FR3086779A1

FR3086779A1 - Mise en correspondance avec un historique de production automatisée à l’aide de l’optimisation bayésienne

Info

Publication number: FR3086779A1
Application number: FR1908223A
Authority: FR
Inventors: Srinath Madasu; Keshava Prasad Rangarajan; Terry Wong
Original assignee: Landmark Graphics Corp
Current assignee: Landmark Graphics Corp
Priority date: 2018-08-30
Filing date: 2019-07-19
Publication date: 2020-04-03
Also published as: US20210270998A1; WO2020046350A1; NO20210101A1; GB202100913D0; CA3106971A1; GB2590260B; GB2590260A; CA3106971C

Abstract

Un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique qui facilite les opérations de système de puits pour un champ pétrolifère est généré à l’aide d’une optimisation bayésienne de paramètres ajustables sur la base d’un historique de production complet. Le processus d’optimisation bayésienne (200) comprend des modifications stochastiques des paramètres ajustables sur la base d’une distribution de probabilité antérieure pour chaque paramètre et une erreur de modèle générée à l’aide de valeurs de mesure de production historiques et de valeurs de prédiction de modèle correspondantes pour divers ensembles de paramètres de test.

Description

Titre de l’invention : MISE EN CORRESPONDANCE AVEC UN HISTORIQUE DE PRODUCTION AUTOMATISÉE À L’AIDE DE L’OPTIMISATION BAYÉSIENNE

Domaine technique [0001] La présente description concerne en général la production de pétrole et de gaz, et plus particulièrement, par exemple et sans s’y limiter, l’appariement automatisé d’historique de production à l’aide de l’optimisation bayésienne.

[0002] CONTEXTE DE L’INVENTION [0003] Les producteurs de pétrole utilisent des modèles de réservoirs souterrains générés par ordinateur, tels que des réservoirs de pétrole, d’eau et/ou de gaz, pour déterminer, par exemple le meilleur moyen de commander la production de puits existants, de développer de nouveaux champs et de générer des prévisions de production pour les champs développés sur lesquels sont fondées les décisions d’investissement. Les modèles peuvent inclure des paramètres ajustables décrivant les caractéristiques spatiales tridimensionnelles du réservoir, une ou plusieurs de ses fractures et/ou des caractéristiques dynamiques d’un système de puits, telles que les caractéristiques d’écoulement de fluide et de pression de fluide à divers emplacements dans le réservoir et/ou dans les composants de système de puits.

[0004] L’appariement d’historique est parfois utilisé pour ajuster les paramètres d’un modèle, en comparant les mesures historiques obtenues par le système de puits aux prévisions du modèle pour ces mesures historiques. Cependant, les techniques d’appariement d’historique classiques nécessitent généralement des semaines pour obtenir les paramètres de modèle mis en correspondance avec un historique, et sont souvent incapables d’intégrer des données pour l’historique complet disponible, ni pour des mesures très récentes telles que des mesures en temps réel, notamment en raison des coûts de calcul liés à l’utilisation de l’historique complet des données.

[0005] La description fournie dans la section relative au contexte ne doit pas être considérée comme faisant partie de la technique antérieure simplement parce qu’elle est mentionnée ou associée à la section relative au contexte. La section relative au contexte peut inclure des informations décrivant un ou plusieurs aspects de la présente technique.

Brève description des dessins [0006] Les figures suivantes sont incluses pour illustrer certains aspects de la présente invention et ne doivent pas être considérés comme des modes de réalisation exclusifs. L’objet divulgué peut être sujet à des modifications, transformations, combinaisons et équivalents considérables au niveau de la forme et de la fonction, sans s’écarter du champ d’application de la présente invention.

[0007] La figure 1 illustre un exemple de puits de production convenant à la production d’hydrocarbures et à l’exploration à partir d’un réservoir souterrain selon certaines mises en œuvre.

[0008] La figure 2 illustre un organigramme d’un exemple de processus de modélisation de champ pétrolifère utilisant l’optimisation bayésienne selon certaines mises en œuvre.

[0009] La figure 3 illustre un ensemble de forage représentatif pour la mise en œuvre des processus décrits ici selon certaines mises en œuvre.

[0010] La figure 4 illustre un système filaire convenant à la mise en œuvre des processus décrits ici selon certaines mises en œuvre.

[0011] La figure 5 illustre un diagramme schématique d’un ensemble de composants généraux d’un exemple de dispositif informatique selon certaines mises en œuvre.

[0012] La figure 6 illustre un diagramme schématique d’un exemple d’un environnement permettant la mise en œuvre des aspects selon certaines mises en œuvre.

DESCRIPTION DÉTAILLÉE [0013] La description détaillée présentée ci-dessous est destinée à décrire diverses mises en œuvre et n’est pas destinée à représenter les seules mises en œuvre dans lesquelles la présente technique peut être mise en pratique. Comme le comprendra l’homme du métier, les mises en œuvre décrites peuvent être modifiées de différentes manières, sans pour autant sortir du cadre de la présente invention. En conséquence, les dessins et la description doivent être considérés comme étant de nature illustrative et non restrictive.

[0014] La présente invention concerne l’amélioration et/ou l’optimisation de la production de puits dans des réservoirs de pétrole en générant des modèles de champs pétrolifères mis en correspondance avec un historique à l’aide de l’optimisation bayésienne de paramètres de modèle ajustables basés sur l’historique complet d’un système de puits ou d’une partie de celui-ci.

[0015] Les hydrocarbures pétroliers et gazeux peuvent être naturellement présents dans certaines formations souterraines. Dans l’industrie pétrolière et gazière, une formation souterraine contenant du pétrole, du gaz ou de l’eau est appelée réservoir. Un réservoir peut être situé sous terre ou en mer. Les réservoirs sont généralement situés dans une plage de profondeur allant de quelques centaines de pieds (réservoirs peu profonds) à quelques dizaines de milliers de pieds (réservoirs ultra-profonds). Afin de produire du pétrole ou du gaz, un puits de forage est foré dans un réservoir ou de manière adjacente à un réservoir. Le pétrole, le gaz ou l’eau produit à partir du puits de forage s’appelle un fluide de réservoir. Un système de puits de pétrole ou de gaz peut être situé sur terre ou en mer.

[0016] Un modèle de champ pétrolifère peut inclure des paramètres ajustables décrivant les caractéristiques physiques du réservoir, des paramètres ajustables décrivant les caractéristiques d’écoulement de fluide et/ou de pression du fluide dans le réservoir et/ou dans les puits de production, les puits d’injection, les fractures ou autres composants du système de puits, et/ou les paramètres décrivant les composants du système de puits (par exemple, le nombre, l’emplacement, la profondeur, la taille de l’ouverture, etc. d’un ou de plusieurs puits de forage, des fractures, etc.).

[0017] Le modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique peut être utilisé pour identifier ou modifier l’emplacement d’un ou de plusieurs puits d’injection ou d’un ou de plusieurs puits de production, et/ou pour modifier les opérations de puits d’injection actuelles et/ou futures afin d’augmenter la production actuelle ou future d’un ou de plusieurs puits de production.

[0018] Les mise en œuvre de la présente technique fournissent aux ingénieurs en réservoirs de pétrole et aux gestionnaires de réservoirs un outil leur permettant de prévoir rapidement et avec précision les performances futures des réservoirs et d’améliorer ou d’optimiser leur production d’hydrocarbures en temps voulu (par exemple, en temps réel). L’appariement d’historique peut utiliser des valeurs mesurées telles que les débits de surface mesurés et/ou les pressions de surface mesurées à plusieurs périodes historiques, y compris, par exemple, l’historique complet d’un puits ou d’un système de puits jusqu’à la mesure la plus récente, telle qu’une valeur mesurée actuelle. Les valeurs mesurées actuelles peuvent inclure un débit de surface mesuré et/ou une pression de surface mesurée obtenue dans une fenêtre temporelle actuelle, telle que moins d’une seconde, une minute, une heure, un jour, une semaine ou un mois en temps réel actuel.

[0019] Les valeurs mesurées pour l’appariement d’historique d’optimisation bayésienne peuvent également inclure un taux de production d’eau, un taux d’injection, une pression de fond de puits, ou d’autres données mesurées telles que des carottes, des diagraphies de puits, des données sismiques, des données électromagnétiques et/ou des données de levés gravimétriques obtenus à plusieurs reprises dans la même zone au fil du temps. Les prévisions de performances et/ou de caractéristiques de réservoir futur sont générées automatiquement à l’aide des opérations d’optimisation bayésienne décrites dans le présent document, et peuvent être utilisées pour modifier les opérations de forage actuelles et/ou futures.

[0020] Dans un exemple de scénario consistant à effectuer un appariement d’historique à l’aide d’un outil existant (par exemple, un outil n’utilisant pas les opérations d’optimisation bayésienne décrites dans le présent document), l’exécution d’une telle opération d’appariement d’historique peut durer plus longtemps (par exemple, des jours ou des semaines) que l’appariement d’historique d’optimisation bayésienne décrit dans ce document, qui peut être effectué et appliqué aux opérations de forage en temps réel (par exemple, quelques minutes ou moins après le début d’une opération d’optimisation, par exemple, lorsque de nouvelles données historiques deviennent disponibles). Les opérations d’appariement d’historique décrites ici facilitent l’amélioration de la production de fluides à partir d’un puits de production d’un réservoir, facilitent la détermination de la nécessité de réaliser une opération de forage par rapport au réservoir et/ou d’autres opérations liées au réservoir (par exemple, injection de fluides). La présente technique améliore les paramètres d’un modèle de champ pétrolifère/réservoir d’origine afin de fournir un modèle de champ pétrolifère/ réservoir, mis en correspondance avec un historique , pouvant inclure des estimations de la production et/ou des caractéristiques du système de puits pour une ou plusieurs périodes futures. De plus, la correspondance d’historique d’optimisation bayésienne décrite ici peut augmenter la vitesse et/ou réduire les ressources de calcul utilisées pour effectuer la correspondance d’historique.

[0021] Dans une mise en œuvre, le modèle de champ pétrolifère peut s’appuyer en partie sur les propriétés géophysiques/géologiques et sismiques connues ou mesurées du champ pétrolifère et/ou sur des données de système de puits comprenant diverses mesures recueillies en fond de puits d’un ou de plusieurs puits forés à l’intérieur d’un réservoir du champ pétrolifère (par exemple, sous la forme d’un puits de production pour réservoir de pétrole et de gaz). En outre, de multiples puits de production peuvent être forés pour permettre l’accès aux fluides du réservoir sous terre. Des valeurs mesurées telles que des valeurs de débit de surface et/ou des pressions de surface peuvent être collectées régulièrement à partir de chaque puits de production, comme cela sera décrit plus en détail ci-dessous en rapport avec un exemple de puits de production tel qu’illustré à la figure 1.

[0022] Les réservoirs de pétrole sont généralement complexes sur le plan géologique et de grande taille. Afin de faciliter la récupération du pétrole et du gaz, des modèles de champs pétrolifères comprenant des caractéristiques de réservoir et/ou de système de puits sont générés. Dans un exemple, des modèles de champs pétrolifères peuvent être développés et paramétrés sur la base, par exemple, de données géophysiques et de données de production. Les données géophysiques, telles que les diagraphies sismiques et à câble métallique, peuvent fournir des plages pour les paramètres de modèle décrivant les propriétés physiques (par exemple, la porosité ou la perméabilité) d’une ou de plusieurs parties du réservoir. Les données de production (par exemple, les informations de saturation en eau et de pression mesurées telles que les pressions de fond de puits) peuvent fournir des plages pour les paramètres de modèle décrivant la dynamique d’écoulement de fluide dans le réservoir et/ou les composants de système de puits pour le réservoir.

[0023] La figure 1 est un diagramme d’un puits de production représentatif 100 avec un trou de forage 102 qui a été foré dans une formation de réservoir. Le trou de forage 102 peut être foré à n’importe quelle profondeur et dans n’importe quelle direction de la formation. Par exemple, le trou de forage 102 peut être foré à une profondeur de 10 000 pieds ou plus et peut être orienté horizontalement sur toute distance à travers la formation, comme souhaité pour une mise en œuvre particulière. Le puits de production 100 comprend également un collecteur de tubage 104 et un tubage 106, tous deux étant fixés en place par du ciment 103. Un bloc obturateur de puits 108 est couplé au collecteur de tubage 104 et une tête de puits de production 110, qui ensemble, scellent la tête de puits et permettent d’extraire les fluides du puits de manière sûre et commandée.

[0024] Les données de puits mesurées correspondant aux données géophysiques et/ou de production susmentionnées peuvent être périodiquement échantillonnées et collectées dans le puits de production 100 et combinées avec des mesures d’autres puits dans un réservoir, permettant de surveiller et d’évaluer l’état général du réservoir. Ces mesures peuvent être effectuées en utilisant un certain nombre d’instruments de fond de puits et de surface différents, y compris, mais sans s’y limiter, un capteur de température et de pression en fond de puits 118 et un débitmètre de fond de puits 120. Des dispositifs supplémentaires peuvent également être couplés en ligne à un tube de production 112 comprenant, par exemple, une duse de fond de puits 116 (par exemple, pour faire varier un niveau de restriction d’écoulement de fluide), une pompe électrique submersible (ESP) 122 (par exemple pour aspirer le fluide s’écoulant des perforations 125 à l’extérieur de l’ESP 122 et du tube de production 112), d’un moteur ESP 124 (par exemple permettant d’entraîner l’ESP 122) et d’un packer 114 (par exemple, pour isoler la zone de production située sous le packer du reste du puits 100). Des dispositifs de mesure de surface supplémentaires tels qu’un débitmètre de surface 145 et un capteur de pression de surface 147 peuvent être utilisés pour mesurer, par exemple, un débit de surface, une pression de surface (par exemple, la pression de tête de tube) et/ ou des aspects du système de puits tels que la consommation électrique du moteur ESP 124. Le débitmètre de surface 145 et le capteur de pression de surface 147 peuvent être couplés en communication à Γunité de commande 132 et/ou à un ou plusieurs dispositifs informatiques à distance via une connexion câblée ou sans fil.

[0025] Les mesures géophysiques et/ou les mesures de production en fond de puits, telles que les mesures de pression et/ou de débits en fond de puits, peuvent, dans certains scénarios, perturber la production et/ou être difficiles ou coûteuses à obtenir en permanence. En conséquence, ces mesures peuvent être obtenues au moment de la production ou avant la phase de production d’un système de puits (par exemple, avant, pendant ou après le forage) et/ou seulement périodiquement (par exemple, mensuellement) au cours de la phase de production. Ces mesures peuvent être utilisées pour identifier les paramètres d’un modèle de champ pétrolifère et pour fournir des répartitions de probabilité antérieures telles que des plages ou des plages pondérées pour chaque paramètre.

[0026] Dans de nombreux scénarios, il est plus facile d’obtenir des mesures de surface telles que les débits de surface et les pressions de surface tout au long de I’historique d’un système de puits (par exemple, en continu). Bien que ces mesures de surface ne soient pas des mesures directes des caractéristiques de champ pétrolifère telles que la porosité ou la perméabilité, la valeur de ces mesures augmente avec le temps (par exemple, au cours de I’historique du système de puits) pour contraindre les paramètres de modèle décrivant ces caractéristiques de champ pétrolifère.

[0027] Conformément à divers aspects de la présente invention, l’optimisation bayésienne des paramètres de modèle de champ pétrolifère (par exemple, en utilisant les répartitions de probabilité antérieures pour chaque paramètre sur la base d’autres données) facilite l’utilisation de l’ensemble complet de données de surface historiques pour la l’appariement d’historique, ce qui peut améliorer la précision des modèles de champ pétrolifère, réduire les coûts de calcul permettant de calculer ces modèles et fournir les modèles en temps réel (ou presque) pour les opérations de placement et/ou de commande de puits (par exemple, pour déterminer la quantité, le débit ou la pression de fluide à injecter aux instants actuels ou futurs grâce à un puits d’injection). [0028] L’appariement d’historique classique est généralement effectué à l’aide d’une partie récente de l’historique, tout en ignorant les parties antérieures des données historiques. Cependant, les opérations d’optimisation bayésienne décrites ici augmentent la rapidité avec laquelle un modèle peut être calculé de sorte que l’historique complet peut être utilisé pour contraindre les paramètres de modèle (par exemple, en temps réel).

[0029] Bien que divers exemples de composants du puits de production 100 soient décrits ci-dessus, il est évident que les opérations liées à la mesure des données de puits peuvent s’appliquer à d’autres composants du puits de production 100 que ceux décrits et/ou représentés sur la figure 1. Par exemple, des données de puits mesurées peuvent être fournies à partir de composants tels qu’un moufle fixe et une nappe phréatique, un câble de cabestan et un câble de levage, un câble de forage, une plateforme d’accrochage, un moufle mobile, un mât, un abri-bureau, un réservoir d’eau, un chemin de câbles électrique, des groupes moteur-générateur, des réservoirs de carburant, un stockage de composants de boue en bloc, des fosses de réserve, un séparateur de gaz de boue, un tamis vibrant, un collecteur de duses, une rampe de tuyau, des râteliers de tuyau, un accumulateur et/ou d’autres types de composants du puits de production 100. Dans les mises en œuvre décrites ici, des données de puits peuvent être fournies par n’importe lequel des composants décrits ici en rapport avec le puits de production 100 et comparées aux prévisions de modèle lors d’un processus d’optimisation bayésienne.

[0030] Comme indiqué à la figure 1, un dispositif le long du tube de production 112 est couplé à un câble 128 qui peut être attaché à une partie extérieure du tube de production 112. Le câble 128 peut être utilisé principalement pour alimenter les dispositifs auxquels il est couplé. Le câble 128 peut également être utilisé pour fournir des chemins de signaux (par exemple, des chemins électriques ou optiques), à travers lesquels des signaux de commande peuvent être dirigés de la surface vers les dispositifs de fond de puits, ainsi que des signaux de télémétrie des dispositifs de fond de puits vers la surface. Les signaux de commande et de télémétrie respectifs peuvent être envoyés et reçus par une unité de commande 132 située à la surface du puits de production. L’unité de commande 132 peut être couplée au câble 128 à travers le bloc obturateur de puits 108.

[0031] Dans une mise en œuvre, l’unité de commande 132 peut être utilisée pour commander et surveiller les dispositifs de mesure de surface 145 et 147 et/ou les dispositifs de fond de puits et pour fournir des informations associées aux prévisions de modèle et/ou aux données mesurées (par exemple, via une interface utilisateur fournie à un terminal ou à un panneau de commande intégré avec l’unité de commande 132). De plus ou en variante, les dispositifs de fond de puits peuvent être commandés et surveillés par un système de traitement à distance (voir, par exemple, la figure 6). Un système de traitement local ou à distance peut être utilisé pour fournir diverses fonctionnalités de commande de supervision et d’acquisition de données (SC AD A) aux puits de production associés à chaque réservoir dans un champ. Par exemple, un système de traitement à distance peut recevoir des données de mesure de surface de l’unité de commande 132, mettre à jour les paramètres de modèle d’un modèle de champ pétrolifère en utilisant les opérations d’optimisation bayésienne décrites ici, et générer et envoyer des commandes appropriées pour commander les opérations de site de puits à l’unité de commande 132. La communication entre l’unité de commande 132 et un système de traitement à distance peut être établie via un ou plusieurs réseaux de communication, par exemple, sous la forme d’un réseau sans fil (par exemple, un réseau cellulaire), un réseau câblé (par exemple, une connexion câblée à Internet) ou une combinaison de réseaux sans fil et filaires.

[0032] Dans une ou plusieurs mises en œuvre, un tel système de traitement peut inclure un dispositif informatique (par exemple un serveur) et un dispositif de stockage de données (par exemple une base de données). Un tel dispositif informatique peut être mis en œuvre en utilisant n’importe quel type de dispositif informatique comportant au moins un processeur, une mémoire et une interface réseau capable d’envoyer et de recevoir des données vers et depuis l’unité de commande 132 via un réseau de communication, tel qu’un processeur 338 décrit à la figure 3, le dispositif informatique 500 décrit ci-après en rapport avec la figure 5 et/ou le serveur 606 décrit ci-après en rapport avec la figure 6 [0033] Dans une mise en œuvre, l’unité de commande 132 peut envoyer périodiquement des données de production du site du puits via un réseau de communication au système de traitement pour le traitement et le stockage. Ces données de production sur site de forage peuvent inclure, par exemple, des mesures de système de production à partir de divers dispositifs de fond de puits ou capteurs/mètres de surface, comme décrit cidessus. Dans certaines mises en œuvre, de telles données de production peuvent être envoyées en utilisant une unité de terminal à distance (RTU) de l’unité de commande 132. Dans une mise en œuvre, un dispositif de stockage de données local ou à distance peut être utilisé pour stocker les données de production reçues de l’unité de commande 132. Dans un exemple, le dispositif de stockage de données local ou à distance peut être utilisé pour stocker des données de production d’historique, y compris un enregistrement des mesures réelles et simulées du système de production (par exemple, les mesures de la pression de surface et les mesures du débit de surface) obtenues ou calculées sur une période donnée, par exemple, à plusieurs moments de l’historique. Bien que le puits de production 100 soit décrit dans le contexte d’un réservoir unique, il convient de noter que les mises en œuvre décrites ici ne s’y limitent pas et que les mises en œuvre décrites peuvent être appliquées à la production de fluide à partir de plusieurs réservoirs dans un système de production à réservoirs multiples.

[0034] Dans une ou plusieurs mises en œuvre, l’appariement d’historique d’optimisation bayésienne décrit dans le présent document peut faciliter le calcul et l’application de modèles de champ pétrolifère qui utilisent des mesures sur l’ensemble de l’historique d’un champ pétrolifère, d’un réservoir ou d’un puits, en raison du réglage rapide des valeurs de paramètres à des valeurs optimales ou quasi optimales en utilisant les répartitions de probabilité antérieures et les processus stochastiques (par exemple, bayésiens).

[0035] La figure 2 illustre un exemple d’organigramme d’un processus 200 d’optimisation bayésienne d’un mode de champ pétrolifère conformément à certaines mises en œuvre. Bien que la figure 2, ainsi que d’autres illustrations de processus contenues dans cette description, peuvent représenter des étapes ou opérations fonctionnelles dans une séquence particulière, les processus ne sont pas nécessairement limités à l’ordre particulier ou aux étapes illustrés. Les différentes étapes et/ou opérations décrites dans cette figure ou dans d’autres peuvent être modifiées, réagencées, effectuées en parallèle ou adaptées de différentes manières. De plus, il faut comprendre que certaines étapes ou séquences d’étapes peuvent être ajoutées au processus ou en être omises, sans sortir du cadre des différentes mises en œuvre. Le processus 200 peut être mis en œuvre par un ou plusieurs dispositifs ou systèmes informatiques dans certaines mises en œuvre, telles que le processeur 338 décrit à la figure 3, un dispositif informatique 500 décrit à la figure 5, et/ou le dispositif client 602 ou le serveur 606 décrit à la figure 6.

[0036] Au bloc 202, un modèle de champ pétrolifère peut être fourni pour un champ pétrolifère. Le modèle de champ pétrolifère peut inclure au moins un paramètre ajustable qui correspond à une caractéristique physique du champ pétrolifère. Le champ pétrolifère comprend un ou plusieurs réservoirs souterrains de pétrole et/ou de gaz et un système de puits comprenant un ou plusieurs puits de production et/ou un ou plusieurs puits d’injection. Les un ou plusieurs paramètres ajustables peuvent inclure un ou plusieurs paramètres géophysiques, un ou plusieurs paramètres de système de puits et/ ou un ou plusieurs paramètres de fluide.

[0037] Les paramètres géophysiques peuvent être des paramètres décrivant les caractéristiques d’un réservoir dans le champ pétrolifère (par exemple, une perméabilité et/ou une porosité d’une couche de formation ou d’un autre composant d’un réservoir ou d’une partie d’un réservoir, un certain nombre de couches de formation, une épaisseur ou une autre caractéristique spatiale d’une couche de formation ou similaire). Les paramètres de fluide peuvent inclure des paramètres décrivant le débit de fluide, la pression ou la composition dans le réservoir et/ou le système de puits, tels qu’une valeur de saturation en eau ou une pression telle qu’une pression en fond de puits (par exemple, une pression de fond de puits associée à un puits de production dans le champ pétrolifère) ou une autre pression dans le réservoir et/ou le système de puits. Les paramètres de système de puits peuvent inclure, par exemple, un certain nombre de fractures, une longueur (par exemple, une demi-longueur) d’une ou de plusieurs fractures, une taille d’ouverture pour une ou plusieurs fractures, une conductivité à une perforation, un puits de forage ou des caractéristiques de tubage, ou similaire.

[0038] Par exemple, un modèle de champ pétrolifère peut inclure un modèle de réservoir comportant un nombre de couches NL avec une perméabilité de PB millidarcy (mD), une porosité de PY %, un rapport de saturation en eau initial de S et une pression initiale de P de pression absolue en livres par pouce carré (psia), et un système de puits ayant un puits de production avec un nombre de fractures hydrauliques NF, chacune avec une demi-longueur de HL pieds, une ouverture de A pouces et une conductivité C et une porosité PYP % à la perforation. Tout ou partie de NL, PB, PY, S, P, NF, H, L A, C et/ou PYP peuvent être des paramètres ajustables du modèle de champ pétrolifère. Les valeurs initiales des paramètres ajustables tels que NL, PB, PY, S, P, NF, H, L A, C et/ou PYP peuvent être déterminées en fonction des caractéristiques géophysiques connues des composants du champ pétrolifère, du réservoir et/ou du système de puits et/ou des mesures obtenues lors du forage et/ou des mesures en fond de puits (par exemple, du câble métallique) avant ou pendant la phase de production du puits de forage.

[0039] Au bloc 204, une distribution de probabilité antérieure peut être fournie pour l’au moins un paramètre ajustable. La distribution de probabilité antérieure pour chaque paramètre ajustable peut être une plage simple, une plage pondérée ou un ensemble de plages pondérées (à titre d’exemple). Les répartitions de probabilité antérieures pour des paramètres ajustables tels que NL, PB, PY, S, P, NL, H, L A, C et / ou PYP peuvent être déterminées sur la base des caractéristiques géophysiques connues du champ pétrolifère, des composants de réservoir et/ou du système de puits et/ou des mesures obtenues pendant le forage et/ou des mesures de câble métallique pendant la phase de production du puits de forage.

[0040] Au bloc 206, pour chacun des multiples périodes d’historiques, une valeur de mesure du champ pétrolifère peut être obtenue. Les périodes historiques peuvent inclure des périodes couvrant l’historique complet d’un système de puits (par exemple, l’historique complet d’un ou de plusieurs puits de production dans le système de puits). Par exemple, les valeurs de mesure peuvent inclure des mesures de débit de surface obtenues par un capteur de débit tel que le capteur de débit 145 de la figure 1 et/ou des mesures de pression de surface obtenues par un capteur de pression de surface tel que le capteur de pression 147 de la figure 1.

[0041] Au bloc 208, pour chacune des multiples périodes historiques, un ou plusieurs processeurs peuvent exécuter un code ou des instructions stockés dans un support non transitoire lisible par machine pour générer une valeur de sortie du modèle en utilisant l’au moins un paramètre ajustable. Par exemple, pour un ensemble particulier de valeurs de paramètre de test (par exemple, pour les valeurs initiales ou modifiées de NL, PB, PY, S, P, NL, H, L A, C et/ou PYP), le processeur calcule le débit de surface de modèle et une pression de surface de modèle à chacune des multiples périodes historiques. Dans un exemple illustratif, les valeurs initiales de NL, PB, PY, S, P, NL, H, L A, C et/ou PYP correspondant respectivement à des valeurs de 12 couches avec une perméabilité de 0,002 mD, une porosité de 25 %, un rapport de saturation en eau initial de 0,2 et une pression initiale de 3 500 psia, et un système de puits ayant un puits de production avec 12 fractures hydrauliques, chacune avec une demi-longueur de 500 pieds, une ouverture de 0,1 pouce et une conductivité de 3 mD et une porosité de 30 % au niveau de la perforation, sont utilisables pour calculer un débit de surface initial de modèle et une pression de surface initiale de modèle à chacune des multiples périodes historiques. Pour des itérations ultérieures des opérations du bloc 208 (par exemple, après des modifications des paramètres ajustables en utilisant des répartitions de probabilité antérieures pour chaque paramètre et en utilisant une erreur de modèle), un débit supplémentaire de surface de modèle et des pressions supplémentaires de surface de modèle peuvent être générés à chacune de ces multiples périodes historiques, pour chaque ensemble modifié de paramètres ajustables.

[0042] Au bloc 210, la valeur de mesure pour chaque période historique peut être comparée (par exemple, par le processeur) avec la valeur de sortie du modèle pour cette période historique. La comparaison de la valeur de mesure et de la valeur de sortie peut inclure la soustraction de la valeur de mesure et de la valeur de sortie pour déterminer une différence à chaque période historique.

[0043] Au bloc 212, le processeur peut déterminer une erreur de modèle associée à l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la comparaison. Par exemple, le processeur peut calculer l’erreur de modèle en additionnant les carrés ou les valeurs absolues des différences générées au bloc 210 pour toutes les périodes historiques.

[0044] Au bloc 214, le processeur peut appliquer une modification à l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la distribution de probabilité antérieure et de l’erreur de modèle. Comme indiqué par la flèche 221, le processeur peut répéter le calcul du bloc 208, la comparaison du bloc 210, la détermination du bloc 212 et l’application du bloc 214 jusqu’à la convergence de l’erreur de modèle (par exemple jusqu’à ce que l’erreur de modèle soit inférieure à une erreur de seuil et/ou jusqu’à ce que les modifications de l’erreur de modèle pour chaque répétition ne puissent pas diminuer de plus d’un seuil de convergence), pour générer un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique qui facilite les opérations du système de puits pour le champ pétrolifère.

[0045] Au bloc 216, le modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique qui facilite les opérations du système de puits pour le champ pétrolifère peut être fourni (par exemple, par le processeur à l’unité de commande 132) pour la modification d’opérations de production, telle que la modification de la quantité ou de la pression d’un fluide d’injection d’un puits d’injection dans le champ pétrolifère et/ou par la détermination d’un nouvel emplacement pour un nouveau puits et/ou le forage du nouveau puits à l’emplacement déterminé.

[0046] De cette manière, une ou plusieurs des opérations décrites ci-dessus en rapport avec les blocs 208-216 peuvent être exécutées pour générer un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique qui facilite les opérations de système de puits pour le champ pétrolifère, en effectuant une optimisation bayésienne d’au moins un paramètre ajustable en utilisant des modifications de l’au moins un paramètre ajustable sur la base d’une distribution de probabilité antérieure, en utilisant des valeurs de mesure et des valeurs de prédiction de modèle correspondantes, chacune étant générée en utilisant une modification correspondante de l’au moins un paramètre ajustable.

[0047] De cette manière, le processus 200 peut générer un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique pour un champ pétrolifère, comprenant un réservoir et un système de puits incluant un puits de production et un puits d’injection en communication fluidique avec le réservoir et un champ pétrolifère pouvant être modifié sur la base du modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique, en modifiant, par exemple, le fonctionnement du puits d’injection (par exemple, en modifiant le débit ou la pression d’un fluide d’injection) et en forant un nouveau puits dans le réservoir.

[0048] Le traitement effectué pour le processus 200 par tout composant approprié décrit ici peut être effectué uniquement en position haute, uniquement en fond de puits, ou les deux (par exemple, dans une opération de traitement distribué). Le traitement effectué pour le processus 200 par tout composant approprié décrit ici peut être effectué sur le terrain et/ou à distance.

[0049] Les figures 3 et 4, respectivement, illustrent un ensemble de forage qui peut être utilisé sur la base d’un modèle mis en correspondance avec un historique (généré à l’aide des opérations d’optimisation bayésienne décrites ci-dessus en rapport avec la figure 2) et un ensemble de diagraphie pouvant être utilisé pour obtenir des mesures autres que des mesures de débit et de pression en surface (par exemple, périodiquement), pouvant être utilisées pour déterminer les valeurs de paramètre initial, les répartitions de probabilité de paramètre antérieur et/ou des mesures directes de paramètres qui peuvent être utilisées lors d’un processus d’optimisation bayésienne.

[0050] Plus spécifiquement, la figure 3 illustre un ensemble de forage représentatif 300 pour la mise en œuvre d’une ou de plusieurs des opérations décrites ici. Il convient de noter que, bien que la figure 3 illustre généralement un ensemble de forage basé à terre, l’homme du métier reconnaîtra facilement que les principes décrits ici s’appliquent également aux opérations de forage sous-marin qui utilisent des plateformes flottantes ou basées en mer, sans sortir du cadre de l’invention.

[0051] Dans une ou plusieurs mises en œuvre, le processus 200 décrit ci-dessus commence après que l’ensemble de forage 300 a foré un puits de forage 316 pénétrant dans une formation souterraine 318. Dans une ou plusieurs mises en œuvre, le processus 200 décrit ci-dessus commence après des mois ou des années de production dans un premier puits de forage 316 afin de fournir un modèle de réservoir mis en correspondance avec un historique qui informe de l’emplacement et/ou du fonctionnement de l’ensemble de forage 300 pour forer un autre puits de forage 316 pénétrant la formation souterraine 318. Comme illustré, l’ensemble de forage 300 peut comprendre une plateforme de forage 302 qui supporte un derrick 304 ayant un bloc de déplacement 306 pour lever et abaisser un train de forage 308. Le train de forage 308 peut comprendre, mais sans s’y limiter, une tige de forage et un tube spiralé, qui sont généralement connus de l’homme du métier. Une tige d’entraînement 310 soutient le train de forage 308 lorsqu’elle est abaissée par l’intermédiaire d’une table de rotation 312. Un trépan de forage 314 est fixé à l’extrémité distale du train de forage 308 et est entraîné soit par un moteur de fond de puits et/ou soit par la rotation du train de forage 308 à partir de la surface de puits. Lorsque le trépan de forage 314 tourne, il crée le puits de forage 316 qui pénètre dans diverses formations souterraines 318.

[0052] Une pompe 320 (par exemple, une pompe à boue) fait circuler la boue de forage 322 à travers un tuyau d’alimentation 324 et vers la tige d’entraînement 310, qui achemine la boue de forage 322 en fond de puits vers l’intérieur du train de forage 408 et à travers un ou plusieurs orifices dans le trépan de forage 314. La boue de forage 322 est ensuite renvoyée vers la surface via un espace annulaire 326 défini entre le train de forage 308 et les parois du puits de forage 316. En surface, la boue de forage recirculée ou épuisée 322 sort de l’espace annulaire 326 et peut être acheminée vers une ou plusieurs unité(s) de traitement de fluide 328 via une conduite d’écoulement d’interconnexion 330. Après avoir traversé les une ou plusieurs unités de traitement de fluide 328, une boue de forage « nettoyée » 322 est déposée dans un bassin de rétention voisin 332 (c’est-à-dire un bassin à boue). Tandis qu’elles sont illustrées comme étant agencées à la sortie du puits de forage 316 via l’espace annulaire 326, l’homme du métier comprendra aisément que les une ou plusieurs unités de traitement de fluide 328 peuvent être agencées au niveau de tout autre emplacement de l’ensemble de forage 300 pour faciliter son bon fonctionnement, sans sortir du cadre de l’invention.

[0053] Des produits chimiques, des fluides, des additifs et autres produits similaires peuvent être ajoutés à la boue de forage 322 par l’intermédiaire d’une trémie de mélange 334 couplée en communication ou autrement en communication fluidique avec le bassin de rétention 332. La trémie de mélange 334 peut comprendre notamment des mélangeurs et un équipement de mélange associé connu de l’homme du métier. Dans d’autres mises en œuvre, cependant, les produits chimiques, les fluides, les additifs et autres produits similaires peuvent être ajoutés à la boue de forage 322 à tout autre emplacement dans l’ensemble de forage 300. Dans au moins une mise en œuvre, par exemple, il peut y avoir plusieurs bassins de rétention 332, tel que plusieurs bassins de rétention 332 en série. De plus, le bassin de rétention 332 peut être représentatif d’une ou de plusieurs installations et/ou unités de stockage de fluide où les produits chimiques, les fluides, les additifs et autres produits similaires peuvent être stockés, reconditionnés et/ou régulés jusqu’à ce qu’ils soient ajoutés à la boue de forage 322.

[0054] Le processeur 338 peut être une partie du matériel informatique utilisé pour mettre en œuvre les divers blocs, modules, éléments, composants, procédés et algorithmes illustratifs décrits ici. Le processeur 338 peut être configuré pour exécuter une ou plusieurs séquences d’instructions, positions de programmation ou code stocké sur un support non transitoire lisible par ordinateur. Le processeur 338 peut être, par exemple, un microprocesseur polyvalent, un microcontrôleur, un processeur de signal numérique, un circuit intégré spécifique à Γ application, un réseau prédiffusé programmable par Γutilisateur, un dispositif logique programmable, un dispositif de commande, une machine d’état, une logique à porte, des composants matériels distincts, un réseau neuronal artificiel ou toute entité appropriée similaire qui peut effectuer des calculs ou d’autres manipulations de données. Dans certaines mises en œuvre, le matériel informatique peut en outre comprendre des éléments tels que, par exemple, une mémoire (par exemple, une mémoire vive (RAM), une mémoire flash, une mémoire morte (ROM), une mémoire morte programmable (PROM), une mémoire morte programmable et effaçable (EPROM)), des registres, des disques durs, des disques amovibles, des CD-ROM, des DVD ou tout autre dispositif ou support de stockage approprié similaire.

[0055] Les séquences exécutables décrites ici peuvent être mises en œuvre avec une ou plusieurs séquences de code contenues dans une mémoire. Dans certaines mises en œuvre, ce code peut être lu dans la mémoire à partir d’un autre support lisible par machine. L’exécution des séquences d’instructions contenues dans la mémoire peut amener un processeur 338 à exécuter les étapes de processus décrites ici. Un ou plusieurs processeurs 338 dans un agencement multitraitement peuvent également être utilisés pour exécuter des séquences d’instructions dans la mémoire. En outre, des circuits câblés peuvent être utilisés à la place de, ou en combinaison avec, des instructions logicielles pour mettre en œuvre diverses mises en œuvre décrites ici. Ainsi, les présentes mises en œuvre ne sont pas limitées à une quelconque combinaison spécifique de matériel et/ou de logiciel.

[0056] Tel qu’utilisé ici, un support lisible par machine se référera à tout support qui fournit directement ou indirectement des instructions au processeur 338 pour une exécution. Un support lisible par machine peut prendre plusieurs formes, y compris, par exemple, des supports non volatiles, des supports volatiles et des supports de transmission. Les supports non volatiles peuvent comprendre, par exemple, des disques optiques et magnétiques. Les supports volatiles peuvent inclure, par exemple, la mémoire dynamique. Les supports de transmission peuvent inclure, par exemple, des câbles coaxiaux, des câbles, des fibres optiques et des câbles formant un bus. Les formes courantes de supports lisibles par machine peuvent inclure, par exemple, des disquettes, des disques souples, des disques durs, des bandes magnétiques, d’autres supports magnétiques similaires, des CD-ROM, des DVD, d’autres supports optiques similaires, des cartes perforées, des bandes de papier et des supports physiques avec des trous à configuration, une RAM, une ROM, une PROM, une EPROM et une EPROM flash. Le processeur 338 peut être mis en œuvre dans un ensemble de forage 300, dans un autre ensemble de commande associé à un puits de production ou à un puits d’injection, ou en tant que partie de l’unité de commande 132 de la figure 1 (à titre d’exemple).

[0057] L’ensemble de forage 300 peut en outre comprendre un module de fond de puits (BHA) couplé au train de forage 308 près du trépan de forage 314. Le BHA peut comprendre divers outils de mesure de fond de puits, tels que, sans toutefois s’y limiter, des outils de mesure en cours de forage (MWD) et de diagraphie en cours de forage (LWD), pouvant être configurés pour prendre des mesures de fond de puits et/ ou des mesures de haut de puits de formations souterraines environnantes 318. Le long du train de forage 308, un équipement de diagraphie en cours de forage (LWD) ou de mesure en cours de forage (MWD) 336 est inclus. Dans une ou plusieurs mises en œuvre, l’ensemble de forage 300 implique le forage du puits de forage 316 tandis que les mesures de diagraphie sont effectuées avec l’équipement LWD/MWD 336. Plus généralement, les procédés décrits ici impliquent l’introduction d’un outil de diagraphie dans le puits de forage capable de déterminer les paramètres de puits de forage, y compris les propriétés mécaniques de la formation. L’outil de diagraphie peut être un outil de diagraphe LWD, un outil de diagraphie MWD, un outil de diagraphie par câble, un outil de diagraphie à câble lisse, et autres. En outre, il est entendu que tout traitement effectué par l’outil de diagraphie ne peut se produire que seulement en haut de puits, seulement en fond de puits, ou au moins dans une partie des deux (c’est-à-dire, un traitement distribué).

[0058] Selon la présente invention, l’équipement LWD/MWD 336 peut comprendre un capteur acoustique fixe et un capteur acoustique mobile utilisé pour détecter l’écoulement de fluide s’écoulant dans et/ou étant adjacent au puits de forage 316. Dans un exemple, le capteur acoustique fixe peut être agencé autour de l’axe longitudinal de l’équipement LWD/MWD 336, et, ainsi, du puits de forage 316 à un emplacement fixe prédéterminé à l’intérieur du puits de forage 316. Le capteur acoustique mobile peut être agencé autour de l’axe longitudinal de l’équipement LWD/MWD 336 et, ainsi, du puits de forage 316, et est conçu pour se déplacer le long de l’axe longitudinal du puits de forage 316. Cependant, l’agencement du capteur acoustique fixe et du capteur acoustique mobile n’est pas limité à ceux-ci et les capteurs acoustiques peuvent être agencés dans n’importe quelle configuration requise par l’application et la conception.

[0059] L’équipement LWD/MWD 336 peut transmettre les données mesurées à un processeur 338 à la surface sur une connexion filaire ou sans fil. La transmission des données est généralement illustrée à la ligne 340 pour démontrer le couplage transmissible entre le processeur 338 et l’équipement LWD/MWD 336 et n’indique pas nécessairement le chemin vers lequel la communication est réalisée. Le capteur acoustique fixe et le capteur acoustique mobile peuvent être couplés en communication avec la ligne 340 utilisée pour transférer des mesures et des signaux du BHA au processeur 438 qui traite les mesures acoustiques et les signaux reçus par des capteurs acoustiques (par exemple, capteur acoustique fixe, capteur acoustique mobile) et/ou commande le fonctionnement du BHA. Dans la technique de l’invention, l’équipement LWD/MWD 336 peut être capable d’enregistrer l’analyse de la formation souterraine 318 à proximité du puits de forage 316.

[0060] Dans certaines mises en œuvre, une partie du traitement peut être réalisée par un module de télémétrie (non représenté) en combinaison avec le processeur 338. Par exemple, le module de télémétrie peut prétraiter les signaux de capteur individuels (par exemple, par conditionnement de signal, filtrage et/ou annulation de bruit) et les transmettre à un système de traitement de données de surface (par exemple, le processeur 338) pour un traitement ultérieur. Il est à noter que tout traitement effectué par l’outil de diagraphie ne peut se produire que seulement en haut de puits, seulement en fond de puits, ou au moins dans une partie des deux (c’est-à-dire, un traitement distribué).

[0061] Dans diverses mises en œuvre, les signaux acoustiques traités sont évalués conjointement avec les mesures d’autres capteurs (par exemple, les mesures de température et de pression de puits en surface) pour évaluer les conditions d’écoulement et l’intégrité globale du puits. Le module de télémétrie peut englober tout moyen de communication de fond de puits connu comprenant, sans s’y limiter, un système de télémétrie par impulsion de boue, un système de télémétrie acoustique, un système de communication câblé, un système de communication sans fil, ou une quelconque combinaison de ceux-ci. Dans certaines mises en œuvre, certaines ou toutes les mesures prises par le capteur acoustique fixe et le capteur acoustique mobile peuvent également être stockées dans une mémoire associée aux capteurs acoustiques ou au module de télémétrie pour une récupération ultérieure à la surface lors du retrait du train de forage 308.

[0062] La figure 4 illustre un ensemble de diagraphie 400 ayant un système filaire approprié pour mettre en œuvre une ou plusieurs opérations décrites ici. Par exemple, l’ensemble de diagraphie 400 peut être utilisé pour obtenir des mesures qui sont utilisées (par exemple, en combinaison avec d’autres mesures telles que des données géologiques, sismiques ou autres données d’enquête) pour identifier des valeurs initiales et/ou des répartitions de probabilité antérieures pour des paramètres ajustables d’un modèle de champ pétrolifère. Comme illustré, une plateforme 410 peut être équipée d’un derrick 412 qui supporte un treuil 414. Les puits de pétrole et de gaz de forage, par exemple, sont couramment utilisés à l’aide d’un train de tiges de forage reliées entre elles de manière à former un train de forage abaissé par une table rotative 416 dans un puits de forage 418. Ici, il est supposé que la colonne de forage a été temporairement retirée du puits de forage 418 pour permettre à un outil de diagraphie 420 (et/ou à tout autre outil du câble métallique approprié) d’être abaissé par un câble métallique 422, un câble lisse, un tubage enroulé, un tracteur de fond de puits, un câble de diagraphie, et/ou toute autre structure physique ou tout moyen de transport approprié s’étendant en fond de puits depuis la surface dans le puits de forage 418. Typiquement, l’outil de diagraphie 420 est abaissé jusqu’à une région d’intérêt et ensuite tiré vers le haut à une vitesse sensiblement constante. Pendant le trajet vers le haut, les instruments inclus dans l’outil de diagraphie 420 peuvent être utilisés pour effectuer des mesures sur la formation souterraine 424 adjacente au puits de forage 418 lors du passage de l’outil de diagraphie 420. En outre, il est entendu que tout traitement effectué par l’outil de diagraphie 420 ne peut se produire qu’uniquement en haut de puits, uniquement en fond de puits, ou au moins dans une partie des deux (c’est-à-dire, un traitement distribué).

[0063] L’outil de diagraphie 420 peut comprendre un ou plusieurs instruments à câble métallique qui peuvent être suspendus dans le puits de forage 418 par le câble métallique 422. Les un ou plusieurs instruments à câble métallique peuvent comprendre le capteur acoustique fixe et le capteur acoustique mobile, qui peuvent être couplés en communication avec le câble métallique 422. Le câble métallique 422 peut comprendre des conducteurs pour transporter l’énergie vers l’instrument à câble métallique et également faciliter la communication entre la surface et l’instrument à câble métallique. L’outil de diagraphie 420 peut comprendre un composant mécanique pour provoquer le mouvement du capteur acoustique mobile.

[0064] De plus ou en variante, dans un exemple (non explicitement illustré), les capteurs acoustiques peuvent être fixés ou encastrés à l’intérieur des une ou plusieurs colonnes de tubage recouvrant le puits de forage 418 et/ou la paroi du puits de forage 418 à une distance prédéterminée axialement espacée.

[0065] Une installation de diagraphie 428, représentée à la figure 4 en tant que camion, peut collecter des mesures à partir des capteurs acoustiques (par exemple, le capteur acoustique fixe, le capteur acoustique mobile) et peut inclure le processeur 438 pour commander, traiter, stocker et/ou visualiser les mesures recueillies par les capteurs acoustiques. Le processeur 438 peut être couplé en communication avec les un ou plusieurs instruments à câble métallique au moyen du câble métallique 422. En variante, les mesures recueillies par l’outil de diagraphie 420 peuvent être transmises (avec ou sans fil) ou délivrées physiquement à des installations de calcul hors site où les procédés et processus décrits ici peuvent être mis en œuvre.

[0066] La figure 5 illustre un diagramme schématique d’un ensemble de composants généraux d’un exemple de dispositif informatique 500. Dans cet exemple, le dispositif informatique 500 comprend un processeur 502 (par exemple, une mise en œuvre du processeur 338) pour exécuter des instructions pouvant être stockées dans un dispositif ou un élément de mémoire 504. Le dispositif informatique 500 peut inclure de nombreux types de mémoire, de stockage de données ou de supports de stockage non transitoires lisibles par ordinateur, tels qu’un premier stockage de données pour des instructions de programme à exécuter par le processeur 502, un stockage séparé pour des images ou des données, une mémoire amovible pour partager des informations avec d’autres appareils, etc.

[0067] Le dispositif informatique 500 peut typiquement comprendre un certain type d’élément d’affichage 506, tel qu’un écran tactile ou un affichage à cristaux liquides (LCD). Comme décrit, le dispositif informatique 500 dans de nombreux modes de réalisation comprendra au moins un élément d’entrée 510 capable de recevoir une entrée classique d’un utilisateur. Cette entrée classique peut comprendre, par exemple, un bouton poussoir, un pavé tactile, un écran tactile, une molette, une manette, un clavier, une souris, un pavé numérique ou tout autre dispositif ou élément par lequel un utilisateur peut entrer une commande dans le dispositif. Dans certains modes de réalisation, cependant, le dispositif informatique 500 peut ne pas comprendre de boutons et ne peut être commandé que par une combinaison de commandes visuelles et audio, de sorte qu’un utilisateur peut commander le dispositif informatique 500 sans avoir à être en contact avec le dispositif informatique 500. Dans certains modes de réalisation, le dispositif informatique 500 de la figure 5 peut comprendre un ou plusieurs éléments d’interface réseau 508 pour communiquer sur divers réseaux, tels que des systèmes de communication Wi-Fi, Bluetooth, RF, câblés ou sans fil. Le dispositif informatique 500 peut communiquer dans de nombreux modes de réalisation avec un réseau, tel qu’Internet, et peut être capable de communiquer avec d’autres dispositifs informatiques de ce type.

[0068] Comme décrit ici, différentes approches peuvent être mises en œuvre dans divers environnements selon les modes de réalisation décrits. Par exemple, la figure 6 illustre un diagramme schématique d’un exemple d’environnement 600 pour la mise en œuvre d’aspects selon divers modes de réalisation. Comme on le comprendra, bien qu’un environnement client-serveur soit utilisé à des fins d’explication, différents environnements peuvent être utilisés, le cas échéant, pour mettre en œuvre divers modes de réalisation. Le système comprend un dispositif client électronique 602, qui peut inclure tout dispositif approprié pouvant être utilisé pour envoyer et recevoir des demandes, des messages ou des informations sur un réseau approprié 604 et renvoyer des informations à un utilisateur du dispositif. Des exemples de tels dispositifs clients incluent des ordinateurs personnels, des téléphones cellulaires, des dispositifs de messagerie portables, des ordinateurs portables, etc.

[0069] Le réseau 604 peut inclure n’importe quel réseau approprié, y compris un intranet,

Internet, un réseau cellulaire, un réseau local ou tout autre réseau de ce type ou une combinaison de ceux-ci. Les composants utilisés pour un tel système peuvent dépendre au moins en partie du type de réseau et/ou d’environnement sélectionné. Les protocoles et les composants pour communiquer par l’intermédiaire d’un tel réseau sont bien connus et ne seront pas décrits ici en détail. L’informatique sur le réseau 604 peut être activée via des connexions filaires ou sans fil et leurs combinaisons. Dans cet exemple, le réseau comprend Internet, car l’environnement comprend un serveur 606 pour recevoir des demandes et servir du contenu en réponse à cela, bien que pour d’autres réseaux, un dispositif alternatif visant un objectif similaire puisse être utilisé, comme cela apparaîtrait évident pour l’homme du métier.

[0070] Le dispositif client 602 peut représenter le dispositif informatique 500 de la figure 5 et le serveur 606 peut représenter des installations informatiques hors site dans une mise en œuvre.

[0071] Le serveur 606 comprendra typiquement un système d’exploitation qui fournit des instructions de programme exécutables pour l’administration générale et le fonctionnement de ce serveur et comprendra typiquement des instructions de stockage de supports lisibles par ordinateur qui, lorsqu’elles sont exécutées par un processeur du serveur, permettent au serveur d’exécuter ses fonctions prévues. Des mises en œuvre appropriées pour le système d’exploitation et la fonctionnalité générale des serveurs sont connues ou disponibles dans le commerce et sont facilement mises en œuvre par des hommes du métier, en particulier à la lumière de la présente invention.

[0072] L’environnement dans un mode de réalisation est un environnement informatique réparti utilisant plusieurs systèmes informatiques et composants qui sont interconnectés par l’intermédiaire de liaisons informatiques, en utilisant un ou plusieurs réseaux informatiques ou des connexions directes. Cependant, l’homme du métier comprendra qu’un tel système pourrait fonctionner aussi bien dans un système ayant un nombre de composants plus petit ou plus grand que celui illustré à la figure 6. Ainsi, la représentation de l’environnement 600 sur la figure 6 doit être considérée comme étant de nature illustrative et ne limitant pas la portée de l’invention.

[0073] Un support de stockage et un autre support non transitoire lisible par ordinateur pour contenir un code, ou des parties de code, peuvent inclure tout support de stockage approprié utilisé dans la technique, tel que, sans toutefois s’y limiter, un support volatile et non volatile, amovible et non amovible mis en œuvre dans tout procédé ou technique de stockage d’informations tels que des instructions lisibles par ordinateur, des structures de données, des modules de programme ou d’autres données, telles qu’une RAM, une ROM, une EEPROM, une mémoire flash ou une autre technologie de mémoire, un CD-ROM, un disque polyvalent numérique (DVD) ou un autre stockage optique, des cassettes magnétiques, une bande magnétique, un stockage sur disque magnétique ou d’autres dispositifs de stockage magnétiques, ou tout autre support pouvant être utilisé pour stocker les informations souhaitées et accessible par le dispositif système. Sur la base de l’invention et des enseignements fournis ici, l’homme du métier appréciera d’autres moyens et/ou procédés pour mettre en œuvre les diverses mises en œuvre.

[0074] Divers exemples d’aspects de l’invention sont décrits ci-dessous en tant que clauses pour des raisons de commodité. Celles-ci sont fournies à titre d’exemple et ne limitent pas la technique de l’invention.

[0075] Clause A. Procédé comprenant : la génération d’un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique pour un champ pétrolifère comprenant un réservoir et un système de puits comprenant un puits de production et un puits d’injection en communication fluidique avec le réservoir, dans lequel le modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique facilite la modification du champ pétrolifère sur la base du modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique, dans lequel la modification du champ pétrolifère comprend au moins une opération de modification du puits d’injection et le forage d’un nouveau puits dans le réservoir et dans lequel la génération du modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique comprend : la fourniture d’un modèle de champ pétrolifère comprenant au moins un paramètre ajustable qui correspond à une caractéristique physique du champ pétrolifère ; la fourniture d’une distribution de probabilité antérieure pour l’au moins un paramètre ajustable ; l’obtention, pour chacune des périodes historiques d’une pluralité, d’une valeur de mesure à partir du champ pétrolifère ; le calcul, pour chacune des périodes historiques, d’une valeur de sortie du modèle en utilisant l’au moins un paramètre ajustable ; la comparaison de la valeur de mesure avec la valeur de sortie du modèle pour chacune de la pluralité de périodes historiques ; la détermination d’une erreur de modèle associée à l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la comparaison ; l’application d’une modification à l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la distribution de probabilité antérieure et de l’erreur de modèle ; et la répétition du calcul, de la comparaison, de la détermination et de l’application jusqu’à la convergence de l’erreur de modèle, pour générer un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique qui facilite les opérations de système de puits pour le champ pétrolifère.

[0076] Clause B. Système comprenant : au moins un capteur configuré pour obtenir des mesures de fluide associées à un écoulement de fluide dans un puits de production en communication fluidique avec un réservoir dans un champ pétrolifère, le champ pétrolifère comprenant un système de puits comprenant le puits de production et un puits d’injection en communication fluidique avec le réservoir ; un processeur ; et un dispositif de mémoire comprenant des instructions qui, lorsqu’elles sont exécutées par le processeur, amènent le processeur à : générer un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique qui facilite une modification du champ pétrolifère afin d’améliorer la production à partir du réservoir, dans lequel la modification du champ pétrolifère comprend au moins l’un parmi la modification d’une opération du puits d’injection et le forage d’un nouveau puits dans le réservoir, et dans lequel le processeur est configuré pour générer le modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique en effectuant des opérations qui incluent : l’obtention d’un modèle de champ pétrolifère comprenant au moins un paramètre ajustable qui correspond à une caractéristique physique du champ pétrolifère ; l’obtention d’une distribution de probabilité antérieure pour l’au moins un paramètre ajustable ; l’obtention, pour une pluralité de périodes historiques, d’une pluralité de valeurs de mesure à partir du champ pétrolifère ; et la réalisation d’une optimisation bayésienne de l’au moins un paramètre ajustable en utilisant des modifications de l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la distribution de probabilité antérieure, en utilisant la pluralité de valeurs de mesure et une pluralité de valeurs de prédiction de modèle correspondantes, chacune étant générée en utilisant une modification correspondante de l’au moins un paramètre ajustable.

[0077] Clause C. Support non transitoire lisible par ordinateur comprenant des instructions qui y sont stockées qui, lorsqu’elles sont exécutées par au moins un dispositif informatique, amènent ledit au moins un dispositif informatique à effectuer des opérations comprenant : la fourniture d’un modèle de champ pétrolifère comprenant au moins un paramètre ajustable qui correspond à une caractéristique physique du champ pétrolifère ; la fourniture d’une distribution de probabilité antérieure pour l’au moins un paramètre ajustable ; l’obtention, pour chacune d’une pluralité de périodes historiques, d’une valeur de mesure à partir du champ pétrolifère ; le calcul, pour chacune de la pluralité de périodes historiques, d’une valeur de sortie du modèle en utilisant l’au moins un paramètre ajustable ; la comparaison de la valeur de mesure avec la valeur de sortie du modèle pour chacune de la pluralité de périodes historiques ; la détermination d’une erreur de modèle associée à l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la comparaison ; l’application d’une modification à l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la distribution de probabilité antérieure ; et la répétition du calcul, de la comparaison, de la détermination et de l’application jusqu’à la convergence de l’erreur de modèle, pour générer un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique qui facilite les opérations de système de puits pour le champ pétrolifère.

Claims

[Revendication 1] [Revendication 2]

Revendications

Une méthode d'amélioration et/ou d'optimisation de la production des puits dans les réservoirs de pétrole, comprenant:

la génération en temps réel d’un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique incluant un système de réservoir et de puits, dans lequel le système de puits comprend au moins un puits de production (100) et au moins un puits d’injection en communication fluidique avec le réservoir, dans lequel le modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique facilite la modification du champ pétrolifère, dans lequel la modification du champ pétrolifère comprend au moins la modification du fonctionnement de l’au moins un puits d’injection et le forage d’un nouveau puits dans le réservoir, et dans lequel la génération du modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique comprend :

la fourniture d’un modèle de champ pétrolifère comprenant au moins un paramètre ajustable qui correspond à une caractéristique physique d’un champ pétrolifère (202);

la fourniture d’une répartition de probabilité antérieure pour l’au moins un paramètre ajustable (204);

l’obtention, pour chacune d’une pluralité de périodes historiques, d’une valeur de mesure à partir du champ pétrolifère (206);

le calcul, pour chacune de la pluralité de périodes historiques, d’une valeur de sortie du modèle de champ pétrolifère en utilisant l’au moins un paramètre ajustable (208);

la comparaison de la valeur de mesure à la valeur de sortie du modèle de champ pétrolifère pour chacune de la pluralité de périodes historiques (210);

la détermination d’une erreur de modèle associée à l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la comparaison (212);

l’application d’une modification à l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la répartition de probabilité antérieure et de l’erreur de modèle (214); et la répétition du calcul, la comparaison, la détermination et l’application jusqu’à la convergence de l’erreur de modèle (221).

Le procédé mis en œuvre par ordinateur, selon la revendication 1, dans lequel la pluralité de périodes historiques couvre l’historique complet de l’au moins un puits de production (100).

[Revendication 3] Le procédé mis en œuvre par ordinateur, selon la revendication 1 ou 2, dans lequel l’au moins un paramètre ajustable comprend au moins l’un d’un paramètre géophysique ou d’un paramètre de fluide associé au réservoir. [Revendication 4] Le procédé mis en œuvre par ordinateur, selon la revendication 3, dans lequel le paramètre géophysique comprend au moins un élément parmi une perméabilité et une porosité d’une couche de formation. [Revendication 5] Le procédé mis en œuvre par ordinateur, selon la revendication 3, dans lequel le paramètre de fluide comprend une valeur de saturation en eau, une pression ou une pression de fond de trou associée à l’au moins un puits de production (100). [Revendication 6] Le procédé mis en œuvre par ordinateur, selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l’au moins un paramètre ajustable comprend un paramètre de système de puits choisi dans le groupe comprenant un nombre de fractures, une demi-longueur d’une fracture, une taille d’ouverture de fracture ou une conductivité à une perforation. [Revendication 7] Le procédé mis en œuvre par ordinateur, selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la modification du champ pétrolifère comprend la modification du fonctionnement de l’au moins un puits d’injection en injectant un fluide dans le réservoir via l’au moins un puits d’injection dans le champ pétrolifère sur la base du modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique. [Revendication 8] Le procédé mis en œuvre par ordinateur, selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la valeur de mesure comprend un débit de surface ou une pression de surface de l’au moins un puits de production (100). [Revendication 9] Système d'amélioration et/ou d'optimisation de la production des puits de pétrole réservoirs comprenant : au moins un capteur configuré pour obtenir des mesures de fluide associées à un écoulement de fluide dans au moins un puits de production (100) en communication fluidique avec un réservoir dans un champ pétrolifère, le champ pétrolifère comprenant un système de puits qui comprend l’au moins un puits de production et l’au moins un puits d’injection ou des puits en communication fluide avec le réservoir; un processeur (502); et un dispositif de mémoire (504) comprenant des instructions qui, lorsqu’elles sont exécutées par le processeur (502), entraînent le processeur (502) à :

[Revendication 10] [Revendication 11] [Revendication 12] [Revendication 13] générer un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique qui facilite une modification du champ pétrolifère afin d’améliorer la production à partir du réservoir, dans lequel la modification du champ pétrolifère comprend au moins une modification du fonctionnement de l’au moins un puits d’injection et le forage d’un nouveau puits le réservoir, et dans lequel le processeur (502) est configuré pour générer le modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique en effectuant des opérations qui comprennent : l’obtention d’un modèle de champ pétrolifère comportant au moins un paramètre ajustable qui correspond à une caractéristique physique d’un champ pétrolifère (202);

l’obtention d’une répartition de probabilité antérieure pour l’au moins un paramètre ajustable (204);

l’obtention, pour une pluralité de périodes historiques, d’une pluralité de valeurs de mesure à partir du champ pétrolifère (206); et la réalisation d’une optimisation bayésienne de l’au moins un paramètre ajustable en utilisant des modifications de l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la répartition de probabilité antérieure, en utilisant la pluralité de valeurs de mesure et une pluralité de valeurs de prédiction et une pluralité correspondante de modèle de valeurs de prédiction, chacune générée en utilisant une modification correspondante de l’au moins un paramètre réglable.

Système selon la revendication 9, dans lequel la pluralité de périodes historiques couvre la totalité de l’historique de l’au moins un puits de production (100).

Système selon la revendication 9 ou 10, dans lequel : l’au moins un paramètre ajustable comprend au moins l’un d’un paramètre géophysique, d’un paramètre de fluide ou d’un paramètre de système de puits associé au réservoir ; et le paramètre de système de puits est choisi dans le groupe comprenant un nombre de fractures, une demi-longueur d’une fracture, une taille d’ouverture de fracture ou une conductivité à une perforation.

Système selon la revendication 11, dans lequel le paramètre géophysique comprend au moins un élément parmi une perméabilité et une porosité d’une couche de formation.

Système selon la revendication 11, dans lequel le paramètre de fluide comprend une valeur de saturation en eau, une pression ou une pression [Revendication 14] [Revendication 15] de fond de trou associée à l’au moins un puits de production. Système selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la modification du fonctionnement de l’au moins un puits d’injection comprend l’injection d’un fluide dans le réservoir via l’au moins un puits d’injection sur la base du modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique.

Support lisible par ordinateur pour améliorer et/ou optimiser la production de puits dans les réservoirs de pétrole, y compris les instructions qui y sont stockées et qui, lorsqu’il est exécuté par au moins un dispositif informatique (500), entraîne ledit au moins un dispositif informatique à effectuer des opérations comprenant :

la génération en temps réel d’un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique incluant un système de réservoir et de puits qui comprend au moins un puits de production (100) et au moins un puits d’injection en communication fluidique avec le réservoir, dans lequel le modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique facilite la modification du champ pétrolifère, en effectuant au moins la modification du fonctionnement de l’au moins un puits d’injection et le forage d’un nouveau puits dans le réservoir, et dans lequel la génération du modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique comprend :

la fourniture d’un modèle de champ pétrolifère comprenant au moins un paramètre ajustable qui correspond à une caractéristique physique d’un champ pétrolifère (202);

la fourniture d’une répartition de probabilité antérieure pour l’au moins un paramètre ajustable (204);

l’obtention, pour chacune d’une pluralité de périodes historiques, d’une valeur de mesure à partir du champ pétrolifère (206);

le calcul, pour chacune de la pluralité de périodes historiques, d’une valeur de sortie du modèle de champ pétrolifère en utilisant l’au moins un paramètre ajustable (208);

la comparaison de la valeur de mesure à la valeur de sortie du modèle de champ pétrolifère pour chacune de la pluralité de périodes historiques (210);

la détermination d’une erreur de modèle associée à l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la comparaison (212);

l’application d’une modification à l’au moins un paramètre ajustable sur la base de la répartition de probabilité antérieure (214); et la répétition du calcul, la comparaison, la détermination et Γ application jusqu’à la convergence de l’erreur de modèle (221), afin de générer un modèle de champ pétrolifère mis en correspondance avec un historique qui facilite les opérations de système de puits pour le champ pétrolifère (216).