NO20111653A1

NO20111653A1 - Priority of wellbore proposals

Info

Publication number: NO20111653A1
Application number: NO20111653A
Authority: NO
Inventors: Matthew Szyndel; Jonathan A Holmes
Original assignee: Logined Bv
Priority date: 2010-12-02
Filing date: 2011-12-01
Publication date: 2012-06-04

Abstract

Utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse innbefatter en eller flere av en fremgangsmåte, en beregningsanordning, et datamaskin-lesbart medium og et system for prioritering av boreforslag. Et utførelseseksempel av foreliggende oppfinnelse kan innbefatte en fremgangsmåte som innbefatter tilveiebringelse av en reservoarsimulator for å simulere en reservoarmodell, hvor reservoarmodellen de- finerer et antall brønner som skal bores. Fremgangsmåten kan videre innbefatte lagring av modelltilstands-informasjon relatert til reservoarmodellen; beregning aven potensiell produksjon for i det minste en del av brønnene som skal bores, ved å simulere ett eller flere tidstrinn; og å gjenopprette modelltilstands- informasjonen til reservoarmodellen. I tillegg kan fremgangsmåten innbefatte bruk av reservoar- simulatoren til å simulere reservoarmodellen med en boreprioritet, hvor boreprioriteten er basert på den beregnede, potensielle produksjonen.Embodiments of the present invention include one or more of a method, a computational device, a computer-readable medium, and a drilling priority prioritization system. An embodiment of the present invention may include a method including providing a reservoir simulator to simulate a reservoir model, wherein the reservoir model defines a number of wells to be drilled. The method may further include storing model state information related to the reservoir model; calculating a potential production for at least a portion of the wells to be drilled by simulating one or more time steps; and to restore the model state information to the reservoir model. In addition, the method may include using the reservoir simulator to simulate the reservoir model with a drilling priority, where the drilling priority is based on the calculated potential output.

Description

BAKGRUNN BACKGROUND

[0001]Modeller av reservoarer og oljebrønnoppførsel kan brukes ved formulering av fremgangsmåter for å øke ytelser fra oljebrønner. Modeller av reservoarer og oljebrønnoppførsel kan i tillegg også brukes til å formulere fremgangsmåter for å fremskynde og/eller forbedre produksjon fra oljebrønner. [0001] Models of reservoirs and oil well behavior can be used when formulating methods to increase performance from oil wells. Models of reservoirs and oil well behavior can also be used to formulate methods to speed up and/or improve production from oil wells.

OPPSUMMERING SUMMARY

[0002]Utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan innbefatte én eller flere av en fremgangsmåte, beregningsanordning, datamaskin-lesbart medium og system for prioritering av brønnboreforslag. Et utførelseseksempel av foreliggende oppfinnelse kan innbefatte en fremgangsmåte som innbefatter tilveiebringelse av en reservoarsimulator for simulering av en reservoarmodell, hvor reservoarmodellen definerer et antall brønner som skal bores. Fremgangsmåten kan videre innbefatte lagring av modelltilstands-informasjon relatert til reservoarmodellen; beregning av en potensiell produksjon for i det minste en del av brønnene som skal bores, ved å simulere ett eller flere tidstrinn; og gjenoppretting av modelltilstandsinformasjonen til reservoarmodellen. I tillegg kan fremgangsmåten innbefatte bruk av reservoarsimulatoren til å simulere reservoarmodellen med en boreprioritet, hvor boreprioriteten er basert på den beregnede potensielle produksjonen. [0002] Embodiments of the present invention may include one or more of a method, calculation device, computer-readable medium and system for prioritizing well drilling proposals. An embodiment of the present invention may include a method which includes providing a reservoir simulator for simulating a reservoir model, where the reservoir model defines a number of wells to be drilled. The method may further include storing model state information related to the reservoir model; calculating a potential production for at least part of the wells to be drilled, by simulating one or more time steps; and restoring the model state information to the reservoir model. In addition, the method may include using the reservoir simulator to simulate the reservoir model with a drilling priority, where the drilling priority is based on the calculated potential production.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0003]Implementeringer av forskjellige teknologier vil heretter bli beskrevet under henvisning til de vedøyde tegningene. Det skal imidlertid bemerkes at de vedføyde tegningene illustrerer de forskjellige implementeringene som er beskrevet her og ikke er ment å begrense omfanget av de forskjellige teknologiene som er beskrevet her. Samme henvisningstall er brukt på tegningene for å referere til like trekk og komponenter. [0003] Implementations of various technologies will now be described with reference to the accompanying drawings. However, it should be noted that the accompanying drawings illustrate the various implementations described herein and are not intended to limit the scope of the various technologies described herein. The same reference numbers are used in the drawings to refer to similar features and components.

[0004]Figur 1 illustrerer et eksempel på en fremgangsmåte for prioritering av boreforslag ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, hvor forslagene kan være beregnet ved forskjellige intervaller. [0004] Figure 1 illustrates an example of a method for prioritizing drilling proposals according to an embodiment of the present invention, where the proposals can be calculated at different intervals.

[0005]Figur 2 illustrerer et eksempel på en fremgangsmåte for prioritering av boreforslag ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, hvor boreforslagene kan være beregnet på en "så-vidt-tidsnok"-basis. [0005] Figure 2 illustrates an example of a method for prioritizing drilling proposals according to an embodiment of the present invention, where the drilling proposals can be calculated on an "as-far-as-time-enough" basis.

[0006]Figur 3 illustrerer et eksempel på en fremgangsmåte for beregning av boreprioriteter ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. [0006] Figure 3 illustrates an example of a method for calculating drilling priorities according to an embodiment of the present invention.

[0007]Figur 4 illustrerer et datasystem som kan brukes til å utføre programvare som inneholder instruksjoner for å implementere utførelseseksempler i henhold til foreliggende oppfinnelse. [0007] Figure 4 illustrates a computer system that can be used to execute software containing instructions for implementing embodiments of the present invention.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

[0008]I en mulig implementering kan en fremgangsmåte for prioritering av brønnboreforslag benytte en beskrivelse av olje- eller gassreservoaret (f.eks. en numerisk beskrivelse) i et dataprogram, slik som en "reservoarsimulator". Eksempler på en reservoarsimulator innbefatter, uten noen begrensning, ECLIPSE®-reservoarsimuleringsprogrammet (Schlumberger Limited, Houston, Texas) (her referert til som " ECLIPSE®"), og INTERSECT®-reservoar-simuleringsprogrammet (Schlumberger Limited, Houston, Texas; Chevron, Houston, Texas). [0008] In one possible implementation, a method for prioritizing well drilling proposals can use a description of the oil or gas reservoir (eg a numerical description) in a computer program, such as a "reservoir simulator". Examples of a reservoir simulator include, without limitation, the ECLIPSE® reservoir simulation program (Schlumberger Limited, Houston, Texas) (herein referred to as "ECLIPSE®"), and the INTERSECT® reservoir simulation program (Schlumberger Limited, Houston, Texas; Chevron, Houston, Texas).

[0009]En reservoarsimulator kan fremføre modellen av et reservoar gjennom tid ved å ta hensyn til bevegelsen av fluidene i reservoaret og produksjonen og injeksjonen av fluider gjennom brønnene. Når den numeriske modellen av reservoaret har utilstrekkelig produksjonskapasitet til å fortsette å produsere olje eller gass ved en ønsket målhastighet gjennom et sett med åpne brønner, kan reservoarsimulatoren initiere prosessen med boring og åpning av en ny brønn i den numeriske modellen. Den nye brønnen kan for eksempel velges som en "målkandidat" for boring fra en liste over brønner ved forskjellige posisjoner i reservoaret, frembrakt som inngangsdata av reservoarteknikeren (denne listen kan her refereres til som "borekøen"). [0009] A reservoir simulator can advance the model of a reservoir through time by taking into account the movement of the fluids in the reservoir and the production and injection of fluids through the wells. When the numerical model of the reservoir has insufficient production capacity to continue producing oil or gas at a desired target rate through a set of open wells, the reservoir simulator can initiate the process of drilling and opening a new well in the numerical model. For example, the new well may be selected as a "target candidate" for drilling from a list of wells at various positions in the reservoir, produced as input data by the reservoir engineer (this list may be referred to here as the "drill queue").

[0010]I en mulig utførelsesform som en del av å identifisere en målkandidatbrønn fra borekøen, kan brønnene være rangert i prioritetsrekkefølge hvor prioriteten til en brønn kan bestemmes fra en formel. Som et eksempel kan formelvariable innbefatte, uten noen begrensning, de potensielle olje-, vann- og gass-strømningsmengdene som brønnen ville produsere hvis den var åpnet. [0010] In one possible embodiment as part of identifying a target candidate well from the drilling queue, the wells may be ranked in order of priority where the priority of a well may be determined from a formula. As an example, formula variables may include, without limitation, the potential oil, water, and gas flow rates that the well would produce if opened.

[0011]I et utførelseseksempel på en fremgangsmåte for prioritering av brønnboreforslag kan en "foroversøk"-prosedyre utføres for å bestemme en potensiell produksjonsrate og dermed boreprioriteten for hver brønn. Et eksempel på en fremgangsmåte kan ta hensyn til endringer i oppførsel relatert til brønnen i simuleringsmodellen over en spesifisert tidsperiode. [0011] In an exemplary embodiment of a method for prioritizing well drilling proposals, a "look-ahead" procedure may be performed to determine a potential production rate and thus the drilling priority for each well. An example of a method can take into account changes in behavior related to the well in the simulation model over a specified period of time.

[0012]Når en foroverberegning blir brukt, kan reservoarsimulatoren lagre den aktuelle tilstanden til modellen (f.eks. i sitt arbeidslager eller på en plate) og kan fremføre modellen over en spesifisert tidsperiode for å bestemme hvordan produksjonsratene til kandidatbrønnene i borekøen kan utvikle seg over denne perioden. Ved å utføre denne beregningen for å fremskaffe produksjonsratene over denne perioden, kan reservoarsimulatoren velge en målbrønn som skal bores. Den kan så returnere til begynnelsen av foroverberegningen, gjenopprette den lagrede tilstanden til reservoarmodellen, restarte simuleringen ved dette tidspunktet og innlede boring av den valgte brønnen i henhold til reservoar-simuleringsmodell. [0012] When a forward calculation is used, the reservoir simulator can store the current state of the model (eg in its working storage or on a disk) and can advance the model over a specified time period to determine how the production rates of the candidate wells in the drill queue may develop over this period. By performing this calculation to obtain the production rates over this period, the reservoir simulator can select a target well to drill. It can then return to the beginning of the forward calculation, restore the saved state of the reservoir model, restart the simulation at this point, and begin drilling the selected well according to the reservoir simulation model.

[0013]Et eksempel på en utførelsesform for prioritering av brønnboreforslag i en reservoarsimulator kan innbefatte tilføyelse av en fasilitet for å lagre modelltilstanden hvor gang en foroverberegning blir brukt. Tilstanden til simuleringsmodellen kan lagres, innbefattende de aktuelle verdiene av løsningsverdiene for reservoargittercellene og brønnene. En gjenopprettingsfasilitet kan også implementeres, som gjør det mulig å tilbakestille modellen til dens tilstand umiddelbart før foroverberegningen, slik at simuleringen kan fremføres i tid fra dette punktet. [0013] An example of an embodiment for prioritizing well drilling proposals in a reservoir simulator may include adding a facility to store the model state whenever a forward calculation is used. The state of the simulation model can be saved, including the current values of the solution values for the reservoir grid cells and wells. A recovery facility can also be implemented, which allows the model to be reset to its state immediately before the forward computation, so that the simulation can be advanced in time from that point.

[0014]I ECLIPSE®-programmet er det et "DRILPRI"-nøkkelord. Dette nøkkelordet kan brukes til å innstille de koeffisientene som definerer den normale prioritets-formelen for en prioritert borekø. Den kan brukes hvis noen brønner blir plassert i en kø uten av en fast prioritet er satt. Brønner kan åpnes fra borekøen når som helst når det er nødvendig å opprettholde en gruppemålerate under gruppekontroll ved hjelp av føringsrate. De kan også åpnes fra borekøen hvis det skulle være nødvendig for å opprettholde en gruppes produksjonspotensial. [0014]In the ECLIPSE® program there is a "DRILPRI" keyword. This keyword can be used to set the coefficients that define the normal priority formula for a prioritized drill queue. It can be used if some wells are placed in a queue without a fixed priority being set. Wells can be opened from the drill queue at any time when it is necessary to maintain a group meter rate under group control using the guide rate. They can also be opened from the drill queue if necessary to maintain a group's production potential.

[0015]En borekø kan enten være en sekvensiell borekø eller prioritert borekø. I en sekvensiell borekø blir brønner åpnet i den rekkefølge hvor de er plassert i køen. I en prioritert borekø kan brønner åpnes i avtagende rekkefølge av deres bore prioritet. I en reservoarsimulator kan rekkefølgen for åpning imidlertid påvirkes av tilgjengeligheten av borerigger. Hvis det for eksempel ikke er noen borerigg tilgjengelig for brønnen med den høyeste boreprioriteten, kan en brønn med lavere prioritet åpnes i stedet. [0015]A drilling queue can either be a sequential drilling queue or a prioritized drilling queue. In a sequential drilling queue, wells are opened in the order in which they are placed in the queue. In a prioritized drilling queue, wells can be opened in decreasing order of their drilling priority. However, in a reservoir simulator, the order of opening can be affected by the availability of drilling rigs. For example, if no drilling rig is available for the well with the highest drilling priority, a well with a lower priority can be opened instead.

[0016]For produksjonsbrønner kan boreprioritetene beregnes fra en formel. Den følgende ligning 1 er et eksempel på en formel (ligning 1 er den formelen som for tiden anvendes i ECLIPSE®-programmet): [0016]For production wells, the drilling priorities can be calculated from a formula. The following equation 1 is an example of a formula (equation 1 is the formula currently used in the ECLIPSE® program):

A + BQD + CCL +DQa A + BQD + CCL + DQa

p = o w L (Ligning 1) p = o w L (Equation 1)

E + FQ0+GOw+HQg E + FQ0+GOw+HQg

[0017]I ligning 1 ovenfor er P boreprioriteten, A-H er brukerdefinerte koeffisienter, Qoer den potensielle oljeproduksjonsraten, Qw er den potensielle vannproduk-sjonsraten og Qg er den potensielle gassproduksjonsraten. Brukeren av simuleringen kan tilveiebringe verdier for koeffisientene A-H. I henhold til andre utførelsesformer kan andre formler brukes i stedet for ligning 1. [0017] In equation 1 above, P is the drilling priority, A-H are user defined coefficients, Qo is the potential oil production rate, Qw is the potential water production rate and Qg is the potential gas production rate. The user of the simulation can provide values for the coefficients A-H. According to other embodiments, other formulas may be used in place of Equation 1.

[0018]Ligning 1 gjør det mulig å sette boreprioriteten lik, for eksempel, den potensielle oljeraten eller den resiproke verdien av den potensielle gassraten eller den resiproke verdien av vannkuttet. For injeksjonsbrønner blir boreprioritetene satt lik deres potensielle injeksjonsrater. Individuelle brønner kan ha sine beregnede prioriteter erstattet av faste inngangsverdier om nødvendig. [0018] Equation 1 makes it possible to set the drilling priority equal to, for example, the potential oil rate or the reciprocal value of the potential gas rate or the reciprocal value of the water cut. For injection wells, the drilling priorities are set equal to their potential injection rates. Individual wells can have their calculated priorities replaced by fixed input values if necessary.

[0019]Boreprioriteten til en brønn kan være basert på det umiddelbare produk-sjonspotensiale til vedkommende brønn. I henhold til en annen utførelsesform kan imidlertid en reservoarsimulator utføre en "foroverberegning". En foroverberegning kan innbefatte lagring av modelltilstanden og produserende brønner i den prioriterte borekøen for en tidsperiode ved å beregne deres prioritet. Etter disse beregningene kan modellen tilbakestilles. Denne muligheten gir en bedre idé om den eventuelle kjøretilstanden til brønnen. [0019] The drilling priority for a well can be based on the immediate production potential of the relevant well. However, according to another embodiment, a reservoir simulator may perform a "forward calculation". A forward calculation may include storing the model state and producing wells in the prioritized drill queue for a period of time by calculating their priority. After these calculations, the model can be reset. This option gives a better idea of the eventual running condition of the well.

[0020]I henhold til utførelseseksempelet som er diskutert ovenfor, kan en bruker bes om å definere en foroverperiode. Dette er en tidsperiode som simuleringsmodellen kan fremføres over for å fastslå oppførselen til kandidatbrønner for å beregne deres boreprioriteter. Brukeren kan også tillates å spesifisere et forutbestemt intervall ved hvilket regulære foroverberegninger blir utført under simuleringen for å oppdatere boreprioritetene til brønnene i borekøen. I henhold til en annen utførelsesform kan reservoarsimulerings-programmet anbefale eller automatisk definere det forutbestemte intervallet. [0020] According to the embodiment discussed above, a user may be asked to define a forward period. This is a time period over which the simulation model can be run to determine the behavior of candidate wells to calculate their drilling priorities. The user may also be allowed to specify a predetermined interval at which regular forward calculations are performed during the simulation to update the drilling priorities of the wells in the drill queue. According to another embodiment, the reservoir simulation program may recommend or automatically define the predetermined interval.

[0021]Hvis ingen foroverperiode er definert, så kan boreprioritetene beregnes ved å bruke de potensielle ratene for hver brønn ved tidspunktet for beregningen. Hvis en foroverperiode er bestemt, så kan imidlertid en reservoarsimulator lagre modelltilstanden, åpne én eller flere brønner og kjøres forover for denne perioden før beregning av potensialene for å foreta beregningen av boreprioriteten. Modellen kan så gjenopprettes til tilstanden ved begynnelsen av boreprioritets-beregningen straks alle boreprioriteter er blitt beregnet. [0021] If no forward period is defined, then the drilling priorities can be calculated using the potential rates for each well at the time of the calculation. If a forward period is determined, however, a reservoir simulator can save the model state, open one or more wells and run forward for that period before calculating the potentials to make the drilling priority calculation. The model can then be restored to the state at the beginning of the drilling priority calculation as soon as all drilling priorities have been calculated.

[0022]En reservoarsimulator kan gjøre det mulig å definere en "forover-beregningstype". I et utførelseseksempel kan foroverberegningstypen være satt til en første type (for eksempel "SINGLE"), så kan modelltilstanden kjøres forover en gang for hver brønn som er plassert i borekøen, med én brønn åpnet og én boreprioritet beregnet per foroverkjøring. Som et annet eksempel, hvis foroverberegningstypen er satt til en annen type (f.eks. "ALL"), så kan alle anvendbare brønner åpnes og deres boreprioritet beregnes på en gang. I noen tilfeller kan "SINGLE" gi bedre resultater mens "ALL" kan kjøres raskere ettersom den innebærer færre lagre-, kjør-, gjenopprett-sykluser. [0022] A reservoir simulator may enable a "forward calculation type" to be defined. In an example embodiment, the forward calculation type may be set to a first type (for example, "SINGLE"), then the model state may be forwarded once for each well placed in the drill queue, with one well opened and one drilling priority calculated per forward run. As another example, if the forward calculation type is set to another type (eg "ALL"), then all applicable wells can be opened and their drilling priority calculated at once. In some cases "SINGLE" may give better results while "ALL" may run faster as it involves fewer save, run, restore cycles.

[0023]Én fordel ved en foroverberegning er at den kan gjøre det mulig for en tekniker å bestemme den best tilgjengelige brønnen hvis de innledende strømningsforholdene sannsynligvis ikke vil vedvare. Dette kan være fordi vannkoning kan gi høyt vannkutt en kort periode etter at en brønn er åpnet, eller det kan være fordi en innledende periode med vann produksjon er ventet fra metanutvikling fra et kullag. Hvis foroverperioden i visse tilfeller er satt til en stor verdi og beregningsintervallet er satt til et lite intervall, så vil det være betydelige implikasjoner for ytelsen. [0023] One advantage of a forward calculation is that it can enable an engineer to determine the best available well if the initial flow conditions are not likely to persist. This may be because water coning can result in a high water cut for a short period after a well is opened, or it may be because an initial period of water production is expected from methane development from a coal seam. In certain cases, if the forward period is set to a large value and the calculation interval is set to a small interval, then there will be significant performance implications.

[0024]Figur 1 illustrerer et eksempel på en fremgangsmåte 100 hvor boreprioritet kan omberegnes ved bestemte intervaller. Fremgangsmåten 100 kan innbefatte å starte en simulering ved blokk 110. Blokk 120 kan innbefatte innsamling av lagring av brukerbehov. Blokk 130 kan innbefatte bestemmelse av om en foroverberegning skal finne sted (dvs. om det aktuelle tidstrinnet innbefatter det forutbestemte intervallet). Hvis det aktuelle tidstrinnet ikke innbefatter det forut bestemte intervallet, så kan det aktuelle tidstrinnet simuleres ved blokk 140, og fremgangsmåten 100 ledes tilbake til blokk 130. Hvis imidlertid det aktuelle tidstrinnet innbefatter det forutbestemte intervallet, så kan fremgangsmåten 100 fortsette til blokk 150 hvor modellraten kan lagres. Ved blokk 160 kan brønn-boringsprioriteter beregnes, og den lagrede modelltilstanden kan gjenopprettes. Fremgangsmåten 100 kan fortsette til blokk 140 hvor tidstrinnet kan simuleres ved å bruke den gjenopprettede modelltilstanden. [0024] Figure 1 illustrates an example of a method 100 where drilling priority can be recalculated at certain intervals. The method 100 may include starting a simulation at block 110. Block 120 may include collecting storage of user needs. Block 130 may include determining whether a forward calculation should take place (ie whether the relevant time step includes the predetermined interval). If the current time step does not include the predetermined interval, then the current time step can be simulated at block 140, and the method 100 is directed back to block 130. If, however, the current time step includes the predetermined interval, then the method 100 can continue to block 150 where the model rate can be stored. At block 160, well drilling priorities can be calculated and the stored model state can be restored. The method 100 may continue to block 140 where the time step may be simulated using the recovered model state.

[0025]Fremgangsmåten 100 er vist på fig. 1 i forbindelse med forskjellige datamaskin-lesbare media-blokker (CRM-blokker) 111, 121, 131, 141, 151 og 161. Slike blokker innbefatter generelt instruksjoner egnet for utførelse av én eller flere prosessorer (eller kjerner) for å instruere en beregningsanordning eller et bereg-ningssystem om å utføre én eller flere handlinger. Selv om forskjellige blokkerer vist, kan et enkelt medium være utformet med instruksjoner for i det minste delvis å muliggjøre utførelse av forskjellige handlinger i fremgangsmåten 100. [0025] The method 100 is shown in fig. 1 in connection with various computer-readable media blocks (CRM blocks) 111, 121, 131, 141, 151 and 161. Such blocks generally include instructions suitable for execution by one or more processors (or cores) to instruct a computing device or a calculation system to perform one or more actions. Although different blocks are shown, a single medium may be designed with instructions to at least partially enable the performance of various actions of the method 100 .

[0026]Som et eksempel kan ett eller flere datamaskin-lesbare media innbefatte datamaskin-utførbare instruksjoner for å instruere en beregningsanordning om å tilveiebringe endelige elementer beskrevet med hensyn til å starte en simulering ved CRM 111. CRM 121 kan innbefatte innsamling og lagring av brukerbehov. CRM 131 kan innbefatte bestemmelse av om en foroverberegning skal finne sted (dvs. om det aktuelle tidstrinnet innbefatter det forutbestemte intervallet). Hvis det aktuelle tidstrinnet ikke innbefatter det forutbestemte tidsintervallet, så kan det aktuelle tidstrinnet simuleres ved CRM 141, og instruksjonene kan sløyfes tilbake til CRM 131. Hvis imidlertid det aktuelle tidstrinn innbefatter det forutbestemte intervallet, så kan instruksjonene fortsette til CRM 151, hvor modelltilstanden kan lagres. Ved CRM 161 kan brønnboringsprioriteter beregnes, og den lagrede modelltilstanden kan gjenopprettes. Instruksjonen kan fortsette til CRM 141 hvor tidstrinnet kan simuleres ved å bruke den gjenopprettede, lagrede modelltilstanden. [0026] As an example, one or more computer-readable media may include computer-executable instructions for instructing a computing device to provide finite elements described with respect to initiating a simulation at CRM 111. CRM 121 may include collecting and storing user needs . CRM 131 may include determining whether a forward calculation should take place (ie, whether the relevant time step includes the predetermined interval). If the current time step does not include the predetermined time interval, then the current time step may be simulated at CRM 141, and the instructions may be looped back to CRM 131. However, if the current time step does include the predetermined interval, then the instructions may continue to CRM 151, where the model state may is stored. At CRM 161, well drilling priorities can be calculated and the saved model state can be restored. The instruction may continue to CRM 141 where the time step may be simulated using the restored, stored model state.

[0027]I en annen utførelsesform kan simulatoren beregne brønnboreprioriteter "akkurat tidsnok" (f.eks. når det er nødvendig å bore en ny brønn). Ved begynnelsen av hvert simuleringstidstrinn kan for eksempel reservoarsimulator-programmet fastslå om en foroverberegning passer med et forutbestemt kriterium eller et sett med kriterier, eller ikke. I en utførelsesform hvor en "akkurat tidsnok"- beregning blir brukt, kan reservoarsimulatoren simulere det neste tidstrinnet for å fastslå om en borehendelse vil finne sted eller ikke, og så gjenopprette tilstandene ved begynnelsen av tidstrinnet for å tillate foroverberegningen å fortsette hvis en borehendelse skulle inntreffe. [0027] In another embodiment, the simulator can calculate well drilling priorities "just in time" (eg when it is necessary to drill a new well). For example, at the beginning of each simulation time step, the reservoir simulator program can determine whether or not a forward calculation matches a predetermined criterion or set of criteria. In an embodiment where a "just in time" calculation is used, the reservoir simulator may simulate the next time step to determine whether or not a drilling event will occur, and then restore the conditions at the beginning of the time step to allow the forward calculation to continue if a drilling event were to occur occur.

[0028]Hvis en foroverberegning blir brukt, kan reservoarsimulerings-programmet lagre modelltilstanden. Reservoarsimulatoren kan så åpne én, noen eller alle kandidatbrønnene i borekøen og fremføre simuleringen over foroverperioden. Ved slutten av perioden kan reservoarsimulatoren beregne boreprioritetene til kandidatbrønnene som ble åpnet. Reservoarsimulatoren kan også tilbakestille simuleringstilstanden til begynnelsen av foroverperioden ved å bruke gjenopprettingsfasiliteten som er beskrevet ovenfor. Denne prosedyren kan enten repeteres (f.eks. ved å åpne og teste hver kandidatbrønn individuelt eller åpne grupper av to eller flere kandidatbrønner), eller den kan utføres bare én gang med alle kandidatbrønnene åpnet sammen. [0028] If a forward calculation is used, the reservoir simulation program can save the model state. The reservoir simulator can then open one, some or all of the candidate wells in the drill queue and perform the simulation over the forward period. At the end of the period, the reservoir simulator can calculate the drilling priorities of the candidate wells that were opened. The reservoir simulator can also reset the simulation state to the beginning of the forward period using the restore facility described above. This procedure can either be repeated (eg, by opening and testing each candidate well individually or opening groups of two or more candidate wells), or it can be performed only once with all the candidate wells opened together.

[0029]I et utførelseseksempel kan reservoarsimulatoren være programmert slik at under den ovennevnte prosessen blir det lagt vekt på å unngå utløsning av en foroverberegning hvis en beregning allerede er på gang. Reservoarsimulatoren kan for eksempel være programmert for å sikre at en annen "akkurat tidsnok"-prioritetsberegning ikke blir utløst hvis én allerede er blitt utført for det samme simuleringstidstrinnet. [0029] In an exemplary embodiment, the reservoir simulator can be programmed so that during the above-mentioned process emphasis is placed on avoiding the triggering of a forward calculation if a calculation is already underway. For example, the reservoir simulator may be programmed to ensure that another "just in time" priority calculation is not triggered if one has already been performed for the same simulation time step.

[0030]Figur 2 illustrerer et eksempel på en fremgangsmåte 200 hvor boreprioriteter blir beregnet på en "akkurat tidsnok"-basis. I henhold til et utførelses-eksempel kan en fremgangsmåte 200 innbefatte å starte simulering ved blokk 210. Blokk 220 kan innbefatte innsamling og lagring av brukerbehov. Ved blokk 230 kan modelltilstanden lagres, og et tidstrinn kan simuleres ved blokk 240. En bestemmelse av om boring ble utløst i et siste (eller tidligere) tidstrinn, kan utføres ved blokk 250. Hvis boring ikke ble utløst i et siste/foregående tidstrinn, så kan fremgangsmåten 200 sløyfes tilbake til 230. [0030] Figure 2 illustrates an example of a method 200 where drilling priorities are calculated on a "just in time" basis. According to an exemplary embodiment, a method 200 may include starting simulation at block 210. Block 220 may include collecting and storing user needs. At block 230, the model state can be saved, and a time step can be simulated at block 240. A determination of whether drilling was triggered in a recent (or earlier) time step can be performed at block 250. If drilling was not triggered in a recent/previous time step, then procedure 200 can be looped back to 230.

[0031]Hvis imidlertid boring ble utløst i det siste/foregående tidstrinnet, så kan fremgangsmåten fortsette til blokk 260. Ved blokk 260 kan lagret modell-informasjon gjenopprettes. Blokk 270 kan innbefatte beregning av brønnbore-prioriteter som beskrevet her, og gjenoppretting av lagret modelltilstand. Fremgangsmåten 200 kan fortsette til blokk 280 hvor tidstrinnet kan simuleres igjen ved å åpne en brønn ved å bruke boreprioritetene som er beregnet ved blokk 270. Ved utførelse av blokk 280 kan fremgangsmåten 200 sløyfes tilbake til blokk 230. [0031] If, however, drilling was triggered in the last/previous time step, then the method can continue to block 260. At block 260, stored model information can be restored. Block 270 may include calculation of well drilling priorities as described herein, and restoration of stored model state. Method 200 may continue to block 280 where the time step may be simulated again by opening a well using the drilling priorities calculated at block 270. Upon execution of block 280, method 200 may loop back to block 230.

[0032]Figur 3 illustrerer en fremgangsmåte 300 for beregning av boreprioriteter i blokker 160 eller 270 som beskrevet ovenfor i samsvar med en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Fremgangsmåten 300 kan innbefatte åpning av én eller flere kandidatbrønner ved blokk 310. Blokk 320 kan innbefatte simulering av en reservoarmodell for en foroverperiode. Boreprioriteter basert på brønnpotensialer kan beregnes ved blokk 330. Ved blokk 340 kan lagret modelltilstand gjenopprettes. Fremgangsmåten 300 kan innbefatte blokk 350 som innbefatter sløyfing gjennom blokkene 310-340 for i det minste en del av alle kandidatbrønnene (f.eks. kan 350 i et utførelseseksempel sløyfe gjennom blokkene 310-340 for alle kandidatbrønnene). [0032] Figure 3 illustrates a method 300 for calculating drilling priorities in blocks 160 or 270 as described above in accordance with an embodiment of the present invention. Method 300 may include opening one or more candidate wells at block 310. Block 320 may include simulating a reservoir model for a forward period. Drilling priorities based on well potentials can be calculated at block 330. At block 340, the stored model state can be restored. Method 300 may include block 350 which includes looping through blocks 310-340 for at least a portion of all candidate wells (eg, in one embodiment, 350 may loop through blocks 310-340 for all candidate wells).

[0033]Forskjellige aspekter ved utførelseseksemplene som er beskrevet her, kan skreddersys for spesielle brukstilfeller. I et utførelseseksempel kan for eksempel reservoarmodellen innbefatte en kull-lag/metan-modell (CBM-modell). I et annet eksempel kan simulatoren beregne brønnboreprioriteter som reaksjon på en boreanmodning. I nok et annet utførelseseksempel kan det i visse situasjoner være fordelaktig å basere allokeringen av brønnproduksjonsmål på forover-søkende potensialer i stedet for umiddelbare potensialer. Utførelseseksempler beskrevet her kan tilpasses understøttelse av slike anvendelser. [0033] Various aspects of the embodiments described here can be tailored for particular use cases. In one embodiment, for example, the reservoir model may include a coal-bed/methane model (CBM model). In another example, the simulator may calculate well drilling priorities in response to a drilling request. In yet another embodiment, in certain situations it may be advantageous to base the allocation of well production targets on forward-looking potentials rather than immediate potentials. Design examples described here can be adapted to support such applications.

Datasystem for bruk i forbindelse med oljefelt Computer system for use in connection with oil fields

[0034]Figur 4 viser et system 400 som kan brukes til å utføre programvare som inneholder instruksjoner for å implementere utførelseseksempler i henhold til foreliggende oppfinnelse. Systemet 400 på fig. 4 kan innbefatte et brikkesett 410 som innbefatter en kjerne- og lagerstyringsgruppe 420 og en inn/ut-styrings-konsentrator 450 som utveksler informasjon (f.eks. data, signaler, kommandoer, osv.) via et direkte administrasjonsgrensesnitt (f.eks. DMI, et brikke-til-brikke-grensesnitt) 442 eller en forbindelsesstyringsenhet 444. Kjerne- og lager-styringsgruppen 420 innbefatter én eller flere prosessorer 422 (f.eks. hver med én eller flere kjerner) og en lagerstyringskonsentrator 426 som utveksler informasjon via en frontsidebuss (FSB) 424 (f.eks., fortrinnsvis i en integrert arkitektur). Lagerstyringskonsentratoren 426 er koblet sammen med lager 440 (f.eks. RAM "systemlager"). Lagerstyringskonsentratoren 426 innbefatter videre et visningsgrensesnitt 432 for en visningsanordning 492. Lagerstyringskonsentratoren 426 innbefatter også et PCI-express grensesnitt (PCI-E) 434 (f.eks. for understøttelse av grafikk). [0034] Figure 4 shows a system 400 that can be used to execute software containing instructions for implementing embodiments of the present invention. The system 400 of FIG. 4 may include a chipset 410 that includes a core and storage management group 420 and an I/O control concentrator 450 that exchanges information (e.g., data, signals, commands, etc.) via a direct management interface (e.g., DMI, a chip-to-chip interface) 442 or a connection management unit 444. The core and storage management group 420 includes one or more processors 422 (eg, each with one or more cores) and a storage management concentrator 426 that exchange information via a front side bus (FSB) 424 (eg, preferably in an integrated architecture). The storage management concentrator 426 is coupled with storage 440 (eg, RAM "system storage"). The storage management concentrator 426 further includes a display interface 432 for a display device 492. The storage management concentrator 426 also includes a PCI-express interface (PCI-E) 434 (eg, for supporting graphics).

[0035]På fig. 4, innbefatter inn/ut-styringskonsentratoren 450 et SATA-grensesnitt 452 (f.eks. for HD D-er, SDD-er, osv., 482), et PCI-E grensesnitt 454 (f.eks. for trådløse kommunikasjoner 484), et USB-grensesnitt 456 (f.eks. for innmatings-anordninger 486 slik som tastatur, mus, kamera, mikrofon, lager, osv.), et nettverksgrensesnitt 458 (f.eks. LAN), et LPC-grensesnitt 462 (f.eks. for ROM, inn/ut, annet lager), et audio-grensesnitt 464 (f.eks. for høyttalere 494), et system-administrasjonbuss-grensesnitt466 (f.eks. SM/I2C, osv.) og flash-lager 468 (f.eks. for BIOS). Inn/ut-styringskonsentratoren 150 kan innbefatte gigabit Ethernet-understøttelse. [0035] In fig. 4, the I/O management concentrator 450 includes a SATA interface 452 (e.g., for HD Ds, SDDs, etc., 482), a PCI-E interface 454 (e.g., for wireless communications 484 ), a USB interface 456 (eg for input devices 486 such as keyboard, mouse, camera, microphone, storage, etc.), a network interface 458 (eg LAN), an LPC interface 462 ( e.g., for ROM, I/O, other storage), an audio interface 464 (e.g., for speakers 494 ), a system management bus interface 466 (e.g., SM/I2C, etc.) and flash -store 468 (eg for BIOS). The I/O management concentrator 150 may include gigabit Ethernet support.

[0036]Systemet 400 kan påslått være konfigurert for å utføre startkode for BIOS og deretter behandle data under styring av ett eller flere operativsystemer og brukerprogrammer (f.eks. lagret i lageret 440). Et operativsystem kan være lagret på ett av en rekke forskjellige steder. En anordning kan innbefatte færre eller flere trekk enn vist i systemeksempelet 400 på fig. 4. [0036] The system 400 may be configured to execute BIOS boot code and then process data under the control of one or more operating systems and user programs (eg, stored in storage 440). An operating system can be stored in one of a number of different locations. A device may include fewer or more features than shown in the system example 400 in fig. 4.

[0037]Selv om forskjellige fremgangsmåter, anordninger, systemer, osv. er blitt beskrevet i språk som er spesifikt for strukturelle trekk og/eller metodologiske handlinger, skal det bemerkes at det materiale som defineres i de vedføyde patentkravene, ikke nødvendigvis er begrenset til de spesielle trekkene eller handlingene som er beskrevet her. De spesifikke trekkene og handlingene er heller beskrevet som eksempler på former for implementering av de patentsøkte fremgangsmåtene, anordningene, systemene, osv. [0037] Although various methods, devices, systems, etc. have been described in language specific to structural features and/or methodological actions, it should be noted that the material defined in the appended patent claims is not necessarily limited to those particular traits or actions described here. Rather, the specific features and actions are described as examples of forms of implementation of the patent-applied methods, devices, systems, etc.

Claims

1. Method, comprising: providing a reservoir simulator for simulating a reservoir model, where the reservoir model defines a number of wells to be drilled; storing model state information related to the reservoir model; calculating a potential production of at least part of the wells to be drilled, by simulating one or more time steps; restoring the model state information to the reservoir model; and using the reservoir simulator to simulate the reservoir model with a drilling priority, where the drilling priority is based on the calculated potential production.

2. Method according to claim 1, where storage of model state information occurs after simulation of a time step, and where the one or more time steps comprise another time step which represents a time period after the first time step.

3. Method according to claim 1, where the well to be drilled comprises a number of wells to be drilled, and which further comprises: identifying a target candidate well among the number of wells to be drilled; and wherein using the reservoir simulator to simulate the reservoir model with the drilling priority comprises simulating drilling of the target candidate.

4. Method according to claim 1, where the calculation occurs at predetermined time intervals.

5. Method according to claim 1, where the calculation occurs only if a result of simulating another of one or more time steps produces a predetermined result.

6. Method according to claim 5, where the predetermined result comprises drilling a new well.

7. Method according to claim 1, further comprising using the potential production to assign a well production target defined by the reservoir model.

8. One or more computer-readable media comprising computer-executable instructions for instructing a computing device to perform a process, the process comprising: providing a reservoir simulator for simulating a reservoir model, where the reservoir model defines a number of wells to be drilled; storing model state information related to the reservoir model; calculating a potential production for at least a portion of the wells to be drilled, by simulating one or more time steps; restoring the model state information to the reservoir model; and using the reservoir simulator to simulate the reservoir model with a drilling priority, where the drilling priority is based on the calculated potential production.

9. Computer-readable media according to claim 8, where storage of model state information occurs after simulation of a first time step, and where the one or more time steps comprise another time step that represents a time period after the first time step.

10. Computer-readable media according to claim 8, where the well to be drilled comprises a number of wells to be drilled, and where the process further comprises: identifying a target candidate well among the number of wells to be drilled; and wherein using the reservoir simulator to simulate the reservoir model with the drilling priority comprises simulating drilling of the target candidate.

11. Computer-readable media according to claim 8, where the calculation occurs at a predetermined time interval.

12. Computer-readable media according to claim 8, where the calculation only takes place if a result of the simulation of another of the one or more time steps produces a predetermined result.

13. Computer-readable media according to claim 12, wherein the predetermined result comprises drilling a new well.

14. The computer-readable media of claim 8, wherein the process further comprises using the potential production to assign a well production target defined by the reservoir model.

15. System, comprising: a processor; a working warehouse; a storage medium; a number of computer-executable instructions located on the storage medium, for instructing the processor to perform a process, the process comprising: providing a reservoir simulator for simulating a reservoir model, the reservoir model defining a number of wells to be drilled; storing model state information related to the reservoir model; calculating a potential production for at least part of the wells to be drilled by simulating one or more time steps; restoring the model state information for the reservoir model; and using the reservoir simulator to simulate the reservoir model with a drilling priority, where the drilling priority is based on the calculated potential production.

16. System according to claim 15, where storage of the model state information occurs after simulation of a first time step, and where the one or more time steps comprise another time step that represents a time period after the first time step.

17. System according to claim 15, where the well to be drilled comprises a number of wells to be drilled, and where the process further comprises: identifying a target candidate well among the number of wells to be drilled; and wherein using the reservoir simulator to simulate the reservoir model with drilling priority includes simulating the target candidate.

18. System according to claim 15, where the calculation only occurs if a result of the simulation of another of one or more time steps produces a predetermined result.

19. System according to claim 18, where the predetermined result comprises drilling a new well.

20. System according to claim 15, wherein the process further comprises using the potential production to assign a well production target defined by the reservoir model.