FR2923052A1

FR2923052A1 - Hydrocarbon field e.g. underground hydrocarbon tank, exploitation optimizing method for producing oil deposit, involves defining development pattern of field from parameters, and utilizing pattern to optimize exploitation of field

Info

Publication number: FR2923052A1
Application number: FR0707704A
Authority: FR
Inventors: Sylvain Serbutoviez
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2007-10-31
Filing date: 2007-10-31
Publication date: 2009-05-01

Abstract

The method involves selecting a data acquisition technology from one of a repeated seismic process, an electromagnetic process and a depth migration process. An impact (DI) in cost and production of an application of the technology is quantified on a hydrocarbon field by defining a relation estimating a development cost aggregation/hydrocarbon production aggregation ratio (Cc/Pc), and by using the relation to calculate parameters e.g. protection gain parameter. A development pattern of the field is defined from the parameters. The pattern is utilized to optimize the exploitation of the field.

Description

10 La présente invention concerne le domaine de l'optimisation de l'exploitation d'un champ d'hydrocarbure, tels que des réservoirs pétroliers ou gaziers, à terre ou en mer. L'optimisation de l'exploitation d'un réservoir souterrain d'hydrocarbures, consiste à minimiser les coûts de production, et/ou maximiser le volume de production sur une période donnée. 15 Dans ce cadre d'optimisation, de nombreuses techniques ont été développées par les industriels. On peut distinguer deux types de méthodes : celles dédiées à la production au sens large, et celle dédiée à la connaissance du réservoir. Ce dernier type de méthodes, consiste essentiellement à acquérir des données permettant de mieux caractériser le réservoir, afin d'optimiser les paramètres du premier type de méthodes. On peut par exemple citer le cas de 20 la sismique répétitive, dite 4D, utilisée dans l'industrie pétrolière. Une telle technique consiste à réaliser différentes campagnes sismiques, à des moments différents (en général les campagnes sont espacées d'au moins une année). Ainsi, le spécialiste peut suivre l'évolution des fluides du réservoir en production. Il peut par exemple définir les meilleurs schémas de production en implantant au mieux ses puits, de façon à augmenter la récupération des 25 réserves du champ, réduire les erreurs et les incertitudes de prévision de production, réduire les coûts de développement du champ. Cependant, ces techniques sont coûteuses, et leurs effets ne sont pas toujours ceux escomptés, surtout pour les techniques dédiées à la connaissance du réservoir. En effet, l'impact direct sur la production ou le coût de production de ce type de technologie n'est pas 30 immédiat, et difficile à estimer. Par exemple, une technologie, telle que la sismique 4D, peut 1 s'avérer très intéressante pour la connaissance des niveaux réservoirs de certains champs, dans certains contextes géologiques, mais tout à fait inefficace pour d'autres champs, et ceci pour de multiples raisons pas toujours évidentes. L'utilisation d'une technique pour optimiser un réservoir engendre alors un coût qui peut s'avérer sans intérêt. The present invention relates to the field of optimizing the exploitation of a hydrocarbon field, such as oil or gas reservoirs, on land or at sea. Optimizing the operation of an underground reservoir of water hydrocarbons, consists in minimizing the production costs, and / or maximizing the volume of production over a given period. In this optimization framework, many techniques have been developed by the manufacturers. We can distinguish two types of methods: those dedicated to production in the broad sense, and that dedicated to the knowledge of the reservoir. The latter type of methods consists essentially in acquiring data to better characterize the reservoir, in order to optimize the parameters of the first type of method. For example, the case of repetitive seismic, called 4D, used in the petroleum industry can be cited. Such a technique consists in carrying out different seismic campaigns at different times (generally the campaigns are spaced apart by at least one year). Thus, the specialist can follow the evolution of the reservoir fluids in production. For example, it can define the best production patterns by best planting its wells, so as to increase the recovery of field reserves, reduce production forecast errors and uncertainties, and reduce the costs of developing the field. However, these techniques are expensive, and their effects are not always the ones expected, especially for the techniques dedicated to the knowledge of the reservoir. Indeed, the direct impact on the production or production cost of this type of technology is not immediate, and difficult to estimate. For example, a technology, such as 4D seismic, can be very interesting for the knowledge of the reservoir levels of certain fields, in certain geological contexts, but quite ineffective for other fields, and this for multiple reasons not always obvious. The use of a technique to optimize a reservoir then generates a cost that may be worthless.

On pense principalement aux champs nécessitant un suivi accru, tels que les champs matures de mer du Nord et aux champs situés à grande profondeur d'eau du Golfe du Mexique qui donnent des résultats d'imagerie sismique perturbés par la présence de niveaux salifères. Il apparaît donc indispensable, d'intégrer une évaluation quantitative de l'impact de l'application d'une technologie visant à une meilleure production d'un champ d'huile ou de gaz. État de la technique Les techniques, dites d' exploration - production , utilisées pour optimiser l'exploitation d'un réservoir, sont utilisées empiriquement en fonction des pratiques de chaque métier, et les facteurs limitatifs sont le plus souvent les coûts et les délais. Il n'y a pas, faute de quantification, de prise en compte des gains futurs induits par la technologie. On ne trouve pas actuellement, dans l'industrie pétrolière, de méthodologie proposant une évaluation technique et économique quantitative de l'impact de l'application d'une technologie. The main focus is on fields requiring increased monitoring, such as mature North Sea fields and deep-water fields in the Gulf of Mexico that produce seismic imagery disturbed by the presence of salt levels. It is therefore essential to integrate a quantitative evaluation of the impact of the application of a technology aiming at a better production of an oil or gas field. State of the art The so - called exploration - production techniques, used to optimize the operation of a reservoir, are used empirically according to the practices of each trade, and the limiting factors are most often the costs and deadlines. There is no lack of quantification to take into account future gains induced by technology. The petroleum industry currently does not have a methodology that provides a quantitative technical and economic assessment of the impact of applying a technology.

Les industriels utilisent dans la pratique une approche purement financière, de calcul de la rentabilité d'un projet, sans prendre en compte la réduction de coût ou l'augmentation des réserves associés à l'utilisation de la technologie.. La méthode selon l'invention Ainsi, l'objet de l'invention est une méthode pour optimiser l'exploitation de champs d'hydrocarbures, dans laquelle on réalise une évaluation technique et économique quantitative de l'impact de l'application de technologies. La méthode comporte les étapes suivantes : - on construit une base de données comportant au moins un historique des coûts et des volumes de production pour différents champs d'hydrocarbures, sur au moins un desquels une technologie a été appliquée ; - on définit une relation permettant d'estimer un rapport du cumul des coûts de développement Cc sur le cumul de la production d'hydrocarbures Pc, au cours du temps, à partir de données issues de la base de données ; - on utilise ladite relation pour calculer des paramètres qui quantifient un impact, en 5 terme de coût et de production, de l'application de ladite technologie sur ledit champ à optimiser ; - on définit un schéma de développement dudit champ, à partir desdits paramètres de quantification, et on applique ledit schéma pour optimiser l'exploitation dudit champ d'hydrocarbures. On peut définir la relation, en n'utilisant que des données provenant de champs ayant des propriétés similaires, ou en n'utilisant que des données provenant d'un même champ. On peut évaluer au moins un des six paramètres de quantification suivants : a. un temps de retard entre l'application de la technologie et son premier impact ; 15 b. une durée de l'impact de l'application de la technologie ; c. une fréquence optimale de répétition de l'application de la technologie ; d. un gain sur les coûts de développement de l'application de la technologie ; e. un gain de production de l'application de la technologie ; f. une réduction d'erreurs et d'incertitudes de prédiction de production. 20 Selon un mode préféré de réalisation, la technologie est une technologie d'acquisition de données dédiée à la connaissance du champ d'hydrocarbures. Il peut s'agir d'une des technologies suivantes : une méthode de sismique répétitive, une méthode électromagnétique, une méthode de migration profondeur. D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant à la figure annexée et décrite ci-après. 10 25 Présentation succincte des figures La figure 1 représente l'évolution du rapport Cc/Pc en fonction du temps sans application de le technologie (Cl), avec application (C2), ainsi que les dérivées de ces deux courbes. Description détaillée de la méthode La méthode selon l'invention permet d'optimiser l'exploitation de champs d'hydrocarbures, en réalisant une évaluation technique et économique quantitative de l'impact de l'application de technologies. 10 La méthode est applicable à toutes technologies d'exploration ù production, qu'elles nécessitent ou non une acquisition ou un traitement de données spécifiques. Bien que décrite dans le cadre de la sismique 4D, la méthode pourrait s'appliquer pour évaluer quantitativement les apports de la sismique de puits (PSV, Walkaway, Seismic While Drilling), des méthodes électromagnétiques (Controlled Source Electro Magnetic ), de 15 migration profondeur (Pre Stack Depth Migration). On peut en effet, par analogie, faire le même type d'évaluation pour les autres technologies utilisées en Exploration et Production, car toutes ces techniques ont pour but, l'amélioration de la connaissance du champ et donc la production des réserves d'huile et de gaz associées. La sismique 4D, grâce aux progrès réalisés dans l'acquisition et le traitement des 20 données, permet désormais de suivre le mouvement des fluides dans les couches géologiques en production au fil du temps. C'est un outil d'appréciation essentiel pour décider de l'emplacement de puits additionnels, permettant ainsi d'améliorer la récupération finale. Ainsi, selon un exemple particulier de réalisation, on évalue les effets que peuvent avoir des campagnes sismiques répétées (4D) sur un champ d'huile ou de gaz, notamment au niveau 25 de l'augmentation des réserves du champ, de la réduction des erreurs de prédiction de la production, de la réduction des coûts de développement et de l'ampleur et la durée de l'impact technico-économique dans le temps. La méthode comporte les étapes suivantes : 1- Construction d'une base de donnée 30 2- Choix d'un modèle économétrique 45 3- Modélisation économétrique 4- Détermination de paramètres quantifiant l'effet de la technologie 5- Optimisation de l'exploitation du champ d'hydrocarbures 1- Construction d'une base de donnée La première étape consiste à construire une base de données comportant un historique des coûts et volumes de production pour différents champs d'hydrocarbure. Au moins un champ ayant déjà bénéficié de la technologie est nécessaire. Les dates auxquelles la technologie étudiée a été appliquée sur un champ constituent aussi une série temporelle entrée dans le modèle. En somme, la base se constitue des données suivantes : Champs Coûts Volumes de Dates Types de champ d'application de production la technologie Chaque colonne constitue une information, appelée série temporelle . La dernière série temporelle, Type de champ permet de regrouper certains champs ayant des caractéristiques communes. Il peut s'agit de définir la géologie, la localisation du champ, le type de fluide contenu dans le champ, la phase de production, ... Selon un mode de réalisation, les données concernant l'évolution des coûts et volumes de production en fonction du temps sont mélangées. C'est-à-dire que la distinction en fonction du champ n'est pas prise en compte. Ceci permet de bénéficier d'un grand nombre de données pour estimer un modèle global. En revanche, ces données risques de ne pas être corrélées entre elles. En effet, l'effet de l'application d'une technologie est lié aux caractéristiques du champ, que ce soit la géologie ou le type de fluide : gaz ou pétrole. Ainsi, selon un second mode de réalisation, on travaille sur des collections de champs d'huile et/ou de gaz ayant les mêmes propriétés, par exemple appartenant à une même région géographique et/ou ayant un même contexte géologique. Pour ce faire, on réalise une classification des données en classes homogènes. Une technique classique pour réaliser ce genre de classification est l'analyse en composante principale (ACP), bien connue des spécialistes. On peut utiliser les informations type de champ pour réaliser cette analyse. Selon un autre mode de réalisation, on peut pousser la distinction, en n'utilisant que les données provenant d'un même champ. On travaille alors champ par champ. In practice, industrialists use a purely financial approach, calculating the profitability of a project, without taking into account the reduction in cost or the increase in reserves associated with the use of technology. The method according to the Thus, the object of the invention is a method for optimizing the exploitation of hydrocarbon fields, in which a quantitative technical and economic evaluation of the impact of the application of technologies is made. The method comprises the following steps: - a database is constructed with at least one history of costs and production volumes for different hydrocarbon fields, on at least one of which a technology has been applied; a relationship is defined for estimating a ratio of the cumulative development costs Cc on the cumulative production of Pc hydrocarbons, over time, from data from the database; said relation is used to calculate parameters that quantify an impact, in terms of cost and production, of the application of said technology on said field to be optimized; a development diagram of said field is defined from said quantization parameters and said scheme is applied to optimize the exploitation of said hydrocarbon field. The relationship can be defined using only data from fields with similar properties, or using only data from the same field. At least one of the following six quantization parameters may be evaluated: a. a delay between the application of the technology and its first impact; B. a duration of the impact of the application of the technology; vs. an optimal frequency of repetition of the application of the technology; d. a gain on the development costs of the application of the technology; e. a production gain from the application of technology; f. a reduction of errors and uncertainties of production prediction. According to a preferred embodiment, the technology is a data acquisition technology dedicated to the knowledge of the hydrocarbon field. It can be one of the following technologies: a repetitive seismic method, an electromagnetic method, a depth migration method. Other features and advantages of the method according to the invention will appear on reading the following description of nonlimiting examples of embodiments, with reference to the appended figure and described below. BRIEF DESCRIPTION OF THE FIGURES FIG. 1 represents the evolution of the ratio Cc / Pc as a function of time without application of the technology (Cl), with application (C2), as well as the derivatives of these two curves. Detailed description of the method The method according to the invention makes it possible to optimize the exploitation of hydrocarbon fields, by carrying out a quantitative technical and economic evaluation of the impact of the application of technologies. The method is applicable to any exploration-production technology, whether or not it requires specific acquisition or processing of data. Although described in the context of 4D seismic, the method could be applied to quantitatively evaluate the contributions of well seismic (PSV, Walkaway, Seismic While Drilling), Electromagnetic Magnetic (Controlled Source Electro Magnetic), and migration methods. depth (Pre Stack Depth Migration). We can, by analogy, make the same type of evaluation for the other technologies used in Exploration and Production, because all these techniques aim at improving the knowledge of the field and therefore the production of oil reserves. and associated gases. 4D seismic, thanks to advances in the acquisition and processing of data, now makes it possible to track the movement of fluids in the geological layers in production over time. It is an essential assessment tool for deciding the location of additional wells, thus improving the final recovery. Thus, according to a particular exemplary embodiment, the effects that repeated earthquake campaigns (4D) can have on an oil or gas field, in particular at the level of the increase in the reserves of the field, the reduction in errors in predicting production, reducing development costs and the magnitude and duration of the technical and economic impact over time. The method involves the following steps: 1- Construction of a database 30 2- Choice of an econometric model 45 3- Econometric modeling 4- Determination of parameters quantifying the effect of the technology 5- Optimization of the exploitation of the hydrocarbon field 1- Construction of a database The first step is to build a database with a history of costs and production volumes for different hydrocarbon fields. At least one field that has already benefited from the technology is needed. The dates on which the studied technology was applied to a field are also a time series entered into the model. In sum, the database consists of the following data: Fields Costs Volumes of Dates Types of production scope technology Each column constitutes information, called a time series. The last time series, Field Type allows you to group certain fields with common characteristics. It may be a question of defining the geology, the location of the field, the type of fluid contained in the field, the production phase, ... According to one embodiment, the data concerning the evolution of costs and production volumes as a function of time are mixed. That is, the distinction according to the field is not taken into account. This makes it possible to benefit from a large number of data to estimate a global model. However, these data may not be correlated with each other. Indeed, the effect of the application of a technology is related to the characteristics of the field, be it the geology or the type of fluid: gas or oil. Thus, according to a second embodiment, we work on collections of oil fields and / or gas having the same properties, for example belonging to the same geographical region and / or having the same geological context. To do this, we classify the data into homogeneous classes. A classic technique for performing this type of classification is Principal Component Analysis (PCA), which is well known to specialists. Field type information can be used to perform this analysis. According to another embodiment, one can push the distinction, using only the data from the same field. We then work field by field.

Les séries temporelles communément utilisées dans une base de données historique sont : les coûts d'investissement, les coûts opératoires, les coûts de forage, les volumes produits d'huile et de gaz. Pour la sismique 4D, la série temporelle d'application de la technologie contient la date de la campagne de référence ( baseline survey ) et les dates des campagnes répétées ( monitor surveys ) ainsi que le type précis de technologie acquisition et de traitement (OBC, multi streamer, micro sismique, ...) 2- Choix d'un modèle économétrique Selon l'invention, on choisit de construire un modèle définissant une relation permettant d'estimer le rapport du cumul des coûts de développement CC sur le cumul de la production 15 d'hydrocarbures Pe, en fonction, soit du temps t, soit du cumul de la production P,. Les coûts de développement du champ pris en compte peuvent être les investissements (CAPEX), les coûts opératoires (OPEX), les coûts de forages (DC), ou tout autre subdivision de ces coûts. Ces coûts sont actualisés avant le calcul de leur cumul. Un choix de taux d'actualisation s'impose donc. 20 Par exemple, dans le cadre de l'application de technologie de sismique 4D, les coûts de forage ( drilling costs ) donnent a priori les meilleurs résultats. La sismique 4D visant à une meilleure connaissance du champ et du réservoir à produire, elle permet d'optimiser les opérations de forage et donc les coûts de forage associés en ciblant les meilleures zones à exploiter. 25 Concernant la production en volume par unité de temps du champ, elle peut être la production d'huile et/ou de gaz ou la somme des deux, exprimée en baril équivalent pétrole. Ces volumes sont actualisés avant le calcul de ]leur cumul, un prix du baril unité est pris par simplification, seul un facteur d'actualisation est utilisé pour la valorisation de la production. Selon l'invention, on considère que le rapport du cumul des coûts de développement CC 30 sur le cumul de la production P,, est une courbe en forme de J , décroissante avec le temps t et le cumul de la production P~. La relation peut ainsi être choisie selon l'équation suivante : C° = f (x) avec x = t ou x = P~ On peut affiner cette relation en soustrayant une courbe du même type, mais décalée sur l'axe des abscisses de St, (ou b7',; ), à chaque application de la technologie (ici la sismique 4D). La relation définissant le modèle économétrique peut donc être choisie de la forme 5 suivante : Cc a û ol + et Avec : i indice temporel correspondant généralement à un compteur annuel 6ti = 0 pour les années avant application de la technologie 10 Sti = 1 : pour les années où l'effet de la technologie intervient ol et oz : deux constantes en abscisse et et c2 : deux constantes en ordonnée a et b : deux exposants réels proche de 1 a et fi : deux coefficients réels d'amplitude 15 3- Modélisation économétrique Pour pouvoir réaliser une modélisation, il est nécessaire de définir les paramètres du modèle précédemment défini. Il faut donc déterminer l'ensemble des paramètres inconnus à partir des données de champ issues de la base de données. 20 Une technique de régression peut par exemple être utilisée de façon à ajuster au mieux le modèle aux données de la base. Plusieurs variantes sont possibles pour la définition du modèle, en fonction de la définition de la base choisie. La régression peut se faire par panel sur l'ensemble des champs, ou sur une classe homogène de champs, ou champ par champ. The time series commonly used in a historical database are: investment costs, operating costs, drilling costs, product volumes of oil and gas. For 4D seismic, the time series of application of the technology contains the baseline survey date and the dates of the repeat surveys (monitor surveys) as well as the precise type of acquisition and processing technology (OBC, multi-streamer, micro-seismic, ...) 2- Choice of an econometric model According to the invention, one chooses to construct a model defining a relation making it possible to estimate the ratio of the cumulation of the development costs CC on the accumulation of the production of hydrocarbons Pe, depending on either time t or cumulative production P ,. The development costs of the field taken into account may be investments (CAPEX), operating costs (OPEX), drilling costs (DC), or any other subdivision of these costs. These costs are discounted before calculating their cumulation. A choice of discount rates is therefore necessary. For example, in the context of the application of 4D seismic technology, the drilling costs seem to give the best results. The 4D seismic aiming at a better knowledge of the field and the tank to be produced, it makes it possible to optimize the operations of drilling and thus the associated drilling costs by targeting the best areas to exploit. Concerning the volume production per unit of time of the field, it can be the production of oil and / or gas or the sum of both, expressed in barrels of oil equivalent. These volumes are discounted before calculating their cumulation, a unit price per barrel is taken for simplification, only a discount factor is used for the valuation of the production. According to the invention, it is considered that the ratio of the cumulative development costs CC 30 to the cumulation of the production P ,, is a J-shaped curve decreasing with the time t and the accumulation of the production P ~. The relation can thus be chosen according to the following equation: C ° = f (x) with x = t or x = P ~ One can refine this relation by subtracting a curve of the same type, but shifted on the abscissa axis of St, (or b7 ',;), with each application of the technology (here 4D seismic). The relation defining the econometric model can therefore be chosen of the following form: ## EQU1 ## with: i temporal index generally corresponding to an annual counter θt = 0 for the years before application of the technology. the years when the effect of the technology intervenes ol and oz: two constants on the abscissa and and c2: two constants on the ordinate a and b: two real exponents close to 1 a and fi: two real coefficients of amplitude 15 3- Modeling econometric To be able to carry out a modeling, it is necessary to define the parameters of the previously defined model. It is therefore necessary to determine all the unknown parameters from the field data from the database. For example, a regression technique can be used to best fit the model to the data of the database. Several variants are possible for the definition of the model, according to the definition of the base chosen. The regression can be done by panel on all the fields, or on a homogeneous class of fields, or field by field.

Dans ce dernier cas, une étape supplémentaire d'examen de la distribution des coefficients de la régression permet de sélectionner les valeurs les plus significatives et appropriées pour la modélisation de l'ensemble des champs. La définition du modèle ( modélisation économétrique ) permet ainsi de définir les coefficients a, A, a, b, ol, o2, cl, et c2 optimaux par rapport aux données issues de la base. Elle se fait communément par la méthode des moindres carrés ordinaires (MCO), mais rien n'exclue d'utiliser d'autres méthodes mathématiques plus sophistiquées. 4-Détermination deparamètres quantifiant l'effet de la technologie A partir de ce modèle, on quantifie l'impact de l'utilisation d'une technologie employée sur un champ d'hydrocarbure. Selon notre exemple, on souhaite quantifier l'impact de l'utilisation d'une sismique 4D. Pour cette étape de quantification, on définit des paramètres qui quantifient des effets de l'utilisation de la sismique 4D. Le but de cette quantification est d'optimiser l'exploitation du réservoir. Selon un mode de réalisation, on définit au moins un des six paramètres de quantification des effets suivants : a. le temps de retard entre l'application de la technologie et son premier effet (l'impact) b. la durée de l'effet de l'application de la technologie c. la fréquence optimale de répétition de l'application de la technologie d. le gain financier de l'application de la technologie e. le gain de production de l'application de la technologie f. la réduction des erreurs et incertitudes de prédiction de production La figure 1 montre l'impact de l'application d'une technologie à la date son effet différé en io et la fin de son impact en if. La courbe Cl correspond à l'évolution dans le temps du rapport Cc/Pc. Sans application de la technologie, Cc/Pc suivrait à partir de io la courbe C2. Les courbes C3 et C4 sont les courbes représentant les dérivées des deux précédentes courbes. Elles permettent de détecter le début et la fin d'impact de la technologie. L'instant présent est noté : ti. L'offset (Off) correspond à la différence entre et et c2. Il s'agit de l'écart, en ordonnée, entre la courbe Cl et la courbe C2. Cette différence correspond à la différence de coût, à un instant donné, escomptée en appliquant la technologie. In the latter case, an additional step of examining the distribution of the coefficients of the regression makes it possible to select the most significant and appropriate values for modeling all the fields. The definition of the model (econometric modeling) thus makes it possible to define the optimum coefficients a, A, a, b, ol, o2, cl, and c2 with respect to the data from the database. It is commonly done using the ordinary least squares (OLS) method, but nothing precludes the use of other more sophisticated mathematical methods. 4-Determination of parameters quantifying the effect of the technology From this model, the impact of the use of a technology used on a hydrocarbon field is quantified. In our example, we want to quantify the impact of the use of a 4D seismic. For this quantization step, parameters are defined that quantify the effects of using 4D seismic. The purpose of this quantification is to optimize the exploitation of the reservoir. According to one embodiment, at least one of the six quantization parameters is defined as having the following effects: a. the delay between the application of the technology and its first effect (impact) b. the duration of the effect of the application of the technology c. the optimal frequency of repetition of the application of the technology d. financial gain from the application of technology e. the production gain of the application of the technology f. the reduction of the errors and uncertainties of production prediction Figure 1 shows the impact of the application of a technology on the date its delayed effect in io and the end of its impact in if. The curve C1 corresponds to the evolution over time of the ratio Cc / Pc. Without the application of technology, Cc / Pc would follow from curve C2. The curves C3 and C4 are the curves representing the derivatives of the two previous curves. They can detect the beginning and the end of the impact of the technology. The present moment is noted: ti. The offset is the difference between and and c2. It is the difference, in ordinate, between the curve C1 and the curve C2. This difference corresponds to the difference in cost, at a given moment, discounted by applying the technology.

Le temps de retard de l'impact (TRI) On se propose d'estimer le temps de retard entre l'application de la technologie et son effet sur la production. Cet effet se matérialise généralement au bout de quelques années (par exemple deux ans dans le cas de la sismique 4D en mer du Nord). Ce retard varie en fonction des zones géographiques et des technologies. Time Delay Impact (IRT) It is proposed to estimate the delay time between the application of the technology and its effect on production. This effect generally materializes after a few years (for example two years in the case of 4D seismic in the North Sea). This delay varies according to geographical areas and technologies.

L'estimation du temps de retard de l'impact sur la production se fait en scannant différents temps de retard possible. On sélectionne ainsi un certain nombre de temps de retard, et l'on introduit, au niveau de la modélisation (régression), une série de variables factices ("dummy"). Généralement trois à quatre variables, représentant un impact retardé de 0, 1, 2 ou 3 ans, sont suffisantes. Ce nombre de variable est éventuellement adapté en fonction de l'ordre de grandeur attendu pour le temps de retard. On obtient ainsi un modèle de la forme suivante : ù 8t;+ 1 C, a ( /1 1 P~ (P o,+cl -8t;. ù)a ùC2)b +c2 ) i /3 b +C2 (Po -02) / Le découpage en temps (échantillonnage temporel) est annuel, mais rien n'interdit de travailler à un pas plus fin (mois ou jour) ou plus élevé (multiple d'années) en fonction de la technologie et de la rapidité de l'effet attendu. Il est par contre fort peu probable d'avoir des effets instantanés, au mieux le temps de retard est égal au pas d'échantillonnage temporel. Le temps de retard de l'impact (TRI) est donné par la différence entre la date de début de l'impact sur la production (io) et la date d'application de la technologie (is) TRI = io ù is La valeur de io est donnée par l'utilisateur. La valeur de is correspond au temps où le signe de la dérivée seconde en temps du rapport CC/PC s'inverse (voir figure 1). Estimating the delay time of the impact on production is done by scanning different possible delay times. A number of delay times are thus selected, and a series of dummy variables is introduced at the modeling (regression) level. Generally three to four variables, representing a delayed impact of 0, 1, 2 or 3 years, are sufficient. This number of variables is possibly adapted according to the expected order of magnitude for the delay time. A model of the following form is thus obtained: ## EQU1 ## where ## EQU1 ## Po -02) / The time division (time sampling) is annual, but there is no prohibition to work at a finer step (month or day) or higher (multiple of years) depending on the technology and the speed of the expected effect. On the other hand, it is highly unlikely to have instantaneous effects, at best the delay time is equal to the temporal sampling step. The delay time of the impact (IRT) is given by the difference between the start date of the impact on production (io) and the date of application of the technology (is) TRI = io ù is The value of io is given by the user. The value of is corresponds to the time when the sign of the second derivative in time of the ratio CC / PC is reversed (see figure 1).

La durée de l'impact (DI) La durée de l'impact (DI) est donnée par la différence entre la date de fin de l'impact sur la production (if) et la date de début de l'impact sur la production (io) : DI=ir -- io La valeur de if correspond au temps où la dérivée en temps du rapport CLIP, est inférieure à un seuil e, défini par l'utilisateur et proche de zéro. La fréquence optimale de répétition (FOR) Il s'agit d'évaluer la fréquence optimale de répétition de la technologie pour conserver et propager dans le temps l'effet de la technologie. Cette fréquence optimale est fonction de l'inverse de la durée de l'impact : FOR = r - -- r DI if ùio Le coefficient r est un réel optimisant économiquement les dépenses liées à la technologie par rapport aux gains financiers générés. La somme des r dépenses d'investissement et de coût opératoire actualisées dans le temps doit être inférieur au gain économique apporté par la technologie. Ce coefficient r peut être dans une première approche égal à un. Le gain économique de l'application de la technologie (GE) Il s'agit d'évaluer le gain économique apporté par la technologie. Ce gain économique apporté par la technologie à une date tt est le produit de la différence des deux offsets et et c2 par le cumul de la production restant à produire à la date t1 : GE=Off.(ReùPc,)_(elùc2).(ReùPQ) Avec Re les réserves estimées à la date tt et Off la différence entre et et c2. Il s'agit de l'écart, en ordonnée, entre la courbe CI et la courbe C2. Cette différence correspond à la différence de coût, à un instant donné, escomptée en appliquant la technologie. 10 Pour un nombre n d'applications de la technologie à différentes dates tt, le gain total est la somme des gains individuels dus à chaque application de la technologie. Ce gain économique est en fait la réduction de coût (généralement exprimée en dollar par baril) apportée par la technologie. Il vient de la baisse du rapport C,/P, observée après le délai (io ù is) entre l'application de la technologie et son effet. Le gain de production de l'application de la technologie (GP) Il s'agit d'évaluer les réserves complémentaires que l'on pourra produire en utilisant cette technologie en ne faisant aucune hypothèse sur les réserves estimées Re. Duration of impact (DI) Duration of impact (DI) is given by the difference between the end date of the impact on production (if) and the start date of the impact on production (io): DI = ir - io The value of if corresponds to the time when the derivative in time of the CLIP report is less than a threshold e, defined by the user and close to zero. The optimal frequency of repetition (FOR) This is to evaluate the optimal frequency of repetition of the technology to preserve and propagate the effect of the technology over time. This optimal frequency is a function of the inverse of the duration of the impact: FOR = r - - r DI if ioio The coefficient r is a real value that economically optimizes the expenses related to the technology compared to the financial gains generated. The sum of capital expenditure and operating cost discounted over time must be less than the economic gain provided by the technology. This coefficient r can be in a first approach equal to one. The economic gain from the application of technology (GE) It is about evaluating the economic gain brought by the technology. This economic gain brought by the technology at a date tt is the product of the difference of the two offsets and and c2 by the cumulation of the production remaining to be produced at the date t1: GE = Off (ReiPc,) _ (elu2). (ReùPQ) With Re the estimated reserves at the date tt and Off the difference between and and c2. This is the difference, in ordinate, between the curve CI and the curve C2. This difference corresponds to the difference in cost, at a given moment, discounted by applying the technology. For a number of applications of the technology at different times t, the total gain is the sum of the individual gains due to each application of the technology. This economic gain is actually the cost reduction (usually expressed in dollars per barrel) brought by the technology. It comes from the decrease of the ratio C, / P, observed after the delay (io ù is) between the application of the technology and its effect. The production gain of the application of the technology (GP) It is a question of evaluating the supplementary reserves that one will be able to produce using this technology by making no assumption on the estimated reserves Re.

Sur le long terme, l'investissement cumulé Q peut être considéré comme n'évoluant plus, le coût additionnel de développement du champ étant mineur par rapport aux montants déjà investis. La baisse du rapport Cc/P, correspond alors à l'augmentation de la production cumulée P, induite par l'application de la technologie, c'est-à-dire à l'augmentation des réserves GP d'huile et de gaz pouvant être produites. In the long term, the cumulated investment Q can be considered as no longer evolving, the additional cost of development of the field being minor compared to the amounts already invested. The decrease in the Cc / P ratio then corresponds to the increase in the cumulative production P, induced by the application of the technology, that is to say to the increase of the reserves GP of oil and gas which can to be produced.

Pour un nombre n d'applications de la technologie, l'augmentation de réserves est : GP = [ 1 + (c2 cJ) /cI]-". P,(tj) La réduction des erreurs de prédiction de production (RE) On peut également calculer la réduction d'incertitude sur les prévisions de production apportée par l'application de la technologie. Ce calcul se fait à partir des historiques de production de la base de données entrée. On comptabilise les écarts de production d'huile et de gaz avant et après application de la technologie. Le calcul peut se faire sur une, deux ou plusieurs années de décalage par rapport à la date d'application de la technologie. Le calcul se fait en moyennant sur l'ensemble des champs de la classe homogène. On constate en pratique une baisse statistique des erreurs de prédiction de production de champ expliquée par la connaissance supplémentaire du champ apportée par la technologie. Une autre façon de faire, et d'examiner l'écart type de la variable production des champs sur des échantillons constitués de champs avec application de la technologie et de champs sans application de la technologie. On peut par exemple pratiquer des tests statistiques de comparaison et aussi examiner l'évolution de l'écart type de la production avec le temps (test de sigma convergence). 5- Optimisation de l'exploitation du champ d'hydrocarbures La quantification de l'impact de diverses technologies, par une modélisation économétrique et l'estimation de paramètres de quantification, permet aux pétroliers et aux contracteurs d'optimiser d'un point de vue technique et économique leurs développements de champs. En effet, ils peuvent définir si une technologie aura un impact ou non, si oui à quel moment elle doit intervenir, à quelle fréquence elle doit être utilisée, les gains de production et les économies réalisables. De plus, les spécialistes peuvent réduire les incertitudes sur leurs estimations. Tout ceci converge vers la définition et l'application d'un schéma de développement de champ optimal, c'est-à-dire un schéma permettant de maximiser la production d'hydrocarbures tout en minimisant les coûts de développement.15 For a number of n applications of the technology, the increase of reserves is: GP = [1 + (c2 cJ) / cI] - ". P, (tj) The reduction of production prediction errors (RE) On It can also calculate the reduction of uncertainty in the production forecasts provided by the application of the technology, based on the production histories of the database entered. gas before and after the application of the technology The calculation can be done one, two or several years from the date of application of the technology The calculation is done by averaging all the fields of the class In practice, there is a statistical drop in field production prediction errors explained by the additional knowledge of the field provided by the technology, another way of doing, and examining the standard deviation of the field production variable. samples consisting of fields with application of technology and fields without the application of technology. For example, statistical comparison tests can be performed and the evolution of the standard deviation of production over time (sigma convergence test) can be examined. 5- Optimization of the exploitation of the hydrocarbon field Quantifying the impact of various technologies, through econometric modeling and estimation of quantification parameters, allows tankers and contractors to optimize from a point of view technical and economic their field developments. They can define whether or not a technology will have an impact, if so when, how often it should be used, what production gains and what savings can be made. In addition, specialists can reduce uncertainties about their estimates. All this converges towards the definition and application of an optimal field development scheme, ie a scheme that maximizes hydrocarbon production while minimizing development costs.

Claims

1. Method for optimizing the exploitation of a hydrocarbon field, characterized in that it comprises the following steps: A- at least one of the following technologies is selected: a repetitive seismic method, an electromagnetic method, a method Migration depth. B- quantifying an impact, in terms of cost and production, of the application of said technology on said field to be optimized, by performing the following steps: a database is constructed comprising at least the following technical parameters: a history costs and production volumes for different hydrocarbon fields, on at least one of which said technology has been applied; a relationship is defined for estimating a ratio of the cumulative development costs C over the cumulative production of hydrocarbons P ,, over time, from data from the database; said relation is used to calculate parameters that quantify an impact, in terms of cost and production, of the application of said technology on said field to be optimized; C- we define a development diagram of said field, from said quantization parameters, and D- we apply said scheme to optimize the exploitation of said hydrocarbon field.

The method of claim 1 wherein said relationship is defined using only data from fields having similar properties.

3. Method according to claim 1, wherein said relationship is defined, using only data from the same field.

Method according to one of the preceding claims, wherein at least one of the following six quantization parameters is evaluated: a. a delay between the application of the technology and its first impact; b. a duration of the impact of the application of the technology; vs. an optimal frequency of repetition of the application of the technology; d. a gain on the development costs of the application of the technology; e. a production gain from the application of technology; f. a reduction of errors and uncertainties of production prediction.

5. Method according to one of the preceding claims, wherein said technology is a data acquisition technology dedicated to the knowledge of said hydrocarbon field.