NO325069B1

NO325069B1 - Fremgangsmate for a optimere produksjonen fra et flerlags reservoarsystem ved kvantitativ analyse av reservoaregenskaper

Info

Publication number: NO325069B1
Application number: NO20031110A
Authority: NO
Inventors: Bobby D Poe
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2000-09-12
Filing date: 2003-03-11
Publication date: 2008-01-28
Also published as: EP1319116B1; WO2002023011A1; NO20031110L; CA2421863A1; MXPA03001910A; DZ3413A1; US20020043370A1; CA2421863C; NO20031110D0; EA004518B1; EP1319116A1; AU2001293809A1; DE60131181D1; DE60131181T2; US7089167B2; EA200300363A1; ATE377137T1

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt fremgangsmåter og proses-ser for å analysere produksjonsdata for en brønn og maksimere effektiviteten til reservoarproduksjonen fra denne, og er spesielt rettet mot evaluering av flerlags blandede reservoarer ved anvendelse av blandede produksjonsdata og produksjonslogginformasjon.

Data vedrørende feltproduksjonsytelsen og flere trykktransienttester over en tidsperiode for olje- og gassbrønner i geotrykkede reservoarer er funnet å ofte avsløre markante endringer i reservoarets effektive permeabilitet gjennom en brønns produksjonsdyktige levetid. Tilsvarende har anvendelse av kvantitativ diagnose av frakturerte brønner for å evaluere produksjonsytelsen til hydraulisk frakturerte brønner klart vist at den effektive frakturerings-halvlengden og konduktiviteten kan reduseres dramatisk i løpet av brønnenes produksjonsdyktige levetid. En grundig undersøkelse av dette emnet kan finnes i artikkelen som ble presentert av Bobby D. Poe, oppfinneren bak foreliggende søknad, med tittelen "Evaluation of Reservoir and Hydraulic Fracture Properties in Geopressure Fte-servoir", i Society of Petroleum Engineers, SPE 64732.

Noen av de første henvisningene til det faktum at undergrunns-reservoarer ikke alltid oppfører seg som stive og ikke-deformerbare legemer av porøst medium kan finnes i grunnvannslitteraturen. Se for eksempel "Com-pressibility and Elasticity of Artesian Aquifers", av O.E. Meinzer, Econ. Geol.

(1928) 23, s. 263-271 og "Engineering Hydraulics", av CE. Jacob, John Wiley and Sons, Inc. New York (1950), s. 321-386.

Observasjonene fra tidlige eksperimentelle og numeriske studier av effektene av spenningsavhengige reservoaregenskaper demonstrerte at formasjoner med lav permeabilitet utviser en proporsjonalt større reduksjon av permeabiliteten i forhold til formasjoner med høy permeabilitet. Spenningsavheng-igheten til reservoarets permeabilitet og frakturkonduktivitet under den produksjonsdyktige levetiden til geotrykkede reservoarer med lav permeabilitet har resultert i følgende observasjoner: 1. Tegn som tyder på en reduksjon av reservoarets effektive permeabilitet selv ved kort produksjonstid kan ofte observeres ved feltundersøkelser i geotrykkede reservoarer. 2. Kvantitativ evaluering av feltproduksjonsytelsen for hydrauliske frakture-ringer i både normale og geotrykkede reservoarer har resultert i den observa-sjonen at frakturkonduktiviteten i hydraulisk frakturerte brønner vanligvis avtar med produksjonstiden. 3. Flerfase-fraktureringsstrømning har vært demonstrert å dramatisk redusere den effektive konduktiviteten til frakturene. 4. Forhåndsestimater, før fraktureringen, av formasjonens effektive permeabilitet avledet fra trykktransienttester eller produksjonsanalyser er ofte ikke re-presentative for den effektive permeabiliteten som reservoaret utviser ifølge produksjonsytelsen etter fraktureringen.

Analyser av produksjonsdata fra brønner for å bestemme produktiviteten har vært anvendt i nærmere femti år i et forsøk på å bestemme på forhånd hva slags respons en brønn vil gi til en produksjonsstimulerende behandling. En utførlig oversikt over tidlige teknikker kan finnes i artikkelen presentert av R.E. Gladfelter, med tittelen "Selecting Wells Which Will Respond to Production-Simulation Treatmenf, Drilling and Production Procedures, API (American Petroleum Institute), Dallas, Texas, s. 117-129 (1955). Det er vanlig å anvende trykktransientløsningen av diffusjonslikningen som beskriver olje- og gass-strømning i reservoaret, der de strømningsmengde-normaliserte trykkfallene er gitt ved:

W- P^/ q,, og

{ P^- P^ P^/ q,,

henholdsvis for olje- og gassreservoaranalyser, der Pj er det initielle reservoatrrykket,

PM er strømningstrykket på sandove rf laten (eng: sandface flowing pressure),

q0er strømningsmengden av olje,

Pper pseudotrykkfunksjonen, og

qg er strømningsmengden av gass.

Mens analyse av produksjonsdata ved anvendelse av strømningmengde-normaliserte trykk og de trykktransiente løsningene fungerte rimelig bra under det uendelige radielle strømningsregimet i ikke-frakturerte brønner, indikerer randstrømningsresultater at produksjonsnormaliseringen følger en eksponentiell kurve heller enn den logaritmiske enhetsstigningen som utvises under det pseudostasjonære strømningsregimet til den trykktransiente løsningen.

Gjennom det meste av en brønns produksjonshistorie foreskrives et terminaltrykk i det opererende systemet, hvorvidt det er separatorens operasjons-trykk, salgsledningstrykket (eng: sales line pressure) eller eventuelt det atmo-sfæriske trykket i lagringstanken. I alle disse tilfellene er den innvendige randbetingelsen et Dirichlet-randkrav (et spesifisert terminaltrykk). Hvorvidt den innvendige randbetingelsen på terminaltrykket spesifiseres i et eller annet punkt ved overflatefasilitetene eller på sandflaten, er den innvendige randbetingelsen av Dirichlet-type og de rate-transiente løsningene blir typisk anvendt. Det er også velkjent at den innvendige randbetingelsen ved bunnen av brønnboringen ved sene produksjonstider i alminnelighet tilnærmes bedre med et konstant bunnhulls-strømningstrykk enn en innvendig randbetingelse om konstant rate.

Et ytterligere problem som oppstår under anvendelse av trykktransiente løsninger som grunnlag for analysen av produksjonsdataene er den støyen som ligger i dataene. Anvendelse av deriverte trykkfunksjoner for å redusere enty-dighetsproblemene som er assosiert med analyse av produksjonsdata fra frakturerte brønner under den tidlige frakturtransiente oppførselen skaper en ytterligere forsterkning av effekten fra støyen i dataene, slik at de deriverte dataene ofte i beste fall må glattes og i verste fall er utydbare.

Det har vært gjort mange forsøk på å tilveiebringe mer meningsfylte analyser av produksjonsdata i et forsøk på å maksimere produksjonsmengden fra frakturerte brønner. Ett slikt eksempel er vist og beskrevet i U.S.-patentet 5,960,369, som beskriver en fremgangsmåte for å predikere produksjonsprofilet for en brønn som omfatter mer enn én komplettering der prosessen anvendes på hver komplettering betinget av at brønnen kan produsere fra en hvilken som helst blant flere soner, eller, ved samtidig produksjon fra flere soner, produksjonen blandes.

GB A 2,235,540 viser et annet eksempel på en fremgangsmåte og an-ordning for å evaluere egenskaper som porøsitet og permeabilitet for flerlags-soner.

Av det foregående kan det bestemmes at produksjonen fra frakturerte brønner kan økes dersom produksjonsytelsen kan anvendes for å bestemme

fraktureringseffektiviteten. Til nå har det imidlertid ikke vært konstruert en pålitelig fremgangsmåte for å generere meningsfulle data. Eksemplene ifølge tidlige-re teknikk er i beste fall spekulative, og har produsert uforutsigbare og unøyak-tige resultater.

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å optimere produksjonen av reservoarkompletteringer som omfatter et antall kompletterte intervaller ved hjelp av tilgjengelige produksjonsanalysedata og produksjonsloggdata, som tilveiebringer en kvantitativ analyseprosedyre for reservoar- og frakturegenskaper i et blandet reservoarsystem. Oppfinnelsen er særpreget ved fremgangsmåten ytterligere omfatter de trinn å: a. måle trykket i bestemte kompletterte intervaller i nevnte blandete reservoar; b. velge en trykkfordelingsmodell; c. beregne midtsonetrykkene ved anvendelse av modellen; d. sammenlikne de beregnede midtsonetrykkene med de målte trykk;

e. modellere bunnhullstrykket i reservoaret på grunnlag av modellen,

der det trinn å sammenlikne trykkene omfatter det å akseptere sammenlikningen dersom de beregnede midtsonetrykkene ligger innenfor en forbestemt toleranse fra de målte trykkene og det å underkjenne sammenlikningen dersom de beregnede midtsonetrykkene ligger utenfor den forbestemte toleransen, idet, når det beregnede trykket underkjennes, utvelgelsestrinnet, beregningstrinnet og sammenlikningstrinnet gjentas inntil det oppnås et akseptabelt resultat.

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen muliggjør også evaluering av de hydrauliske frakturegenskapene til de frakturerte reservoarlagene i det blandede flerlagssystemet, dvs. den effektive fraktureringshalvlengden, effektiv frakturkonduktivitet, permeabilitetsanisotropi, reservoardreneringsareal og de to porøsitetsparametrene omega og lambda. Effektene av flerfase- fraktureringsstrømning og fraktureringsstrømning som ikke kan beskrives av Darcys lov betraktes også i analysen av frakturerte reservoarlag.

Foreliggende oppfinnelse er rettet mot en fremgangsmåte for å diagnos-tisere frakturerte brønner for analyse av produksjonsdata for å optimere produksjonen fra reservoarkompletteringer ved hjelp av tilgjengelige produksjonsanalyse- og produksjonsloggdata. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er en prosedyre for kvantitativ analyse av reservoar- og frakturegenskaper under anvendelse av samlede reservoarproduksjonsdata, produksjonslogger og analyser av radiell strømning og frakturerte intervaller. Dette muliggjør in situ bestem-melse av reservoar- og frakturegenskaper for å oppnå adekvat og optimal plas-sering og konstruksjon av behandlingen for reservoaret. Oppfinnelsen tilveiebringer en rigorøs analyseprosedyre for produksjonsytelsen fra flerlags, blandede reservoarer. Produksjonsloggdata anvendes for på korrekt måte å allokere produksjon til hvert kompletterte intervall og definerte reservoarsone. Dette bed-rer designet av stimuleringen og kompletteringen og identifiserer soner der stimuleringen kan bedres.

Foreliggende oppfinnelse er en beregningsmetode og -prosedyre for å beregne produksjonshistoriene fra de individuelle sonene i et blandet flerlagsre-servoar. Dataene som anvendes under analysen er de samlede brønnproduk-sjonsdataene, strømningstemperaturene og -trykkene ved brønnhodet, en komplett beskrivelse av brønnboringen og rørgodset, samt produksjonslogginformasjon. Disse dataene anvendes for å konstruere de ekvivalente produksjonshistoriene fra hvert individuelle lag. De beregnede produksjonshistoriene som genereres for de individuelle kompletterte intervallene er strømningsmeng-den av flytende hydrokarbon, gass og vann fra hvert lag og akkumulerte produksjonsverdier, samt strømningstrykkene i midten av det kompletterte intervallet som funksjon av tiden. Disse produksjonshistoriene fra hvert individuelle kompletterte intervall kan deretter evalueres ganske enkelt som nedtappingstransienter for å oppnå pålitelige estimater av reservoarets in situ effektive permeabilitet, dreneringsareal, tilsynelatende stasjonær overflateeffekt på radiell strømning og de effektive hydrauliske frakturegenskapene, nemlig halvlengden og konduktiviteten.

Det kjøres typisk en innledende produksjonslogg like etter at brønnen er satt i produksjon og kompletteringsfluidene har blitt produsert tilbake fra formasjonen. Avhengig av formasjonen, hvilke stimulerings/kompletterings-operasjoner som er utført i brønnen og reservoarets størrelse og produksjons-kapasitet, kjøres en andre produksjonslogg etter at en målbar mengde av stabi-lisert produksjon har blitt oppnådd fra brønnen. Vanligvis kjøres det ytterligere produksjonslogger i periodiske intervaller for å overvåke hvordan strømningsbi-dragene fra lagene og brønnboringstrykket varierer med tiden. Anvendelsen av produksjonslogger på denne måten tilveiebringer den eneste gjennomførbare muligheten for å interpretere produksjonsytelsen fra blandede reservoarer uten anvendelse av permanente ned-i-hulls instrumenter.

Foreliggende oppfinnelse er rettet mot utvikling av en beregningsmodell som beregner produksjonsfordelingen fra av de individuelle kompletterte intervallene i en blandet reservoarsystem ved anvendelse av strømningsmengdean-delene fra de individuelle kompletterte intervallene, bestemt fra produksjonslogger og det blandede systemets totale strømningsmengdene av brønnfluidfase. Strømningsmengdehistoriene som genereres for de individuelle kompletterte intervallene omfatter strømningsmengden av fluidfase fra de individuelle kompletterte intervallene og akkumulerte produksjonsverdier som funksjon av produksjonstiden, samt midtsone-strømningstrykkene. De beregnede midtsone-strømningstrykkene for samme produksjonstidsnivå som produksjonsloggkjø-ringene sammenliknes deretter med de faktisk målte brønnboringstrykkene ved de dypene og dette tidsnivået for å bestemme hvilken trykkfordelingsmodell som sammenfaller best med de målte trykkene.

Den identifiserte trykkfordelingsmodellen anvendes deretter for å modellere strømningstrykket i bunnen av brønnboringen for resten av de produksjons-tidsnivåene for hvilke det ikke finnes produksjonsloggmålinger tilgjengelige. Denne bruken av den identifiserte trykkfordelingsmodellen for å bestemme et ikke-målt strømningstrykk i brønnboringen er den eneste antagelsen som er nødvendig for hele analysen. Dette er helt pålitelig dersom det ikke oppstår dramatiske endringer av karakteren til de produserte brønnfluidene eller i stimuleringen av/skaden på de kompletterte intervallene som ikke er reflektert i den kombinerte produksjonslogghistorien, primært som følge av utilstrekkelig samp ling av endringene i de kompletterte intervallene som bidrar til strømnings-mengden. Med en dekkende sampling av de varierende strømningsmengdebi-dragene fra de individuelle kompletterte intervallene i et blandet reservoar er denne analysen bedre enn andre flerlags test- og analyseprosedyrer.

Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fullt koplet analysemodell for blandede reservoarsystemer for å fordele produksjonsdataene for det blandede systemet til de individuelle kompletterte intervallene i brønnen og konstruere strømningstrykk-historier for de individuelle kompletterte intervallene i brønnen. Det er ikke nødvendig å gjøre noen antagelser med hensyn til stimulering/skade, stasjonær overflateeffekt, effektiv permeabilitet (eller formasjonens konduktivitet), initielt poretrykknivå, dreneringsarealets utstrekning eller interne reservoaregenskaper for de kompletterte intervallene i et blandet reservoarsystem. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen tar kun hensyn til den faktisk målte responsen til det blandede systemet gjennom bruk av produksjonslogger og industrielt aksepterte beregningsmodeller for brønnbo-ringstrykket som funksjon av dypet.

Det fundamentale grunnlaget for oppfinnelsen er en beregningsmessig rigorøs teknikk for å beregne brønnboringstrykkfordelingen til midtpunktene (eller andre ønskede punkter) for hvert kompletterte intervall ved bruk av én eller flere blant et antall av petroleumsindustrien aksepterte trykkfordelings-beregningsmetoder i kombinasjon med brønnboringens rørformige utforming og geometri, informasjon om brønnboringens avvik, informasjon om dypet til og perforeringen av kompletterte intervaller, målte produksjonsrater ved brønnho-det (eller akkumulerte verdier) og trykkene og temperaturene ved brønnhodet for ytelsen til det blandede flerlagsreservoarsystemet. Det beregnede brønnbo-ringstrykket som funksjon av dypet sammenliknes med de målte brønnborings-trykkene enten fra en produksjonslogg eller fra en trykkmåling i brønnboringen. Dette gjør det mulig å identifisere den trykkfordelings-beregningsmetoden som gir den beste overensstemmelsen med de fysiske målingene som er gjort.

Oppfinnelsen muliggjør anvendelse av informasjon fra flere produksjonslogger som er kjørt ved forskjellige tider under brønnens produksjonsdyktige levetid. Oppfinnelsen gjør det også mulig å spesifisere krysstrømningen mellom lagene av det blandede reservoarsystemet i brønnboringen. Oppfinnelsen eva- luerer trykkfordelingen i hvert brønnboringssegment ved hjelp av fluidstrøm-ningsmengdene i den brønnboringsseksjonen, brønnboringstrykket øverst i den brønnboringsseksjonen og temperatur- og fluidtetthetsfordelingen i den seksjo-nen av brønnboringen. Fremgangsmåten og prosessen ifølge oppfinnelsen be-nytter seg av fysiske ned-i-hulls målinger av strømningstrykkene, temperaturene, fluidtetthetene i brønnboringen, og de individuelle reservoarlagenes bidrag til strømningen for på en nøyaktig måte å bestemme produksjonshistoriene fra hvert av de individuelle lagene i et flerlags blandet reservoarsystem. Resultate-ne av analysen av de individuelle reservoarlagene kan anvendes sammen med blandet reservoar algoritmen for å rekonstruere en kunstig produksjonslogg slik at den sammenfaller med de faktiske registrerte produksjonsloggene som er målt i brønnen. Oppfinnelsen omfatter en automatisk ikke-lineær Levenberg-Marquardt minimeringsprosedyre som kan anvendes for å invertere disse pro-duksjonshistoriedataene for å bestemme fraktur- og reservoaregenskapene til de individuelle kompletterte intervallene. Oppfinnelsen gir også mulighet for automatisk å re-evaluere de innledningsvis spesifiserte ufrakturerte kompletterte intervallene som indikerer stasjonære overflateeffekter med negativ radiell strømning som vertikalt frakturerte, kompletterte intervaller med endelig konduktivitet.

Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse muliggjør for første gang en pålitelig, nøyaktig og verifiserbar beregningsmessig rigorøs analyse av produksjonsytelsen for en brønn som er komplettert i et flerlags blandet reservoarsystem ved anvendelse av fysisk målte strømningsmengder, trykk, temperaturer og fluidtettheter i brønnboringen fra produksjonslogger eller væske-strømningsmålinger og trykkfølere for å oppnå fordelingen av strømningsmeng-den fra hvert av de kompletterte reservoarintervallene. Kombinasjonen av produksjonslogginformasjon og beregningsprosedyrene langs brønnboringen resul-terer i en pålitelig og nøyaktig, kontinuerlig representasjon av trykkhistorien for hvert av de kompletterte intervallene i et flerlags blandet reservoarsystem. Re-sultatene kan deretter anvendes i kvantitative analyser for å identifisere ikke-stimulerte, understimulerte eller ganske enkelt dårlig ytende kompletterte intervaller i brønnboringen som kan stimuleres eller på annen måte renoveres for å bedre produktiviteten. Oppfinnelsen kan omfatte en analysemodul for hele reservoaret og trykk-volum-temperatur for brønnboringsfluider. Figur 1 er et flytdiagram av prosessen ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 2 er en illustrasjon av den systematiske og sekvensielle bereg-ningsprosedyren ifølge foreliggende oppfinnelse.

Foreliggende oppfinnelse er rettet mot en beregningsmodell for å beregne trykkfordelingen langs en brønnboring og produksjonsbidragene fra de individuelle lagene i de individuelle kompletterte intervallene i et blandet reservoar. Direkte fysiske målinger av strømningsbidragene fra de individuelle lagene til den totale brønnproduksjonen og de faktiske strømningstrykkene i brønnbo-ringen er registrert og inkluderes i analysen. Det finnes forskjellige brønnbo-ringstrykk-beregningsmodeller tilgjengelig for å beregne det statiske og dyna-miske bunnhullstrykket fra overflatetrykkene, temperaturene og strømnings-mengden, som vil være kjent for fagmannen. Valget av passende trykkbereg-ningsmodell gjøres på grunnlag av sammenlikning med de faktiske målingene av trykket i brønnboringen. I et blandet reservoar varierer også vanligvis lagenes strømningsbidrag til den totale brønnproduksjonsraten med tiden. Det er mange faktorer som avgjør bidragene fra de individuelle lagene til den totale brønnproduksjonsmengden som funksjon av tiden. Blant disse er forskjeller i lagenes initiale trykk, effektive permeabilitet, stimulering eller skaden, stasjonær overflateeffekt, dreneringsareal, netto produksjonstykkelse og diffusiviteten og magasinkoeffisienten til de forskjellige lagene. Andre faktorer som ikke er direkte reservoarspesifikke, men som innvirker på bidragene fra hvert av lagene til brønnproduksjonen fra det blandede reservoaret, er de varierende brønnbo-ringstrykkene, kompletteringstap og variasjonen av forholdet mellom produsert væske- og gassfluid som funksjon av tiden.

Produksjonslogger tilveiebringer en direkte metode for å måle brønnbo-ringens strømningstrykk, temperaturer og de faktiske strømningsbidragene fra reservoarlagene ved spesifikke tidspunkter, hvilken informasjon kan anvendes for å kalibrere de beregnede trykkfordelingsmodellene. Det er foretrukket å kjø-re flere produksjonslogger i brønner som produserer fra blandede reservoarer for å spore variasjonen i bidragene fra de individuelle kompletterte intervallene med hensyn til produksjonstiden.

Det er kjent at det blandede systemets totale produksjonsrate i alminnelighet ikke er lik eller en gang i nærheten av å være lik summen av de individuelle kompletterte intervallenes isolerte strømningsmengde når hvert intervall testes isolert fra de andre kompletterte intervallene i brønnen. Det er mange årsaker til dette, omfattende, men ikke begrenset til (1) det er alltid høyere strømningstrykk i det blandede systemet over hvert av de kompletterte intervallene enn når de måles individuelt, og (2) mulig krysstrømning mellom kompletterte intervaller.

Som vist mer konkret i flytdiagrammet i figur 1, er foreliggende oppfinnelse rettet mot en beregningsmodell som beregner produksjonsfordelingen fra de individuelle kompletterte intervallene i et blandet reservoarsystem ved anvendelse av strømningsmengdeandelene fra de individuelle kompletterte intervallene, bestemt fra produksjonslogger og det blandede systemets totale strøm-ningsmengde av brønnfluidfase. Dette diagrammet viser analyseprosessen for et reservoar som omfatter tre kompletterte reservoarlag der det øvre og det nedre reservoarlaget er hydraulisk frakturert. Det midtre kompletterte reservoar-intervallet er ikke fraktureringsstimulert. Trykkfordelingen i brønnboringen beregnes ved anvendelse av brønnens totale blandede produksjonsstrømnings-mengder til midtpunktet av det øverste kompletterte intervallet. Deretter evalueres fluidstrømningsmengdene i brønnboringen mellom midtpunktene i det øvre og det midtre kompletterte intervallet ved anvendelse av de totale strømnings-mengdene av fluidfase i det blandede systemet minus strømningsmengden fra det øverste kompletterte intervallet. Trykkfordelingen i brønnboringen mellom midtpunktene i det midtre og det nedre kompletterte intervallet evalueres ved anvendelse av de strømningsmengdene av fluidfase som er forskjellen mellom det blandede systemets totale strømningsmengde av fluidfase i og summen av strømningsmengdene fra det øvre og det midtre kompletterte intervallet. Strømningsmengdehistoriene for de individuelle kompletterte intervallene som genereres i denne analysen omfatter fluidstrømningsmengden fra de individuelle kompletterte intervallene og akkumulerte produksjonsverdier som funksjon av produksjonstiden, samt strømningstrykkene i midtsonen. De beregnede midtso- ne-strømningstrykkene ved produksjonstidene for produksjonsloggkjøringene blir deretter sammenliknet med de faktisk målte brønnboringstrykkene ved de dypene og det aktuelle tidsnivået for å bestemme hvilken brønnboringstrykkfor-delingsmodell som passer best med de målte trykkene.

Den identifiserte trykkfordelingsmodellen anvendes deretter for å modellere strømningstrykket i bunnen av brønnboringen for resten av de produksjons-tidsnivåene for hvilke det ikke finnes produksjonsloggmålinger tilgjengelige. Denne bruken av den identifiserte trykkfordelingsmodellen for å bestemme de ikke-målte strømningstrykkene i brønnboringen er den eneste store antagelsen som gjøres i prosessen. Denne er helt vanntett dersom det ikke oppstår dramatiske endringer av beskraffenheten til de produserte brønnfluidene eller i stimuleringen av/skaden på de kompletterte intervallene som ikke er reflektert i den sammensatte produksjonslogghistorien, primært som følge av utilstrekkelig sampling av endringene i de kompletterte intervallene som bidrar til strøm-ningsmengden. Med en dekkende sampling av de varierende strømningsmeng-debidragene fra de individuelle kompletterte intervallene i et blandet reservoar produserer denne analyseteknikken nøyaktige resultater.

Figur 2 illustrerer den systematiske og sekvensielle beregningsprosedy-ren ifølge foreliggende oppfinnelse. Med start ved brønnhodet 10 beregnes

trykkfordelingen til midtpunktet av hvert kompletterte intervall sekvensielt. Fluid-strømningsmengden i hvert suksessivt dypere segment av brønnboringen avtar fra det forrige brønnboringssegmentet som følge av produksjonen fra de kompletterte intervallene ovenfor dette segmentet av brønnboringen. De matematiske relasjonene som beskriver fluidfase-strømningsmengden (inn i eller ut fra) hvert av de kompletterte intervallene i brønnboringen er gitt som følger for henholdsvis olje-, gass-, og vannproduksjonen fra det j-te kompletterte intervallet:

der: q0jer strømningsmengden STB/D av flytende hydrokarbon fra det j-te

kompletterte intervallsegmentet,

qot er systemets totale strømningsmengde STB/D av flytende hydrokarbon,

/„,. er det j-te kompletterte intervallets væskebidrag til den totale strøm-ningsmengden av flytende hydrokarbon, fraksjon

q^ er strømningsmengden Mcsf/D av gass fra det j-te intervallet,

j er indeksen som identifiserer det kompletterte intervallet;

qgter det samlede systemets totale strømningsmengde Mscf/D av brønn-gass,

fa er det j-te kompletterte intervallets andel av brønnens totale strømnings-mengde av gass, fraksjon,

qwjer det j-te kompletterte intervallets strømningsmengde STB/D av vann,

qMer det samlede systemets totale strømningsmengde STB/D av brønn-vann,

fwjer det j-te kompletterte intervallets andel av den totale strømningsmeng-den av brønnvann, fraksjon.

De korresponderende strømningsmengdene av fluidfasene i hvert segment av brønnboringen er også definert matematisk med følgende relasjoner for henholdsvis olje, gass og vann i det n-te trykkfordelingssegmentet i brønn-boringen.

Beregningene av strømningsmengden og trykkfordelingen gjøres sekvensielt for hvert segment av brønnboringen, og begynner ved overflaten eller brønnhodet 10 og ender ved det dypeste kompletterte intervallet i brønnboring-en både for produksjon og injeksjon. Beregningsprosedyrene som anvendes for strømningsmengden og trykkfordelingen i brønnboringen muliggjør evaluering av produksjons-, injeksjons- eller innestengte brønner.

De fundamentale innstrømningsrelasjonene som styrer den transiente ytelsen til et flerlags blandet reservoar tas fullt ut hensyn til i analysen som tilveiebringes av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Dersom det antas at det føres nøyaktige produksjonslogger i brønnen, når en spinner føres gjennom et komplettert intervall og en ikke måler en reduksjon av strømnings-mengden i brønnboringen (dvs. at en sammenlikning av strømningsmengden ved toppen og bunnen av det kompletterte intervallet viser at strømningsmeng-den ved toppen er større enn eller lik den ved bunnen), strømmer det ikke inn noe fluid til dette intervallet fra brønnboringen (null tap til det kompletterte intervallet, dvs. ingen krysstrømning). For det andre, straks den minimale terskel-strømningsmengden oppnås for å gi en stabil og presis operasjon av spinneren, er også alle målinger ved større strømningsmengde nøyaktige. Endelig er summen av bidragene fra alle de kompletterte intervallene lik produksjons-strømningsmengden for det blandede systemet for både produksjons- og injek-sjonsbrønner.

I den foretrukne utførelsesformen av oppfinnelsen anvendes to inndatafi-ler i ASCII-format for analysen. Den ene filen er en analysestyringsfil som inneholder de varierbare verdiene som definerer hvordan analysen skal gjennomfø-res (hva slags fluidegenskaper og trykkfordelingskorrelasjoner som skal anvendes, samt brønnboringsgeometrien og produksjonslogginformasjon). Den andre filen inneholder strømningstrykket og temperaturen ved brønnhodet i det blandede systemet, og enten strømningsmengden av hver av de individuelle fasene eller akkumulerte produksjonsverdier som funksjon av produksjonstiden.

Under utførelsen av analysen genereres det to resultatfiler. Den generel-le resultatfilen inneholder alle inndataene som er spesifisert for analysen, resultater fra mellomberegninger og produksjonshistoriene fra de individuelle komp- lettede intervallene og definerte reservoarenheter. Dumpfilen inneholder kun listede utresultater for de definerte reservoarenhetene som er klare til å importe-res til og anvendes i kvantitative analysemodeller.

Analysestyringsfilen inneholder et stort antall analysestyringsparametere som kan anvendes for å anpasse produksjonsfordelingsanalysen slik at den sammenfaller best mulig med vanlige brønnborings- og reservoarforhold.

Claims

1. Fremgangsmåte for å optimere produksjonen av reservoarkompletteringer som omfatter et antall kompletterte intervaller ved hjelp av tilgjengelige produksjonsanalysedata og produksjonsloggdata, som tilveiebringer en kvantitativ analyseprosedyre for reservoar- og frakturegenskaper i et blandet reservoarsystem,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter de trinn å: a. måle trykket i bestemte kompletterte intervaller i nevnte blandete reservoar; b. velge en trykkfordelingsmodell; c. beregne midtsonetrykkene ved anvendelse av modellen; d. sammenlikne de beregnede midtsonetrykkene med de målte trykk; e. modellere bunnhullstrykket i reservoaret på grunnlag av modellen, der det trinn å sammenlikne trykkene omfatter det å akseptere sammenlikningen dersom de beregnede midtsonetrykkene ligger innenfor en forbestemt toleranse fra de målte trykkene og det å underkjenne sammenlikningen dersom de beregnede midtsonetrykkene ligger utenfor den forbestemte toleransen, idet, når det beregnede trykket underkjennes, utvelgelsestrinnet, beregningstrinnet og sammenlikningstrinnet gjentas inntil det oppnås et akseptabelt resultat.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det blandete reservoaret separeres for å skille nevnte antall kompletterte intervaller fra topp til bunn, minst innbefattende et øvre komplettert intervall, et andre komplettert intervall samt et nedre komplettert intervall, idet hvert kompletterte intervall omfatter et toppunkt, et midtpunkt og et bunnpunkt, og der midtsonetrykket beregnes ved anvendelse av de totale strøm-ningsmengdene av fluidfase fra det blandede reservoaret til midtpunktet av det øverste kompletterte intervallet.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, ytterligere omfattende det trinn å måle fluid-fasestrømningsmengder for bestemte kompletterte intervaller i nevnte blandete reservoar, derfluidfasestrømningsmengden mellom midtpunktet i det øvre og det andre kompletterte intervallet beregnes ved anvendelse av de totale strømnings- mengdene av fluidfase fra det blandede reservoaret minus strømningsmengdene fra det øverste kompletterte intervallet.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, der trykkfordelingen i brønnboringen mellom midtpunktene i det andre og det nedre kompletterte intervallet beregnes ved anvendelse av strømningsmengdene av fluidfase som er forskjellen mellom den totale strømningsmengden av fluidfase i det blandede reservoarsystemet og summen av strømningsmengden av fluidfasene fra det øvre og det andre kompletterte intervallet.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 3, der beregningen av strømningsmengden av fluidfase og trykkfordelingen i beregningstrinnet utføres på en sekvensiell måte for hvert intervall, med start ved brønnhodet og nedover mot det dypeste kompletterte intervallet.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der de målte trykkene i trinn a oppnås fra produksjonslogger eller fra målinger som tilveiebringes av trykkfølere.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 3, der de målte strømningsmengdene av fluidfase oppnås fra spinnermålinger eller fra produksjonslogger.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der de målte trykkene i trinn a er målinger som tilveiebringes av permanente nedhulls trykkfølere.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 3, der de målte strømningsmengdene av fluidfase oppnås fra permanente nedhulls strømningsmålere eller av spinnerundersø-kelser.