层质量。因为储集层消耗机制主要是气顶扩展，所以这也提高了气体锥进的风险

RCAA^TM影响

初始使用120个水平井来开发油田，以生产500,000桶/天。油田以比预期高的速率递减。深入的检查显示必须钻探大量的井以保持该产率。间隙分析显示井需要较高的生产率指数(PI)。以井分级形式的知识系统显示位于油田的特定区域中的井正在低于期望地生产。这些区域被确定为具有低渗透率。

PI对井长度的诊断图显示了建议的较长的井生产更多的油的相关性。进行一系列储集层和钻探检查，这些检查显示可以钻探更长和更复杂的井。这导致最大储集层接触(MRC)井的概念。MRC井的特征是被高度分支，并且多条管在不同的方向上通过储集层的不同的水平和垂直区域。这种设计短期和长期都帮助从储集层抽出更多的油，提高了产量和采收率。MRC中较高的PI解决了几个问题：1：补偿了在致密面中的低产率；2)防止或禁止气体锥进；以及3)减少了将产量和采收率提高到期望水平所需的井的数量。结果，钻探第一MRC井。这些井成功地减小了递减，停止了气体锥进，并且将平均井产率提高了6倍。

油田的性能得到显著改善，并且预计的资金花费减少。这最终导致用于提高生产速率的计划。成功的重新设计程序中的关键因素是：1)基于新技术的井架构设计和完成；以及2)综合的储集层监视程序。

示例4

背景信息

这个示例中的储集层已经生产超过50年，并且处于晚期消耗状态，其储量的超过85％已经被生产。主要生产驱动来自外围注水。启动重新设计工作来减小在井生产率的降低和迅速地提高的含水量。次要目的是降低ESP要求和相关联的资金成本。

地质学

油田从60+米厚的碳酸盐储集层生产，所述储集层由多个向上变浅的周期构成。储集层具有超过15％的平均孔隙率和高达几达西的渗透率。储集层的上半部分通常是很高的储集层质量；下半部分包含高和低储集层质量的多个夹层。油田中的剩余储量大部分在比第二气顶低的细油柱中和在位于油田北半部分的最上层中的低渗透率面中。储集层具有超过300米的构造闭合度和被替换为外围注水的弱的初始边缘水驱动。

RCAA^TM影响

操作者估计，为了采收在细油柱中包含的剩余油，需要在储集层的低渗透率的上部完成配备有ESP的几百个垂直井。然而，间隙分析识别出，储集层的当前范例不支持实际性能。这显示锥进和低井PI不利于在当时的消耗计划下采收剩余油。作为处理的主要部分，利用仿真建立各种诊断井图，所述诊断井图显示提高储集层接触的优点。作为一系列研讨会的结果，共享的思想合并为对储集层的新的理解。对于储集层结构的这种改善的理解导致将MRC井在结构上布置在最上区域中的高处，这导致油田油产率和含水量的稳定。结果产生的单位成本比较的诊断图简明地记录了该策略的主要优点：将MRC井与垂直完井作比较，该策略在开发成本上提供了15倍的降低。

油田的产量在井递减率、新井生产率和整体含水量方面得到显著的改善。由ESP安装的延迟实现了显著的节约。获得成功结果的主要因素是：1)设计新的和非常有效的井结构设计和完成；2)重新设计修井程序；以及3)修改外围注水的生产/注入分配。

示例5

背景信息

这个储集层已经生产了超过30年。它受益于双驱动机制：上覆的气顶和下伏的活跃蓄水系统。该储集层处于成熟的消耗状态中。启动重新设计工作以在越来越具有挑战性的开发环境中改善井的生产率，所述开发环境涉及高的钻探成本、缩小的油目标窗口、储集层不均匀性、以及关于水和气体处理设施的限制。

地质学

油田从沉积在河海环境中的100米厚的砂岩储集层生产。该储集层由较低的主沙和较高的细脉沙间隔构成。储集层具有超过20％的平均孔隙率和高达几达西的渗透率。储集层的下半部分具有很高的质量；上半部分包含具有高质量但是具有有限连续性的弯曲通道。至今采收的大部分储量是来自容易生产的主沙；剩余储量中的大部分位于难以定位的上部细脉沙中。

RCAA^TM影响

油柱由于长期的生产而在储集层的较好部分中降低。这要求在储集层的较差部分中的开发。间隙分析显示，不能使用先前的开发方案，因为较低质量的储集层是不连续的，并且具有较低的平均PI。间隙分析另外显示，定位细脉沙比预期的难。井分级显示，在上部细脉沙中钻探的井比预测的更快地变湿和变干。通过识别较差的执行井的位置，在井间距和性能之间建立相关性。

在储集层和地质检查期间，发现再处理用于AVA分析的三维地震数据可能使得地球物理学者能够看到迄今低于地震数据的分辨率的细脉沙。AVA能够显示细脉沙位于何处，并且使得能够正确地定位与流体接触面具有适当间隔的井。该分析也导致针对油田使用期限的这个阶段适当地应用现代完井技术。

井生产率在新的和维修的井中都显著地改善。成功结果的主要因素是：1)通过先进的地震处理(AVA)改善了对沙连续性的理解；2)应用现代完井技术；3)应用地质导向；以及4)新的井架构设计。

Claims

1.一种相对于产量和采收率来评估石油储集层的能力、以便启动行动计划以提高所述石油储集层的石油的产量和/或采收率的方法，包括：

确立与所述储集层的石油的产量和采收率相关的多个储集层性能量度，所述性能量度包括一个或更多个超前指标和一个或更多个滞后指标；

将所述储集层性能量度中的一个或更多个比所述储集层性能量度中的至少一个其他储集层性能量度更重地加权，以有助于所述储集层性能量度的非对称分析，所述加权包括将所述超前指标中的至少一个比所述滞后指标中的至少一个更重地加权；

获得与所述石油储集层的储集层性能量度相关的数据，通过以下步骤中的至少一个来产生所述数据：(i)测量所述储集层的一个或更多个生产油井和/或注入井的物理属性，(ii)从所述储集层获取和分析一个或更多个岩芯样品，或者(iii)在来自(i)或(ii)的一个或更多个不同类型的数据之间建立关系；

从所述数据产生所述石油储集层的储集层性能量度；以及

基于所述储集层性能量度的非对称分析来确定所述石油储集层的能力分级，所述能力分级与所述石油储集层的石油的产量或采收率中的至少一个相关。

2.根据权利要求1所述的方法，所述一个或更多个超前指标选自由以下项组成的组：停产井指数、停产井梯度、气体油比率、气体油比率梯度、储集层压力改变、油递减率、油递减率梯度、注水效率、注水效率梯度、含水量、含水量梯度、采收不足指标、以及生产收益指数。

3.根据权利要求1所述的方法，所述一个或更多个滞后指标选自由以下项组成的组：平均生产井液体产率、油产率、水产率、初始在位的油消耗率、初始在位的流动油消耗率、预期最终采收消耗率、1P消耗率、消耗状态、预期最终采收消耗状态、初始在位的流动油的消耗状态、无量纲压降、无量纲生产指数、无量纲注入指数、气体产率、液体产率、最大有效产率、压力梯度、生产率指数梯度、产率限制、无量纲产率限制、采收效率、油采收因子、流动油消耗效率、理论最大采收效率、传递性指数、注采比、地表注采比、以及储集层注采比。

4.根据权利要求1所述的方法，进一步基于所述石油储集层的储集层管理分级来确定所述石油储集层的能力分级，通过非对称地加权与以下类别相关的性能量度来确定所述储集层管理分级：储集层管理设计、储量增涨、开发和操作计划、储集层监督、技术应用、以及知识管理。

5.根据权利要求4所述的方法，

与储集层管理设计相关的性能量度包括：采收设计、油田消耗率、井产率/压差、置换处理风险、以及平台可持续性，

与储量增涨相关的性能量度包括：油OIIP/GIIP验证、波及效率、置换效率、储量验证、以及风险减低，

与开发和操作计划相关的性能量度包括：生产计划实现、油田生产率、压力管理、气体管理、水管理、以及压差管理，

与储集层监督相关的性能量度包括：总体计划设计和总体计划实施，

与技术应用相关的性能量度包括：钻探技术、完井技术、仿真技术和储集层动态技术，并且

与知识管理相关的性能量度包括知识管理指数。

6.根据权利要求4所述的方法，根据以下加权标准来加权所述性能量度：储集层管理设计≈储量增涨>开发和操作计划>技术应用>储集层监督>知识管理。

7.根据权利要求1所述的方法，所述方法进一步包括：建立从单元开发量度、工作负荷量度、商业计划量度或延伸目标中选择的一个或更多个其他量度，并使用所述一个或更多个其他量度来确定所述能力分级。

8.根据权利要求1所述的方法，所述方法进一步包括：通过比较生产者目标或理想与当前产量和/或采收率之间的差来执行间隙分析。

9.根据权利要求1所述的方法，至少部分地通过以下方式来确定所述能力分级：借助于计算机系统来分析储集层性能量度或与所述储集层性能量度相关的数据中的至少一个，所述计算机系统具有处理器和系统存储器，并显示与所述能力分级相关的信息，所显示的信息包括电子表格或者表示性能量度或从性能量度得出的图中的至少一个。

10.根据权利要求1所述的方法，其中，测量所述储集层的一个或更多个生产油井和/或注入井的物理属性包括以下步骤中的至少一个：1)获取油、水和气体的井下流体样品，2)使用RFT或其他装置来测量压力，或3)从井记录确定流体饱和度。

11.根据权利要求6所述的方法，根据以下加权因子来加权所述性能量度：用于储集层管理设计的加权因子是25％，用于储集层增涨的加权因子是25％，用于开发和操作计划的加权因子是20％，用于技术应用的加权因子是15％，用于储集层监督的加权因子是10％，以及用于知识管理的加权因子是5％。

12.根据权利要求7所述的方法，

所述单元开发量度包括以下中的一个或更多个：成本因子、钻探成本因子、修井成本因子、效率因子、钻探效率因子、修井效率因子、生产井的中间储集层接触、或者注入井的中间储集层接触；

所述工作负荷量度包括以下中的一个或更多个：专业培训、文件的数量、培训日的数量、公司内课程的数量、第三方课程的数量、研究、持续少于12个月的正在进行的研究、持续超过12个月的正在进行的研究、仿真、或者新方法或技术的正在进行的实验室或现场试验；

所述商业计划量度包括以下中的一个或更多个：流体产率预测、商业计划周期的油产率预测、商业计划周期的水产率预测、或者商业计划周期的含水量预测；以及

所述延伸目标包括以下中的一个或更多个：历史性能、考虑到新技术和最佳实践的实施的当前产率的商业计划预测、生产开发成本、注采比、地表注采比、或者含水量。

13.一种设计行动计划以便提高石油储集层的石油的产量和采收率的方法，包括：

执行所述石油储集层的非对称分析以确定储集层能力，通过将一个或更多个储集层性能量度比至少一个其他储集层性能量度更重地加权来执行所述非对称分析；

确立所述石油储集层的期望消耗率或者期望生产速率和最终采收量中的至少一个；

建立所述石油储集层的复制品，所述复制品限定所述储集层中的石油位置，并包括在所述储集层内的油的连通或分离中的至少一个、石油的可能流动路径，所述石油的可能流动路径作为从所述储集层提取油的结果，由所述储集层中的自然流速和/或流体压力和/或所述储集层中的辅助流体的注入造成；以及

设计行动计划，所述行动计划包括与以下项相关的生产架构：1)生产油井，包括数量、位置以及它们如何被设计和操作，2)用于帮助向所述生产井驱动油的辅助流体的注入，包括一个或更多个注入井的布置以及通过一个或更多个注入井注入的辅助流体的量。

14.根据权利要求13所述的方法，其中，所述行动计划还包括与以下项相关的生产架构：一个或更多个现有生产井的刺激，以提高生产率。

15.根据权利要求13或14所述的方法，其中，执行所述石油储集层的非对称分析以确定储集层能力包括：确定所述石油储集层的储集层管理分级，通过非对称地加权与以下类别相关的性能量度来确定所述储集层管理分级：储集层管理设计、储量增涨、开发和操作计划、储集层监督、技术应用、以及知识管理。

16.根据权利要求13或14所述的方法，借助于计算机系统来执行以下中的至少一个：执行非对称分析、确立期望生产速率和最终采收量、建立所述石油储集层的复制品、或者设计行动计划，其中，所述计算机具有处理器和系统存储器，并显示与所述石油储集层相关的信息。

17.根据权利要求16所述的方法，其中，至少部分地通过所述计算机系统来执行产生所述石油储集层的复制品，所述石油储集层的复制品包括所述石油储集层的部分或全部的数值模型或可视显示中的至少一个。

18.根据权利要求13或14所述的方法，所述辅助流体包括水和气体之一或两者。

19.根据权利要求18所述的方法，进一步包括设计与所述辅助流体相关的架构，与所述辅助流体相关的架构包括：所述辅助流体与从所述储集层提取的石油的分离、以及所述辅助流体的处理。

20.根据权利要求19所述的方法，与所述辅助流体相关的架构包括所述辅助流体的布置、再注入或销售中的至少一个。

21.根据权利要求13或14所述的方法，其中，确立所述石油储集层的期望生产速率和最终采收量考虑生产者有多么希望投资于提高所述储集层的石油的产量和采收率。

22.根据权利要求13或14所述的方法，其中，设计包括与生产油井相关的生产架构的行动计划包括：至少一个最大储集层接触井的设计和布置，所述储集层接触井具有多个有分支的、至少部分水平的井身。

23.一种用于实施行动计划以便提高石油储集层的石油的产量和采收率的方法，包括：

获得行动计划，其中，利用所述石油储集层的非对称分析以确定储集层能力来设计所述行动计划，通过将一个或更多个储集层性能量度比至少一个其他储集层性能量度更重地加权来执行所述非对称分析，所述加权包括将至少一个超前指标比至少一个滞后指标更重地加权，所述行动计划包括与以下中的至少一个相关的生产架构：1)新的生产油井，包括数量、位置和它们如何被设计，2)用于帮助向所述生产井驱动所述储集层中的油的辅助流体的注入，包括一个或更多个注入井的布置以及通过一个或更多个注入井注入的辅助流体的量，3)建立最大接触井；4)一个或更多个现有生产井的刺激，以提高生产率；或者5)改造一个或更多个现有的生产井以降低输出；以及

执行以下步骤中的一个或更多个：

将新的生产油井布置在所述石油储集层的位置上，并根据所述行动计划来构造所述新的生产油井；

根据所述行动计划来在所述石油储集层的位置上布置注入井，以便帮助将在所述储集层中的油向所述新的生产油井驱动；

开始操作在所述石油储集层处的最大接触井，所述最大接触井具有从中去除石油的主井身和多个井身分支，所述井身分支从所述主井身横向地延伸，所述井身分支中的至少一些沿着所述主井身在不同位置连接到所述主井身；

刺激在所述石油储集层处的一个或更多个第一生产井，以提高所述第一生产井的生产率；或

改造在所述石油储集层处的一个或更多个第二生产井，以降低所述第二生产井的输出。

24.根据权利要求23所述的方法，其中，根据所述行动计划来在所述石油储集层的位置上布置注入井还帮助将在所述储集层中的油向所述石油储集层的预先存在的油井驱动。

25.根据权利要求23所述的方法，其中，执行所述石油储集层的非对称分析以确定储集层能力包括：确定所述石油储集层的储集层管理分级，其中，通过非对称地加权与以下类别相关的性能量度来确定所述储集层管理分级：储集层管理设计、储量增涨、开发和操作计划、储集层监督、技术应用、以及知识管理。

26.根据权利要求23所述的方法，其中，至少部分地借助于计算机系统来执行以下步骤：执行非对称分析以及设计行动计划，其中，所述计算机系统具有处理器和系统存储器，并显示与所述石油储集层相关的信息。

27.根据权利要求23所述的方法，所述新的生产油井被构造为包括一个或更多个地下生产控制装置，所述一个或更多个地下生产控制装置从由井下阀门、井下流动装置、推进器、阻挡装置、井下沉没式泵、用于封装或密封所述石油储集层的一部分的分离装置、以及用于提高储集层接触面积的井管中的孔组成的组中选择。

28.根据权利要求27所述的方法，所述新的生产油井中的至少一个被构造为最大储集层接触井，所述最大储集层接触井具有多个有分支的并且至少部分地水平的井身。

29.根据权利要求27所述的方法，所述新的生产油井被构造为包括井管孔，其中，所述井管孔的数量和方向与所述行动计划一致。

30.根据权利要求23所述的方法，进一步包括：重新设计预先存在的油井的内部，以便提高储集层接触面积并由此提高井生产率。

31.根据权利要求23所述的方法，其中，所述注入井的布置和通过所述注入井注入的辅助流体的量与所述行动计划一致。

32.根据权利要求23所述的方法，进一步包括：构造和/或布置用于将所述辅助流体与从所述储集层提取的石油分离的设备，并处理所述辅助流体。

33.根据权利要求23所述的方法，进一步包括：通过高压压裂、酸化压裂或酸化清洗中的至少一个来刺激一个或更多个现有油井，以提高生产率。

34.根据权利要求23所述的方法，进一步包括：关闭一个或更多个预先存在的油井，以便以比如果不关闭所述预先存在的油井最终抽出更多油的方式来改变通过所述储集层的石油的流量。

35.根据权利要求23所述的方法，

所述至少一个超前指标选自由以下项的组：停产井指数、停产井梯度、气体油比率、气体油比率梯度、储集层压力改变、油递减率、油递减率梯度、注水效率、注水效率梯度、含水量、含水量梯度、采收不足指标、以及生产收益指数，

所述至少一个滞后指标选自由以下项组成的组：平均生产井液体产率、油产率、水产率、初始在位的油消耗率、初始在位的流动油消耗率、预期最终采收消耗率、1P消耗率、消耗状态、预期最终采收消耗状态、初始在位的流动油的消耗状态、无量纲压降、无量纲生产率指数、无量纲注入指数、气体产率、液体产率、最大有效产率、压力梯度、生产率指数梯度、产率限制、无量纲产率限制、采收效率、油采收因子、流动油消耗效率、理论最大采收效率、传递性指数、注采比、地表注采比、以及储集层注采比。

36.根据权利要求25所述的方法，根据以下加权标准来加权所述性能量度：储集层管理设计≈储量增涨>开发和操作计划>技术应用>储集层监督>知识管理。

37.一种用于相对于产量或采收率中的至少一个来监视和跟踪石油储集层的性能的计算机实施的方法，包括：

获得或接收与石油储集层的油井性能相关的测量结果，并向具有处理器和系统存储器的计算机系统输入所述测量结果；

所述计算机系统将所述测量结果与性能量度相关联，所述性能量度中的至少一些是所述石油储集层的油井性能的超前指标和滞后指标，所述计算机系统将至少一个超前指标比至少一个滞后指标更重地加权；

所述计算机系统将与所述石油储集层的油井性能相关的所述测量结果和/或性能量度中的至少一些与预定的警告水平或触发器作比较；以及

在测量结果或性能量度由于低于最小值或超过最大值而超过警告水平或触发点时，所述计算机系统执行以下中的至少一个：1)通过在所述石油储集层处的油井来改变至少一个生产参数，或2)提醒储集层管理者、拥有者和/或第三方，警告水平或触发点已经相对于所述石油储集层被超过。

38.根据权利要求37所述的方法，所述计算机系统进一步显示与至少一个测量结果和/或性能量度相关的信息，所述测量结果和/或性能量度与油井性能相关。

39.根据权利要求38所述的方法，所述计算机系统以图形方式显示所述信息，和/或将所述信息显示为看起来象刻度盘。

40.根据权利要求37所述的方法，其中，超过警告水平或触发点导致：提高或减少通过所述储集层的一个或更多个油井的油产量中的至少一个。

41.根据权利要求37所述的方法，其中，超过警告水平或触发点导致：通过将在所述储集层处的一个或更多个新油井投入生产或停止一个或更多个油井的生产来提高或减少油产量中的至少一个。

42.根据权利要求37所述的方法，其中，超过警告水平或触发点导致：提高或减少辅助流体向所述储集层内的注入中的至少一个。

43.根据权利要求37所述的方法，其中，超过警告水平或触发点导致：刺激至少一个油井以提高井生产率。

44.一种用于相对于产量和采收率评估石油储集层的能力、以便启动行动计划以提高产量和/或采收率的方法，包括：

确立与所述储集层的石油的产量和采收率相关的多个储集层性能量度；

将所述储集层性能量度中的一个或更多个比所述储集层性能量度中的至少一个其他储集层性能量度更重地加权，以有助于所述储集层性能量度的非对称分析；

获得与所述储集层性能量度相关的数据，通过以下步骤中的至少一个来产生所述数据：(i)测量所述储集层的一个或更多个生产油井和/或注入井的物理属性，(ii)从所述储集层获取和分析一个或更多个岩芯样品，或者(iii)在来自(i)或(ii)的一个或更多个不同类型的数据之间建立关系；

从所述数据产生所述储集层性能量度；以及

确定与所述石油储集层的石油的产量或采收率中的至少一个相关的所述石油储集层的能力分级，所述能力分级至少部分地基于所述石油储集层的储集层管理分级，

通过非对称地加权与以下类别相关的性能量度来确定所述储集层管理分级：储集层管理设计、储量增涨、开发和操作计划、储集层监督、技术应用、以及知识管理，

与开发和操作计划相关的性能量度包括：生产技术实现、油田生产率、压力管理、气体管理、水管理、以及压差管理，

与知识管理相关的性能量度包括知识管理指数。

45.一种用于相对于产量和采收率评估石油储集层的能力、以便启动行动计划以提高产量和/或采收率的方法，包括：

从所述数据产生所述储集层性能量度；以及

通过非对称地加权与以下类别相关的性能量度来确定所述储集层管理分级：储集层管理设计、储量增涨、开发和操作计划、储集层监督、技术应用、以及知识管理，其中，比所述开发和操作计划、所述储集层监督、所述技术应用以及所述知识管理更重地加权所述储集层管理设计和所述储量增涨。

46.根据权利要求45所述的方法，其中，比所述技术应用更重地加权所述开发和操作计划，比所述储集层监督更重地加权所述技术应用，并且比所述知识管理更重地加权所述储集层监督。