NO333783B1

NO333783B1 - Integrert reservoiroptimisering

Info

Publication number: NO333783B1
Application number: NO20023904A
Authority: NO
Inventors: Omer M Gurpinar; David J Rossi; Vidya B Verma; Philip W Pantella
Original assignee: Schlumberger Technology Corp
Priority date: 2000-02-22
Filing date: 2002-08-16
Publication date: 2013-09-16
Also published as: KZ19059A; EP1691032A2; EP1684096A2; US7739089B2; EP1691031A2; BRPI0108571B1; NO20023904L; WO2001062603A3; SG127743A1; US7478024B2; US20080288226A1; RU2281384C2; KR100756684B1; US20070156377A1; CN101221634A; EP1263653A4; AU2001235010A1; EP1263653A2; EP1679424A3; BR0108571A

Abstract

Det er beskrevet en fremgangsmåte for å styre et fluid- eller gassreservoar som assimilerer ulike data som har ulike innsamlingstidsskalaer og romlige dekningsskalaer for iterativtå produsere en reservoarutviklingsplan som benyttes for å optimalisere en total ytelse for et reservoar. Fremgangsmåten omfatter: (a) å generere en initiell reservoarkarakterisering, (b) fra den initielle reservoarkarakterisering, å generere en initiell reservoarutviklingsplan, (c) når reservoarutviklingsplanen er generert, inkrementelt å fremrykke og generere et kapitalbruksprogram, (d) når kapitalbruksprogrammet er generert, overvåke en ytelse for reservoaret ved å innsamle høyrateovervåkningsdata fra et første sett av datamålinger som tas i reservoaret og å benytte høyrateovervåkningsdataene for å utføre brønnregionale og feltreservoarevalueringer, (e) videre å overvåke ytelsen for reservoaret ved å innsamle lavrateovervåkningsdata fra et andre sett av datamålinger som tas i reservoaret, (f) å assimilere sammen høyrateovervåkningsdataene og lavrateovervåkningsdataene, (g) fra høyrateovervåkningsdataene og lavrateovervåkningsdataene, og bestemme når det er nødvendig å oppdatere den initielle reservoarutviklingsplanen for å produsere en nylig oppdatert reservoarutviklingsplan, (h) når det er nødvendig, å oppdatere den initielle reservoarutviklingsplanen fora produsere den nylig oppdaterte reservoarutviklingsplanen, og (i) når den nylig oppdaterte reservoarutviklingsplanen er produsert, å gjenta trinnene (c) til og med (h). En detaljert beskrivelse er gitt vedrørende trinnet (a) for å generere den initielle reservoarkarakteriseringen og trinnet (b) fora generere den initielle reservoarutviklingsplanen.

Description

Bakgrunn for oppfinnelsen

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte kjent som «integrert reservoaroptimalisering» (IRO), som omfatter en fremgangsmåte for overvåkning og kontroll av ekstraksjonen av fluid- og gassforekomster fra geologiske formasjoner under overflaten. Dette innbefatter en fremgangsmåte for å overvåke statusen for fluid- og gassforekomster i geologiske formasjoner under overflaten og å kontrollere beliggenheten og bruken av fysiske ressurser og ekstraksjonsrater for å maksimalisere ekstraksjonen av slike forekomster fra de geologiske formasjonene under overflaten.

Under livssyklusen for produksjon av olje og gass ekstrahert fra reservoarfelter i geologiske formasjoner følges bestemte trinn som innbefatter leting, vurdering, reservoarutvikling, produksjonsnedgang og avvikling av reservoaret. Viktige beslutninger må gjøres for hvert av disse trinnene for på riktig måte å allokere ressurser og for å sikre at reservoaret oppfyller sitt produksjonspotensiale. I de tidlige trinnene i produksjonslivssyklusen begynner en med nær komplett uvitenhet om fordelingen av indre egenskaper i reservoaret. Etter hvert som utviklingen fortsetter, innsamles forskjellige typer reservoardata, slik som seismiske, brønnlogger og produksjonsdata. Slike reservoardata kombineres for å konstruere en utviklende forståelse av fordelingen av reservoaregenskaper i en jordformasjon. Derfor er forståelsen av reservoardataene nøkkelen til å gjøre riktige reservoars tyringsbeslutninger.

Ulike tidligere kjente tilnærmingsmåter som olje- og gassindustrien har benyttet for reservoarstyring har blitt omtalt i atskillige bøker og artikler i tekniske tidsskrifter, og slike er opplistet i referanseavsnittet mot slutten av denne spesifikasjonen.

I reservoarstyringsmetoden som fremgår av boken av Satter og Thakur, omtalt i referanseavsnittet nedenfor, blir f.eks. kortsiktige og langsiktige mål for styring av et gass- eller oljereservoar først identifisert. Et flertall av data, som deretter er innsamlet om reservoaret, benyttes så til å utvikle en reservoarstyringsplan, også kalt en utviklingsplan. Utviklingsplanen implementeres deretter ved boring av brønner, setting av produksjon og injeksjonsrater for reservoaret, og ved utførelse av overhalingsoperasjoner (eng.: workover operations). Idet olje og/eller gass ekstraheres fra reservoaret, fremskaffes nye data, og målene og utviklingsplanene for styring av reservoaret blir periodisk reevaluert for å maksimalisere produksjonen av gass og/eller olje fra reservoaret. Idet reservoaret blir uttømt, endres målene og utviklingsplanene, og til slutt avvikles reservoaret.

Enkelte US-patenter fremlegger og gjør krav på ulike trinn i prosessene med å lokalisere og utvikle reservoarer, slik som, men ikke begrenset til, innsamling av reservoardata slik som seismiske brønnlogger og produksjonsdata, lokalisering av steder for brønner, kontroll av ekstraksjonsraten fra brønner, og maksimalisering av produksjonsraten fra individuelle brønner og reservoaret som helhet. Enkelte av disse patentene er beskrevet i de følgende avsnitt.

US patent 5 992 519 til Ramakrishnan et al. fremlegger en fremgangsmåte og maskinvare for overvåkning og kontroll av et flertall av produksjonsoljebrønner for å tilfredsstille forhåndsbestemte produksjonskriterier som kan oppdateres. En oljereservoarmodell benyttes i sammenheng med et reservoarsimuleringsverktøy for å bestemme en produksjons strategi ved hvilken olje på kontrollerbar måte produseres fra reservoaret ved bruk av strømningsventiler. Informasjon som er innsamlet som resultat av innstillinger av strømningsventilene benyttes for å oppdatere reservoarmodellen. Oljebrønner bores basert på en fast produksjonsstrategi, og fluidstrømningsraten fra brønnene, slik den er innstilt, er basert på en variabel produksjonsstrategi.

US patent 5 706 896 til Tubel et al. fremlegger et system for å kontrollere og/eller overvåke et flertall av produksjonsbrønner fra et fjerntliggende sted. Kontrollsystemet er sammensatt av flere nedihulls elektronisk styrte elektromekaniske innretninger og flere datamaskinbaserte overflatesystemer betjent fra flere beliggenheter. Systemet tilveiebringer evnen til å prediktere fremtidig strømningsprofil for flere brønner og å overvåke og kontrollere fluid- eller gass-strømningen fra hver formasjon inn i brønnhullet, eller fra brønnhullet til overflaten. Dette kontrollsystemet er også i stand til å motta og sende ut data fra flere fjerntliggende beliggenheter slik som innenfor borehullet, til eller fra andre plattformer, eller fra en beliggenhet borte fra ethvert brønnsted.

US patent 5 932 776 til Tubel et al fremlegger et annet, liknende system for å kontrollere og/eller overvåke et flertall av produksjonsbrønner fra et fjerntliggende sted. Multisone- eller multibrønn-styringssystemet er sammensatt av flere nedihulls, elektronisk kontrollerte elektromekaniske innretninger og flere datamaskinbaserte overflatesystemer operert fra flere beliggenheter. Dette systemet har evnen til å prediktere den fremtidige strømningsprofil for flere brønner og til å overvåke og kontrollere fluid- eller gasstrømmen enten fra formasjonen til brønnhullet, eller fra brønnhullet til overflaten. Dette kontrollsystemet er også i stand til å motta og sende data fra flere fjerntliggende steder slik som inne i borehullet, til eller fra andre plattformer, eller fra en beliggenhet fjernt fra et hvilket som helst brønnsted.

US patent 5 975 204 til Tubel et al. fremlegger og gjør krav på et nedihullsproduksjonsbrønnkontrollsystem for automatisk å kontrollere nedihullsverktøy som respons på målte, valgte nedihullsparametere uten et initielt kontrollsignal fra overflaten eller fra noen ekstern kilde.

US patent 4 757 314 til Aubin et al. beskriver et apparat for å kontrollere og overvåke et brønnhode nedsenket i vann. Dette systemet innbefatter et flertall av sensorer, et flertall av elektromekaniske ventiler og et elektronisk kontrollsystem som kommuniserer med sensorene og ventilene. Det elektroniske kontrollsystemet er anbrakt i en vanntett innkapsling, og den vanntette innkapslingen er nedsenket under vann. Elektronikken som befinner seg i den nedsenkede innkapslingen kontrollerer og betjener de elektromekaniske ventilene basert på innganger fra sensorene. Spesielt benytter elektronikken i innkapslingen beslutningsevnen til mikroprosessoren for å overvåke kabelintegriteten fra overflaten til brønnhodet for automatisk å åpne eller lukke ventilene dersom et brudd i ledningen skulle oppstå.

US patent 4 633 954 til Dixon et al fremlegger en fullstendig programmerbar mikroprosessorkontroller som overvåker nedihullsparametere slik som trykk og strømning, og som kontrollerer operasjonen av gassinjeksjon til brønnen, utstrømning av fluider fra brønnen eller innelukking av brønnen for å maksimalisere uttaket fra brønnen. Dette bestemte systemet innbefatter batteridrevne faststoffkretser som omfatter et tastatur, et programmerbart minne, en mikroprosessor, kontrollkretser og et flytende krystalldisplay.

US patent 5 132 904 til Lamp fremlegger et system som likner '954-patentet, hvorved kontrolleren innbefatter serielle og parallelle kommunikasjonsporter som alle kommunikasjoner til og fra kontrolleren passerer gjennom. Håndholdte innretninger eller bærbare datamaskiner som er innrettet for seriell kommunikasjon har tilgang til kontrolleren. Et telefonmodem eller en telemetrilink til en sentral vertsdatamaskin kan også benyttes for å tillate flere kontrollere å få tilgang på fjerntliggende måte.

US patent 4 969 130 til Wason et al. fremlegger et system for å overvåke fluidinnholdet for et petroleumsreservoar, hvorved en reservoarmodell anvendes for å prediktere fluidstrømning i reservoaret, og innbefatter en sjekk av reservoarmodellen ved sammenligning av syntetiske seismogrammer med observerte seismiske data. Dersom den syntetiske utgangen som predikteres av modellen sammenfaller med de observerte seismiske data, antas at reservoaret er korrekt modellert. Hvis ikke, oppdateres reservoarmodellen, spesielt dens reservoarbeskrivelse, inntil den predikterer den observerte seismiske respons. Den seismiske undersøkelsen kan periodisk gjentas under det produktive liv for reservoaret, og teknikken som benyttes for å oppdatere reservoarmodellen, for derved å sikre at den reviderte reservoarbeskrivelsen, predikterer de observerte endringer i de seismiske data, og reflekterer således den gyldige status for fluidmetninger.

US patent 5 586 082 til Anderson et al. fremlegger en fremgangsmåte for å identifisere fluidmigrasjon under overflaten og dreneringsveier i og blant olje- og gassreservoarer ved bruk av 3-D og 4-D seismisk avbildning. Denne fremgangsmåten benytter både enkle seismiske undersøkelser (3-D) og multiple seismiske undersøkelser atskilt i tid (4-D) for en region av interesse for å bestemme storskalamigrasjonsveier inne i sedimentærbassenger, og finskaladreneringsstruktur og olje-vann-gass-områder inne i individuelle petroleumsproduserende reservoarer.

US patent 5 798 982 til He et al. fremlegger en fremgangsmåte for kartlegging og kvantifisering av tilgjengelige hydrokarboner inne i et reservoar, og er nyttig for hydrokarbonprospektering og reservoarstyring.

Selv om disse patentene hver for seg fremlegger ulike aspekter assosiert med lokalisering av reservoaret, lokalisering av steder for brønner, kontroll av ekstraksjonsrate fra brønner, og forsøk på å maksimalisere produksjonsraten fra individuelle brønner og et reservoar som helhet, fremlegger eller foreslår ingen av de ovenfor nevnte tidligere kjente teknikker eller andre patenter eller litteratur å integrere alle disse mange funksjonene til en mer omfattende fremgangsmåte for å maksimalisere produksjonen av gass og/eller olje fra hele reservoaret.

Det er således behov for en ny og mer vidtrekkende (eng.: comprehensive) fremgangsmåte for å styre et olje- og/eller gassreservoar med den hensikt å maksimalisere produksjonen av gass og/eller olje fra et reservoar.

I den tidligere kjente teknikk ville dessuten en utviklingsplan bli produsert for et første reservoarfelt, en operatør ville ta en avgjørelse fra et antall alternativer som er tilgjengelige for ham i relasjon til det første reservoarfeltet, og deretter ville operatøren implementere en bestemt prosess i det første reservoarfeltet. På dette punktet ville operatøren fokusere sin oppmerksomhet på et andre reservoarfelt eller en andre eiendom (eng.: property) mens han tillater det første reservoarfeltet eller den første eiendommen å opereres av et feltpersonale og et vedlikeholdspersonale. Det første reservoarfeltet ville ikke motta noen bestemt oppmerksomhet på flere år når ting begynner å feile i det første reservoarfeltet. Operatøren ville da refokusere sin oppmerksomhet på det første reservoarfeltet og spørre hvordan den resulterende aktivitet eller resultatene oppnådd fra det første reservoarfeltet eller eiendommen skiller seg fra operatørens opprinnelige forventninger med hensyn til det første reservoarfeltet. I tillegg ville operatøren initiere et studium for å finne ut hva som skjedde med hensyn til det første reservoarfeltet. Denne prosessen ser ut til å være av «prøv- og feil»-type, og reflekterer bare en sporadisk interesse i den første feltreservoarfelt eiendommen.

Derfor, i den ovenfor nevnte søken etter å oppnå en ny og mer omfattende fremgangsmåte for å styre et olje- og/eller gassreservoar, er det et ytterligere behov for å tilveiebringe en mer organisert, effektiv og automatisert prosess for automatisk, på periodisk basis, å oppdatere den originale utviklingsplanen for den første reservoarfelte eiendommen når den resulterende aktiviteten eller resultatene oppnådd fra den første eiendommen initielt er mottatt. Som resultat kan en ny utviklingsplan produseres for den første eiendommen, og den nye utviklingsplanen kan implementeres i sammenheng med den første eiendommen som følger genereringen av resultatene eller resultantaktiviteten fra den første eiendommen.

Sammenfatning av oppfinnelsen

Det er derfor et primært formål med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en ny og mer omfattende fremgangsmåte for å styre et fluid- eller gassreservoar.

Oppfinnelsen er angitt i kravene.

I samsvar med det ovenstående, primære formål for den foreliggende oppfinnelsen er det beskrevet en mer omfattende metode for å styre et fluid- eller gassreservoar. Den nye fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen for å styre et fluid-eller gassreservoar vil maksimalisere produksjonen av olje eller gass fra reservoaret ved å føre sammen alle tilgjengelige data for å utføre en funksjon som heretter vil bli betegnet «integrert reservoaroptimalisering» eller «IRO» (et varemerke tilhørende Schlumberger). Fremgangsmåten «integrert reservoaroptimalisering (IRO)» for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, ifølge den foreliggende oppfinnelsen, omfatter en prosess som innbefatter en kontinuerlig pågående innsats for å maksimalisere verdien av en reservoareiendom (eng.: a reservoir property). Dette formålet, å maksimalisere verdien for eiendommen, oppnås ved å utvikle en initiell utviklingsplan, delvis å implementere den initielle utviklingsplanen, å undersøke et sett av resultater oppnådd fra implementeringstrinnet, og å bekrefte at settet med resultater faktisk samsvarer med et initielt sett av prosjekteringer (eng: projections). Dersom resultatene samsvarer med det initielle sett av prosjekteringer, omfatter det neste trinnet å fortsette med implementeringen av den initielle utviklingsplanen. Idet den initielle utviklingsplanen iverksettes, implementeres et dag-for-dag-overvåknings- og oppsynstrinn for å holde orden på og overvåke hendelser som opptrer ved egenskapen. Som del av implementeringen av den initielle utviklingsplanen implementeres et detaljert datainnsamlings- og dataakkvisisjonsprogram for å generere et nytt sett av data med hensikt å oppnå så mye informasjon som mulig med hensyn til en respons fra reservoareiendommen fra hvilke som helst handlinger som har blitt utført av operatører på eiendommen. En tilbakekoblingssløyfe er installert, hvorved de nye sett av data (som har blitt innsamlet under det ovenstående angitte datainnsamlingstrinnet) er tilgjengelig for de parter som opprinnelig utformet den initielle utviklingsplanen med den hensikt: (1) å innflette (eng.: merging) det nye datasett inn i tidligere tolkninger, (2) å gjøre nødvendige retolkninger, og deretter (3) å modifisere den initielle utviklingsplanen i en «pågående og iterativ prosess» for å produsere en annen utviklingsplan. Den

«pågående og iterative prosessen» omfatter således trinnene: (1) å utvikle en initiell utviklingsplan, (2) å implementere den initielle utviklingsplanen, (3) å raffinere ved utførelse av datainnsamling og dataakvisisjon for å fremskaffe nye data som respons på implementeringstrinnet, (4) å reutvikle en ny utviklingsplan basert på de nylig innsamlede data oppnådd under raffineringstrinnet, (5) å reimplementere den nye

utviklingsplanen, (6) å reraffinere ved å utføre ytterligere datainnsamling og dataakkvisisjon for å fremskaffe ytterligere nye data som respons på reimplementeringstrinnet, osv. Derfor blir ikke den initielle utviklingsplanen forkastet, men i stedet gjøres forbedringer til den initielle utviklingsplanen, siden den initielle utviklingsplanen endres og modifiseres som respons på de nylig innsamlede data. F.eks. kan den initielle utviklingsplanen bli endret eller modifisert basert på hvordan brønnene blir komplettert, eller hvor mange brønner som bores, eller hvor brønnene anbringes osv. I samsvar med et trekk ved den foreliggende oppfinnelsen fremskaffes imidlertid «ulike typer data» som respons på målinger som tas på et reservoar under reservoarets levetid. Disse «ulike typer data» spenner fra en «første type data» som fremskaffes fra tilfeldige tidsrommålinger som tas på en «sjelden» basis til en «andre type data» som oppnås fra kontinuerlige målinger som tas på en «hyppig» basis ved permanent installerte systemer. I den tidligere kjente teknikk ble ytelsen for reservoaret utelukkende overvåket på en «sjelden» basis, og resultatene ble benyttet for å endre reservoarutviklingsplanen ved visse tidsintervaller. I motsetning til dette, og i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen, overvåkes ytelsen for reservoarene, og data innsamles basert på målinger som tas på en «hyppig» basis (for brønner og anlegg) og på en mindre hyppig eller «sjelden» basis (for gjentatt logging og makroskopiske reservoarmålinger). I tillegg spenner disse «ulike typer data» også i romlig dekning fra «lokale brønn-/overflateovervåkningsdata» til mer «globale overvåkningsmålinger i reservoarskala». Eksempler på systemer eller utstyr som innsamler de «lokale brønn-/overflateovervåkningsdata omfatter: tilbakevendingsloggingssystemer, permanente trykkmålere og formasjonsvurderingssensorer anbrakt innenfor og utenfor forede brønner. Bemerk at brønnborings- og overflateproduksjonsrater er beskrevet i referansene Baker, Babour, Tubel, Johnson og Bussear, som er angitt i referanseavsnittet som befinner seg på slutten av denne spesifikasjonen. Eksempler på systemer eller utstyr som innsamler de «globale overvåkningsmålinger i reservoarskala» omfatter: systemer som utnytter tidsforløps- (eng.: time-lapse) eller 4D-seismikk, systemer som innbefatter gravimetri og systemer som innbefatter elektriske og akustiske dypavlesnings-/kryssbrønnmålinger slik det er beskrevet i referansene Pedersen, Babour og He angitt i referanseavsnittet som befinner seg på slutten av denne spesifikasjonen. Tilsvarende fremskaffes innkommende strømmer av «ulike typer data», som oppnås fra målinger som tas på et reservoar under reservoarets levetid, fra målinger som tas under: (1) forskjellige innsamlingstidsskalaer, og (2) forskjellige romlige dekningsskalaer. Fremgangsmåtene som er beskrevet i den siterte referansen Satter (referanse 17 i referanseavsnittet nedenfor) og relaterte publikasjoner er ikke fullstendig adekvate, fordi slike metoder unnlater å assimilere alle disse «ulike typer data». Fremgangsmåten «integrert reservoaroptimalisering» i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen for å styre et fluid- og/eller gassreservoar vil assimilere alle disse «ulike typer data» med den hensikt å optimalisere den totale ytelsen for olje- og gassreservoarer. I tillegg til «reservoarutviklingsplanen» finnes det en «dag-for-dag-operasjonsplan».

Langtids-«reservoarutviklingsplanen» blir kontinuerlig oppdatert som respons på dataene innsamlet basert på både: (1) målingene på reservoaret som tas på en «sjelden» basis (dvs. de tilfeldige tidsforløpmålingene), og (2) målingene på reservoaret som tas på en «hyppig» basis (dvs. de kontinuerlige målingene som tas ved permanent installerte systemer). I tillegg blir «dag-for-dag-operasjonsplanen» kontinuerlig oppdatert som respons på langtids-«reservoarutviklingsplanen». Som resultat av den kontinuerlige oppdatering av «dag-for-dag-operasjonsplanen» fra «reservoarutviklingsplanen» som respons på de to ovenfor angitte målingene tatt på en hyppig og en sjelden basis, oppnås en mer presis bestemmelse av «to parametere»: (1) beliggenheten for undergrunnsforekomster av hydrokarbon, og (2) trykkfordelingen inne i de geologiske formasjonene under overflaten. Når disse «to parametrene» er optimalisert, blir også de følgende «ytterligere parametere» optimalisert: antallet brønner, brønnkompletteringer, brønninterferens og produksjonsplaner. Når disse «ytterligere parametrene» er optimalisert, maksimaliseres produksjonen av olje og/eller gass fra et olje- eller gassreservoar.

Således er det et primært aspekt eller trekk ved den foreliggende oppfinnelsen å beskrive en fremgangsmåte for å styre et fluid- (slik som olje-) og/eller gassreservoar som assimilerer ulike data med forskjellige innsamlingstidsskalaer og romlige dekningsskalaer for iterativt å produsere en reservoarutviklingsplan som benyttes for å optimalisere en total ytelse for nevnte reservoar, omfattende trinnene: (a) å generere en initiell reservoarkarakterisering, (b) fra den initielle reservoarkarakterisering, å generere en initiell reservoarutviklingsplan, (c) når reservoarutviklingsplanen er generert, inkrementelt å fremrykke og generere et kapitalutgiftsprogram, (d) når kapitalutgiftsprogrammet er generert, å overvåke en ytelse for reservoaret ved å innsamle høyrateovervåkningsdata fra et første sett av datamålinger tatt i reservoaret, (e) videre å overvåke ytelsen for reservoaret for å innsamle lavrateovervåkningsdata fra et andre sett av datamålinger tatt i reservoaret, (f) å assimilere sammen nevnte høyrateovervåkningsdata og nevnte lavrateovervåkningsdata, (g) fra nevnte høyrateovervåkningsdata og nevnte lavrateovervåkningsdata, å bestemme når det er nødvendig å oppdatere nevnte initielle reservoarutviklingsplan for å produsere en nylig oppdatert reservoarutviklingsplan, (h) når nødvendig, å oppdatere den initielle reservoarutviklingsplanen for å produsere den nylig oppdaterte reservoarutviklingsplanen, og (i) når den nylig oppdaterte reservoarutviklingsplanen er produsert, å gjenta trinnene (c) til og med (h) inntil det ikke lenger er nødvendig å oppdatere reservoarutviklingsplanen, idet nevnte reservoar er nær uttømt når reservoarutviklingsplanen ikke er oppdatert under trinn (h).

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelse å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, der trinnet (d) for å overvåke en ytelse av reservoaret ved å innsamle høyrateovervåkningsdata omfatter trinnene (dl) å innsamle og akkumulere og kvalitetssjekke høyrateovervåkningsdataene, å benytte nevnte høyrateovervåkningsdata til å evaluere en enkelt brønn eller en region med flere brønner og å returnere til trinn (c), og å benytte nevnte høyrateovervåkningsdata til å evaluere et globalt felt eller reservoar, ved å utføre trinn (e) når reservoarutviklingsplanen skal oppdateres eller når nye lavratereservoarovervåkningsdata skal innsamles, og å returnere til trinn (c) når reservoarutviklingsplanen ikke skal oppdateres eller når nye lavratereservoarovervåkningsdata ikke skal innsamles.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelse å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, hvor trinnet (e) for å overvåke ytelsen av reservoaret ved å innsamle lavrateovervåkningsdata omfatter trinnene el) å bestemme når nye lavratereservoarovervåkningsdata skal innsamles via nye målinger ved å utføre et sensitivitetsanalyseundersøkelsespredesignstudium for å bestemme om de nye målinger forventes å introdusere ny informasjon, å innsamle de nye lavratereservoarovervåkningsdata hvor det er bestemt at de nye lavratereservoarovervåkningsdata skal innsamles og de nye målinger vil introdusere ny informasjon,(e3) å oppdatere en reservoarmodell når de nye lavratereservoarovervåkningsdata ikke skal innsamles via nye målinger, og (e4) å oppdatere en produksjonsprognose og en økonomisk analyse når reservoarmodellen oppdateres eller når lavratereservoarovervåkningsdataene innsamles under trinn (e2).

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelse å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, der genereringstrinnet (a) for å generere en initiell reservoarkarakterisering omfatter å utføre et foreløpig engineeringstrinn i parallell med et geologisk modelleringstrinn for å bringe et sett av geovitenskapelige tolkninger gjort ved bruk av statistiske data under et geologisk modelleringstrinn i samsvar med et sett av engineeringstolkninger gjort ved bruk av dynamiske eller ytelsesrelaterte data under et foreløpig engineeringstrinn.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelse å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, hvor genereringstrinnet (a) for å generere en initiell reservoarkarakterisering videre omfatter: (al) å bestemme for et bestemt reservoarfelt et sett av utviklings- og uttømmingsstrategier, (a2) å bestemme et sett av integrerte studiemål, (a3) å utføre datainnsamling, kvalitetskontroll og analyse, (a4) utføre foreløpig engineering, og (a5) å utføre geologisk modellering i parallell med den foreløpige engineering.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelse å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, hvor genereringstrinnet (b) for å generere en initiell reservoarutviklingsplan fra den initielle reservoarkarakteriseringen omfatter å utføre enten et numerisk modellstudietrinn eller et analytisk modellstudietrinn, (b2) å generere en produksjons- og reserveprognose som respons på de numeriske modellstudier eller de analytiske modellstudier, (b3) å generere anleggsbehov fra produksjons- og reserveprognosen, (b4) å betrakte miljøspørsmål som respons på utviklings- og uttømmingsstrategiene bestemt under trinn (al), (b5) å utføre et økonomi- og risikoanalysestudium der det tas hensyn til miljøbetraktningene, produksjons- og reserveprognosene og anleggsbehovene, og (b6) å produsere en optimalisert utviklingsplan som respons på og i lys av økonomi- og risikoanalysen.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelse å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, der utførelsestrinnet (a3) for å utføre datainnsamling, kvalitetskontroll og analyse omfatter (a3.1) å samle sammen et første sett av data som er relatert til et bestemt reservoarfelt under studium i en studieplan og deretter å samle et sett av ytterligere data fra alternative kilder for å supplere nevnte første sett av data dersom nevnte første sett av data ikke er tilstrekkelig til å produsere en database med data som omfatter et flertall av data, (a3.2) å verifisere at flertallet av data i databasen er konsistent med hverandre, for derved å produsere en verifisert database med et flertall av data, og (a3.3) å verifisere nevnte studieplan for å verifisere at nevnte flertall av data i den verifiserte databasen er tilstrekkelig når det gjelder mengde eller kvalitet eller kvantitet, og hvis nevnte flertall av data ikke er tilstrekkelig, å innstille rekkevidden for nevnte studieplan.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelse å angi en Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, der utførelsestrinnet (a4) for å utføre foreløpig engineering omfatter (a4.1) å kjenne et «sett av fluidegenskaper» i en reservoarfluidegenskapsmodell, for å sammenligne reservoartrykk i et sett av reservoartrykkundersøkelsesdata når «settet av fluidegenskaper» er kjent, og å innstille reservoartrykkene til et felles datum for derved å produsere en korrigert «reservoartrykkhistorie» som reflekterer historien for reservoartrykket korrigert til et felles datum, (a4.2) å generere en korrigert «brønnproduksjons- og -injeksjonshistorie» som respons på settet av fluidegenskaper og en rapportert feltproduksjon, (a4.3) å gjennomføre produksjons-og trykktesttolkninger tilpasset for gjennomføring av en brønntest av én eller flere brønner, måling av et flertall av testdata for trykk og rate versus tid fra de én eller flere brønner, og å tolke testdataene når nevnte settet av fluidegenskaper er kjent, (a4.4) å bestemme et sett av brønnborings- og uttømmingshistorier som undersøker hvor et sett av brønner bores og hvor brønnene bores og kompletteres, (a4.5) å bestemme et sett av produksjonsforbedringsmuligheter som respons på brønntesten i trinn (a4.3) og å bore og komplettere historiene i trinn (a4.4) for å identifisere hvilke umiddelbare muligheter som finnes for å stimulere en brønn eller installere en pumpe som vil resultere i høyere produksjonsrater, (a4.6) å utføre materialbalansevolum- og akvifertolkninger g for å estimere og bestemme, etter ekstraksjon og injeksjon av fluider inn i en formasjon, hva som var de originale volumer av fluidene på stedet for formasjonen, (a4.7) å bestemme en inkrementell rate og gjenvinningspotensial for å estimere inkrementelle oljerater og potensielle oljegjenvinninger assosiert med produksjonsforbedringsmulighetene, (a4.8) å bestemme kompletteringsoverhaling (eng.: completion workover) og innfyllingsretningslinjer (eng.: infill guidelines) tilpasset overvåkning av påvirkningen av en kompletteringsoverhaling eller innfyllingsarbeidsplan, å generere ytterligere produksjonsdata, å bestemme hvorvidt produksjonsforbedringsmulighetene er korrekte, og å redesigne kompletteringsoverhalingen for nevnte kompletteringsoverhaling og innfyllingsretningslinjer som respons på dette, (a4.9) å bestemme, i en relativ permeabilitets- og kapillærtrykkmetningsmodell, strømningskarakteristikkene for olje og gass og vann når alle finnes samtidig i et reservoar, (a4.10) å undersøke i en enkelt brønn eller reservoar «sektormodell», spesifikke reservoarmekanismer og påvirkningen disse mekanismer har på en fullfeltsmodelldesign, (a4.11) å benytte, i forbindelse med reservoarmekanismesensitivitet, alternative gitterbeskrivelser med én av «sektormodellene» og å bestemme hvilken «spesielle alternative gitterbeskrivelse» som best representerer en mekanisme som finnes i reservoarfeltet, og (a4.12) med hensyn til et reservoarmodelldesignkriterium, å bestemme hva som må gjøres for korrekt å utforme en reservoarmodell og å produsere et sett av «reservoarmodelldesignkriterier» som respons på «reservoarfluidegenskaper» og

«produksjonsinjeksjonshistorie» og «reservoartrykkhistorie» og den «bestemte alternative gitterbeskrivelse».

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å utføre foreløpig engineering, som har begrensninger som ligner én eller flere av de begrensningene som er fremsatt i det ovenstående avsnitt.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, der utførelsestrinnet (a5) for å utføre geologisk modellering omfatter: (a5.1) å bestemme en foreløpig petrofysisk modell som representerer en fremgangsmåte for å omforme brønnlogger til en kalkulert reservoaregenskapsprofil ved hver brønnbeliggenhet, (a5.2) å bestemme en endelig petrofysisk modell fra den foreløpige petrofysiske modellen og nevnte foreløpige engineering, idet nevnte endelige petrofysiske modell representerer informasjon vedrørende et sett av mer detaljerte reservoaregenskaper i nevnte strukturelle rammeverk, (a5.3) å bestemme en regional geologisk modell som representerer en regional geologi i en jordformasjon assosiert med et bestemt reservoarfelt og å anvende et rammeverk av sedimentologi og stratigrafi for nevnte formasjon under en sedimentologisk og stratigrafisk analyse, (a5.4) som respons på den sedimentologiske og stratigrafiske analyse, å utføre detaljerte stratigrafiske korrelasjoner mellom brønner og å etablere kontinuitet av geologiske horisonter over reservoarfeltene, (a5.5) å utføre en geomekanisk analyse som i assosiasjon med et sett av geomekaniske egenskaper for reservoaret muliggjør omforming av tidsmålte data fra seismikk til dybdemålinger og tilveiebringer en indikasjon av reservoarstress som kan beregnes fra de geomekaniske egenskaper, (a5.6) å definere et strukturelt rammeverk av reservoaret som respons på den geomekaniske analyse og de detaljerte stratigrafiske korrelasjoner, idet det strukturelle rammeverk av reservoaret beskriver en total form for reservoaret, (a5.7) å definere et sett av brønn- og intervallegenskapssammendrag som respons på nevnte endelige petrofysiske modell og en seismisk attributtanalyse, hvor brønn- og intervallegenskapssammendragene tilveiebringer seismisk informasjon som muliggjør å relatere en seismisk respons til et sett av målte egenskaper fra brønnlogger, (a5.8) å definere en reservoarstruktur og egenskapsmodell som respons på brønn- og intervallegenskapssammendragene og den seismiske attributtanalysen og det strukturelle rammeverk, (a5.9) å utføre reservoarvolumberegninger som tilveiebringer et estimat av fluider på stedet i reservoaret som respons på reservoarstruktur- og egenskapsmodellen, (a5.10) å sammenligne, i en volumkonsistent beslutning, reservoarvolumberegningene med en materialbalanse fra foreløpig engineering, og dersom sammenligningstrinnet avdekker at volumene er konsistente, at en geovitenskapelig tolkning av reservoaret overensstemmer med en tolkning av reservoaret fra et ytelsesstandpunkt, og dersom sammenligningstrinnet avdekker at volumene ikke er konsistente, enten å innstille nevnte geovitenskapelige tolkning eller å identifisere ubestemte usikkerheter.

Det er en ytterligere hensikt ved den foreliggende oppfinnelsen å beskrive en fremgangsmåte for å utføre geologisk modellering, som har begrensninger som ligner én eller flere av begrensningene angitt i det ovenstående avsnitt.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, der utførelsestrinnet (bl) for å utføre et numerisk modellstudiestrinn omfatter: (bl.l) å definere en egenskapsfordeling i en 3D-struktur- og egenskapsmodell, (bl.2) å definere et gittersystem i et 3D-simulatorgittersystem, (bl.3) å definere en fluidegenskaps- og metningsmodell, (bl.4) å definere foreløpige estimater av utbredelsen eller størrelsen av en akvifer i en initiell reservoarbetingelses- og akvifermodell, (bl.5) å kombinere egenskapsfordelingen og gittersystemet og fluidegenskaps- og metningsmodellen og de foreløpige estimater av utbredelsen eller størrelsen av akviferen i en 3D-reservoarsimulator for å definere en bergmodell i reservoarsimulatoren og å superponere en metningsfordeling i bergmodellen og danne en initiell reservoarmodell i reservoarsimulatoren, (bl.6) å utføre en volumkonsistenssjekk for å avgjøre hvorvidt det er konsistens i initialvolumene og hvorvidt gittersystemet som er superponert på bergmodellen er en pålitelig representasjon av en egenskapsbeskrivelse utviklet under det geologiske modelleringstrinnet (a5), (bl.7) når det er konsistens i de initielle volumene, å generere en korrigert volummodell, (bl.8) når det ikke er konsistens, fordi gittersystemet mislykkes i å reprodusere egenskapsbeskrivelsen, å innstille i et modellegenskapsinnstillingstrinn gittersystemet inntil gittersystemet er en pålitelig representasjon av egenskapsbeskrivelsen, (bl.9) å definere historiske produksjons-og injeksjonsratebetingelser, (bl. 10) å kombinere den korrigerte volummodell med de historiske produksjons- og injeksjonsratebetingelser for å utføre, i et trinn for modellrespons på historiske ratebetingelser, modellen under en historisk periode, å innhente et sett av modellresponser, og å sammenligne modellresponsene med virkelig målt ytelse, (bl. 11) å sammenligne i et modell-reproduserer-historie-trinn, modellytelse med historiske data for å bestemme om modellytelsen reproduserer de historiske data, (bl. 12) dersom modellytelsen ikke reproduserer de historiske data, å gjøre innstillinger i modellegenskapene, i et modellegenskapsinnstillingstrinn, (bl. 13) å lagre og identifisere innstillingene til modellegenskapene som usikkerheter i sensitivites- og risikoanalysen, og (bl. 14) dersom modellytelsen reproduserte de historiske data etter å ha utført innstillingstrinnet og siden en historiekalibrert modell er dannet, å generere et første utgangssignal for bruk av en produksjons- og reserveprognose, idet nevnte første utgangssignal inkluderer den historiekalibrerte modell og usikkerhetene.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å utføre numeriske modellstudier, og som har begrensninger som ligner én eller flere av begrensningene som angitt i det ovenstående avsnitt.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, der utførelsestrinnet (bl) for å utføre analytiske modellstudier omfatter: (bl.l) å tilveiebringe inngangsdata til det analytiske modellstudiet, idet nevnte inngangsdata omfatter analog reservoarytelse, brønnborings- og kompletteringshistorier, historiske brønnytelsestrender, reservoaregenskaps- og strukturkart og materialbalansevolumer og akvifermodell, (bl.2) fra plott av produksjonstrender i de historiske brønnytelsestrendene, å etablere et sett av hellingskarakteristikker eller sett av produktivitetskarakteristikker for reservoarfeltet, for derved å generere brønnproduksjonshellingskarakteristikker som prognostiserer fremtidige ytelsestrender fra eksisterende brønner, (bl.3) fra de historiske brønnytelsestrendene, å avbilde i avbildningsdisplayer av brønnytelsesindikatorer flere ytelsesindikatorer inkludert de totale fluidvolumer ved ulike brønnsteder for å undersøke hvilke områder av et reservoarfelt som er bedre eller verre enn gjennomsnittet eller bedre eller verre enn deres nabobrønner ved de ulike brønnstedene, (bl.4) å sammenligne, i en konformitetsbeslutning, avbildningen av ytelsesindikatorene som omfatter totale volumer av fluider ved de ulike brønnsteder med en geologisk tolkning fremsatt i reservoaregenskapen og strukturavbildningene og å bestemme hvorvidt det finnes noen uoverensstemmelser mellom nevnte avbildning og nevnte geologiske tolkning, (bl.5) dersom uoverensstemmelsen ikke finnes, og det ikke er noen total konformitet, å identifisere hvilke som helst potensielle innfyllingsbrønnmuligheter som reflekterer hvilke som helst muligheter til å bore hvilke som helst innfyllingsbrønner, (bl.6) dersom uoverensstemmelsen finnes og det er total konformitet, å bestemme i et trinn for estimering av volumetrisk og materialbalanse for fluider på stedet, hvordan brønnytelsestrendene utbalanserer estimatene for fluider på stedet og trykkstøtte fra materialbalanseberegningene, og (bl.7) som respons på brønnproduksjonshellingskarakteristikkene generert under etableringstrinnet (bl.2), å identifisere kandidater for overhaling og kunstig løft,(bl.8) som respons på brønnproduksjonshellingskarakteristikker, å identifisere fra virkelig brønnytelse, i en statistisk analyse av brønnindikatorer, en gjennomsnittelig forventet ytelse, (bl.9) å sammenligne individuelle brønner med nevnte gjennomsnittlige forventede ytelse for å bestemme hvor i reservoarfeltet det finnes brønner med overlegen ytelse og hvor i nevnte felt det finnes brønner med dårligere ytelse, og som respons på dette, å velge via nevnte potensielle innfyllingsbrønnmulighetstrinn mulighetene for enten å forbedre eksisterende brønnhull eller å bore nye brønnhull, (bl. 10) som respons på brønnproduksjonshellingskarakteristikkene og etter å ha etablert hellingskarakteristikker for eksisterende brønner, å prognostisere for denne gruppen av eksisterende brønner i nåværende brønnprognoser for produksjon og reserver, fremtidige ytelsestrender for reservoarfeltet dersom ingen handling foretas, (bl.l 1) som respons på brønnproduksjonshellingskarakteristikker og kandidatene for overhaling og kunstig løft, å generere inkrementelle produksjonsprognoser, (bl.12) som respons på brønnproduksjonshellingskarakteristikkene og de potensielle innfyllingsbrønnmulighetene, å generere innfyllingsprognoser for produksjon og reserver som representerer en prognose for hva en ekstra brønn i en bestemt beliggenhet kan generere, (bl. 13) å bestemme hvorvidt det er konformitet mellom de inkrementelle produksjonsprognoser, de nåværende brønnprognoser for produksjon og reserver, innfyllingsprognoser for produksjon og reserver, og estimatene for volumetrisk og materialbalansefluid på stedet, (bl. 14) dersom det er konformitet, å generere et andre utgangssignal for bruk av en produksjons- og reserveprognose, idet det andre utgangssignalet omfatter nåværende brønnprognoser for produksjon og reserver, forbedrede brønnproduksjonsprognoser og innfyllingsprognoser for produksjon og reserver, og (bl. 15) dersom det ikke er konformitet, å identifisere usikkerheter og deretter generere nevnte andre utgangssignal.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å utføre analytiske modellstudier som har begrensninger som ligner én eller flere av begrensningene som angitt i det ovenstående avsnitt.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, der genereringstrinnet (b2) for å generere en produksjons- og reserveprognose som respons på det numeriske modellstudietrinnet omfatter: (b2.1) som respons på et flertall av betingelser og det første utgangssignal fra det numeriske modellstudietrinnet som omfatter den historiekalibrerte modell, å utføre en modell i en simulator og å generere en produksjonsprognose som representerer måten et reservoar responderer overfor en utviklingsplan på, idet nevnte utviklingsplan definerer en mekanisme som representerer en prosess som er aktiv i reservoarfeltet, (b2.2) å bestemme hvorvidt en implementasjonsplan for mekanismen eller hvorvidt betingelsene kan endres eller optimaliseres, (b2.3) dersom implementeringsplanen eller betingelsene kan endres eller optimaliseres, å endre implementeringsplanen for mekanismen eller betingelsene, å kjøre modellen i simulatoren på nytt, og å generere en annen produksjonsprognose, (b2.4) dersom implementasjonsplanen eller betingelsene ikke kan endres eller optimaliseres, å bestemme om mekanismen som representerer prosessen som ikke er aktiv i reservoarfeltet kan endres, og (b2.5) dersom mekanismen kan endres som representerer en ny utviklingsplan eller ny mekanisme, å revidere en implementasjonsplan for den nye mekanismen for å danne en ny implementasjonsplan og å kjøre modellen i simulatoren på nytt for derved å generere ytterligere en annen produksjonsprognose, (b2.6) dersom den nye implementeringsplanen eller betingelsene ikke kan endres eller optimaliseres og dersom den nye mekanismen ikke kan endres, å bestemme om det finnes behov for utførelse av parametrisk sensitivitet, (b2.7) dersom det er et behov for utførelse av parametrisk sensitivitet, å identifisere et sett av usikkerheter, å endre en reservoarbeskrivelse i den historiekalibrerte modell, og å gjenta trinnene (b2.1) til (b2.5), (b2.8) dersom det ikke er behov for noen utførelse av parametrisk sensitivitet, å generere et tredje utgangssignal som omfatter reservoarfluidproduksjonsrater og trykk og totale fluidinjeksjonsrater og trykk for anleggsbehovstrinnet (b3) og en reservoarutviklingsplan for økonomi- og risikoanalysetrinnet (b5), idet anleggsbehovstrinnet (b3) responderer overfor det tredje utgangssignal, (b2.9) som respons på flertallet av betingelser og det andre utgangssignalet fra det analytiske modellstudietrinnet som omfatter de nåværende brønnprognoser for produksjon og reserver, de forbedrede brønnproduksjonsprognoser og innfyllingsprognoser for produksjon og reserver, å utføre, i den analytiske produksjons- og reserveprognose, analytisk modellering, og som respons på dette, å generere en analytisk prognose for en bestemt mekanisme og et bestemt sett av utviklingsbetingelser, og (b2.10) å gjenta trinnene (b2.2) til og med (b2.8) inntil det ikke er behov for noen utførelse av parametrisk sensitivitet og

å generere et fjerde utgangssignal som omfatter reservoarfluidproduksjonsrater og trykk og totale fluidinjeksjonsrater og trykk for anleggsbehovstrinnet (b3) og en reservoarutviklingsplan for økonomi- og risikoanalysetrinnet (b5), idet anleggsbehovstrinnet (b3) responderer overfor dette fjerde utgangssignalet.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å generere en produksjons- og reserveprognose som har begrensninger som ligner én eller flere av begrensningene som angitt i det ovenstående avsnitt.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, der genereringstrinnet (b3) for å generere anleggsbehov fra produksjons- og reserveprognosene omfatter: (b3.1) som respons på den del av de tredje eller fjerde utgangssignaler fra produksjons- og reserveprognosetrinnene (b2) som inkluderer reservoarfluidproduksjonsrater og -trykk, å estimere et første sett av anlegg som er nødvendig for reservoarfluidproduksjonsratene og -trykkene, (b3.2) å bestemme om ett eller flere første sett av endringer er nødvendig for nevnte første sett av anlegg, (b3.3) dersom det ene eller flere første sett av endringer i det første sett av anlegg er nødvendig, å gjøre nevnte første sett av endringer i nevnte første sett av anlegg, idet nevnte ene eller flere første sett av endringer har assosiert med seg en kapitalkostnad og mulig inkrementell operasjonskostnad tilpasset for bruk av økonomi- og risikoanalysetrinnet (b5), (b3.4) som respons på den del av det tredje og det fjerde utgangssignal fra produksjons- og reserveprognosetrinnet (b2) som inkluderer de totale fluidinjeksjonsrater og -trykk, å estimere et andre sett av anlegg som er nødvendig for de totale fluidinjeksjonsrater og -trykk, (b3.5) å bestemme om ett eller flere sett av endringer er nødvendig i nevnte andre sett av anlegg, og (b3.6) dersom det ene eller flere andre sett av endringer til det andre settet av anlegg er nødvendig, å gjøre nevnte andre sett av endringer i nevnte andre sett av anlegg, idet nevnte ene eller flere andre sett av endringer har assosiert med seg en kapitalkostnad og mulig inkrementell operasjonskostnad tilpasset for bruk av økonomi- og risikoanalysetrinnet (b5).

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å generere anleggsbehov, som har begrensninger som ligner én eller flere av begrensninger angitt i det ovenstående avsnitt.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, hvor betraktningstrinnet (b4) for å betrakte miljøspørsmål omfatter: (b4.1) å betrakte spesielle nødresponsplaner og bestemmelser, (b4.2) å betrakte

prekonstruksjonsmiljøpåvirkningsstudiebehov, (b4.3) å betrakte avbrutt eller

begrenset adgang til brønner og anlegg, og (b4.4) å betrakte offentlige eller lovmessige godkjennings- og revisjonsbestemmelser.

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, der utførelsestrinnet (b5) for å utføre et økonomi- og risikoanalysestudium omfatter: (b5.1) som respons på reservoarutviklingsplanen generert fra produksjons- og reserveprognosetrinnet (b2), å evaluere et sett av økonomier som er assosiert med nevnte reservoarutviklingsplan ved å generere, responsivt overfor reservoarutviklingsplanen, en reservoarproduksjonsplan og en reservoarinjeksjonsplan og en anleggs- og brønnplan, (b5.2) som respons på anleggsbehovtrinnet (b3) som omfatter prosesserings- og boreoverhalingsplaner, å generere en kapitalkostnadsmodell og en operasjonskostnadsmodell assosiert med dem, (b5.3) som respons på miljøbetraktningstrinnet (b4), å generere spesielle prosjektkostnader, (b5.4) å tilveiebringe i en planøkonomisk profil ved en økonomisk profil og et pengestrømssammendrag for reservoarutviklingsplanen som respons på reservoarproduksjonsplanen, reservoarinjeksjonsplanen, anleggs- og brønnplanen, kapitalkostmodellen, operasjonskostnadsmodellen og de spesielle prosjektkostnader, (b5.5) å bestemme, i en beslutnings- og operasjonsrisikobeslutning, hvorvidt det er signifikante utviklings- og operasjonsrisikoer assosiert med reservoarutviklingsplanen som respons på et sett av reservoarrisikofaktorer, (b5.6) dersom det er signifikante utviklings- og operasjonsrisikoer assosiert med reservoarutviklingsplanen, å gjøre innstillinger i et sett av produksjonsprognoseplaner og å returnere til trinn (b5.4) som tilveiebringer den planøkonomiske profil og pengestrømssammendraget for reservoarutviklingsplanen som produserer et estimat av risikoassosierte kostnader, (b5.7) dersom det ikke er signifikante utviklings- og operasjonsrisikoer assosiert med reservoarutviklingsplanen, å bestemme om det er en reservoarytelsesrisiko relatert til en karakter og natur for reservoaret som ikke har blitt etablert av historietilpasning og geologiske studier, (b5.8) dersom det er en reservoarytelsesrisiko, å gjøre innstillinger i et sett av produksjonsprognoseplaner og å returnere til trinn (b5.4), (b5.9) dersom det ikke er noen reservoarytelsesrisiko, å bestemme om det er en miljørisiko, (b5.10) dersom det er en miljørisiko, å gjøre innstillinger til et sett av produksjonsprognoseplaner og å returnere til trinn (b5.4), (b5.11) dersom det ikke er noen miljørisiko, å bestemme om det er noen alternative utviklingsplaner som skal evalueres fra et økonomisk standpunkt, (b5.12) dersom det er én eller flere alternative utviklingsplaner som skal evalueres fra et økonomisk standpunkt, å gjenta trinnene (b5.1) til og med (b5.11) for hver av den én eller flere alternative utviklingsplaner, og responsivt overfor dette, å generere én eller flere korresponderende økonomiske profiler assosiert henholdsvis med den ene eller flere alternative utviklingsplan, (b5.13) dersom det ikke er ytterligere alternative utviklingsplaner som skal evalueres, å sammenligne hver av de økonomiske profiler assosiert med hver av de alternative utviklingsplaner og å vurdere risikoene assosiert med hver av de økonomiske profiler, og (b5.14) å velge en bestemt utviklingsplan blant de én eller flere alternative utviklingsplaner evaluert under trinn (b5.12), der den bestemte utviklingsplanen som er valgt under valgtrinnet (b5.14) representerer den optimaliserte utviklingsplanen produsert under produksjonstrinnet (b6).

Det er et ytterligere aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen å angi en fremgangsmåte for å utføre et økonomi- og risikoanalysestudium, som har begrensninger som ligner én eller flere av begrensningene som angitt i det ovenstående avsnitt.

Ytterligere rekkevidde for anvendelsesmulighetene for den foreliggende oppfinnelsen vil fremstå fra den detaljerte beskrivelsen presentert nedenfor. Det skal imidlertid forstås at den detaljerte beskrivelsen og de spesifikke eksempler, selv om de representerer en foretrukket utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen, bare er gitt som illustrasjon, siden ulike endringer og modifikasjoner innenfor ånden og rekkevidden for oppfinnelsen vil fremstå som nærliggende for fagfolk ved lesing av den følgende detaljerte beskrivelsen.

Kort beskrivelse av tegningene

En full forståelse av den foreliggende oppfinnelsen vil oppnås fra den detaljerte beskrivelsen av den foretrakkede utførelsesformen som er presentert nedenfor, og de vedføyde tegninger, som bare er gitt som illustrasjon, og som ikke er tiltenkt å være begrensende for den foreliggende oppfinnelsen, og hvor: fig. 1 illustrerer en tidligere kjent fremgangsmåte for å styre et gass- eller oljereservoar;

fig. 2 illustrerer en detaljert konstruksjon av utviklingsplanblokken lii fig. 1;

fig. 3 illustrerer en alternativ konstruksjon av blokk 24 for utviklingsplanblokken i fig. 2;

fig. 4 illustrerer en ny, hittil ukjent fremgangsmåte, sammenlignet med den tidligere kjente fremgangsmåten i fig. 1, for å styre et gass- eller oljereservoar i samsvar med læren for den foreliggende oppfinnelse;

fig. 5 illustrerer en detaljert konstruksjon av operer/overvåk-blokken 44 i fig. 4;

fig. 6 illustrerer en detaljert konstruksjon av reservoarovervåkning, dataassimilering og oppdateringsblokken 45 i fig. 4;

fig. 7 innbefatter en øvre halvdel og en nedre halvdel atskilt av en «numerisk prognosemodell»-beslutningstrekant, der den øvre halvdel av fig. 7 illustrerer en detaljert konstruksjon av «initiell reservoarkarakteriserings»-blokken 41 i fig. 4, og

den nedre halvdel av fig. 7 illustrerer en detaljert konstruksjon av «generer initiell reservoarutviklingsplan»-blokken 42 i fig. 4;

fig. 8 illustrerer en detaljert konstruksjon av blokken datainnsamling, QC og analyse i fig. 7;

fig. 9A og 9B illustrerer en detaljert konstruksjon av blokken foreløpig engineering i fig- 7;

fig. 10A og 10B illustrerer en detaljert konstruksjon av blokken geologisk modellering i fig. 7;

fig. 1 IA og 1 IB illustrerer en detaljert konstruksjon av blokken numeriske modellstudier i fig. 7;

fig. 12A og 12B illustrerer en detaljert konstruksjon av blokken analytiske modellstudier i fig. 7;

fig. 13A og 13B illustrerer en detaljert konstruksjon av blokken produksjons- og reserveprognoser i fig. 7;

fig. 14A og 14B illustrerer en detaljert konstruksjon av blokken anleggsbehov i fig. 7;

fig. 15A og 15B illustrerer en detaljert konstruksjon av blokken miljøbetraktninger i fig. 7; og

fig. 16A og 16B illustrerer en detaljert konstruksjon av blokken økonomi- og risikoanalyse i fig. 7.

Detaljert beskrivelse av den foretrukkede utførelsesform

Med henvisning til fig. 1 er det illustrert en tidligere kjent fremgangsmåte for å styre et gass- eller oljereservoar (som beskrevet i boken av Satter og Thakur angitt i referanseavsnitt nedenfor). Fig. 1 viser en sekvens av nøkkeltrinn som omfatter reservoarstyring. Disse trinnene består av: setting av strategi 10, utviklingsplan 11, implementering 12, overvåkning 13, evaluering 14, ytelse svarer til planen 16, revidering 15 og fullføring 17. Hvert av disse trinnene eller blokkene i fig. 1 vil bli omtalt i detalj nedenfor.

Setting av strategi, blokk 10

I fig. 1 begynner prosessen med trinnet setting av strategi i blokk 10, der korttids-og langtidsstrategier eller mål for styring av reservoaret settes. Dette omfatter gjennomgåelse av nøkkelelementene for reservoarkarakteristikker slik de generelt er bestemt fra seismisk loggeinformasjon, den totale omgivelsen for reservoaret og den tilgjengelige teknologi for å utvikle reservoaret. Selv om man ikke har en fastlagt strategi, kan man likevel ha flere alternative strategier for øyet, der hver enkelt kan være utformet for å oppnå et enkelt mål: å produsere et bestemt antall fat eller millioner kubikkfot pr. dag av olje eller gass fra et bestemt reservoar. I tillegg kan man ha en bestemt plan for å oppnå de ovenfor angitte produksjonsratene.

Utviklingsplan, blokk 11

I fig. 1, i utviklingsplanblokken 11, utarbeides reservoarutviklingsplanen. Dette omfatter å integrere ulike data som er tilgjengelige om reservoaret (slik som seismiske data, brønnlogger, kjerneprøver, geologisk informasjon, produksjonsdata) og å utvikle en solid teknisk plan for fremtidig reservoarstyring. I forbindelse med denne utviklingsplanblokken 11, kan man oppnå en hvilken som helst tilgjengelig informasjon med hensyn til en bestemt ressurs eller et reservoar som evalueres, ved å supplere denne informasjonen med data som er tilgjengelig fra analoge systemer, med hensikt å produsere en sammensatt «utviklingsplan» som representerer en plan for utvikling av den bestemte ressursen basert på strategien som ble satt i blokken 10 «setting av strategi».

Implementering, blokk 12

I implementeringstrinnet i blokk 12, implementeres den ovenfor nevnte «utviklingsplanen». Dette «implementeringstrinnet» omfatter utforming og boring av nye brønner, setting av brønnstrømningsrater eller å utføre overhalingsoperasjoner (eng.: workover operations), slik som sementpressing (eng.: cement squeeze), syrebehandling (eng.: acidization), oppsprekking (eng.: fracturing), gelbehandling og rørreparasjoner, som alle er kjent i teknikken. Under implementeringstrinnet vil man gå ut i feltet og utføre hvilke som helst handlinger som er nødvendig for å etablere prosessanleggene, brønnhull, transportanlegg, som vil sette deg i stand til å imøtekomme strategien.

Overvåkning, blokk 13, og evaluering, blokk 14

Idet utviklingsplanen settes på plass under implementeringstrinnet i blokk 12, fremskaffes og innhentes nye data under overvåkningstrinnet i blokk 13, og etter datainnsamlingstrinnet reevalueres reservoarutviklingsplanen til stadighet under evalueringstrinnet i blokk 14. Når som helst når et nytt brønnhull bores eller når som helst når noe nytt tillegges til reservoaret, oppnås mer informasjon vedrørende karakteristikkene for reservoaret. Overvåkningstrinnet, blokk 13, er svært viktig i de tidlige trinnene, fordi dette er tiden da viktige kapitalinvesteringsbeslutninger gjøres, og hvor effektivt ens kapital kan benyttes. Under evalueringstrinnet, blokk 14, mottas dataene fremskaffet under overvåkningstrinnet i blokk 13, og det gjøres et forsøk på å «forbinde alle dataene sammen». Det vil si at alle de mottatte data assimileres og «knyttes sammen» med hensikt på å oppnå et bilde av hvordan reservoaret ser ut, eller på annen måte bestemme karakteristikkene for reservoaret. F.eks. spør vi i evalueringstrinnet i blokk 14: «hvordan bringer vi overensstemmelse i hvordan våre brønner opptrer med all den andre informasjonen vi har fremskaffet fra andre kilder, inkludert seismikk, brønnhull, kompletteringsingeniører og produktivitetstesting?»

Ytelse svarer til planen, beslutningstrekant blokk 16

I fig. 1, og når den ultimative reservoarytelsen ikke lenger er i overensstemmelse med reservoar-«utviklingsplanen», eller når andre betingelser endrer seg, tas en beslutning om å returnere, via revideringstrinnet i blokk 15, til det tidligere utviklingsplantrinnet i blokk 11 for å revidere og reetablere en ny reservoarutviklingsplan. Som resultat tas «nei»-utgangen fra beslutningstrekanten 16 «svarer ytelse til planen?». Mer spesielt undersøkes den originale utviklingsplanen fra evalueringstrinnet i blokk 14.1 samsvar med den originale utviklingsplanen hadde vi behov for å implementere bestemte aktiviteter for å oppnå vår strategi med å fremskaffe et første antall fat pr. dag fra et reservoar. Imidlertid produserer reservoaret i virkeligheten et andre antall fat pr. dag fra reservoaret, som ikke er lik det første antallet fat pr. dag. Etter at vi har fremskaffet et sett av ny informasjon om reservoaret, hvordan endrer vi den originale utviklingsplanen i lys av denne nye informasjonen? Dvs., når disse nye data eller informasjonen er evaluert, fastslås behovet for en ny utvikling av reservoaret som er ulik den originale utviklingen som ble fremsatt i den originale utviklingsplanen. Derfor må den originale utviklingsplanen bli revidert for å produsere en ny utviklingsplan slik at den nye utviklingsplanen kan bringes i overensstemmelse med de nye data eller informasjonen. Uttrykt på en annen måte, selv om reservoaret selv ikke endrer seg, kan tolkningen av reservoaret endre seg. Når de første tre brønnene bores i reservoaret, er din forståelse av karakteristikkene ved dette reservoaret (dvs. hvordan reservoaret er) klart mindre enn den vil være senere når du borer ytterligere brønner og utfører mange seismiske tester på reservoaret og fremskaffer ytterligere data som karakteriserer reservoaret. Derfor må utviklingsplanen for reservoaret revideres tilsvarende når ytterligere data, kunnskap og forståelse fremskaffes vedrørende karakteristikkene for reservoaret.

Som resultat tas «nei»-utgangen fra beslutningstrekanten 16 «svarer ytelsen til planen?» i fig. 1, og trinnet «revidering» i blokk 15 implementeres med den hensikt å revidere den originale utviklingsplanen for å produsere den nye utviklingsplanen.

Fullføring, trinn 17

Senere, dersom ytterligere nye data eller informasjon som evalueres under evalueringstrinnet i blokk 14, samsvarer med den nye utviklingsplanen, nås trinnet «fullføring» i blokk 17. Det vil si at reservoaret under fullføringstrinnet i blokk 17 blir uttømt, og som resultat blir reservoaret til slutt avsluttet. Hver av disse blokkene kan omfatte en betydelig mengde arbeid og aktivitet. Noen detaljer ved dette arbeidet og aktiviteten kan gjenfinnes i den angitte referansen «Satter». Vær imidlertid oppmerksom på at trinnet «fullføring» i blokk 17 ikke nås før nærmere slutten av reservoarets levetid. Det vil si at sløyfen i fig. 1 (som består av beslutningstrekanten 16, revideringstrinnet 15 og de andre trinnene i sløyfen, inkludert blokkene 11, 12, 13, 14 og 16) vil bli traversert et mangfoldig antall ganger på en kontinuerlig basis gjennom reservoarfeltets levetid før utarming og avslutning av reservoaret.

Med henvisning til fig. 2 illustreres de tidligere kjente trinnene involvert i utvikling av reservoarutviklingsplanen vist i utviklingsplanblokken lii fig. 1.

I blokken 20 «utviklings- og uttømmingsstrategier» i fig. 2 bestemmes først trinnene for å implementere en total strategi ved utvikling av

reservoarutviklingsplanen. Det viktigste element ved en reservoarutviklingsplan er strategiene som gjelder uttømming av et reservoar for å maksimalisere oljeutvinningen ved anvendelse av primære, sekundære og forbedrede oljeutvinningsmetoder som er velkjent i teknikken. Disse strategiene avhenger av trinnet i reservoarets levetid. Når et reservoar først oppdages, er punkter slik som antallet brønner, brønnavstand, og utvinningsmetoder de viktigste punkter. Så snart reservoaruttømmingsmekanismen er forstått, må sekundære og tertiære utvinningsmetoder utforskes og implementeres dersom det er ansett nødvendig. Derfor er utviklings- og uttømmingsstrategier i blokk 20 forbundet ikke bare med størrelsen av reservoarfeltet, men også til hvor feltet fysisk befinner seg, den politiske stabiliteten for regionen, og miljøspørsmål assosiert med beliggenheten av reservoarfeltet.

I blokken 21 «miljøbetraktninger» i fig. 2 innsamles data vedrørende miljøet i området der reservoarfeltet befinner seg for å bestemme de trinnene som er nødvendig for å utvikle reservoarutviklingsplanen. Disse miljøbetraktningene inkluderer: (1) økologiske betraktninger og (2) hvilke som helst regler og reguleringer fastsatt av føderale og/eller statlige myndigheter eller reguleringsorganer, som må tilfredsstilles. Dersom et reservoar f.eks. krever at vann må injiseres inn i en brønn, ville miljøbetraktninger for et fjellområde som omgir brønnen, koblet med sterk statlig styring over vannressursene omkring brønnen, påvirke strategiene som er tilgjengelige for et bestemt reservoarfelt.

I blokken 22 «datainnsamling og -analyse» i fig. 2 innsamles og analyseres initielle reservoardata. Disse initielle reservoardata er fremskaffet fra de følgende kilder: seismiske data, brønnlogger, kjernedata, geologisk informasjon om stedet for reservoaret, analyse av fluidprøver fremskaffet fra utførelse av brønntesting i reservoaret, og andre geologiske eller geofysiske eller annen informasjon innhentet under undersøkelse i nærheten av reservoaret. I de tidlige trinnene for reservoaret suppleres data innsamlet fra reservoaret med eksterne kilder. Etter hvert som utviklingsplanen kommer på plass, har man imidlertid muligheten til å innsamle mer og mer data fra nye brønner eller brønner som kommer i produksjon. Når utviklingsplanen sammenfaller med den tiltenkte produksjonsrate fra brønnhullene i reservoarfeltet, inkluderer dataene innsamlet som karakteriserer reservoarfeltet seismiske tolkninger og brønnhulltolkninger, trykkmålinger og produksjonsratemåledata. På et visst punkt må en enkelt ferdig database opprettes, som inneholder og lagrer alle dataene fremskaffet fra målinger som tas i reservoaret i levetiden for reservoarfeltet.

I blokken 23 «geologisk modellering» i fig. 2 blir alle de ovenfor angitte data, som har blitt fremskaffet under implementeringen av trinnene i blokk 20, 21 og 22 i fig. 2, integrert og kombinert i blokken 23 «geologisk modellering» i fig. 2 for å opprette en strukturell og stratigrafisk geologisk modell av reservoaret. Den geologiske modellen for reservoaret avledes fra «informasjon» oppnådd fra kjerne, seismikk og loggmålinger. Imidlertid er denne informasjonen utvidet ved å anvende kjente konsepter slik som sedimentasjonsmiljø (eng.: depositional environment), sekvens stratigrafi, tektonisme (eng.: tectonism) og diagenese (eng.: diagenesis). Blokken 23 «geologisk modellering» utføres for å beskrive karakteristikkene for reservoaret (dvs. for å beskrive eller fastslå hvordan reservoaret er). F.eks. betrakter en petrofysiker kjerneanalysedata og brønnlogger for å tolke egenskaper slik som porøsitet og vann- og oljemetningsprofiler, geomekanikere betrakter geomekaniske krefter i reservoaret, geologer betrakter kjerneprøver i reservoaret osv. Fasen foreløpig engineering (se fig. 7) bringer ytelsesdata fremskaffet fra reservoaret i overensstemmelse med karakteristikkene for reservoaret tolket av en petrofysiker. Hensikten er å produsere en koherent modell av reservoaret som innbefatter alle datakildene som er tilgjengelige.

I blokken 25 «numeriske modellstudier» benyttes så den geologiske modell for reservoaret utarbeidet i blokk 23, i blokken 25 "numeriske modellstudier" for å

utarbeide en numerisk strømningsmodell for reservoaret som benyttes for å estimere fordelingen av gass og/eller olje i reservoaret og dets utvinningspotensiale. Bemerk at en petrofysiker, en geolog og en geofysiker hver tolker dataene, og at hver bidrar til en reservoarbeskrivelse som danner basis for de numeriske modellstudiene. Petrofysikeren bidrar med tolkninger av brønnhulldata. Geologen mottar brønnhulldataene, og med hans kunnskap om sedimentasjonsmiljøet og seismiske tolkninger, bestemmer han hvordan disse egenskapene fordeles over en «tredimensjonal reservoarbeskrivelse». Denne «tredimensjonale reservoarbeskrivelsen» (som i det vesentlige er en beskrivelse av egenskaper) introduseres deretter som «inngangsdata» til blokken «numeriske modellstudier» 25. Blokken 25 numeriske modellstudier konstruerer så, responsiv overfor denne beskrivelsen av egenskaper, en numerisk strømningsmodell som består av et flertall gitterblokker som representerer diskrete deler av reservoaret. Som virkning overlegges et gittersystem over den tidligere nevnte «tredimensjonale reservoarbeskrivelsen» (heretter, en «modell»). Hver av blokkene i gittersystemet som er overlagt over den «tredimensjonale reservoarbeskrivelsen» tilordnes så et

spesifikt sett av egenskaper for å representere denne spesifikke del av reservoaret. Brønnhullene, som har blitt boret i reservoaret, installeres så inn i modellen. Modellen blir deretter testet ved å la den respondere overfor et sett av historiske data for reservoaret i en «historietilpasningstest». Dersom modellen responderer annerledes enn observasjonene i feltet, må man på iterativ basis innstille beskrivelsen av modellen slik at modellen til slutt vil reprodusere det som har skjedd i reservoaret i fortiden. På dette punktet har vi en «historietilpasset reservoarmodell». Den «historietilpassede reservoarmodellen» benyttes så som «inngangsdata» til blokken 26 «produksjons- og reserveprognoser» i fig. 2.

I blokken «produksjons- og reserveprognoser» 26 i fig. 2, fra informasjonen iboende i «historietilpasset reservoarmodell» fremskaffet fra «numerisk modellstudium» i blokk 25, simuleres fremtidige produksjonsrater i blokken 26 «produksjons- og reserveprognoser» i fig. 2. Velkjent materialbalanse-, volumetriske, statistiske metoder (f.eks. hellingskurveanalyse), sammensetnings- og andre forbedrede, numeriske oljeutvinningsreservoarsimulatorer er noen av verktøyene som benyttes for dette formålet. Fra «historietilpasset reservoarmodell», gjør følgende: utform konseptuelt en utviklingsplan og sett opp betingelser i denne modellen. Etter å ha identifisert betingelsene i modellen, produser en «produksjonsprognose» ved bruk av modellen der «produksjonsprognosen» representerer en «ytelse for et reservoar» under en bestemt uttømmingsplan. Betrakt deretter «ytelsen for reservoaret» som ble oppnådd ved bruk av modellen, og bestem deretter hvor denne ytelsen er mangelfull (f.eks. hvor den totale produksjonsraten kan avta for raskt). Ved dette punktet kan det eksistere 10 eller 12 ulike alternative strategier som bør undersøkes. Fra disse 10 eller 12 alternative strategier, identifisér én eller to av de ovenfor nevnte 10 eller 12 strategier som fremstår som mest lovende, og fokuser på disse én eller to strategier. Betrakt deretter måter for å optimalisere detaljene ved implementering av utviklingsplanene assosiert med disse én eller to strategier. Disse «produksjonsprognoser og deres assosierte kapitalinvesteringsplaner «er basis for utførelse av blokken 27 «anleggsbehov» i fig. 2.

I blokken 27 «anleggsbehov» i fig. 2 er «produksjonsprognoser og assosierte kapitalinvesteringsplaner» (dvs. informasjon om fremtidige produksjonsplater) nødvendige for å etablere kravene til fysisk anleggsutstyr, slik som, men ikke begrenset til, nedihulls og overflatestrømningsstrenger, pumper, separatorer, behandlere (eng.: treaters) og overflate lagring som er nødvendig for å produsere olje og/eller gass fra reservoaret. Derfor er, fra den ovenfor nevnte «produksjonsprognoser og assosiert kapitalinvesterings»-informasjon, volumene som du må være i stand til å håndtere, kjent, og trykknivåene er også kjent. Som resultat er anleggene som er nødvendig for disse bestemte volumer og trykknivåer, også kjent.

I blokken 28 «økonomisk optimalisering» i fig. 2, analyseres informasjonen fremskaffet eller avledet fra de tidligere blokkene for å optimalisere den fremtidige økonomiske avkastning fra reservoaret. Det vil si at «økonomisk optimalisering» vedrører prosessen med å avgjøre hvilke av utviklingsstrategiene som best passer din totale bedrifts strategi for den bestemte ressurs eller reservoarfelt. Generelt kan høyere utvinningseffektivitet for et gitt reservoar oppnås med høyere assosiert produksjonskostnad for hvert inkrementelt fat. Derfor involverer prosessen med «økonomisk optimalisering» de følgende betraktninger: hva et selskaps finansielle ressurser er, hvorvidt dette er en kjerneeiendom (eng.: a core property), hvorvidt dette er en melkeku (eng.: cash cow) for å generere pengestrøm for andre eiendommer, hvilke prosesser som oppfyller din minimumsrate for avkastningskrav, hva som er sensitiviteten overfor oljeprisen. Koblet med økonomisk optimalisering er betraktningen om risiko (dvs. hva skjer dersom det virkelige volumet for reservoaret bare er 75 % av hva vi tror er volumet for reservoaret).

I blokk 29 «optimaliseringsutviklingsplan» i fig. 2, uttrykkes den optimaliserte økonomiske informasjonen fra blokk 28 som en utviklingsplan som skal benyttes for styringsgjennomgang og godkjennelse, og deretter for utviklingen av reservoaret. En godkjent utviklingsplan implementeres deretter av felt- eller reservoarverditeamet (eng: the field or reservoir asset team). Det vil si, etter å ha utført den ovenfor nevnte risikoanalyse og de økonomiske prosjekteringer for ulike uttømmingsalternativer, produseres en rekke diagrammer for hvert utviklingstilfelle, som presenterer ytterligere vurderinger som må tas i betraktning. F.eks. kan en slik ytterligere vurdering være «å maksimalisere din netto foreliggende verdi ved å gjenvinne og produsere mindre olje». Derfor overlegges disse ytterligere vurderingene på de ovenfor angitte betraktningene assosiert med «økonomisk optimalisering». På dette punktet er «reservoarutviklingsplanen» fullført, og denne utviklingsplanen må nå utsendes for approbasjon av ledelsen.

I blokk 30 «ledelsesapprobasjon» i fig. 2 gjennomgår ledelsen nøyaktig og approberer den ovenfor nevnte «reservoarutviklingsplanen» konstruert i de tidligere trinnene, og arbeid begynner nå med å uthente olje eller gass fra reservoaret. Dersom endringer i reservoarutviklingsplanen garanteres, gjentas de tidligere beskrevne trinnene i blokk 20-28 for å avlede en revidert optimalisert reservoarutviklingsplan for ny gjennomgang av ledelsen.

I fig. 2, selv om trinnene i blokker 25-28 er illustrert som å utføres sekvensielt, blir de ofte, i samsvar med referansen Satter, utført parallelt eller iterativt. Et eksempel på dette består av gruppen av aktiviteter fremsatt i blokkene 25 til og med 28, som er fremvist ved stiplet linje blokk 24 i fig. 2. Publikasjonene Currie, Bittencourt, Beckner og Zakirov angitt i referanseavsnittet nær slutten av denne detaljerte beskrivelsen, beskriver en iterativ serie av trinn for å utføre trinnene 25 til og med 28.

Med henvisning til fig. 3 er det illustrert en annerledes konstruksjon av blokk 24 i fig. 2.1 fig. 3 representerer blokk 24A en konstruksjon som er forskjellig fra konstruksjonen av blokk 24 i fig. 2.1 fig. 2 illustrerer blokk 24 en lineær kaskadeprosess der én blokk fører til den neste blokk. Imidlertid vises i fig. 3 blokk 24A som en iterativ prosess. Det vil si at blokk 24A i fig. 3 illustrerer en variant av den tidligere kjente fremgangsmåte for å utføre noen av trinnene i styringen av olje eller gassreservoarer på en ikke-sekvensiell måte. De ikke-sekvensielle trinnene i blokk 24A i fig. 3 vil erstatte de sekvensielle trinnene i blokk 24 i fig. 2.

I fig. 3, blokk 24A, strømmer den geologiske modellen 23 inn i fluidstrømningssimulatoren i blokk 31, som har en rekke betingelser, blokk 32, som anvendes på den. Det antas at fluidstrømningssimulatoren 31 har blitt kalibrert eller historietilpasset. Derfor vil fluidstrømningssimulatoren 31, med betingelsene 32 som inngang, produsere en produksjonsprognose, blokk 34. Produksjonsprognosen 34 inkluderer også anleggene som har blitt tillagt, brønnene som har blitt boret, og assosierte kapital- og operasjonskostnader som deretter strømmer inn i blokk 35, økonomisk modelleringspakke. Fra den økonomiske modelleringspakke 35 undersøkes resultatene oppnådd fra den økonomiske modelleringspakke 35, i optimaliseringskriteriumsblokken 36, for å bestemme hvordan tilfellet utført økonomisk mot ditt kriterium for å velge en økonomisk prosess (som kunne inkludere nåværende verdi, avkastningsrate eller en kombinasjon av disse to, og risiko). Fra optimaliseringskriteriumsblokken 36 ville du foreslå en fremgangsmåte for å endre utviklingsplanen i optimaliseringsmetodeblokken 37. Visse avgjørelsesvariabler, blokk 33, må tas i betraktning. Ved dette punktet går vi på nytt inn i fluidstrømningssimulatoren 31, utfører en ny prognose, og gjentar prosessen. Fig. 3 illustrerer en bedre fremvisning av aktivitetene som opptrer mellom den geologiske beskrivelse av reservoaret og den resulterende produksjonen av en utviklingsplan i lys av denne geologiske beskrivelsen.

I fig. 3, i likhet med blokk 24 i fig. 2, har blokk 24A en inngang som stammer fra den geologiske modelleringsblokken 23, og blokk 24A tilveiebringer en utgang til den optimaliserte utviklingsplanblokken 29. Den geologiske modellen for reservoaret, som er utviklet i den geologiske modelleringsblokken 23, føres inn til «fluidstrømningssimulator»-blokken 31, sammen med to andre innganger. En utgang fra blokken 31 «strømningssimulator» representerer en beregnet strømningssimulering for reservoaret. En av de andre inngangene til blokk 31 er informasjon vedrørende fysiske betingelser som gjelder reservoaret, som stammer fra «betingelses»-blokken 32, slik som strømningskapasiteten for et eksisterende eller et planlagt overflateinnsamlingsnettverk. Den siste inngangen til blokk 31 er et sett av antagelser om hvordan reservoaret kunne styres som uttrykt ved et sett av avgjørelsesvariabler eller parametere i blokken 33 «avgjørelsesvariabler». Blokken 33 «avgjørelsesvariabler» er utviklingsscenarier som inkluderer følgende: detaljer om et fremtidig utviklingsboringsprogram (slik som brønnanbringelse (eng.: well placement)), det totale antallet av brønner som skal bores, boringssekvensen, orienteringene vertikalt versus horisontalt, og anleggsutformingskriteriene. Anleggsutformingskriteriene kan f.eks. innbefatte størrelsen av innsamlings- og håndteringsanleggene for olje, gass og vann. Den beregnede strømningssimuleringen fra blokk 31 «strømningssimulator» føres inn til blokk 34 (prediktert produksjonsprognose), som benytter denne og all informasjon som er beskrevet i det ovenstående avsnitt fra blokkene 32 og 33 for å prediktere potensielle eller hypotetiske brønn- og reservoarproduksjonsprognoser for hvert utviklingsscenario. Den resulterende familie av produksjonsprognoser, som er utgang fra blokk 34, evalueres i blokk 35 «økonomisk modelleringspakke». Blokk 35 «økonomisk modelleringspakke» evaluerer den resulterende familie av produksjonsprognoser ved å benytte økonomiske modelleringsprosesser for å beregne, blant annet, netto foreliggende verdi og totale økonomiske gjenvinnbare reserver for reservoaret for hvert av utviklingsscenariene. Den økonomiske modelleringsinformasjonen avledet ved blokk 35 føres til blokk 36 «optimaliseringskriterium», der kriteriene som skal benyttes i optimaliseringen av reservoarutviklingsplanen velges. I blokk 37 «optimaliseringsmetode» bestemmer en optimaliseringsprosedyre det beste reservoarstyringsscenariet, de korresponderende avgjørelsesvariabler, den optimale utviklingsplan, og det assosierte sett av anleggsbehov. Etter at optimalisering har blitt oppnådd (uavhengig av hvor mange reiterasjoner av prosessen som er nødvendig innenfor blokkene 31 til og med 37), utleses et optimalisert reservoarstyringsscenario og annen informasjon til blokk 29 «optimalisert utviklingsplan», hvor den optimaliserte informasjonen relateres til og samsvarer med en utviklingsplan. Denne utviklingsplanen sendes til ledelsen for ledelsesgjennomgang og approbasjon, og benyttes deretter for alle andre velkjente aktiviteter i utviklingen av dette bestemte reservoaret.

Med henvisning til fig. 4 er det illustrert en ny og hittil ukjent fremgangsmåte for å styre et gass- eller oljereservoar i samsvar med læren av den foreliggende oppfinnelse. Den nye og hittil ukjente fremgangsmåten for å styre et gass- eller oljereservoar som vist i fig. 4 er en forbedring overfor den tidligere kjente fremgangsmåten for å styre et gass- eller oljereservoar som vist i fig. 1.

Idet oppfinnelsen nå skal beskrives, omfatter den foreliggende oppfinnelsen i fig. 4 en ny fremgangsmåte, beskrevet nedenfor med henvisning til fig. 4, for å styre et fluid- (f.eks. olje) eller gassreservoar. Den nye fremgangsmåten styrer fluid-og/eller gassreservoaret ved kontinuerlig å måle, innsamle og assimilere ulike typer data fremskaffet fra ulike typer målinger (heretter «ulike data» (eng.: "diverse data")) for den endelige hensikt å oppnå en forbedret forståelse av et bestemt reservoar. Under og som resultat av den kontinuerlige assimileringen av de ovenfor nevnte «ulike data», produseres en kontinuerlig oppdatert reservoarutviklingsplan. Den kontinuerlig oppdaterte utviklingsplanen resulterer i en pågående optimalisering av reservoarressurser som beskrevet nedenfor med henvisning til fig.

5 til og med 16.

De ovenfor nevnte «ulike data» omfatter data innsamlet ved ulike rater, idet de «ulike data» varierer fra «tidsforbrukmålinger» til «kontinuerlige målinger» som produserer datastrømmer som innsamles med permanent installerte datainnsamlingssystemer som er kjent i teknikken. De «ulike data» varierer i romlig dekning fra «lokale brønn- og overflateovervåkningsdata» til «globale reservoarskalaovervåkningsmålinger». Eksempler på «lokale brønn- og overflateovervåkningsdata» omfatter: (1) data produsert under tilbakevendingslogging i forede hull, og (2) data målt av permanente trykkmålere og formasjonsevalueringssensorer plassert innenfor og utenfor forede brønner. Disse individuelle lokale brønn- og overflateovervåkningsdatainnsamlingsmetodene og

-apparatene er beskrevet i referansene Baker, Babour, Tubel, Johnson, Bussear og andre angitt i referanseavsnittet ved slutten av denne detaljerte beskrivelsen. Eksempler på «global reservoarskalaovervåkningsmålinger» (dvs. de mer romlig omfattende reservoarovervåkningsmålingene) omfatter: (1) tidsforbruk eller 4D seismikk, (2) gravimetri og (3) dypavlesning (eng.: deep-reading) og elektriske og akustiske kryssbrønn-reservoarmålinger. Disse individuelle

reservoarovervåkningsmålingsmetodene og -apparatene er beskrevet i referansene Pedersen, Babour, He og andre angitt i referanseavsnittet.

Industrien ble stadig møtt med utfordringen å bestemme hvordan de økende mengder av innkommende strømmer av «ulike data» som karakteriserer eller representerer et reservoar, skal assimileres. Assimileringen av de «ulike data» er nødvendig for å: (1) oppdatere et estimat av den romlige fordeling av reservoaregenskapene, (2) oppdatere hydrokarbonmetningen og trykkfordelingen i reservoaret, og deretter (3) modifisere de samsvarende reservoarutviklingsplaner tilsvarende, med betingelsene oppnådd fra tidligere utviklingsimplementasjoner. Dette er særlig utfordrende fordi overfloden av innkommende datastrømmer assosiert med de «ulike data» ofte omfatter en blanding av tidsskala og romlig skala for dekning. Reservoarstyringsmetodikkene presentert i den angitte Satter-referansen og andre angitte relaterte publikasjoner og referanser er ikke adekvate for å assimilere de ulike oppstillingene av brønn- og reservoar-«ulike data».

Fig. 4 illustrerer et generelt blokkdiagram for et flertall av fremgangsmåtetrinn i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen for systematisk å assimilere «ulike data» (dvs. ulike typer av målte data innsamlet fra et bestemt reservoar.) Den systematiske assimileringen av de «ulike data» er nødvendig med de formål: (1) å forbedre vår forståelse av det bestemte reservoaret, (2) å produsere en kontinuerlig oppdatert utviklingsplan som samsvarer med det bestemte reservoaret, og (3) å implementere en kontinuerlig endrende plan med forhåndsetablerte betingelser for optimalisering av et flertall av ressurser assosiert med det bestemte reservoar som respons på de kontinuerlig oppdaterte utviklingsplanene.

I fig. 4: Den nye reservoaroptimaliseringsmetoden vist i fig. 4 for å assimilere de «ulike data» som har ulike innsamlingstidsskalaer og romskalaer for dekning, avviker på vesentlige måter fra reservoarstyringspraksis beskrevet i den tidligere kjente teknikk. Det vil si, i samsvar med et trekk ved den foreliggende oppfinnelsen inkluderer den nye reservoaroptimaliseringsmetoden vist i fig. 4 parallelleksekvering av lokal («brønnregional evaluering») og global («feltreservoarevaluering») dataassimilering, som vist i detalj i fig. 5.

I fig. 1 inkluderer blokk 11 «utviklingsplan» i fig. 1 blokk 41 «initiell reservoarkarakterisering» i fig. 4 og blokk 42 «generer initiell reservoarutviklingsplan» i fig. 4.

I fig. 4 begynner prosessen med blokk 41 «initiell reservoarkarakterisering», som er operativt forbundet til blokk 42 «generer initiell reservoarutviklingsplan». I blokk 41 «initiell reservoarkarakterisering», utføres en initiell reservoarkarakterisering som resulterer i produksjonen av en reservoarmodell. Den totale funksjonen for blokk 41 «initiell reservoarkarakterisering» er generelt tilsvarende den totale funksjonen utført av blokk 22 «datainnsamling og -analyse» og blokk 23 «geologisk modellering» i fig. 2. Imidlertid, og i samsvar med et annet trekk ved den foreliggende oppfinnelsen, er den nye og hittil ukjente fremgangsmåten som ved hjelp av blokken «initialreservoarkarakterisering» utfører den initielle reservoarkarakteriseringen, drøftet i detalj nedenfor med henvisning til fig. 7, 8, 9 og 10 i tegningene.

I blokk 42 «generer en initiell reservoarutviklingsplan» produseres en initiell reservoarutviklingsplan ved bruk av de innhentede, innsamlede data. I blokk 42 dannes i tillegg en initiell produksjonsprognose og en initiell økonomisk analyse for reservoaret. Den totale funksjonen for blokk 42 «generer en initiell reservoarutviklingsplan» er generelt lik de totale funksjoner utført av blokkene 25 til og med 28 i fig. 2. Imidlertid, i samsvar med et annet trekk ved den foreliggende oppfinnelsen, drøftes den nye og hittil ukjente fremgangsmåten som blokk 42 «generér en initiell reservoarutviklingsplan» produserer den initielle reservoarutviklingsplanen med ved bruk av de innsamlede data og danner den initielle produksjonsprognosen og den initielle økonomiske analysen for reservoaret, nærmere i detalj nedenfor med henvisning til fig. 7, 11, 12, 13, 14, 15 og 16 i tegningene.

Derfor, i samsvar med et annet trekk ved den foreliggende oppfinnelsen, vil en detaljert konstruksjon av blokk 41 «initiell reservoarkarakterisering» og en detaljert konstruksjon av blokk 42 «generer initiell reservoarutviklingsplan» bli drøftet nedenfor med henvisning til fig. 7 til og med 16 i tegningene.

I fig. 4 er det neste trinn i fig. 4 blokk 43 «fremrykk inkrementelt kapitalprogram». Dette trinnet er generelt lignende det som utføres i blokk 12 «implementering» i den tidligere kjente teknikk i fig. 1, og det omfatter slike aktiviteter som utforming, boring og komplettering av brønner, og å implementere overflateanlegg. I blokk 43 «fremrykk inkrementelt kapitalprogram» har vi allerede fullført prosessen med reservoarkarakterisering og generering av en utviklingsplan for feltet. Vi innser imidlertid at det finnes noen uløste usikkerheter. Idet et reservoarfelt blir eldre og vi borer flere og flere brønner, endrer mengden av usikkerhet seg vesentlig. Men dersom vi er i de tidlige trinn i reservoarfeltutviklingen, vil reservoarutviklingsplanen være sterkt påvirket av borings- og produksjonssuksessen for de første og utviklingsbrønner. Med en utviklingsplan som tar sikte på boring av f.eks. 60 brønner, kan et initialbudsjett ta sikte på boring av bare 10 av disse brønnene. Derfor krever denne prosessen inkrementell fremrykking av kapitalbruken i samsvar med utviklingsplanen, men samtidig forståelse for at man kanskje må justere utviklingsplanen.

I fig. 4 omfatter de to neste trinnene blokk 44 «operer/overvåk» og blokk 45 «reservoarovervåkning» dataassimilering og modelloppdatering», og disse er vist utvidet i fig. henholdsvis 5 og 6.1 fig. 4, ved å fremrykke kapitalprogrammet i blokk 43 «fremrykk inkrementelt kapitalprogrammet», innhentes mer data og mer informasjon under operasjons- og overvåkningstrinnet i blokk 44 «operer/overvåk». I tillegg er informasjonen som oppstår fra reservoarovervåkning og dataassimilasjons- og modelloppdateringstrinnet i blokk 45 «reservoarovervåkning, dataassimilasjon og modelloppdatering» ført tilbake til inngangen for blokk 43 «fremrykk inkrementelt kapitalprogram». Som resultat kan hvilke som helst nye tolkninger som dannes deretter påvirke den rate du fortsetter å fremrykke ditt utviklingsprogram med. Dersom din initialutviklingsplan f.eks. krever boring av ti brønner i det første året i et reservoarfelt, og deretter boring av ytterligere 20 flere brønner i det andre året, kan resultatene oppnådd fra boringen av de første 10 brønnene endre din initielle utviklingsplan. I stedet for å bore de ytterligere 20 flere brønner i det andre året, slik det var krevet i den initielle utviklingsplanen, vil du f.eks. i stedet omskrive utviklingsplanen til å kreve boring av bare 8 av de 20 brønnene, og så i tillegg utføre et 3D seismisk program.

I blokk 44 «operer/overvåk» i fig. 4 styres dag-for-dag-feltoperasjonene ved en dag-for-dag-operasjonsplan som omfatter brønnboring og overflateoperasjoner som skal gjennomføres, slik som innstilling av brønnchoke, intervensjon og

overhalingsoperasjoner (eng.: workover operations). Dag-for-dag-operasjonsplanen avledes ved å omforme den mer langsiktige reservoarutviklingsplanen til en sekvens av dag-for-dag-operasjoner som imøtekommer et sett av nøkkelytelsesindikatorer. I tillegg, i blokk 44, er konstant overvåkning av reservoarytelsen nødvendig med bruk

av høyrateovervåkningsdata fra blokk 62 «høyrateovervåkningsdata» for å bestemme om reservoarytelsen er i samsvar med reservoarutviklingsplanen.

I blokk 45 «reservoarovervåkning, dataassimilasjon og modelloppdatering» måles ulike reservoarytelser ved bruk av lavrateovervåkningsdata fra blokk 68 «lavrateovervåkningsdata». Høyrateovervåkningsdata og lavrateovervåkningsdata blir begge assimilert og benyttet for å bestemme om reservoarmodellen skal oppdateres. Dersom det besluttes at reservoarmodellen trenger oppdatering, oppdateres reservoarmodellen deretter i samsvar med dette.

I fig. 4, med henvisning til blokkene 43, 44 og 45, bør to ting bemerkes angående den nye metodikken beskrevet ovenfor med henvisning til blokkene 43, 44 og 45. For det første behandles data innsamlet ved svært ulike samplingsrater ulikt. Innsamlede data fremskaffet ved hurtig samplingsrate (dvs. høyrateovervåkningsdata 62), slik som data fra brønnhullet og overflatepermanente trykkfølere, temperatursensorer og strømningsrateinnretninger, håndteres ulikt sammenlignet med innsamlede data oppnådd ved lavere samplingsrater (dvs. lavratereservoarovervåkningsdata 68), slik som tidsforløpsseismikk (eng.: time-lapse seismic). For det andre håndteres data oppnådd ved svært ulike grader av romlig dekning ulikt. Det vil si at innsamlede data som vedrører borehullet og overflatehydrokarbonleveringssystemet (f.eks. trykk- og produksjonsdata) håndteres forskjellig fra innsamlede data som vedrører reservoardreneringsprosessen (f.eks. tidsforløpsseismikk, gravimetri, elektriske dypprobingsreservoardata (eng.: deep probing reservoir electrical data)).

Trinnene i fremgangsmåten som utføres av blokkene 43, 44 og 45 er en ny utvidelse over trinnene utført ved blokk 12 «implementering», blokk 13 «overvåkning» og

blokk 14 «evaluering i fig. 1 i samsvar med læren for den foreliggende oppfinnelse.

I den tidligere kjente teknikk overvåkes ytelsen av reservoarene, men de innsamlede data assimileres inn i modellbeskrivelsen og utviklingsplanene på sjelden basis for å endre en langsiktig reservoarutviklingsplan. Fra den langsiktige utviklingsplanen gjøres endringer i utstyr og pumperater bare på en månedlig, kvartalsvis, halvårlig eller til og med lengre basis. I motsetning til dette, og i samsvar med læren for den foreliggende oppfinnelsen, overvåkes ytelsen for reservoarene ikke bare på en sjelden basis for å fremskaffe lavrateovervåkningsdata (blokk 68 i fig. 4), men også på en hyppig basis for å fremskaffe høyrateovervåkningsdata (blokk 62 i fig. 4).

I fig. 6 finnes det både en reservoarutviklingsplan og en dag-for-dag-operasjonsplan. Både lavratereservoarovervåkningsdata og

høyratereservoarovervåkningsdata benyttes for kontinuerlig å oppdatere reservoarutviklingsplanen i blokk 66 «oppdater produksjonsprognoser og økonomisk analyse» i fig. 6, og blokk 67 «oppdater reservoarutviklingsplan» i fig. 6, og fra denne oppdaterte reservoarutviklingsplanen oppdateres kontinuerlig også

dag-for-dag-operasjonsplanen. Resultatet er en mer omfattende (eng.: comprehensive) metode for bedre å maksimalisere produksjonen av gass og/eller olje fra et reservoar. Eksempler på kilder for høyrateovervåkningsdata, blokk 62, og lavrateovervåkningsdata, blokk 68, er detaljert i det ovenstående.

Med henvisning til fig. 5 og 6, og først med henvisning til fig. 5, blir fremgangsmåtetrinnene som utføres i blokk 44 «operer/overvåk» i fig. 4 drøftet nedenfor med henvisning til fig. 5.1 tillegg, i fig. 6, blir fremgangsmåtetrinnene som utføres i blokk 45 «reservoarovervåkning, dataassimilering og modelloppdatering» i fig. 4 drøftet nedenfor med henvisning til fig. 6.

I fig. 5 er en mer detaljert utvidelse av fremgangsmåtetrinnene angitt i blokk 44 «operer/overvåk» i fig. 4 illustrert. Der finnes fire fremgangsmåte-hovedtrinn som omfatter blokk 44 operer/overvåk som vist i fig. 5. Disse trinnene er vist som blokker 51, 52, 53 og 47.

I fig. 5 er det første hovedtrinnet i blokk 44 «operer/overvåk» blokk 51, og «sett nøkkelytelsesindikatorer og dag-for-dag-operasjonsplanen».

Nøkkelytelsesindikatorer kan f.eks. omfatte mål for olje- og/eller gasslevering fra individuelle brønner eller sett av brønner, og overflaterørledningsnettverket til leveringspunktet.

I fig. 5 er det neste hovedtrinnet i blokk 44 «operer/overvåk» hyppig og periodisk (f.eks. daglig eller ukentlig) å gjennomgå nøkkelytelsesindikatorene og å definere og oppdatere den assosierte dag-for-dag-operasjonsplanen, slik det er vist ved blokk 52 «gjennomgå plan». Nøkkelytelsesindikatorene blir periodisk vurdert for å avgjøre hvorvidt de oppfylles eller ikke, dvs. for å bestemme hvorvidt eller ikke nåværende reservoarhydrokarbonproduksjonsrater tilfredsstiller de planlagte produksjonsnivåer. Hvis ikke, oppdateres dag-for-dag-operasjonsplanen (f.eks. for å gripe inn og korrigere produksjonsproblemer som begrenser produksjonen fra én eller flere brønner), og deretter gjentas syklusen. Dag-for-dag-operasjonsplanen avledes ved å omforme reservoarutviklingsplanen til en sekvens av dag-for-dag-operasjoner utformet for å tilfredsstille settet av nøkkelytelsesindikatorer definert i blokk 51 «sett nøkkelytelsesindikatorer ...». Dag-for-dag-operasjonsplanen kan f.eks. omfatte (a) syrebehandlings- eller frakturerings-overhalingsoperasjoner (eng.: acidizing or fracturing work-over operations) for å forbedre brønnproduktiviteten, (b) sementinjeksjon, gelinjeksjon eller omperforering (eng.: reperforating) for å endre konnektiviteten for brønnhullet med ulike reservoarlag, (c) balansering av 5-spot eller 9-spot injeksjonsavløpsrater (eng.: injection off-take rates) for forbedret drenering, (d) innstilling av nedihulls-strømningsraten og/eller (e) innstilling ved brønnhodene og ved overflatesamlingssystemsinnstillingene, med intelligente kompletteringssystemer som omfatter et sett av strømningskontrollinnretninger innebygget i brønnkompletteringen. Disse individuelle teknikkene (a)-(d) er beskrevet i de angitte referansene til tidligere kjent teknikk, slik som Tubel, angitt i referanseavsnittet ved slutten av denne detaljerte beskrivelsen.

I fig. 5 er det tredje hovedtrinnet i blokk 44 «operer/overvåk» kontinuerlig å utføre den gjeldende, endrede dag-for-dag-operasjonsplanen som vist ved blokk 53 «eksekver plan» og å uttrekke hydrokarboner fra reservoaret på en optimalisert måte.

I fig. 5 er det fjerde hovedtrinnet i blokk 44 «operer/overvåk» å overvåke brønnleveringsdata og å assimilere dataene fremskaffet fra trinnene utført i blokk 47 «brønnovervåkning, dataassimilering». For å sikre at de kortsiktige nøkkelytelsesindikatorene tilfredsstilles, og for å innstille dag-for-dag-operasjonsplanen for å tilfredsstille de kortsiktige nøkkelytelsesindikatorene, blir olje- og/eller gassleveringsratedataene fra ulike brønner i reservoaret overvåket med overvåkningsapparater av typer som er velkjent i teknikken. Dataene blir så prosessert ved blokk 47 «brønnovervåkning, dataassimilering» for å bestemme hvorvidt de kortsiktige nøkkelytelsesindikatorene tilfredsstilles og for å innstille dag-for-dag-operasjonsplanen om nødvendig for å tilfredsstille disse nøkkelytelsesindikatorene. For å gjøre dette, blir først høyrateovervåkningsdata fra brønnene (se blokk 62 «høyrateovervåkningsdata») først innsamlet, oppsamlet og kvalitetssjekket ved blokk 54 «innsamle og akkumuler data, QC» i fig. 5. «Høyrateovervåkningsdataene» er typisk avlesninger av brønn- eller overflatetrykk og olje-vann-gass-strømningsrater fra hver brønn, som måles ved bruk av velkjente trykkfølere, temperatursensorer, strømningsrateinnretninger og separatorer. «Høyrateovervåknings»-data benyttes på to svært ulike måter i prosessen utført ved blokk 47 «brønnovervåkning, dataassimilering». Disse to ulike anvendelsene er beskrevet i de følgende avsnitt for hver av: (a) evalueringen av en «lokalisert» eller enkelt brønn, eller regionale/flere brønner i et område i blokk 55 «brønnregional evaluering», og (b) evaluering av et globalt felt eller reservoar i blokk 58 «feltreservoarevaluering».

I fig. 5 blir trinnet med evaluering av en enkelt brønn eller regionale/flere brønner gjennomført i blokk 55 «brønnregional evaluering». For å utføre dette trinnet i prosessen, blir trendene i de akkumulerte og sjekkede høyrateovervåkningsdata først generert, og deretter gjennomgått i konteksten for den enkelte brønn eller de regionale/flere brønnytelser i blokk 56 «gjennomgå trender og brønnregional ytelse». Dette omfatter f.eks. en gjennomgang av bunnhull og overflatestrømningstrykk, multifasestrømningsrater osv., som benyttes for å indikere i hvilken grad den enkelte brønn eller de flere brønner oppfyller produksjonspotensialet. Slike data tilveiebringer ulik diagnostiseringsinformasjon, herunder vann- og/eller gassgjennombrudd i oljeproduserende soner, ulik trykkhelling i ulike lag, og ytterflateoppbygging (eng.: skin buildup) som hindrer fluidbevegelse i nærheten av brønnhullet. I denne evalueringen er også inkludert analyse av data som kommer fra «in situ» reservoarformasjonsevalueringssensorer på innsiden og utsiden av brønnforinger, slik som en oppstilling av elektriske resistivitetselektroder for å overvåke bevegelsen av formasjonsvann bak brønnforingene. Slike elektriske resistivitetsoppstillinger er beskrevet i den angitte Babour-referansen.

I fig. 5 blir den enkelte brønn- eller regional/flere brønnproduksjonsmodell så verifisert og/eller oppdatert i blokk 57 «verifiser/oppdater brønnregional modell og plan». Brønnen eller den lokale reservoarmodellen oppdateres for å inkludere de siste målinger av olje, gass og vannmetningsfordeling omkring brønnen, såvel som forbedret forståelse av brønnhullytterlagsfaktor (eng.: well bore skin factor), lagring og konnektivitetsarkitektur tydeliggjort av ujevn trykkhelling.

I fig. 5 utføres trinnet med evaluering av et globalt felt eller reservoar i blokk 59 «gjennomgå trender og feltreservoarytelse». For å utføre dette trinnet i prosessen, blir først trender i høyratedataene fra blokk 62 «høyrateovervåkningsdata» generert og deretter gjennomgått i konteksten med felt- eller reservoarytelsen i blokk 59 «gjennomgå trender og feltreservoarytelse». Dette omfatter bunnhulls- og overflateinnstengningstrykk (eng.: bottom-hole and surface shut-in pressures) og/eller transienttestingsresponser, multifasestrømningsrater osv. som angir i hvilken grad reservoaret eller en sektor av reservoaret dreneres under produksjonen.

I fig. 5 blir den globale felt- eller reservoarmodellen deretter verifisert ved blokk 60 «verifiser/oppdater feltreservoarmodell». Uoverensstemmelser mellom den globale feltreservoarmodellen og feltreservoarytelsen kan observeres, slik som f.eks. ulike metningsfordelinger og/eller ulike trykkfordelinger over reservoaret og/eller mellom reservoarsonene, hvilket antyder at reservoarmodellen og/eller reservoarutviklingsplanen bør oppdateres.

I fig. 5, basert på resultatene fra evalueringen ved blokk 58

«feltreservoarevaluering», kan det besluttes å oppdatere reservoarutviklingsplanen og/eller å vurdere å innhente ytterligere lavratereservoarovervåkningsdata. Dette gjøres i beslutningstrekanten 61 «oppdater reservoarutviklingsplan eller vurder innsamling av nye lavratereservoarovervåkningsdata» i fig. 5. Reservoarutviklingsplanen kan behøve modifisering, f.eks. dersom trykk finnes å være avtagende på en ujevn måte over reservoaret, hvilket tyder på en tetningsfeil med et udrenert reservoarrom som krever ytterligere innfyllingsboring (eng.: in-fill drilling). Eventuelt kan ytterligere/nye lavratereservoarovervåkningsdata vurderes dersom en tilstrekkelig lang tid har forløpt siden de siste reservoarovervåkningsdata (f.eks. tidsforløpsseismikk) ble innsamlet, og en annen undersøkelse er nødvendig. Dersom beslutningen tas om å oppdatere reservoarutviklingsplanen eller å vurdere å innsamle nye reservoarovervåkningsdata, går prosessen til blokk 45 «reservoarovervåkning, dataassimilering og modelloppdatering» i fig. 4, hvis

detaljerte trinn er beskrevet med henvisning til fig. 6. Dersom beslutningen tas om ikke å oppdatere reservoarutviklingsplanen eller å vurdere å innsamle nye reservoarovervåkningsdata, går prosessen til blokk 43 «fremrykk inkrementelt kapitalprogram» i fig. 4.

Som illustrert i fig. 4 kan resultatene som utkommer fra blokk 44 «operer/overvåk» fortsette å føres tilbake til inngangen av blokk 43 «fremrykk inkrementelt kapitalprogram» for der å bli omprosessert, før de igjen blir prosessert i blokk 44 «operer/overvåk», hvori trinnet «sett nøkkelytelsesindikatorer» i blokk 51 i fig. 5 gjøres på nytt for å sikre at de kortsiktige reservoarstyringsoperasjonsmålene tilfredsstilles. Når det bekreftet er besluttet å oppdatere reservoarutviklingsplanen eller å vurdere å innsamle nye reservoarovervåkningsdata i beslutningsblokken 61 i fig. 5, forløper prosessen til den mindre hyppige, lavrate- (f.eks. månedlig eller årlig) oppdateringsaktiviteten vist som flere trinn i blokk 45 «reservoarovervåkning, dataassimilering og modelloppdatering» i fig. 4, hvilke detaljerte trinn er beskrevet her med henvisning til fig. 6.

I fig. 6 opptrer inntreden til analyseprosesstrinnene vist i fig. 6 under to omstendigheter. Enten har høyratereservoarovervåkningsdata fra blokk 62 og prosessert i blokkene 54 og 58 i fig. 5 angitt at reservoarmodellen og den medfølgende reservoarutviklingsplanen trenger modifisering, eller det er passende å vurdere innhenting av nye lavratereservoarovervåkningsdata. Følgelig gjøres en beslutning i beslutningstrekanten 49 «vurder nye data» om hvorvidt man skal vurdere å innhente nye lavratereservoarovervåkningsdata (sjeldne) eller ikke. Disse lavrateovervåkningsdata omfatter f.eks. tidsforløpsseismikk (eng.: time-lapse seismic), repeter-gjennom-foring-borehullsdata (eng.: repeat through-casing borehole data) slik som dypavleste vertikale seismiske profiler, gravimetri, sonisk avbildning og dypavlesningsovervåkningsmålinger tverrbrønns (eng.: cross-well) eller bak foring (eng.: behind-casing), slik som elektrisk resistivitet. Som tidligere nevnt er elektriske resistivitetsmålinger beskrevet i den angitte Babour-referansen.

I fig. 6, dersom beslutningen som er gjort i beslutningstrekanten 49 «vurder nye data» er «ja», er det første trinnet som skal utføres et studium i blokk 69 «sensitivitetsanalyse, undersøkelses-predesign». Målene ved prosesstrinnene i blokk 69 er først å sikre, før det brukes ressurser på å utvikle og å eksekvere en reservoarovervåkningsoperasjon, at målingene forventes å bringe nødvendig informasjon. Spesielt blir et tidsforløpreservoarovervåkningssystem numerisk simulert for å prediktere hvilke sensormålinger som hypotetisk ville bli tilveiebrakt av et slikt system dersom det var implementert. Dette trinnet tillater brukeren å identifisere hvorvidt eller ikke det forventede signalet er stort nok til å bli detektert, og har potensiale til å tilveiebringe de forutsatte fordeler. Det andre målet ved blokk 69 i fig. 6 er å benytte de samme numeriske modelleringsprosedyrer for reservoarovervåkning for å optimalisere utformingen av

overvåkningssensormaskinvare og datainnsamlingssystem.

I fig. 6, basert på blokk 69 "sensitivitetsanalyseundersøkelse og undersøkelsespre-design", gjøres en avgjørelse i beslutningstrekanten 63 «fortsett», om hvorvidt eller ikke det skal fortsettes med innsamling og analysering av lavratereservoarovervåkningsdata. Dersom beslutningen er «nei» i beslutningstrekanten 63 «fortsett», fører prosessen til blokk 43 «fremrykk inkrementelt kapitalprogram» i fig. 4. Dersom beslutningen er «ja» i beslutningstrekanten 63 «fortsett», fører prosessen til blokken 64 med tittel «QC, prosess, direkte tolkning», der innsamlingen av nye lavratereservoarovervåkningsdata slik som tidsforløpsseismikk eller dype elektriske målinger oppnås, sjekkes, prosesseres og tolkes. For å benyttes for dette formålet, er en inngang til dette trinnet lavratereservoarovervåkningsdataene (de sjeldne) fra blokk 68 «lavrateovervåkningsdata». Mer spesielt, i blokk 64, blir lavratereservoarovervåkningsdataene først kvalitetssjekket, prosessert og direkte tolket. For seismiske data er denne aktiviteten lignende den tradisjonelle 3D-seismiske prosesseringsaktiviteten. For elektriske resistivitetsoppstillingsmålinger er denne aktiviteten en direkte prosessering av de elektriske data, f.eks. ved numeriske inversjonsmetoder. Under heldige omstendigheter blir utfallet av dette trinnet et «øyeblikksbilde» eller en betraktning av de avleste deler av reservoaret i tidsperioden for datainnsamlingen. Denne betraktningen av reservoaret kan tilveiebringe informasjon om mønsteret eller romlig fordeling av fluider i reservoaret, slik som olje, vann og gass. Det direkte tolkningstrinnet i blokk 64 i fig. 6 kan kreve bruken av eksisterende reservoarmodellinformasjon, f.eks. modellen som ble utviklet under karakteriseringen i blokk 41 «initiell reservoarkarakterisering» i fig. 4, eller en oppdatert modell fra en tidligere iterativ aktivitet i blokk 65 «oppdater reservoarmodell og usikkerheter» i fig. 6.

I fig. 6 er i bestemte tilfeller resultatet av det direkte tolkningstrinnet i blokk 64 i fig. 6 i seg selv tilstrekkelig til å bestemme mulighetene for å forbedre reservoardrenering, dvs. å identifisere, ved hjelp av tidsforløpsseismikk, en feilblokk som ikke har blitt drenert, eller å identifisere, ved hjelp av elektrisk tidsforløpskartlegging, et lag med ikke-gjennomløpt (eng.: unswept) olje. I dette tilfellet kan prosessen fortsette direkte til trinnene utført i blokk 66 «oppdater produksjonsprognoser og økonomiske analyser» i fig. 6, der en økonomisk analyse utføres for å godtgjøre investeringen før reservoarutviklingsplanen oppdateres i blokk 67 «oppdater reservoarutviklingsplan» for å inkorporere egnede planer, f.eks. for å bore ytterligere brønner for å drenere en feilblokk.

I andre tilfeller er mer avansert behandling av dataene fra blokk 68 «lavrateovervåkningsdata» nødvendig for å oppdatere modellen for fordeling av reservoaregenskaper og ved assosierte usikkerheter ved blokk 65 «oppdater reservoarmodell og usikkerheter». Dette kan være tilfelle i svært heterogene reservoarer eller reservoarer der mer enn én egenskap varierer samtidig og flere datamålingstyper innsamles. Dette er beskrevet i den angitte referansen «Yu». I dette tilfellet vil i blokk 65 «oppdater reservoarmodell og usikkerheter» de prosesserte lavrateovervåkningsdata fra blokk 64 «QC, prosess, direkte tolkning» kombineres med all annen tilgjengelig reservoarinformasjon, inkludert «høyrateovervåkningsdata» fra blokk 62 i fig. 5. Aktiviteten i blokk 65 «oppdater reservoarmodell...», med å oppdatere reservoarmodellen og assosierte usikkerheter, kan alternativt inngis direkte fra beslutningstrekanten 49 «vurder nye data» som vist. Fluidstrømningssimulatormodellen endres for å reprodusere de innsamlede reservoarproduksjonsdata ved historietilpasning slik det er beskrevet i de angitte referansene Guerillot, Stein og Wason. Graden av usikkerhet i reservoarsimulatorparameterne beregnes på nytt for å ta hensyn til de nye reservoarmålingene.

I fig. 6 blir den oppdaterte reservoarmodellen og usikkerhetsinformasjonen produsert av blokk 65 «oppdater reservoarmodell...» benyttet for å beregne på nytt produksjonsprognoser i blokk 66 «oppdater produksjonsprognoser og økonomisk analyse» i fig. 4, og reservoarutviklingsplanen blir så oppdatert i blokk 67 «oppdater reservoarutviklingsplanen». Detaljene i denne prosedyren ligner prosessen som tidligere er beskrevet med henvisning til fig. 3.

I fig. 4 og 6 er «utgangen» fra blokk 67 «oppdater reservoarutviklingsplan» i fig. 6 som følger: en periodisk oppdatert reservoarutviklingsplan og beskrivelse av reservoarytelse, usikkerheter og fremtidige produksjonsprognoser. Slik det er vist i fig. 4, fortsetter utgangen av blokk 67 i fig. 6 å føres tilbake til inngangen for blokk 43 «fremrykk inkrementelt kapitalprogram» for å fortsette å utføre trinnet «fremrykk inkrementelt kapitalprogrammet» i blokk 43 og trinnet «operer/overvåk» i blokk 44.

I motsetning til hva som helst som er kjent eller vist i den tidligere kjente teknikk, blir således «ulike data» (eng.: "diverse data") som har ulike innsamlingstidsskalaer og romlige dekningsskalaer, systematisk assimilert for forbedret reservoarforståelse, hvilket derved sikrer en kontinuerlig oppdatert reservoarutviklingsplan for en pågående optimalisering av reservoarressurser.

Med henvisning til fig. 7 er det illustrert en detaljert konstruksjon for blokk 41 «initiell reservoarkarakterisering» i fig. 4, og en detaljert konstruksjon av blokk 42

«generer initiell reservoarutviklingsplan» i fig. 4.

I fig. 7, i samsvar med et annet trekk ved den foreliggende oppfinnelsen, omfatter blokk 11 «utviklingsplan» i fig. 1 blokk 41 «initiell reservoarkarakterisering», som beskriver reservoaret, beslutningstrekanten 70 «numerisk prognosemodell», og blokk 42 «generer initiell reservoarutviklingsplan», som genererer en utviklingsplan

(under hensyn til de særlige karakteristikker for dette reservoaret) som tilveiebringer den beste mulighet til å utforske ressursen i reservoaret. Blokk 41 «initiell reservoarkarakterisering» i fig. 4 omfatter de følgende blokker: blokk 41a

«utviklings- og utvinningsstrategier», blokk 41b «datainnsamling, QC, og analyse,

«blokken 4 ld» «foreløpig engineering» og blokken 41 e «geologisk modellering».

Utgangene fra blokken 41d «foreløpig engineering» og blokk 41e «geologisk modellering» er tilveiebrakt som innganger til beslutningstrekanten 70 «numerisk prognosemodell». Utgangen fra beslutningstrekanten 70 «numerisk prognosemodell» er operativt forbundet til blokk 42 «generer initiell reservoarutviklingsplan». Blokk 42 «generer initiell reservoarutviklingsplan» i fig. 4 omfatter de følgende blokker: blokk 42a «numeriske modellstudier» og blokk 42b «analytiske modellstudier», hvor hver av disse er forbundet til utgangene av beslutningstrekanten 70 «numerisk prognosemodell», blokk 42c «produksjons- og reserveprognoser», blokk 42d «miljøbetraktninger», blokk 42e «anleggsbehov», blokk 42f «økonomi- og risikoanalyse», og blokk 42g «optimalisert utviklingsplan».

I fig. 2 og 7, bemerk at fig. 2 representerer en tidligere kjent fremgangsmåte for å utvikle en utviklingsplan og at fig. 7 representerer en fremgangsmåte i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen for å utvikle en utviklingsplan. Ved sammenligning av fig. 2 og 7, i samsvar med et annet trekk ved den foreliggende oppfinnelsen, fremstår det klart at de følgende ulikheter finnes mellom fig. 7 og fig. 2.

I fig. 7, i blokk 41 «initiell reservoarkarakterisering», blir blokk 41d «foreløpig engineering» utført i parallell med blokk 41e «geologisk modellering» for å bestemme en enhetlig tolkning av hva reservoaret faktisk er. Det vil si at blokk 41d utføres i parallell med blokk 4le, ved bruk av dynamiske data (brønnytelse, produksjons- og injeksjonsrater, reservoartrykk) for å verifisere tolkningene som har blitt gjort av geoforskningsgruppen basert på statiske data (dvs. målinger gjort ved spesifikke tidspunkter fra brønnlogger, seismikk). Det vil si at blokk 41d i fig. 7 utføres i parallell med blokk 41 e (før vi danner den første versjonen av den numeriske simulatoren) for å bringe samsvar mellom geoforskertolkningene gjort ved bruk av statiske data med engineeringtolkningene gjort ved bruk av dynamiske eller ytelsesrelaterte data. Dette er forskjellig fra den tidligere kjente teknikk vist i fig. 2, fordi den tidligere kjente teknikk i fig. 2 i de fleste tilfeller ble gjennomført på en lineær trinnvis måte, dvs. at den geologiske modellering ble gjort i en spesifikk rekkefølge før tolkningen ble overbrakt til reservoaringeniørene for deres tilpasninger.

I fig. 7 er blokk 41d «foreløpig engineering» og blokk 41 e «geologisk modellering» hver inngang til en beslutningstrekant 70 med tittel «numerisk prognosemodell?». Beslutningstrekanten 70 spør: ønsker jeg å benytte en rigorøs vitenskapelig tilnærmingsmåte for å bygge en numerisk simulator for å generere en produksjonsprognose (utgangen «ja» fra trekanten 70), eller ønsker jeg å benytte ulike standard analytiske metoder (dvs. hellingskurveanalyse etc.) for å generere produksjonsprognosen (utgangen «nei» fra trekanten 70)? Denne beslutningstrekanten 70 anerkjenner at du for noen feltutviklingsplanlegginger på noen steder, avhengig av utviklingstrinnet på tidspunktet, ikke behøver å gå gjennom en full simuleringsprosess for å produsere en utviklingsplan. For en ressurs som er mindre i størrelse, og som du har begrensede data for, kan du finne at det er et nabofelt som ble utforsket 15 år tidligere, som har en mengde ytelsesdata, og hva du må gjøre er å produsere en utviklingsplan som rommer ytelsesmåten som du så i nabofeltet. Heller enn å gå gjennom den utvidede prosess og oppbygge en utvidet simulator for å kjøre en prognose, kan vi se tilbake på nabofeltet, se hvordan brønnene i dette feltet oppførte seg, gjøre bestemte justeringer som gjenkjenner den unike karakter for vår geologiske beskrivelse sammenlignet med nabofeltet, bestemme produksjonsprognoser (ved bruk av grunnleggende engineeringanalyse) for ulike utviklingsscenarier, og fra disse prognosene, bestemme økonomiske analyser og velge den beste slik økonomiske analyse. Således er dette en alternativ måte for å bestemme en produksjons- og reserveprognose uten å gå gjennom hele den numeriske modelleringsprosessen.

I fig. 7 er utgangen «ja» fra beslutningstrekanten 70 inngang til blokk 42a «numeriske modellstudier», og utgangen «nei» fra beslutningstrekanten 70 er inngang til blokk 42b «analytiske modellstudier». I et hvilket som helst tilfelle, når trinnene i blokk 42a (de numeriske studier) eller blokk 42b (de analytiske studier) utføres, vil produksjons- og reserveprognoser i blokk 42c «produksjons- og reserveprognoser» bli generert.

I fig. 2 og 7, først med henvisning til fig. 2, bemerk at blokk 21 «miljøbetraktninger» i fig. 2 befinner seg mellom blokk 20 «utviklings- og utvinningsstrategier» og blokk 22 «datainnsamling og analyse». I fig. 7 er imidlertid blokk 42d «miljøbetraktninger» anbrakt mellom blokk 41a «utviklings- og utvinningsstrategier» og blokk 42f «økonomi- og risikoanalyse». Fra et kvalitativt standpunkt er det i fig. 2 korrekt å plassere blokk 21 «miljøbetraktninger» mellom blokk 20 «utviklings- og utvinningsstrategier» og blokk 22 «datainnsamling og analyse», fordi miljøbetraktningene kan fungere som en sil (eng.: a screen) ved bestemmelse av hvilke strategier i «utviklings- og utvinningsstrategier 20» som skal benyttes. I fig. 7 er imidlertid den største delen av påvirkningen for miljøbetraktningene i blokk 42d «miljøbetraktninger» på «økonomi og risikoanalyse» (i blokk 42f) for den foretrakkede utvinningsmekanismen. Det vil si at «miljøbetraktninger» 42d har en påvirkning på økonomisk optimalisering (dvs. økonomisk analyse og risiko) 42f fordi ulike utvinningsplaner assosiert med et spesielt prosjekt kan ha ulike miljøbetraktninger assosiert med seg.

Bemerk i fig. 7 at blokk 42c «produksjons- og reserveprognoser» har to utganger. En utgang går direkte til blokk 42f «økonomi og risikoanalyse» for avkastningsberegninger fordi produksjons- og reserveprognosen 42c er basis for beregning av pengestrøm (eng.: cash flow) i avkastningsstrømmen. Den andre utgangen går til blokk 42e «anleggsbehov» fordi produksjons- og reserveprognosen 42c pålegger krav på kapitalinvesteringer for anlegget (dvs. hva slags anlegg du trenger som er relatert til fremtidige kapitalinvesteringer). En utgang fra blokk 42e «anleggskrav» går til blokk 42f «økonomi- og risikoanalyse», fordi når du definerer størrelsen og spesifikasjonene for de anlegg du trenger, vil størrelsen/spesifikasjonen for de nødvendige anlegg representere ditt estimat på kapitalinvesteringer som er nødvendig ved blokk 42f «økonomi- og risikoanalyse».

I. Initiell reservoarkarakterisering, blokk 41 i fig. 7

A. Integrerte studiemål, blokk 41b

I fig. 7, startende med blokk 41 med tittel «initiell reservoarkarakterisering, er den første blokken som er forbundet til blokk 41a «utviklings- og utvinningsstrategier» blokk 41b «integrerte studiemål». I forbindelse med blokk 41b «integrerte studiemål», etter at du har bestemt hva dine alternative «utviklings- og utvinningsstrategier» 41a er for et bestemt reservoarfelt, men før det begynner å samle data, må du først bestemme målene og rekkevidden for studiet som du skal utføre. Det vil si at dine ulike behov og tilgjengeligheten for nødvendige data sammen skal påvirke hva dine mål og forventninger vil være for studiet som du er i gang med å utføre.

B. Datainnsamling, kvalitetskontroll ( QC) og analyse, blokk 41c

Med henvisning til fig. 8 er det illustrert en detaljert konstruksjon av blokk 41c «datainnsamling, kvalitetskontroll (QC) og analyse» i fig. 7.

I fig. 2, 7 og 8 samsvarer blokk 41c «datainnsamling, QC og analyse» i fig. 7 med blokk 22 «datainnsamling og analyse» i fig. 2.1 fig. 8 er imidlertid den detaljerte konstruksjonen og blokk 41c «datainnsamling, QC og analyse» i fig. 7 ny og hittil ukjent, og denne detaljerte konstruksjonen vist i fig. 8, fremsetter et tredje, nytt og hittil ukjent trekk ved den foreliggende oppfinnelsen.

I fig. 8, nå som målene og forventningene for studiet har blitt bestemt via blokk 41b «integrerte studiemål», er det viktig å sikre at alle nødvendige datakilder er tilgjengelige. Den første datakilden er brønnlogger og seismiske målinger på feltet som du gjennomfører utviklingsplanleggingen på, dvs. at du må samle sammen alle data som du kan finne for et bestemt reservoarfelt under studium. Det vil si at blokken «feltdata på digital- eller papirmedia» 41 cl representerer alle slike data omfattende brønnlogger og seismiske data som har blitt samlet sammen for dette bestemte reservoarfeltet under studium. Deretter, i forbindelse med beslutningstrekanten 41c2 «tilstrekkelighetsverifikasjon» i fig. 8, må du spørre: «er disse data tilstrekkelig for hva du har hensikt til i studiet for å nå dets mål?». Dersom disse data ikke er tilstrekkelige, fører «nei»-utgangen fra beslutningstrekanten 41 c2 til blokk 41 c3 «supplerende data og informasjonskilder». I blokk 41c3 ser du etter supplerende data fra alternative kilder (slik som ledsagerfelter (eng.: companion fields), lignende formasjoner og/eller lignende operasjonspraksis), og så supplerer du spesifikke feltdata med ytre kilder. Når dataene samlet sammen under blokk 41cl kombineres med de supplerende data samlet sammen under blokk 41c3, er resultatet en «samlet digital prosjektdatabase», blokk 41c4. På den annen side, dersom dataene samlet sammen under blokk 41 cl er tilstrekkelig, er utgangen fra beslutningstrekanten 41c2 «ja», og resultatet er den

«samlede digitale prosjektdatabase». Denne databasen utgjør alt du forventer og har behov for for å nå dine mål, noe av det fra ditt felt, og noe av det fra litteraturkilder.

I fig. 8, slik det tidligere er nevnt, vil den detaljerte konstruksjon av blokk 41c

«datainnsamling, QC og analyse» i fig. 7, som vist i fig. 8, være ny og hittil ukjent, og den detaljerte konstruksjonen vist i fig. 8 fremsetter et tredje nytt og hittil ukjent trekk ved den foreliggende oppfinnelsen. F.eks. antas trinnene «supplerende data og informasjonskilder» i fig. 8, fremsatt i blokk 41 c3, å være nytt og hittil ukjent, og derfor utgjør «supplerende data- og informasjonskilder» blokk 41c3 i fig. 8 et annet trekk ved den foreliggende oppfinnelsen.

I fig. 8, nå som den «samlede digitale prosjektdatabase» har blitt dannet, er det nå nødvendig å starte verifisering av at ulike deler av informasjon er konsistent med hverandre, som fremsatt i beslutningstrekanten 41c5 «konsistensverifikasjon» i fig.

8. F.eks. kan du ha samlet reservoarfluidprøver fra reservoaret med ulike teknikker og fra ulike brønnbeliggenheter, og du har utsatt dem alle for en rekke laboratorietester. Imidlertid har laboratorietestene gitt forskjellige resultater. Hvilket er riktig, og er de alle riktige? Du går frem gjennom denne prosessen for å identifisere de grunnleggende verdier du skal benytte i dine fremtidige beregninger, og du identifiserer, samtidig, usikkerhetene assosiert med noen av egenskapene. Derfor vil, i fig. 8, «usikkerheter for sensitivitets- og risikoanalyse», blokk 41c6, identifisere disse usikkerhetene. F.eks. kan «usikkerhetene» være det faktum at du ikke vet eksakt fluidegenskapene, volumfaktoren eller gassinnholdet. Du holder da tilbake disse usikkerhetene som kan være adressert senere under modellkalibreringen eller historietilpasningsfasen, eller kanskje senere under produksjonsprognosen. Når alle konsistenssjekker utføres (via blokk 41c5) på alle dine inngangsdatakilder, og enten forsonet dem eller valgt baseverdier eller identifiserte feilområder (som du må adressere), har du nå produsert en «samlet digital prosjektdatabase», blokk 41c7 i fig. 8. På dette punktet, i forbindelse med ditt originale konsept av studieplanen for å adressere målene, må du spørre hvorvidt du fortsatt kan utføre oppgaven rimelig godt gitt mengden, kvaliteten og kvantiteten av data som du har, eller om du skulle modifisere studieplanen eller om du skulle gjøre noe annet i studiet for å romme enten en mangel eller en overflødighet av data. Således, i fig. 8, i forbindelse med beslutningstrekanten «studieplanverifisering», blokk 41c8, dersom den originale studieplanen fortsatt er gyldig, ta utgangen «ja» fra beslutningstrekanten 41c8 og fortsett ned og begynn arbeidet 41d «foreløpig engineering» og 41e «geologisk modellering». Dersom imidlertid den originale studieplanen ikke fortsatt er gyldig (justeringer er nødvendig), ta utgangen «nei» fra beslutningstrekanten 41c8 og gå inn i blokk 41c9 i fig. 8 med tittel «nødvendig prosjektrekkevidde eller arbeidsflytendringer». I blokk 41c9, start med å identifisere foreslåtte endringer som må adderes til eller inkorporeres i studierekkevidden, og med kjennskap til disse foreslåtte endringer til studierekkevidden, begynn din tekniske analyse med de justerte endringer til studierekkevidden.

C. Foreløpig engineering, blokk 41d

Med henvisning til fig. 9A og 9B er det illustrert en detaljert konstruksjon av blokk 41d «foreløpig engineering» i fig. 7 og 8. Den detaljerte konstruksjonen av blokk 41d «foreløpig engineering» i fig. 7 og 8, som vist i fig. 9A og 9B, er ny og hittil ukjent, og denne detaljerte konstruksjonen vist i fig. 9A og 9B fremsetter et fjerde nytt og hittil ukjent trekk ved den foreliggende oppfinnelsen.

I fig. 9A og 9B er det grunnleggende data og informasjon som føres inn til blokk 41d foreløpig engineering-studiene i fig. 9A og 9B: (1) blokk 41 dl «feltproduksjon og injeksjonsdatabase», (2) laboratorietester eller estimater av reservoarfluidegenskaper i blokk 41d2 «reservoarfluidegenskapsmodell» og (3) målinger av reservoartrykk som har blitt gjort når brønnene først ble komplettert og periodisk deretter i blokk 41d3 «reservoartrykkundersøkelsesdata». De ovenfor angitte data i blokkene 41dl, 41d2 og 41d3 må manipuleres eller innstilles for å gjøre påfølgende engineering-beregninger. F.eks. vil feltproduksjonen i blokk 41dl registreres fra målinger på tanker eller målere (eng.: gauges). Reservoarfluidegenskapene i blokk 41d2 må produsere et konsistent reservoarhulrom (eng.: reservoir voidage) i formasjon for hver produksjonsenhet målt ved overflaten. I forbindelse med «reservoarfluidegenskapsmodellen» i blokk 41d2 i sammenheng med «reservoartrykkundersøkelsesdata» i blokk 41d3, må reservoartrykk, når de sammenlignes (se «reservoartrykkundersøkelsesdata» i blokk 41d3) innstilles til et datum. Derfor må du kjenne fluidegenskapene (se «reservoarfluidegenskapsmodellen» i blokk 41d2) for å beregne trykkgradientene i reservoaret og gjøre justeringene riktig til et felles datum. Derfor, med henblikk på «reservoartrykkundersøkelsesdata» i blokk 41d3, når du gjør innstillinger med reservoarfluidegenskapene i tankene, er resultatet den «korrigerte reservoartrykkhistorie» i blokk 41d4, som reflekterer historien for reservoartrykket korrigert til et bestemt datum. Ved i tillegg å ta reservoaregenskapene i «reservoarfluidegenskapsmodellen» i blokk 41d2 i kombinasjon med den rapporterte feltproduksjonen i «feltproduksjons- og injeksjonsdatabase» i blokk 41dl, blir resultatet en korrigert brønnproduksjonshistorie i den «korrigerte brønnproduksjons- og injeksjonshistorie» i blokk 41d5.1 forbindelse med blokk 41d6 «produksjons- og trykktesttolkninger», ved installasjon av testutstyr i en brønn for å måle enten dens produksjonskapasitet eller det statiske reservoartrykket i nærheten av brønnen, vil du gjennomføre en brønntest, og du vil samle trykk- og rate som funksjon av tidsdata over en periode på mellom noen få timer og et par uker. I dette tilfellet må du importere reservoarfluidegenskapsdataene fra «reservoarfluidegenskapsmodellen» i blokk 41d2 for å tillate en tolkning av testdataene. Som resultat tjener utgangen av «produksjons- og trykktesttolkningene», blokk 41d6, som inngang til blokk 41d7 «produksjonsforbedringsmuligheter». Det vil si at analysen av brønntesten, som er utgangen fra blokk 41d6 «produksjons- og trykktesttolkninger», vil gi deg en idé

(når disse analyseresultatene sammenlignes med den rapporterte produksjonsrate)

om hvorvidt denne brønnen gir en ytelse i samsvar med dine forventninger. En annen inngang til blokk 41d7 «produksjonsforbedringsmuligheter» (som identifiserer muligheter for å forbedre produksjonen) kommer fra blokk 41d8 «brønnborings- og kompletteringshistorier», som undersøker hvor brønnene ble boret og hvordan brønnene ble boret og komplettert. Derfor, ved å forsøke å sammenknytte hvor brønnene ble boret, hvordan de ble komplettert, hva testresultatene er og den grunnleggende natur ved reservoaret, kan du identifisere hvilke umiddelbare muligheter du har (i blokk 41d7

«produksjonsforbedringsmuligheter») for å stimulere en brønn eller installere en pumpe som vil resultere i høyere produksjonsrater. Nå med henvisning til blokk 41d9, «materialbalansevolum og akvifertolkninger», kan reservoartrykkhistorien innstilt til et felles datum fra blokk 41d4 og produksjonen og injeksjonshistorien fra blokk 41d5 tilveiebringe doble innganger til blokk 41d9 «materialbalansevolum og akvifertolkninger». Blokk 41d9 representerer en materialbalanseforlikelse av fluidene på stedet, dvs. at blokk 41d9 benyttes for å estimere og bestemme (etter ekstraksjon og injeksjon av fluid inn i formasjonen) hva som var de originale volumer av fluid på stedet i formasjonen. Disse volumene, som er utgang fra blokk 41d9 «materialbalanse...», tjener så som inngang til beslutningstrekanten 41dl0 «volumer konsistent» for å tilveiebringe en sjekk mot beregningene fra de geologiske tolkningene som er utgang fra blokk 41 e «geologisk modellering». Beregningene fra de geologiske tolkningene i blokk 41e representerer hva de geologiske tolkningene er fluidene på stedet i formasjonen. Fortsatt med henvisning til fig. 9A/9B, bemerk at blokk 41d8 «brønnborings- og kompletteringshistorier» tilveiebringer en inngang til blokk 41d7 «produksjonsforbedringsmuligheter» (som tidligere omtalt), imidlertid tilveiebringer både blokk 41d8 «brønnborings- og kompletteringshistorier» og blokk 41d7 «produksjonsforbedringsmuligheter» en inngang til blokk 41dl 1 «inkrementell rate og gjenvinningspotensial». Blokk 41dl 1 forsøker å estimere inkrementell oljerate og potensiell oljegjenvinning assosiert med produksjonsforbedringsmulighetene i blokk 41d7

«produksjonsforbedringsmuligheter», etter at testdataene er forlikt med borings- og kompletteringspraksis. F.eks. skulle vi gjenvinne ekstra 100000 fat olje fra brønnen. Etter å ha identifisert det inkrementelle potensialet, og verifisert at det er verdt å gjennomføre denne bestemte aktiviteten fra blokk 41dl 1 «inkrementell rate og gjenvinningspotensial», tilveiebringer utgangen fra blokk 41dl 1 en inngang til blokk 41dl2 «kompletteringsoverhaling og innfyllingsretningslinjer» (eng.: "completion workover and infill guidelines"). I blokk 41 dl2 overvåker vi påvirkningen av en kompletteringsoverhaling eller innfyllingsarbeidsplan, og etter å ha overvåket denne påvirkningen, genereres ytterligere produksjonsdata, og ved dette punktet går vi tilbake til blokk 41d7 «produksjonsforbedringsmuligheter» for å bestemme hvorvidt vårt estimat for produksjonsforbedringsmulighetene var korrekt, eller om det trenger justering, og dersom det trenger justering, vil kompletteringsoverhalingene for blokk 41 dl2 «kompletteringsoverhaling...» bli redesignet. Nå med henvisning til blokk 41dl3 «reservoarmodelldesignkriterier», blir et flertall av innganger til blokk 41dl3 tilveiebrakt, der hver av disse inngangene har en påvirkning på «reservoarmodelldesignkriteriene». Blokk 41dl3 (reservoarmodelldesignkriterier) bestemmer hva som må gjøres for korrekt å utforme reservoarmodellen. F.eks. inkluderer «flertallet av innganger» til blokk 41dl3 følgende: du må vurdere reservoarfluidegenskapene fra blokk 41d2, produksjons- og injeksjonshistorien fra blokk 41d5 som pålegger noen begrensninger på hvordan du kan utforme feltmodellen, reservoartrykkhistorien fra blokk 41d4 korrigert til et felles datum som vil ha en påvirkning på designkriteriene, forlikeliggjøringen av volumene mellom materialbalanse og geologisk modellering fra blokk 41dl0, og usikkerhetene som du sitter igjen med når disse volumene ikke eksakt balanserer fra blokk 41dl4 «usikkerheter i sensitivitet/risikoanalyse» (om trykkoppførselen er feil). Disse usikkerhetene skulle bli undersøkt med modellen og har en påvirkning på designkriteriene i blokk 41 dl 3 «reservoarmodelldesignkriterier». Nå med henvisning til blokk 41dl5 med tittel

«relativ permeabilitet og kapillærtrykk (metnings-)modell», i lokasjoner i reservoaret der olje, gass og vann alle kan finnes samtidig, hva er strømningskarakteristikken for én enkelt? Hvis du erstatter olje med enten gass eller vann, hva er forskyvningskarakteristikkene? Blokk 41 dl5 vil definere disse strømningskarakteristikkene og forskyvningskarakteristikkene. I forbindelse med blokk 41dl6 «enkeltbrønn eller reservoarsektormodeller», kommer reservoarfluidegenskapene fra blokk 41d2, den relative permeabiliteten fra blokk 41dl5 og de geologiske beskrivelsene fra blokk 41e alle sammen i blokk 41dl6 «enkeltbrønn eller reservoarsektormodeller» som representerer foreløpige modeller.

Dersom du betrakter en «full feltmodell» som noe som forløper over hele feltet, vil «den enkelte brønn eller reservoarsektormodellene» undersøke spesifikke reservoarmekanismer og den påvirkning disse mekanismene har på den fullstendige feltmodelldesign. Av denne grunn strømmer en utgang fra blokk 41dl6 «enkelt brønn eller reservoarsektormodell» inn i blokk 41 dl7 «reservoarmekanismesensitivitet» der du kan benytte alternative gitterbeskrivelser med én av disse «sektormodeller» fra blokk 41 dl 6 og bestemme hvilke slike alternative gitterbeskrivelser som gjør den beste jobb med å representere den mekanismen som du forventer å ha i feltet. Utgangen fra blokk 41 dl 7 «reservoarmekanismesensitivitet» er en inngang til blokk 41el3

«reservoarmodelldesignkriterier». I forbindelse med blokk 41dl8 med tittel

«feltmodellgitterkriterier og pseudofunksjoner», vil noen mekanismer kreve en svært detaljert gitterdesign for pålitelig å representere flere fluider som strømmer samtidig. I svært store reservoarer, dersom dine sektormodellstudier sier at du vil ha behov for svært små gitterblokker og du har et svært stort reservoar, var størrelsen for modellen for stor for bruk med et hvilket som helst datamaskinsystem. En tilnærmingsmåte var å ta disse sektormodellene og innstille de grunnleggende relative permeabilitetsstrømningsfunksjoner for å utnytte bestemte såkalte «pseudofunksj oner».

D. Geologisk modellering, blokk 41 e

Med henvisning til fig. 10A og 10B er det illustrert en detaljert konstruksjon av blokk 41e «geologisk modellering» i fig. 7 og 8. Den detaljerte konstruksjonen av blokk 41e «geologisk modellering» i fig. 7 og 8, som vist i fig. 10A og 10B, er ny og hittil ukjent, og den detaljerte konstruksjonen vist i fig. 10A og 10B fremlegger et femte nytt og hittil ukjent trekk ved den foreliggende oppfinnelsen.

I fig. lOAbefinner et bestemt reservoar seg i et bestemt basseng, og det er en bestemt regional geologi assosiert med formasjonen i dette bassenget i dette området av verden. Derfor starter vi med en «regional geologisk modell» i blokk 41el som gir oss et område med karakteristikker. Denne modellen i blokk 41el er startpunktet fra hvilket vi utvikler en mer detaljert og spesifikk beskrivelse for reservoaret som vi forsøker å produsere en utviklingsplan for. I den «foreløpige petrofysiske modell» i blokk 41e2 er denne modellen 41e2 generelt basert på brønnlogger. Derfor er den «foreløpige petrofysiske modell» 41e2 en måte å konvertere brønnlogger, boreavskjæringsprøver (eng.: drill cutting samples) og eventuelt spesielle kjernestudier på, til en beregnet reservoaregenskapsprofil ved hver brønnbeliggenhet. For hver fot dybde som traverseres av et bestemt brønnhull, kan således et flertall av datamålinger, slik som formasjonsdensitet, resistivitet, radioaktivitet, akustisk hastighet og andre parametre, prosesseres med kjente teknikker for å oppnå reservoaregenskaper (slik som porøsitet, hydrokarbonmetning og typen berg) for inngang til den «foreløpige petrofysiske modellen» 41e2.1 fig. 10A og 10B relaterer et nytt trekk ved den «geologiske modellering», blokk 41 e i fig. 1 OA/1 OB, til en ny forbindelse 72 mellom blokk 4ld «foreløpig engineering» og den «endelige petrofysiske modell» 41e3. Det er et behov for å bringe inn resultater fra blokk 41e «foreløpig engineering», via den nye forbindelsen 72, for å verifisere ulike aspekter ved den geologiske modellen. Et bestemt problem vedrører kalibrering av den petrofysiske modellen. Slik kalibrering av den petrofysiske modellen er f.eks. nødvendig for å gjenkjenne forskjellen mellom vannmetning og oljemetning i reservoaret. Det er derfor en inngang fra engineering-studiene ved den «foreløpige petrofysiske modell» 41e2 som føres til en «endelig petrofysisk modell» 41e3.1 forbindelse med blokk 41e4 «sedimentologiske og stratigrafiske analyser» bærer den «geologiske modell» 4le i fig. 1 OA/1 OB med seg et bestemt rammeverk av sedimentologi og stratigrafi som geologene kan anvende på formasjonen på en kvalitativ måte. I tillegg, i forbindelse med blokk 41 e5 «detaljerte stratigrafiske korrelasjoner», tillater en inngang fra blokk 41e4 «sedimentologiske og stratigrafiske analyser» geologene å utføre detaljerte stratigrafiske korrelasjoner mellom brønner og å etablere en kontinuitet av geologiske horisonter omkring reservoaret. I forbindelse med blokk 41e6 «geofysiske tolkninger» vil det også være en inngang fra blokken «geofysiske tolkninger» for å identifisere, i blokk 41e5 «detaljerte stratigrafiske korrelasjoner» de strukturelle korrelasjoner over reservoaret. I forbindelse med blokk 41e7 «geomekanisk analyse» tillater geomekanisk analyse og de geomekaniske egenskaper ved berget omforming av tidsmålte data fra seismikken til dybdemålinger. I tillegg gir dette også en indikasjon av reservoarstress som kan beregnes fra geomekaniske egenskaper, hvor reservoarstresset tillater deg å tolke hvorvidt eller ikke du kan forvente å se feildannelse og frakturering i reservoaret. Derfor tilveiebringer blokk 41e7 «geomekanisk analyse» en inngang til «geofysiske tolkninger» 41e6 også. I forbindelse med blokk 41e8 «strukturelt rammeverk» beskriver blokk 41e8 «strukturelt rammeverk» den «totale form» for reservoaret. Et eksempel på «total form» for et reservoar er hvorvidt eller ikke reservoaret er «feilet». Blokk 41e8 «strukturelt rammeverk» (og spesielt den strukturelle topp- og bunndel av det

«strukturelle rammeverk») responderer overfor et «flertall av innganger» som definerer et generelt rammeverk for reservoaret, og disse «flertall av innganger» består av: blokk 41e7 «geomekanisk analyse», blokk 41e6 «geofysiske tolkninger» og blokk 41e5 «stratigrafiske korrelasjoner». I forbindelse med blokk 41e9 «brønn-og intervallegenskapssammendrag» vil «informasjon vedrørende et sett av mer detaljerte reservoaregenskaper» inne i det «strukturelle rammeverk» i blokk 41e8 utvikles fra den petrofysiske analysen ved individuelle brønnhull (blokk 41e3 «endelig petrofysisk modell») og de geologiske korrelasjoner («detaljerte stratigrafiske korrelasjoner», blokk 41e5) som kommer fra stratigrafi og sedimentiologi («sedimentologiske og stratigrafiske analyser», blokk 41e4) og brønnhullprofiler. Den ovenfor nevnte «informasjon vedrørende settet av mer detaljerte reservoaregenskaper» vil bli tilveiebrakt som inngang til blokk 41e9 «brønn- og intervallegenskapssammendrag». I tillegg vil «seismisk attributtanalyse», blokk 41el0, også tilveiebringe en inngang til blokk 41e9 «brønn-og intervallegenskapssammendrag». Blokk 41el0 «seismisk attributtanalyse» tilveiebringer seismisk informasjon som tillater en å relatere en seismisk respons (som stammer fra deler av reservoaret som befinner seg mellom borehullene) til et

sett av målte egenskaper fra et flertall av brønnlogger (oppnådd fra målinger i brønnhullet selv). Dette etablerer en retningslinje for hvordan man skal distribuere reservoaregenskaper ved beliggenheter mellom brønnhullene der brønndata ikke eksisterer. Blokk 41e9 «brønn- og intervallegenskapssammendrag» og blokk 41el0 «seismisk attributtanalyse» og blokk 41e8 «strukturelt rammeverk» kommer alle sammen som innganger til blokk 41el 1 «reservoarstruktur og egenskapsmodell». Etter at alle disse egenskaper er definert i det tredimensjonale rom (posisjon, tomt volum eller porøsitet) kan slike egenskaper benyttes til å beregne, fra et geologisk standpunkt, et estimat blant fluidene i stedet i reservoaret. Denne beregningen, som kalles en «volumetrisk beregning», og som utføres i blokk 41el2 «reservoarvolumberegninger» i fig. 10, er inngang fra blokk 41el2

«reservoarvolumberegninger» til blokk 41el3 «volumer konsistente». En annen linje 41el4 fra 41e «foreløpig engineering» er også inngang til blokk 41el3

«volumer konsistent». I blokk 41el3 «volumer konsistent» blir den tidligere nevnte

«volumetriske beregning» gjenstand for en konsistenssjekk ved å sammenligne den

«volumetriske beregning» med «materialbalansen» fra 4ld «foreløpig engineering».

I konsistenssjekken, dersom volumene er konsistente, stemmer den geovitenskapelige tolkning av hva som er i undergrunnen i reservoaret med dine tolkninger av reservoaret fra et ytelsesstandpunkt, og som resultat kan du nå fortsette å utvikle et system med produksjonsprognose. Dersom de ikke er konsistente, må en justering i det ene eller andre tilfellet gjøres, i blokk 41el5 «innstillinger evident». Det vil si at de geologiske tolkninger kan innstilles for å oppnå et bedre samsvar. Dersom du ikke kan gjøre noen innstillinger, blir usikkerhetene identifisert som å være uløsbare på dette punktet, i blokk 41el6 «usikkerheter i sensitivitets-/risikoanalyse». Disse usikkerhetene kan tas hånd om i et sensitivitetsstudium i prognosemodellen eller i en risikoanalyse under økonomien.

Generer initiell reservoarutviklingsplan, blokk 42 i fig. 4 og 7

A. Numeriske modellstudier, blokk 42a

Med henvisning til fig. 1 IA og 1 IB er det illustrert en detaljert konstruksjon av blokk 42a «numeriske modellstudier» i fig. 7. Den detaljerte konstruksjonen av blokk 42a «numeriske modellstudier» i fig. 7, som vist i fig. 1 IA og 1 IB, er ny og hittil ukjent, og den detaljerte konstruksjonen vist i fig. 1 IA og 1 IB fremsetter et sjette nytt og hittil ukjent trekk ved den foreliggende oppfinnelsen.

I fig. 1 IA og 1 IB, etter å ha gjort den foreløpige engineering og reservoarbeskrivelsen fra det geologiske standpunkt, går vi inn i beslutningstrekanten 70 «numerisk prognosemodell» for å bestemme hvorvidt det skal gjøres enten numeriske studier 42a eller analytiske studier 42b. Under denne delen av prosessen vil enten de «numeriske modellstudier» 42a eller de «analytiske modellstudier» 42b i fig. 7 utføres. Idet fokus først settes på de «numeriske modellstudier» i blokk 42a i fig. 11 A/l IB, vil en numerisk modellstudie bare finne sted i forbindelse med et komplekst reservoar med mye data som skal styres, og når reservoaret har et betydelig uutnyttet potensiale eller muligheter. Det numeriske modellstudiet 42a vil bidra til å identifisere de spesifikke potensialer eller muligheter assosiert med reservoaret. Anta at avgjørelsen som er utgang fra blokk 70 «numerisk prognosemodell» er et «ja». Når det er bestemt å gjøre et numerisk modellstudium, er en inngangsblokk 42al «digital 3D-struktur og egenskapsmodell» som kommer ut fra de geologiske studier, og som tilveiebringer et godt første estimat av hvordan reservoaret er. For å modellere reservoaret numerisk må en «byggeklossmodell» bygges for å håndtere spenningskarakteristikkene. Dette gjennomføres ved å bygge et horisontalt gitter og en lagmekanisme som superponeres på den tre-dimensjonale strukturen og egenskapsdistribusjonene. Strukturell posisjonering og reservoaregenskaper tolkes for hver av gitterblokkene i det horisontale gitteret. Derfor definerer kombinasjonen av blokk 42a2 «3D-simulatorgittersystem» (som er gittersystemet du utformet) og blokk 42al «digital 3D-struktur og egenskapsmodell» (som er egenskapsfordelingen) bergmodellen i en reservoarsimulator representert ved blokk 42a3 «initiell 3D-reservoarsimulator». I tillegg, når blokk 42a4 «fluidegenskaps- og metningsmodeller» er tilveiebrakt som inngang til reservoarsimulatoren i blokk 42a3, superponeres en «metningsfordeling» i denne bergmodellen i reservoarsimulatoren. «Metningsforde lingen» bestemmer hvor det finnes olje, vann og gass i reservoaret, den bestemmer egenskapene for disse fluidene, og den bestemmer måten disse fluidene beveger seg på i reservoaret hvor de utsettes for en trykkdifferanse. I tillegg må ytre påvirkninger defineres i forbindelse med blokk 42a5 «initielle reservoarbetingelser og akvifermodell». Det vil si at olje- eller gass akkumulasjon kan være i kommunikasjon med et større akvifersystem og tolkningen v rekkevidden for denne akvifer kommer fra det regionale arbeid som er gjort i den geologiske modelleringen. I tillegg kan akviferstørrelsen også undersøkes i forbindelse med materialbalanseberegningene (blokk 41d9) i den «foreløpige engineering» (i fig. 9A/09B). Derfor er foreløpige estimater for utstrekningen eller størrelsen for akviferen fra blokk 42a5 eller fig. 11 A/l IB (og fra blokk 41d9 i fig. 9A/9B) tilveiebrakt som en inngang til blokk 42a3 «initiell 3D-reservoarsimulator». Etter å ha dannet den initielle reservoarmodellen i blokk 42a3 «initiell 3D-reservoarsimulator», er det neste trinn å sjekke, i blokk 42a6 «volumer konsistente» i fig. 11A, hvorvidt volumene inneholdt i denne modellen er konsistente med «annen informasjon» som du har bestemt. Denne «andre informasjon» omfatter volumene som du har beregnet fra den geologiske beskrivelsen i forbindelse med blokk 41el2 «reservoarvolumberegninger» i fig. 10A/10B. Denne «andre informasjon» omfatter også materialbalanseestimatene som har blitt beregnet i forbindelse med blokk 41d9 «materialbalansevolum og akvifertolkninger». Derfor bestemmer sammenligningen som finner sted i beslutningstrekanten 42a6 «volumer konsistente» hvorvidt gittersystemet som du har superponert på 3D-bergmodellen er en pålitelig representasjon av egenskapsbeskrivelsen som er utviklet ved det geologiske arbeidet. I tillegg, i forbindelse med beslutningstrekanten 42a6 «volumer konsistente» må det være konsistens i de initielle volumene. Dersom de er konsistente, angir blokk 42a7 «korrigert volummodell» en korrigert volummodell (se mer om dette nedenfor). Dersom de ikke er konsistente, feiler gittersystemet i å reprodusere den geologiske beskrivelsen. I dette tilfellet, i blokk 42a8 «modellegenskapsinnstillinger» kan gitteret manuelt innstilles for å sikre at det finnes en korrekt representasjon mellom gittersystemet i reservoarsimulatoren og den geologiske beskrivelsen, som angitt ved tilbakekoblingslinjen 42a9 i fig. 1 IA som forløper mellom blokk 42a8 og blokk 42a3 (reservoarsimulatoren). Etter å ha gjort disse nødvendige innstillinger i blokk 42a8, gå ned til «usikkerheter i sensitivitets- og risikoanalyse», blokk 42al0, som identifiserer hvilke som helst usikkerheter som gjenstår. Dersom årsaker til at det gjenstår manglende samsvar eller usikkerhet mellom de ulike volumberegningene ikke kan identifiseres eller bestemmes, ville du identifisere denne usikkerheten, forsøke å isolere den, og håndtere den senere i en sensitivitets- eller riskoanalysetilnærming. I ethvert tilfelle, med henvisning til trekanten 42a6 «volumer konsistente», dersom du har konsistente volumer, gå videre til blokk 42a7

«korrigert volummodell». På dette punkt, i forbindelse med blokk 42a 11 «historiske produksjons-/injeksjonsratebetingelser», må du tillegge de følgende «betingelser» til den «korrigerte volummodell»: (1) historiske brønndata for å tillate deg å kjøre modellen gjennom en historisk produksjonsperiode, (2) brønnposisjonering, (3) brønntrajektorer, (4) der brønnene har blitt komplettert over tid, og (5) historien for brønnproduksjon og injeksjon. Når disse «betingelsene» har blitt tillagt den «korrigerte volummodellen» 42al, utføres fremgangsmåtetrinnene fremsatt i blokk 42al2 «modellrespons på historiske ratebetingelser». I denne blokk 42al2 «modellrespons...» omfatter fremgangsmåtetrinnene som utføres i denne blokken 42al2: å kjøre modellen gjennom den historiske perioden, og å oppnå et sett av modellresponser på produksjons- og injeksjonsstimuli som du da er i stand til å sammenligne med den virkelig målte ytelse. Etter å ha kjørt modellen gjennom historien og lagret informasjon vedrørende hvordan brønnene responderer, henvises nå til beslutningstrekanten 42al3 «modell reproduserer historie». I denne beslutningstrekanten med 42al3 sammenligner du modellytelsen med historiske data. Dersom du ikke hadde en pålitelig representasjon av den målte ytelsen, gjør noen justeringer til modellytelsene i blokk 42al4 «modellegenskapsinnstillinger». Etter å ha gjort disse innstillingene av modellegenskapene, gå tilbake i sløyfe via linjer 42al5 til blokk 42al2 «modellrespons på historiske ratebetingelser» og kjør modellen på nytt gjennom den historiske perioden. Denne «iterative prosess» (med å kjøre gjennom historien, sammenligne med målte data og innstille modellegenskapene) fortsetter inntil du har hva du anser å være en tilfredsstillende representasjon av hvordan reservoaret faktisk har oppført seg. På dette punkt, siden

det nå har produsert en «historiekalibrert modell», avgren fra beslutningstrekanten ved 42al3 «modell reproduserer historie» til blokk 42al6 «historiekalibrert modell». I tillegg, under utførelsen av den ovenfor angitte «iterative prosess» ved å kjøre gjennom historien, sammenligne med målte data og å innstille modellegenskapene (heretter «justeringer»), hold styr på disse «justeringene» i blokk 42al0 «usikkerheter i sensitivitets- og risikoanalyse». Lagre i tillegg «justeringene» der for fremtidige sensitivitetsanalyser enten under prognostiseringsfasen eller senere når en produksjonsprognose kjøres. Etter å ha nådd trinnet «historiekalibrert modell» i blokk 42al6 og å ha identifisert «ulike usikkerheter» som du fortsatt er ute av stand til å løse eller forlike i blokk 42al0, blir både den «historiekalibrerte modell» og de «ulike usikkerheter» tilveiebrakt som innganger til blokk 42c «produksjons- og reserveprognoser».

B. Analytiske modellstudier, blokk 42b

Med henvisning til fig. 12A og 12B er det illustrert en detaljert konstruksjon av blokk 42b «analytiske modellstudier». Den detaljerte konstruksjonen av blokk 42b «analytiske modellstudier» i fig. 7, som vist i fig. 12A og 12B, er ny og hittil ukjent, og den detaljerte konstruksjonen vist i fig. 12A og 12B fremsetter et sjuende nytt og hittil ukjent trekk ved den foreliggende oppfinnelsen.

I fig. 12A og 12B vil under denne fasen enten de «numeriske modellstudier» 42a eller de «analytiske modellstudier» 42b bli utført. Anta at utgangen fra beslutningstrekanten 70 «numerisk prognosemodell» er et «nei», i hvilket tilfelle vi nå vil utføre et analytisk modellstudium, blokk 42b i fig. 12A og 12B. I fig. 12A og 12B vil vi derfor nå benytte en analytisk tilnærmingsmåte med den hensikt å prognostisere en brønns produksjon, i motsetning til modellering av brønnen med den hensikt å prognostisere brønnproduksjonen. Derfor omfatter en inngang til blokk 42b «analytisk modellstudium» i fig. 12A/12B, der en stor del av din tillitt finnes, blokk 42b 1 «analog reservoarytelse». Når du utfører analytiske modellstudier, tror du at informasjonen som er tilgjengelig for deg om ditt spesifikke reservoar ikke er pålitelig nok til å beskrive en full reservoarsimulator. Derfor prøver du, ved bruk av de data du har vedrørende et spesifikt reservoar, å anvende trendene som er tilgjengelige med hensyn til et analogt reservoarsystem for å lede en prognose for brønnene i ditt spesifikke reservoar. Det vil si at du kan normalisere observasjonene oppnådd fra et analogt reservoarfelt og benytte disse som ledetråd for å bidra til å generere en prognose fra ditt startpunkt i ditt spesifikke reservoarfelt. En annen inngang til blokk 42b «analytisk modellstudium» i fig. 12A/12B, der en stor del av din tilligg finnes, omfatter blokk 42b «brønnborings- og kompletteringshistorier». Ytterligere en annen inngang som er forsynt til blokk 42b «analytisk modellstudium» omfatter de «historiske brønnytelsestrender» i blokk 42b3. Her har du den samme målte historiske brønnytelse (dvs. produksjonsrater og trykknivåer). Enda en annen inngang som er forsynt til blokk 42b «analytisk modellstudium» omfatter «reservoaregenskaps- og strukturkart» i blokk 42b4 som du genererer fra den 3D geologiske modellen. Ytterligere en annen slik inngang omfatter «materialbalansevolumer og akvifermodell» i blokk 42b5, som inkluderer dine materialbalanseberegninger og estimater for akviferstyrke eller å kalibrere initialvolumene i stedet. Ved å starte fra «brønnytelsestrender» i blokk 42b3 og henvise til

«brønnproduksjonshellingskarakteristikker», blokk 42b6, fra plott eller grafer av

«produksjonslendene», kan du etablere hellingskarakteristikker eller produktivitetskarakteristikker for feltet. I et antall tilfeller vil dine brønner passe med et hvilket som helst antall brønnproduksjonshellingstrender som kan gjenkjennes i litteraturen for prognostisering av fremtidige produksjonstrender og

gjenvinning fra brønnene. Fra «historiske brønnytelsestrender» i blokk 42b3 kan du også avbilde, i blokk 42b7 «avbild fremvisninger av brønnytelsesindikatorer», flere ytelsesindikatorer slik som spissbrønnrater eller de totale volumer av fluid produsert fra ulike brønnsteder for å undersøke hvilke områder av reservoarfeltet som er bedre eller dårligere enn gjennomsnittet eller bedre eller dårligere enn deres motstykker. Når du avbilder disse ytelsesindikatorene i blokk 42b7, kan du sammenligne i beslutningstrekanten 42b8 «overensstemmelse» at avbildning av ytelsesindikatorene i blokk 42b7 med geologisk tolkning fremsatt i blokk 42b4 «reservoaregenskaps- og strukturkart» i den hensikt å lokalisere og observere en hvilken som helst uoverensstemmelse. F.eks. kan du ha noen brønner som fremviser svært god ytelse, ligger i en svært god del av reservoaret, og som er konsistent med den geologiske tolkning, men samtidig har brønnadferden for én eller flere av disse brønnene faktisk ikke vært svært god. Disse brønnene må derfor bli analysert i detalj for å bestemme hva som gikk galt, f.eks. under borings- eller kompletteringsfasen, etc. Når utgangen «nei» for overensstemmelsesblokken 42b8 settes, og det ikke er noen total overensstemmelse, er det tiltenkt at sammenligningen i blokk 42b8 «overensstemmelse» av produksjonskvalitet (fra blokk 42b7 «avbild fremvisninger av brønnytelsesindikatorer») med den geologiske tolkning (fra blokk 42b4 «reservoaregenskaps- og strykturkart») skal identifisere hvilke som helst

«potensielle innfyllingsbrønnmuligheter» i blokk 42b9 (eller handlinger utført ved individuelle brønner som fremsatt i blokk 42b 10 «kandidater til overhaling og kunstig løft» (eng.: "workover and artifical lift candidates")). Blokk 42b9 «potensielle innfyllingsbrønnmuligheter» reflekterer hvilke som helst muligheter du har for å bore noen innfyllingsbrønner. Dersom det imidlertid er total overensstemmelse, og utgangen av blokk 42b8 «overensstemmelse» er «ja», gå ned til blokk 42bll «volumetrisk og materialbalanse, fluid på stedet-estimater». I denne blokken 42b 11 er det nødvendig å bestemme hvordan brønnytelsestrendene utbalanseres med dine estimater for fluid på stedet og trykkstøtte fra materialbalanseberegningene. Med henvisning til blokk 42b6 «brønnproduksjonshellingskarakteristikker», forsøker denne blokken 42b6 å prognostisere, ved anerkjente analytiske metoder, fremtidige ytelsestrender som du

kan forvente fra eksisterende brønner. Brønnproduksjons- og hellingskarakteristikkene, sammen med måten du boret og kompletterte brønnene på, er innganger til blokk 42b 10 «kandidater til overhaling og kunstig løft». I blokk 42b 10 ser du etter overhalingskandidater, kunstig løft og handlinger som du kan utføre ved en spesifikk brønn. Det vil si at du i blokk 42b 10, dersom du boret og kompletterte to brønner på samme måte, selv om de fremviser ulike produksjonshellingskarakteristikker, vil den svakeste av slike brønner representere en mulighet for en overhaling. På den annen side vil den svakeste kanskje være i en del av reservoarfeltet der trykkstøtten ikke er tilstrekkelig, hvilket betyr at du kan være nødt til å installere en slags kunstig løft. Bemerk at blokk 42b6 «brønnproduksjonshellingskarakteristikker» forsøker å prognostisere fremtidige ytelsestrender som du kan forvente fra eksisterende brønner. Disse prognosene, sammen med måten du boret og kompletterte brønnene på, er innganger til blokk 42bl2 «statistisk analyse av brønnindikatorer». Blokk 42bl2 «statistisk analyse...» omfatter tilnærmingsmåter som benyttes i to slags studier, viss hensikt er å identifisere fra faktisk brønnytelse en midlere ytelse som du kan forvente, og å sammenligne individuelle brønner ved denne midlere ytelsen. Som resultat av denne sammenligningen kan vi bestemme hvor i reservoarfeltet du har fremragende ytere, og hvor du har svakere ytere, og fra denne bestemmelsen kan vi velge, via blokk 42b9 «potensielle innfyllingsbrønnmuligheter», muligheter for enten å forbedre det eksisterende brønnhullet eller å bore nye brønner. Igjen med henvisning til blokk 42b6 «brønnproduksjonshellingskarakteristikker», er denne blokken 42b6 operativt forbundet til blokk 42bl3 «gjeldende brønnprognoser for produksjon og reserver». I blokk 42b 13, idet det er etablert hvordan hellingskarakteristikkene er i de eksisterende brønner, inkluderer blokk 42bl3 «gjeldende brønnprognoser...» en fremgangsmåte for analytisk å prognostisere denne gruppen av brønner hvordan de fremtidige ytelsestrendene for feltet vil være dersom du ikke foretar noen handling. I forbindelse med blokk 42bl4 «inkrementelle produksjonsprognoser», i tillegg til å motta hellingskarakteristikkene for 42b6, mottar blokk 42b 14 «inkrementelle

produksjonsprognoser» også en inngang fra blokk 42b 10 «kandidater for overhaling og kunstig løft». I blokk 42b 10 har du identifisert handlinger som du kan foreta ved spesifikke brønner, hvor, dersom du utfører en overhaling ved den spesifikke brønnen, kan du få en inkrementell produksjon. Mengden av inkrementell produksjon vil komme fra en sammenligning av muligheten som du identifiserer med en overhaling som allerede har blitt utført på en lignende brønn i feltet og hvor du observerte en viss suksess. Dersom du betrakter alle disse mulighetene og ditt estimat for hva du kunne oppnå dersom du gjorde disse overhalingene, tillater dette deg å generere disse «inkrementelle produksjonsprognoser» i blokk 42bl4.1 tillegg, med henvisning til blokk 42b 15 «innfyllingsprognoser av produksjon og reserver», ved den samme analytiske prosessen, kan du ha identifisert muligheter for innfyllingsboring, dvs. områder av feltet der det ikke er nok brønner basert på den geologiske tolkning eller hvor de eksisterende brønner ikke tilveiebringer adekvat

drenasje. Derfor, når du har identifisert innfyllingsbrønnens beliggenheter, dersom du skulle bore en innfyllingsbrønn på disse stedene, hvor stor produksjon kan forventes? For å svare på dette spørsmålet må vi igjen betrakte blokk 42b6 «brønnproduksjonshellingskarakteristikker» (dvs. hellingskarakteristikkene som blir generert for eksisterende brønner). De grunnleggende

produksjonshellingskarakteristikkene fra blokk 42b6 tillater oss å prognostisere produksjon for eksisterende brønner (i blokk 42b 13). Vi har imidlertid også identifisert noen kandidater for overhaling eller kunstig løft (i blokk 42b 10). Vi kan benytte eksisterende hellingskarakteristikker for å estimere hvilke inkrementelle volumer vi kan produsere ved å utføre disse felthandlingene. Vi har også identifisert (i blokk 42b9) innfyllingsboringsmuligheter. Igjen kan vi benytte hellingskarakteristikkene for eksisterende brønner for å oppnå en prognose av hva en ekstra brønn på én bestemt beliggenhet kan generere. Når vi kombinerer utgangene fra blokk 42b 14 (inkrementelle produksjonsprognoser), blokk 42b 13 (gjeldende brønnprognoser...) og blokk 42bl5 (innfyllingsprognoser...) de ulike kombinasjoner, inn i en inngang for beslutningstrekanten 42bl6 «overensstemmelse», kan de bestemme en prognose for hva feltet kan produsere.

Dersom vi gjør et antall overhalinger, kan vi bestemme en inkrementell produksjon. I et regnearkformat kan du derfor skrive retningslinjene og måtene å integrere individuelle brønnprognoser på og prognostisere hva produksjonen kan være under ulike utviklingsplaner. På dette punktet må du sjekke konsistensen for dine prognoser med estimatene for den totale mengden olje på stedet, for å være sikker på at hellingskurvene ikke er overoptimistisk basert på hva du rettmessig kunne forvente fra feltet. Dersom det finnes forskjeller («nei»-utgangen fra overensstemmelsestrekanten 42b 16), hvor det er uoverensstemmelser mellom bestemte områder av feltet, kan det være et resultat av en manglende evne ved analytiske metoder til korrekt å ta i betraktning interferenseffekter mellom brønnene. Derfor, i forbindelse med blokk 42b 17 «usikkerheter i sensitivitets- og risikoanalyser», er dette typer av usikkerheter som finnes når det sjekker hvorvidt du har overensstemmelse via blokk 42b 16. Etter å ha etablert overensstemmelsen («ja»-utgangen fra blokk 42b 16) og de gjenværende usikkerheter (blokk 42b 17), er vi nå klare til å utføre blokk 42c «produksjons- og reserveprognoser» i fig. 7 og fig. 13a og 13b.

C. Produksjons- og reserveprognose, blokk 42c

Med henvisning til fig. 13A og 13B er det illustrert en detaljert konstruksjon av blokk 42c «produksjons- og reserveprognose» i fig. 7. Den detaljerte konstruksjonen av blokk 42c «produksjons- og reserveprognose» i fig. 7, som vist i fig. 13A og 13B er ny og helt ukjent, og den detaljerte konstruksjonen vist i fig. 13A og 13B fremsetter et åttende nytt og hittil ukjent trekk ved den foreliggende oppfinnelsen.

I fig. 13A og 13B, på venstre side, er det illustrert en prosess for å generere «produksjons- og reserveprognoser» som respons på de «numeriske modellstudier» 42a. Blokk 42a «numeriske modellstudier» tilveiebringer en inngang til «historiekalibrert modell» 42c 1. Den «historiekalibrerte modell» 42c 1 tilveiebringer i sin tur en inngang til blokk 42c2 «simulator produksjons- og reserveprognoser», som er det faktiske simuleringsverktøyet. Det vil si at blokk 42c2 «simulator...» vil representere brønnresponsene og feltresponsene på de ulike handlingene som foretas i feltet (heretter «modellen»). Vi kan ikke spesifisere en ønsket oljerate i fremtiden. Derfor er det nødvendig å sette opp et overlappende system av betingelser på brønnen og reservoaret som representerer betingelsene som finnes ute i feltet. Tillat deretter modellen å fortsette, og å prognostisere følgende: når du påtrykker disse betingelsene, er dette den form for olje- og/eller gassrater du vil oppnå. Derfor finnes det et flertall av «betingelser» som tilføres til modellen, og disse betingelsene er vist og representert i fig. 13A og 13B ved de følgende blokker: blokk 42c3 «produksjonsmål», blokk 42c4 «salgs- og transportbetingelser», blokk 42c5

«tilgjengelighet for rigg og utstyr», blokk 42c6 «injektantbetingelser», blokk 42c7

«prosesseringsbetingelser», blokk 42c8 «brønnkapasitetsbetingelser» og blokk 42c9

«foreslått utviklingsplan». Blokk 42c3 «produksjonsmål» representerer målratene for reservoarfeltet eller det du forsøker å oppnå eller ønsket om å opprettholde et produksjonsplatå for en periode under reservoarets levetid. Blokk 42c7 «prosesseringsbetingelser» representerer de anlegg som finnes på overflaten på den aktuelle tiden, som f.eks. bare kan prosessere et bestemt volum vann pr. dag. Når modellen kommer til det punkt hvor det er ønskelig å overskride dette bestemte volum av vannproduksjon på en gitt dag, for å imøtekomme mål-oljeproduksjonsraten, vil «prosesseringsbetingelser» 42c7 bli initiert. Dette vil resultere i en reduksjon i oljeraten som er nødvendig for å unngå å overskride det bestemte volum av vannproduksjon pr. dag. Blokk 42c8

«brønnkapasitetsbetingelser» kontrolleres av de følgende parametere: overflateleveringstrykket som du må imøtekomme, reservoartrykket i systemet og strømningskapasiteten for den eksisterende komplettering. Hver av disse parameterne blir alle tilveiebrakt til modellen («simulator produksjons- og reserveprognoser» blokk 42c2). Som resultat, når modellen kjenner et øvre eller nedre trykk den må levere mot, vil modellen også kjenne reservoaregenskapene, og den kan bestemme hvor mye fluid den kan levere. Blokk 42c4 «salgs- og transportbetingelser» som bør pålegges en del av feltet, omfatter en slags begrensning som er relatert til en del av de eksisterende rørledninger, og som kan endres for ulike prognoser. Dersom vi f.eks. skulle øke rørdiameteren og ønsket 500 K fat/dag i stedet for 300K fat/dag, hva ville den langsiktige differansen bli? I forbindelse med blokk 42c5 «tilgjengelighet for rigg og utstyr» kan du utvikle et felt med mange flere brønner, og likevel vil vi bore brønnene i et forsøk på å opprettholde produksjonsmålraten. Hastigheten du kan bore og komplettere brønnene med er relatert til mengden av tilgjengelig utstyr. F.eks. dersom to rigger

tas fra et tilstøtende felt og gjøres tilgjengelig for dette feltet, hvordan påvirker dette din evne til å opprettholde et oljeproduksjonsmål? I blokk 42 c6

«injektantbetingelser» kan du være i en stilling hvor du må opprettholde trykket i et felt for å opprettholde dets leveringsdyktighet, og samtidig har du bare en begrenset tilførsel av injektant. Derfor er det nødvendig å gjenkjenne disse begrensningene for å forsyne injektanten i dine produksjonsprognoser også. I blokk 42b9 «foreslått utviklingsplan» er denne blokken relatert til fordeling av aktiviteter. Her er det nødvendig å reflektere for modellen den virkelige implementeringstiden i motsetning til en implementeringstid som starter fra et fiktivt punkt. Derfor blir alle disse betingelsene (blokkene 42c3, 42c4, 42c5, 42c6, 42c7, 42c8 og 42c9) matet inn i blokk 42c2 «simulator produksjons- og reserveprognoser» som en mekanisme for å generere produksjonsprognosen. Ved bruk av blokk 42c2 «simulator...» kan du så kjøre modellen og oppnå en prognose (dvs. dine resultater) for måten hele reservoaret responderer på din utviklingsplan. Disse resultatene undersøkes. I forbindelse med blokken eller beslutningstrekanten 42c 10

«mekanismeoptimalisering», for den «mekanismen» som du har valgt (der ordet

«mekanisme» defineres som den prosessen som er aktiv i reservoaret, slik som hvorvidt vann eller gass injiseres inn i reservoaret), er det en måte å optimalisere måten mekanismen implementeres på? F.eks., når man utfører vannfylling eller injeksjon, er det et annet sett av injeksjons stede r som skal undersøkes? Fra trekanten 42c 10 «mekanismeoptimalisering», dersom det finnes andre tilfeller som du tror skulle undersøkes, fortsettes til blokk 42cll «betingelses-/planinnstillinger, gjør endringer til implementeringsplanen eller betingelsene, og fortsett deretter tilbake til blokk 42c2 «simulator...» og kjør en annen prognose på nytt. Nå vil vi ha en vannfyllingsprognose nr. 2. Fortsett å implementere sløyfen fra blokkene 42c 10, 42c 11, 42c2 og 42c 10 inntil du anser at du har nådd det punkt der du har undersøkt alle rimelige alternativer for denne bestemte mekanismen. Ved dette punktet foretas «nei»-utgangen fra blokk 42c 10 «mekanismeoptimalisering» og fortsett videre til blokk eller beslutningstrekant 42c 12 «alternativ mekanisme». Spørsmålet er nå: vi

har sett på alle vannfyllingsmuligheter, er det noe annet som kan gjøres i feltet? Kan vi f.eks. injisere gass som et alternativ? Dette ville være en ulik «mekanisme». Etter å ha identifisert en ulik mekanisme, ta «ja»-utgangen fra beslutningstrekanten 42c 12 «alternativ mekanisme» og gå tilbake til blokk 42c9 «foreslått utviklingsplan».

Revider her implementasjonsplanen for din nye utvikling, og gå deretter tilbake ned til blokk 42c2 «simulator produksjons og reserveprognose», kjør simulatoren på nytt for den nye mekanismen og fortsett så med de ovenfor nevnte kontroller. Fra de resultatene du får fra reservoarresponsen på denne implementasjonsplanen, i blokk 42c 10 «mekanismeoptimalisering», er det en måte å optimalisere den med flere eller færre brønner, ulike injeksjonsrater, ulik posisjonering eller ulike kompletteringsplaner? Idet det antas at vi har fullført alle de alternative mekanismene i blokk 42cl2 «alternativ mekanisme», henvises nå til beslutningstrekanten «parametrisk sensitivitet», blokk 42cl3. Etter å ha kjørt f.eks. tre ulike mekanismer og fem ulike prognoser for hver mekanisme, har allerede femten tilfeller blitt kjørt ved bruk av den grunnleggende historietilpassede modell. Av disse femten tilfellene kan f.eks. tre ha den beste beskaffenhet på grunn av de produksjons- og gjenvinningsnivåene vi har oppnådd. Hva skjer når noen av de usikre parametrene endres? Hvordan påvirker dette ytelsen for denne modellen? Det er således et behov for utførelse av parametrisk sensitivitet. Etter å ha identifisert behovet for parametrisk sensitivitet, foreta utgangen «ja» fra trekanten 42c 13 «parametrisk sensitivitet», hvilket fører oss til blokk 42c 14 «usikkerheter i sensitivitets- og risikoanalyse». Denne blokken 42c 14 inneholder usikkerhetene. Gå tilbake til blokk 42c 1 «historiekalibrert modell» og gjør endringer i reservoarbeskrivelsen som resulterer i en ny modell. Denne nye modellen går ned til blokk 42c2 «simulator...» sammen med alle betingelsene (fra blokk 42c3 til og med blokk 42c9). Kjør modellen på nytt for de utvalgte tilfeller som du ønsker å undersøke ved sensitivitetsarbeidet. Dersom det imidlertid ikke er behov for å utføre noen parametrisk sensitivitet, ta utgangen «nei» fra trekanten 42c 13 «parametrisk sensitivitet», hvilket fører oss til blokk 42e «anleggsbehov». Dersom vi f.eks. endret betingelsene (for blokk 42c3 til og med 42c9) for å håndtere ytterligere 100K fat/dag for vannkapasitet, hvordan påvirker eller endrer dette «anleggsbehovene» 42e til faktisk å kjøpe disse 100K fat/dag av produksjonskapasitet? Når du endrer betingelsene, må du derfor også nedre overflatebehov-designparameterne. I blokk 42b «analytiske modellstudier» i fig. 13A har blokk 42b «analytiske modellstudier» i fig. 13A generert de følgende blokker «utgangsdata» ved å se tilbake på virkelige brønnytelseshistorier, kompletteringspraksis, overhalingspraksis og sammenligninger av brønnkvalitet versus den geologiske modell: (1) blokk 42c 15 «gjeldende brønnprognoser for produksjon og reserver», som representerer nedgangstrender for eksisterende brønner (en «første prognose»), (2) blokk 42c 16 «forbedrede brønnproduksjonsprognoser», som representerer overhalingsmuligheter og hvilken ytterligere olje som kan være produserbar ved disse overhalingene (en «andre prognose») og (3) blokk 42c 17 «innfyllingsprognoser av produksjon og reserver» som representerer potensielle innfyllingsbrønnkandidater (en «tredje prognose»). Den «første prognosen» (dvs. de «gyldige brønnprognoser for produksjon og reserver») blokk 42c 15 setter oss i stand til å produsere en første prognose for produksjon og reserver for de eksisterende brønner (fra nedgangstrendene i fortiden). Den «andre prognosen» (dvs. blokk 42c 16 «forbedrede brønnproduksjonsprognoser») setter oss i stand til å produsere en andre prognose som vi kaller forbedrede brønnproduksjonsprognoser i tilfeller hvor vi utfører disse overhalingene. Den «tredje prognosen» (dvs. blokk 42c 17 «innfyllingsprognoser for produksjon og reserver») setter oss i stand til å produsere en tredje prognose som enten omfatter de forbedrede brønner og innfyllingsbrønner eller bare de gjeldende brønnene med noen ytterligere brønner. De første, andre og tredje prognoser blir generert fra et format av regnearkstype hvor vi har de eksisterende brønner og deres forventninger fra nedgangskurvene. De ovenfor nevnte første, andre og tredje prognoser generert fra blokkene 42cl5, 42cl6 og 42c 17 i fig. 13A flyter inn i blokk 42c 18 «analytisk produksjons- og reserveprognose» som tillater oss å gjøre en analytisk prognose av bestemte sett av utviklingsbetingelser. Bemerk også at alle «betingelsene» i blokkene 42c3, 42c4, 42c5, 42c6, 42c7, 42c8 og 42c9 også er tilveiebrakt som inngangsdata til blokk 42cl «analytisk produksjons- og reserveprognose» fordi alle disse «betingelser» også må tilføres til den analytiske modelleringsfasen. den analytiske modelleringsfasen blir implementert i blokk 42c 18 «analytisk produksjons- og reserveprognose». Ved bygging av en analytisk prognose for et reservoarfelt kan du f.eks. ikke bore femti brønner i året dersom du vet at din riggtilgjengelighet er en betingelse. Etter generering av en prognose for en bestemt mekanisme, er den gjenværende del av denne beskrivelsen fremsatt i blokkene 42c 19, 42c20, 42c21, 42c22 og 42c23 eksakt det samme som den numeriske modellen. Den eneste ulikheten er: i den numeriske modellen innstiller du betingelsene og lar modellen prognostisere sin produksjonsrate, men i tilfelle med de analytiske modellstudier må du innstille måten din regnearkanalyse summerer opp individuelle brønnbidrag for å komme opp med en feltprognose. I tilfelle med de analytiske modellstudiene i fig. 13, med hensyn til blokkene 42cl9, 42c20, 42c21, 42c22 og 42c23, kan du undersøke ulike produksjonsmekanismer, ulike måter å implementere dem på, ulike planer for å implementere dem, og du kan også adressere usikkerhetene ved å utføre prognoser av sensitivitetstype i tillegg. Igjen vil resultatene flyte inn i blokk 42e «anleggsbehov» som representerer en analyse av hva du trenger fra et overflateprosesserings- eller shippinganleggs-standpunkt.

D. Anleggsbehov, blokk 42e

Med henvisning til fig. 14A og 14B er det illustrert en detaljert konstruksjon av blokk 42e «anleggsbehov». Den detaljerte konstruksjonen av blokk 42e «anleggsbehov» i fig. 7, som vist i fig. 14A og 14B, er ny og hittil ukjent, og den detaljerte konstruksjon vist i fig. 14A og 14B fremsetter et niende nytt og hittil ukjent trekk ved den foreliggende oppfinnelsen.

I fig. 14A og 14B, fra blokk 42c «produksjon og reserveprognose», blir det generert en plan over produksjons- og injeksjonsrater som har blitt prognostisert for de neste f.eks. 20 år eller på årlig eller halvårlig basis. Disse prognosene har blitt generert basert på et sett av anleggsbetingelser. Her må vi estimere anleggene som er nødvendig for en uttømmingsmekanisme eller et optimaliseringstilfelle. De grunnleggende innganger som kommer fra blokk 42c «produksjons- og reserveprognose», er blokk 42el «reservoarfluider, produksjonsrater og -trykk»

(dvs. «produksjonssiden») og blokk 42e2 «totale fluidinjeksjonsrater og -trykk»

(dvs. «injeksjonssiden»). Betrakt på dette punkt først «produksjonssiden». På «produksjonssiden» omfatter blokk 42e3 «optimaliserte separatorbetingelser» betingelsene som gjelder for det eksisterende separasjonsutstyret. I

beslutningstrekanten 42e4 «mer kapasitet nødvendig» representerer denne blokken en første sjekk på hvorvidt dine separatorbetingelser fra blokk 42e3 og produksjonsratene som du projiserer fra blokk 42el er konsistente. Det vil si at du i blokk 42e4 har tilstrekkelig kapasitet til å håndtere prognostiseringen av produksjonsrater (dvs. trenger du større kapasitet?). Hvis du trenger større kapasitet, ta utgangen «ja» fra beslutningstrekanten 42e4, som fører til blokk 42e5 «revidert separatortogkonfigurering». I denne blokken 42e5 undersøkes konfigureringen av de eksisterende separatoranlegg, og enten tillegges et nytt tog eller ett av de eksisterende tog erstattes (og de estimerte kapitalkostnader assosiert med det). En andre sjekk utføres nå i beslutningstrekanten 42e6 «nye komponenter i tog». F.eks. kan reservoarfeltanlegget nå ikke inkludere noen vannhåndteringsanlegg, derfor er spørsmålet nå «skal du installere disse vannhåndteringsanlegg?». Hvis ja, ta utgangen «ja» fra beslutningstrekanten 42e6, som fører til blokk 42e7 «komponentforbindelser til gjeldende tog». Hvis du trenger å tillegge disse komponentene, hvor passer de inn i designstrømmen, og estimer kostnadene assosiert med dem. En tredje sjekk implementeres nå i beslutningstrekanten 42e8 «biproduktfjerning nødvendig». I denne beslutningstrekanten 42e8, trenger du noen ytterligere biproduktfjerning? Hvis ja, ta utgangen «ja» fra beslutningstrekanten 42e8, som fører oss til blokk 42e9 «biproduktfjerningsanlegg». I blokk 42e9: hvis du f.eks. produserer vesentlige mengder vann, hva skal du gjøre med alt dette vannet? Høyttrykkspumper kan være nødvendig for å injisere vannet i undergrunnen. Behøver du å installere anleggene for å håndtere biproduktene? En fjerde sjekk utføres nå i beslutningstrekanten 42el0 «mer tankkapasitet nødvendig». I denne beslutningstrekanten 42el0, dersom du øker produksjonsratene fra feltet, kan det være nødvendig at du må øke tankkapasiteten på hovedproduktet (dersom det er olje), eller dersom biproduktet ditt er vann, kan du behøve ekstra tankkapasitet for vannet. Hvis derfor mer tankkapasitet er nødvendig, ta utgangen «ja» fra beslutningstrekanten 42el0 som fører oss til blokk 42el 1 «ytterligere tankkapasitet og sammenkobling». En femte sjekk utføres nå i beslutningstrekanten 42el2 «pumper eller kompresjon nødvendig». Dersom pumper eller kompresjon er nødvendig, ta utgangen «ja» fra beslutningstrekanten 42el2, hvilket fører oss til blokk 42el3 «totale HP- og oppstillingsbehov». I blokkene 42el2 og 42el3: dersom du skal bytte til et konkurrerende olje- og gass-salgsprogram på et fremtidig tidspunkt, og har identifisert et marked for gass, behøver du å komprimere gassen for å få den komprimerte gassen til salgsterminalen? Hva er den eksisterende kompressorkapasitet? Du kan behøve å tillegge ytterligere kompresjon. Dersom kompresjonsforholdet er svært høyt, vil du behøve å trinnoppstille (eng.: stage) kompressorene? Hver av de ovenfor angitte endringene til de eksisterende anlegg, i sammenheng med blokkene 42e4, 42e6, 42e8, 42el0 og 42el2, innebærer en kapitalkostnad og eventuelt inkrementelle driftskostnader (heretter «faktorer»), og disse «faktorene «flyter ned til blokk 42f «økonomi- og risikoanalyse». På dette punktet, betrakt nå «injeksjonssiden». På «injeksjonssiden» finnes det en lignende serie av sjekker. En første sjekk er beslutningstrekant 42el4 «resirkulerte volumer adekvate». Dersom de resirkulerte volumer ikke er adekvate, ta utgangen «nei» fra beslutningstrekanten 42el4, hvilket fører oss til blokk 42el5 «ekstern forsyningskapasitet og -betingelse». I blokkene 42el4 og 42el5: dersom du har foreslått en plan hvor du injiserer produsert gass, og du har gjort den forutsetning at du skal injisere et spesifikt volum av injektant (f.eks. fluider eller en gass) for å opprettholde reservoartrykket med den hensikt å støtte dine forventede oljeproduksjonsmålrater, er gassvolumene som du vil produsere fra feltet tilstrekkelig til å utgjøre dine injeksjonsbehov, eller må du se etter en ekstern forsyning av slik injektant? Behøver du å kjøpe injektanten (f.eks. gass) fra en naborørledning? Injektanten kan være gass eller den kan være vann eller en hvilken som helst annen injektant. Har du tilstrekkelig ressurser selv, eller behøver du å anskaffe ressursene (dvs. injektanten) fra en ekstern leverandør? Dersom du behøver å anskaffe ressursene fra en ekstern leverandør, som angitt i blokk 42el5 «ekstern forsyningskapasitet og -betingelse», betrakt beslutningstrekanten 42el6

«kjemisk kompatibilitet». I denne blokken 42el6: har du kompatibilitet mellom injektanten (slik som vann) og systemet som du kjører (f.eks. i vanninjeksjonsprogrammer har du vannkompatibilitet mellom ditt reservoar og den alternative kilden?). Dersom det ikke er kompatibilitet, ta utgangen «nei» fra beslutningstrekant 42el6, hvilket fører oss til blokk 42el7 «prosesserings- eller behandlingsanlegg». I blokk 42el7: i tillegg til å installere

produksjonshåndteringsanleggene, behøver du også å installere et prosesseringsanlegg for dine injektantfluider? En andre sjekk er beslutningstrekanten blokk 42el8 «adekvat behandlingskapasitet». Med hensyn til blokk 42el8, dersom dine prognoser viser at du har tilstrekkelige volumer fra ditt eget sted, har du tilstrekkelig kapasitet til å håndtere disse volumene? F.eks., dersom gassratene i fremtiden vil bli ti ganger hva de er i dag, kan du injisere en gass i dag med dagens gassrater, og i fremtiden ha evnen til å injisere ti ganger denne raten? Dersom du i blokk 42el8 ikke har tilstrekkelig kapasitet, ta utgangen «nei» fra blokk 42el8, hvilket fører oss til blokk 42el9

«injektantbehandlingsekspansjon». I blokk 42el9 er en ekspansjon av injektantbehandlingen nødvendig. En tredje sjekk er beslutningstrekanten 42e20 «injektantsammensetning konstant». Med hensyn til blokk 42e20: gjør du endringer i injeksjonsstrømmen? F.eks. kan mekanismen som de benytter inkludere karbondioksid i vesentlige fraksjoner. Siden karbondioksid er korrosiv, pålegger dette bestemte krav til metallurgien for utstyret som du må ha for å håndtere karbondioksidet? Behøver du å endre utstyrsmetallurgien til rustfritt stål, eller behøver du å benytte plastforinger i separasjonsbeholderne? Disse endringer til utstyrsmetallurgien vil bli håndtert i blokk 22e21 «krav til beholder og metallurgi». En fjerde sjekk er beslutningstrekant 42e22 «adekvat injeksjonstrykk». I blokk 42e22: har du adekvat injeksjonskapasitet? I forbindelse med dette injeksjonssystemet, dersom du har en situasjon hvor reservoaret har blitt uttømt og

du forsøker å installere et nytt anlegg og trykksetter reservoaret på nytt, hva slags kapasitet for injeksjonstrykket er nødvendig her? I Blokk 42e23 «totale HP- og trinnoppstillingsbehov» (eng.: "total HP and staging requirements") og i blokken «supplerende effektbehov», hva slags oppstilling av kompresjonen er nødvendig, og hvordan er pumpebehovene, og hva er innvirkningen av denne kompresjonen og pumpingsbehovet på din lokale effektforsyning? F.eks. kan installasjonen av høyvolums nedihullspumper kreve effekt som ikke er påkrevet av resten av installasjonen. Dersom du derfor velger å installere denne typen pumper, må du kjøpe og installere pumpene, og du må også dekke de elektriske behovene for å imøtekomme driftskravene. Hver av de ovenfor angitte endringer i de eksisterende anlegg, i forbindelse med blokkene 42el4, 42el8, 42e20 og 42e22, innebærer en kapitalkostnad og mulig inkrementell driftskostnad (heretter «ytterligere faktorer), og disse «ytterligere faktorer» flyter ned i blokk 42f (økonomi- og risikoanalyse).

E. Miljøbetraktninger, blokk 42d

Med henvisning til fig. 15A og 15B er det illustrert en detaljert konstruksjon av blokk 42d «miljøbetraktninger». Den detaljerte konstruksjonen av blokk 42d «miljøbetraktninger» i fig. 7, som vist i fig. 15A og 15B, er ny og hittil ukjent, og den detaljerte konstruksjonen vist i fig. 15A og 15B fremsetter et tiende nytt og hittil ukjent trekk ved den foreliggende oppfinnelsen.

I fig. 15A og 15B omfatter uttrykket «miljøbetraktninger» betraktninger om luft- og vannkvalitet, men det inkluderer også forretningsmiljø og geografisk miljø. Dette er spørsmål som oppstår avhengig av hvor reservoarfeltet befinner seg, hvorvidt det er på land eller offshore, hva slags statsmakter det er på stedet, og den innvirkning disse spørsmål har på planlegging, økonomiske bestemmelser og risikoen som må tas i betraktning ved beslutningen om å implementere en bestemt feltutviklingsplan. Dette spørsmål som vil bli betraktet separat fra vanlige tekniske evalueringer. Derfor må «miljøbetraktninger» tas i betraktning når man utfører risikoanalyser og økonomiske vurderinger. I fig. 15A og 15B er fire brede kategorier av miljøbetraktninger identifisert: 42dl «spesielle nødresponsplaner og

-bestemmelser», blokk 42d2 «rekonstruksjonsmiljøpåvirkningsstudiebehov», blokk 42d3 «avbrutt eller begrenset adgang til brønner/anlegg», og blokk 42d4 «offentlige eller myndighetspålagte godkjennings- og revisjonsbestemmelser». I blokk 42dl «spesielle nødresponsplaner og -bestemmelser» er det flere spørsmål som må betraktes. F.eks. er et spørsmål relatert til blokk 42d5 «oppdemming av produsert fluid - kjemisk utslipp». I forbindelse med blokk 42d5, i en landtypeinstallasjon, ville de fleste produksjonssteder måtte være omgitt av jorddiker som har evnen til å inneholde et visst antall dagers produksjon. Disse typer betraktninger ville imidlertid være mye mer forebyggende i en offshoreinstallasjon, siden du i en offshoreinstallasjon må forsyne statsmaktene med tilstrekkelige foranstaltninger til å demme opp mulige kjemiske eller produserte fluidutslipp. Et annet spørsmål

vedrører blokk 42d6 «kontroll av atmosfæriske utslipp». I blokk 42d6 er dette primært relatert til produksjon av sur gass sammen med oljen. Ulike statsmakter er svært fordringsfulle når det gjelder hvor mye hydrogensulfid som brennes eller uprosessert utløses til atmosfæren. Disse bestemmelsene angår typisk prosessanleggene assosiert med en oljefeltutviklingsplan. Et annet spørsmål vedrører blokk 42d7 «fjerning av farlig avfall». I blokk 42d7 vedrører dette fjerning av kjemikalier benyttet til å behandle brønner eller kjemikalier benyttet under boring eller overhalingsoperasjoner eller kjemikalier benyttet i gjenvinning og prosessering av fluider. For hver av disse kjemikaliene må det finnes en slags fjerningsprogram for farlig avfall for på riktig måte å fjerne hver av disse kjemikaliene. I blokk 42d2 «rekonstruksjonsmiljøpåvirkningsstudiebehov» må flere ytterligere spørsmål tas i betraktning.

«Rekonstruksjonsmiljøpåvirkningsstudiebehov» identifiserer særlig behov og restriksjoner avhengig av den geografiske beliggenhet og lokale bestemmelser i kraft (hvilket vil variere fra ett sted til et annet). I blokk 42d8 «borestedsvalgsbegrensninger» er en slik restriksjon valget av et borested. I noen tilfeller er det ikke tillatt å bore i bestemte områder på grunn av ville dyrs vandringsmønstre. I andre tilfeller kan det være påkrevet at du må bore fra et enkelt sted for å minimalisere påvirkningen på miljøet, eller det kan være påkrevet at du borer i en retning som representerer en kostnadsbyrde på utviklingsplanen. I blokk 42d9 «brønn-/anleggsstedsforberedelsesbehov» relaterer denne blokken til hva som er nødvendig for å minimalisere ødeleggelse på miljøet som resultat av konstruksjonen av anlegget. I blokk 42dl0 «brønn-/anleggsutbedringsbehov»: når oljefeltet har blitt uttømt, hvilke foranstaltninger er nødvendig for utbedring av anlegget på stedet? I blokk 42dll «rørledningskonstruksjonsbehov»: hva slags forberedelser må du gjøre, og hva slags utbedring må du gjøre på rørledningen for å imøtekomme offentlige restriksjoner og bestemmelser? I blokk 42dl2 «biproduktfjerningsbehov»: produksjonen av olje som inneholder sure gass-strømmer produserer en stor mengde av hydrogensulfid i gassen. Prosesseringsanlegg vil ha flere tog som vil redusere hydrogensulfid til rent svovel, men det rene svovel kan danne en veldig lagringsbyrde på operatøren. Fremdeles er det bare begrensede anvendelser av svovel utenfor industrien. Forsiktighet må utøves for å hindre at det rene svovel kan bli redusert til pulverform og fordelt med vinden over landet. Derfor må det finnes en naturlig måte å lagre svovelet åpent på uten negative effekter fra vind, regn. osv. I blokk 42d3 «avbrutt eller begrenset adgang til brønner/anlegg» må flere ytterligere spørsmål betraktes, relatert til avbrutt eller begrenset adgang til brønner og anlegg. I blokk 42dl3 «forholdsregler for særlig fiendtlig miljø»: noen felter oversvømmes under deler av året og er ikke tilgjengelig på annen måte enn med båt eller lekter. For andre felter er bestemte veier om våren i dårlig tilstand for å støtte transportering av tungt utstyr for å gi adgang til brønnstedet. I blokk 42dl4 «nødtilgangsforanstaltninger»: dersom noe skulle gå feil, hvilke foranstaltninger må du gjøre for å få tilgang til et

fjerntliggende brønnsted? F.eks. blir offshoreplattformer ofte fjernoperert ved elektronisk aktuerte ventiler og kontrollmekanismer. Dersom operasjonen av ventilene svikter, hvilke foranstaltninger har blitt gjort for å få tilgang til den sviktende ventilen? I blokk 42dl5 «fjernovervåknings- og kontrollanlegg» er denne blokken nært relatert til blokk 42dl4, hvor hver av blokkene 42dl4 og 42dl5 har et separat, noe ulikt bidrag til kostnadene det må svares for under utførelse av blokk 42f «økonomi- og risikoanalyse». I blokk 42dl5 «offentlige eller myndighetspålagte godkjennings- og revisjonsbestemmelser» må flere ytterligere spørsmål tas i betraktning. Offentlige bestemmelser har en påvirkning på implementeringen av en feltutviklingsplan fordi det tar tid å få disse offentlige godkjenningene. Dersom du f.eks. i blokk 42dl6 «påvirkning på implementeringsplanlegging» foretar et studium som kan ta et år å gjennomføre, og som resulterer i en feltutviklingsplan, og når det gir denne feltutviklingsplanen til myndighetene for godkjenning, hvor lang tid tar det å få alle godkjenningene? Det er ikke uvanlig at det tar 2-5 år å få godkjenning for en spesifikk plan. Disse faktorene har en påvirkning på økonomien også, for hvert år prosjektet forsinkes, påvirkes også den prosjekterte pengestrøm og forventede kapitalinvesteringer ved implementering av utviklingsplanen.

Derfor må, i fig. 15A og 15B, alle faktorene drøftet ovenfor, som er identifisert i blokkene 42dl til og med 42dl6 i fig. 15A og 15B, tas i betraktning i 42f «økonomi- og risikoanalyse» i fig. 16A og 16B (drøftet i detalj nedenfor).

F. Økonomi- og risikoanalyse, blokk 42f

Med henvisning til fig. 16A og 16B er det illustrert en detaljert konstruksjon av blokk 42f «økonomi- og risikoanalyse» i fig. 7. Den detaljerte konstruksjonen av blokk 42f «økonomi- og risikoanalyse» i fig. 7, som vist i fig. 16A og 16B, er ny og hittil ukjent, og den detaljerte konstruksjonen vist i fig. 16A og 16B fremsetter et ellevte nytt og hittil ukjent trekk ved den foreliggende oppfinnelsen.

I fig. 16A og 16B er den generelle tilnærmingsmåten som benyttes i blokk 42f «økonomi- og risikoanalyse» og forsøke å evaluere økonomien for hver av de alternative utvinningsplanene som du tror har fortjeneste. Det er da nødvendig å inkorporere i din evaluering av nevnte økonomi ethvert sensitivitetsarbeid som har blitt utført på hvilke som helst av de så langt svakt definerte reservoarparametere. Det er også nødvendig å identifisere bestemmelser som vedrører risikoen assosiert med hver plan. I blokk 42fl «reservoarutviklingsplan» tilveiebringer denne blokken 42fl følgende: en plan for produserte fluider ved produksjon i blokk 42f2 «reservoarproduksjonsplan», en plan for injiserte fluider i blokk 42f3

«reservoarinjeksjonsplan» og en plan for anleggsbehovene (f.eks. brønnene, enten intervensjoner eller nye brønner) i blokk 42f4 «anleggs- og brønnplan». Fra produksjonsplanen i blokk 42f2 og injeksjonsplanen i blokk 42f3 og brønnplanen i blokk 42f4 har vi vært i stand til å utvikle 42e «anleggsbehov». «Anleggsbehovene» 42e vil omfatte prosessering, boring og overhalingsplaner, der hver av disse vil ha

blokk 42f5 «kapitalkostnadsmodell» og blokk 42f6 «operasjonskostnadsmodell» assosiert med seg. I tillegg kan betraktninger som oppstår fra blokk 42d «miljøbetraktninger» tillegge «spesielle prosjektkostnader» blokk 42f7 assosiert enten med hvor reservoaret befinner seg, hvem myndighetene er, eller de kan være utvinningsmekanismen som implementeres. Blokkene 42f2, 420, 42f4, 42f5, 42f6 og 42f7 mates alle inn i blokk 42f8 «plan økonomisk profil», som vil gi en økonomisk profil for utviklingsplanen som var blitt valgt (heretter den «valgte utviklingsplan»). Denne blokken 42f8 vil også tilveiebringe et pengestrømningssammendrag, fra hvilket du kan beslutte hvor attraktiv den «valgte utviklingsplanen» er fra et økonomisk standpunkt. Etter å ha utviklet en «planøkonomisk profil» i blokk 42f8, kan vi nå bestemme, i beslutningstrekanten 42f9 «utviklings- og operasjonsrisiko», hvorvidt det foreligger signifikant utviklings- og operasjonsrisiko som må tas i betraktning assosiert med den «valgte utviklingsplan». Dersom det foreligger signifikant utviklings- og operasjonsrisiko, betrakt nå blokk 42fl0 «innstillinger til prognoseplaner», hvor du vil gjøre innstillinger til dine prognoseplaner. En første inngang til blokk 42f9 «utviklings-og operasjonsrisiko» og en andre inngang til blokk 42fl 1 «reservoarytelsesrisiko» stammer begge fra blokk 42fl3 «reservoarrisikofaktorer». Ulike eksempler på «reservoarrisikofaktorer» vil nå følge. F.eks. kunne en «utviklings- og operasjonsrisiko» i blokk 42f9 omfatte et prosjekt (eng.: a projection) i den «valgte utviklingsplanen» som angir et behov for hundre brønner for å utnytte feltet effektivt. Hva er risikoen for å miste et bestemt brønnhull etter å ha gjort størstedelen av investeringen ved boring av brønnhullet? Eller kunne vi kanskje miste verktøy i brønnhullet. Dette kan være definert for å være mulige «utviklingsrisikoer». Vedrørende uttrykket «operasjonsrisiko», hvor ofte ville det være nødvendig å nedstenge et anlegg for å utføre et spesielt arbeid som resulterer fra svikt i en beholder? Hva er frekvensen for rørledningsfeil dersom vi sender våre produserte produkter gjennom rørledningen til markedet? Ved alle disse betraktningene kan det gjøres en innstilling av dine prognoseproduksjonsplaner. Når disse innstillingene er gjort, i blokk 42fl0 «innstillinger til prognoseplaner», og når samtidig alt annet er opprettholdt uforandret, og med henvisning til tilbakekoblingssløyfen fra utgangen av blokk 42fl0 til inngangen av blokk 42f8, kan blokk 42f8 «plan økonomisk profil» kjøres på nytt, hvilket gir deg et estimat for de assosierte risikoassosierte når du har betraktet og behandlet «utviklings- og operasjonsrisiko» i blokk 42f9, må også en «reservoarytelsesrisiko» i blokk 42fl 1 betraktes. En «reservoarytelsesrisiko» i blokk 42fl 1 vedrører karakteren og naturen for reservoaret som du ikke har blitt i stand til å etablere bestemt fra historietilpasningen og de geologiske studier. I blokk 42fl2 «innstillinger til prognoseplaner» kan det være nødvendig å justere introduksjonsprognose på én eller annen måte, kanskje basert på din sensitivitetsprognose som ble implementert enten i de analytiske eller numeriske modeller. Da vi genererte produksjonsprognoser, omtalte vi måter du da kan utføre sensitiviteter overfor reservoarparametere. Med hver av disse vil du ha ulike produksjons- og injeksjonsplaner for hver av utviklingsplanene som du evaluerer økonomien på. Etter å ha inkorporert disse innstillinger i blokk 42fl2, kjør de økonomiske profiler på nytt i blokk 42f8 «planøkonomisk profil». I beslutningstrekant 42fl4 «miljørisiko» er det ulike måter å gjøre rede for disse typer av risikoer på, med rekkevidde fra forventede risikoer til katastrofale risikoer. Dersom det finnes miljørisikoer, med henvisning til blokk 42fl6 «innstillinger til prognoseplaner» og blokk 42f8 «plan økonomisk profil», kan du ønske å kjøre på nytt de økonomiske profiler i blokk 42f8 «plan økonomisk profil» på en lignende måte som tidligere angitt i forbindelse med blokkene 42f9 og 42fl 1. Du kan kanskje også ønske å treffe forholdsregler med hensyn til risikoene/de katastrofale tap ved den nødvendige netto foreliggende verdi over og høyere enn en bestemt returrate. F.eks. kan du, dersom du kjører et stort antall prosjekter over hele verden, gjøre rede for en katastrofal feil pr. mange hundre millioner produserte fat, og således kan du ønske å kreve at hvert prosjekt bærer sin rettmessige del av slike katastrofale feil. Du kan kanskje måtte generere en netto foreliggende verdi på minst 50 millioner dollar med en diskonteringssats på 20 %. Derfor finnes det ulike måter å gjøre rede for «miljørisikofaktorene», slik det er fremsatt i blokk 42fl5 «miljørisikofaktorer». I beslutningstrekant 42fl7 «alternativ utviklingsplan» kan du måtte bestemme å evaluere økonomisk en alternativ utviklingsplan. Dersom det finnes alternative utviklingsplaner, som angitt i blokk 42fl8 «revidert utviklingsimplementering», er det nødvendig å gå tilbake i sløyfe til inngangen av blokk 42f 1 «reservoarutviklingsplan», som representerer begynnelsen av denne prosessen, og å gjenta den økonomiske profilgenereringen for den nye utviklings-/utvinningsplanen mens man tar i betraktning dens medfølgende risikoer og usikkerheter. De alternative utviklingsplanene vil ha sine egne produksjons- og injeksjonsplaner, anleggene og borehullene som er nødvendige, kapital- og

operasjonskostnadsbestemmelsene, og noen endringer i de spesielle prosjektkostnadene. Når du har behandlet alle de alternative utviklingsplanene, ta «nei»-utgangen fra beslutningstrekanten «alternativ utviklingsplan» 42fl7 og betrakt blokk 42fl9 «sammenligning av risikobalanserte alternative planøkonomiske profiler blokk 42fl9. Her i blokk 42fl9 vil du sammenligne de ulike alternative økonomiske profilene for utviklingsplanene, og responsivt overfor denne sammenligningen av økonomiske profiler vil du vurdere risikoen som er assosiert med hver av de ulike økonomiske profilene. Anta f.eks. at to alternative utviklingsplaner finnes. Anta at en første alternativ utviklingsplan på sin positive side har ytterligere profittpotensiale, men på sin negative side har større risiko. Anta videre at den andre alternative utviklingsplan har et lavere risikonivå og et lavere nivå for risikokostnader, men at den også produserer en lavere årlig utbyttestrøm. En ledelsesavgjørelse på relativt høyt nivå er nødvendig for å avgjøre hvorvidt den første alternative utviklingsplanen eller den andre alternative utviklingsplanen skal velges. Generelt vil imidlertid de alternative utviklingsplanene falle sammen, og det

vil være en rimelig sammenligning og nokså opplagt hvilken alternativ utviklingsplan som er den «passende utviklingsplan» man skal tiltre. Den «passende utviklingsplanen» som skal tiltres vil være den «optimaliserte utviklingsplanen» i blokk 42g. Den «optimaliserte utviklingsplan» vil være dette for de betingelser og den informasjon som er tilgjengelig for deg på det gjeldende tidspunkt. Dette er ikke nødvendigvis den optimaliserte utviklingsplanen for alle tider.

G. Optimalisert utviklingsplan, blokk 42g

I fig. 4 og 16A/16B er den «passende utviklingsplan» den «optimaliserte utviklingsplan» i blokk 42g i fig. 16d. Den «optimaliserte utviklingsplan» i blokk 42g i fig. 16B representerer «reservoarutviklingsplanen» for blokk 42 i fig. 4.1 fig. 4, etter at valget av den «passende utviklingsplan» som «reservoarutviklingsplan» er gjort i blokk 42, starter du nå blokk 43 «fremrykk inkrementelt kapitalprogram» i fig. 4. Nå begynner du å bruke penger i reservoarfeltet som respons på og i samsvar med den valgte «passende utviklingsplan»/«reservoarutviklingsplan» 42.1 fig. 4 overvåker du og opererer du da i blokk 44 «operer/overvåk» mens du innsamler «høyrateovervåkningsdata» i blokk 62. Etter at de nye data er innsamlet, via blokk 44, utfør blokk 4 «dataassimilering og oppdatering» i fig. 4. Etter en periode kan den ytterligere informasjonen påvise at dine tolkninger av reservoaret kommer til kort, og at din «optimaliserte utviklingsplan», 42g, basert på den tidligere beskrivelsen, må endres. I fig. 4 ville det i dette tilfellet være nødvendig å gå tilbake i sløyfe fra utgangen av blokk 45 (dataassimilering og oppdatering) til inngangen av blokk 41 (initiell reservoarkarakterisering). På dette punktet innsamles nye data, og en ny utviklingsplan blir generert. Imidlertid blir ikke en ny utviklingsplan generert oftere enn med noen års mellomrom, fordi: (1) store kapitalinvesteringsbehov er nødvendig hver gang en ny utviklingsplan genereres, og (2) den sanne adferd for reservoaret kan ikke observeres før reservoaret har fått tid nok til å oppnå en «semi-slutt-tilstand». Ved å respondere for raskt for å innstille utviklingsplanen, har du ikke sett alt, dvs. at du ikke har observert nok data til å garantere endring av utviklingsplanen. For en reservoarlevetid på 25-30 år, kan du kanskje ha 3 eller 4 endringer i den grunnleggende utviklingsplanen.

REFERANSER

De følgende referanser inntas ved referansen inn i spesifikasjonen for denne patentsøknaden: Anderson, R. et al., Method for Identifying Subsurface Fluid Migration and Drainage Pathways In and Among Oil and Gas Reservoirs using 3-D and 4-D Seismic Imaging, US Patent 5,586,082, Dec. 17, 1996.

Baker, A., et al., Permanent Monitoring - Looking at Lifetime Reservoir Dynamics, Schlumberger Oilfield Review, Winter 1995, pp. 32-46.

Babour, K., A. Belani and J. Pilla, Method and Apparatus for Surveying and Monitoring a Reservoir Penetrated by a Well Including Fixing Electrodes Hydraulically Isolated Within a Well, US Patent 5,642,051, June 24, 1997.

Babour, K., A. Belani and J. Pilla, Methods and apparatus for long term monitoring of reservoirs, US Patent 5,467,823, Nov. 21 1995.

Beamer, A., et al., From Pore to Pipeline, Field-Scale Solutions, Schlumberger Oilfield Review, Summer 1998, pp. 2-19.

Beckner, B.L. and X. Song, Field development Planning Using Simulated Annealing - Optimal Economic Well Scheduling and Placement, Proe. Annual SPE Tech. Conf., Dallas, 22-25 Oet. 1995, pp 209-221, SPE-30650.

Bittencourt, A.C. Reservoir Development and Design Optimization, Proe. Annual SPE Tech. Conf., San Antonio, 5-8 Oet. 1997, pp 545-558, SPE-38895.

Briggs, P., et al., Trends in Reservoir Management», Schlumberger Oilfield Review January 1992, pp. 8-24.

Bussear, T., and B. Weightman, Computer Controlled Downhole Tools for Production Well Control, US Patent 5,803,167, Sep. 8, 1998.

Currie, J.C., J.F. Novonak, B.T. Aasboee and C.J. Kennedy, Optimized Reservoir Management Using Mixed Linear Programming, Proe. SPE Hydrocarbon Econ. & Evaluation Symp., Dallas, 16-18 March 1997, pp 235-241, SPE-37963.

Gawith, D.E. and P.A. Gutteridge, Decision-Directed Reservoir Modelling: The Next Bit Thing», Proe SPE Reservoir Simulation Symposium, 14-17 Feb. 199, Houston, TX, pp. 131-134, SPE-51890.

Guerillot, D. and F. Roggero, Method for Predicting by Means of an Inversion Technique, the Evolution of the Production of an Underground Reservoir, US Patent 5,764,515, Jun 9, 1998.

He, W., and R. Anderson, Method for Inverting Reflection Trace Data From 3-D and 4-D Seismic Surveys and Identifying Subsurface Fluid and Pathways In and Among Hydrocarbon Reservoirs Based on Impedance Models, US Patent 5,798,982, Aug. 25, 1998.

Johnson, M., Method and apparatus for testing, completing and/or maintaining wellbores using a sensor device; US Patent 5,829,520, Nov. 3, 1998.

Pedersen, L. et al., Seismic Snapshots for Reservoir Monitoring, Schlumberger Oilfield Review, Winter 1996, pp. 32-43.

Ramakrishnan, T.S. and Kuchuk, F., Testing and Interpretation of Injection Wells Using Rate and Pressure Data, SPE Form. Eval. 9. oo. 228-236 (1994)).

Satter, A. and G. Thakur, Integrated Petroleum Reservoir Management, A Team Approach, PennWell Publishing Co., 1994, 335 pages.

Trayner, P.M., Defining Business Critical Workflows for Integrated Reservoir Optimization, SPE India Oil and Gas Conference Exhibition, New Delhi, India, 17-19 Feb 1998, SPE-39576.

Tubel, P. et al., Method and Apparatus for the Remote Control and Monitoring of Production Wells, US Patent 5,975,204, Nov 2, 1999.

Tubel, P. et al., Production Wells Håving Permanent Downhole Formation Evaluation Sensors, US Patent 5,730,219, Mar. 24, 1998.

Stein, M. and F. Carlson, Method for Characterizing Subterranean Reservoirs, US

Patent 5,305,209, Apr. 19, 1994.

Wason, C. et al., System for Monitoring the Changs in Fluid Content of a Petroleum Rerservoir, US Patent 4,969,130, Nov. 6, 1990.

Yo, G. et al., Apparatus and Method for Combined Acoustic and Seismoelectric Logging Measurements, US Patent 5,841,280, Nov. 24, 1998.

Zakirov, I.S., E.S. Zakirov, S.I. Aanonsen and B.M. Palatnik, Optimizing Reservoir Performance by Automatic Allocation of Well Rates, Proe. 5th Math. Of Oil Recovery Europe Conf., Leoben, Austria, 3-6 Sept. 1996, pp 375-384, ISBN 3-9500542-0-0.

Idet oppfinnelsen er beskrevet slik, vil det være opplagt at den kan varieres på mange måter. Slike variasjoner skal ikke anses å avvike fra ånden og rekkevidden for oppfinnelsen, og alle slike modifikasjoner som ville være nærliggende for en fagmann er tiltenkt å være inneholdt innen rekkevidden av de følgende krav.

Claims

1. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar, omfattende trinnene: (a) å generere en initiell reservoarkarakterisering (41), (b) fra den initielle reservoarkarakterisering, å generere en initiell reservoarutviklingsplan (42), (c) når reservoarutviklingsplanen er generert, inkrementelt å fremrykke og generere et kapitalutgiftsprogram (43), og når kapitalutgiftsprogrammet er generert, å implementere utviklingsplanen og overvåke en ytelse for reservoaret (44), karakterisert vedat fremgangsmåten assimilerer ulike data med forskjellige innsamlingstidsskalaer og romlige deknings skalaer for iterativt å produsere en reservoarutviklingsplan som benyttes for å optimalisere en total ytelse for nevnte reservoar, og hvor ytelsen for reservoaret overvåkes ved (d) å innsamle høyrateovervåkningsdata (62) fra et første sett av datamålinger tatt i reservoaret., (e) videre å overvåke ytelsen for reservoaret for å innsamle lavrateovervåkningsdata (68) fra et andre sett av datamålinger tatt i reservoaret, (f) fremgangsmåten omfatter videre de ytterligere trinn å assimilere sammen (45) nevnte høyrateovervåkningsdata og nevnte lavrateovervåkningsdata, (g) fra nevnte høyrateovervåkningsdata og nevnte lavrateovervåkningsdata, å bestemme når det er nødvendig å oppdatere nevnte initielle reservoarutviklingsplan for å produsere en nylig oppdatert reservoarutviklingsplan, (h) når nødvendig, å oppdatere den initielle reservoarutviklingsplanen for å produsere den nylig oppdaterte reservoarutviklingsplanen, og (i) når den nylig oppdaterte reservoarutviklingsplanen er produsert, å gjenta trinnene (c) til og med (h) inntil det ikke lenger er nødvendig å oppdatere reservoarutviklingsplanen, idet nevnte reservoar er nær uttømt når reservoarutviklingsplanen ikke er oppdatert under trinn (h).

2. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 1, der overvåkningstrinnet (d) for å overvåke en ytelse av reservoaret ved å innsamle høyrateovervåkningsdata (62) omfatter trinnene: (dl) å innsamle og akkumulere og kvalitetssjekke (54) høyrateovervåkningsdataene, (d2) å benytte nevnte høyrateovervåkningsdata til å evaluere en enkelt brønn eller en region med flere brønner (55) og å returnere til trinn (c), og (d3) å benytte nevnte høyrateovervåkningsdata til å evaluere et globalt felt eller reservoar (58), ved å utføre trinn (e) når reservoarutviklingsplanen skal oppdateres eller når nye lavratereservoarovervåkningsdata skal innsamles, og å returnere til trinn (c) når reservoarutviklingsplanen ikke skal oppdateres eller når nye lavratereservoarovervåkningsdata ikke skal innsamles.

3. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 1 eller 2, hvor overvåkningstrinnet (e) for å overvåke ytelsen av reservoaret ved å innsamle lavrateovervåkningsdata (68) omfatter trinnene: (el) å bestemme når nye lavratereservoarovervåkningsdata skal innsamles via nye målinger (49) ved å utføre et sensitivitetsanalyseundersøkelsespredesignstudium (69) for å bestemme om de nye målinger forventes å introdusere ny informasjon, (e2) å innsamle de nye lavratereservoarovervåkningsdata (64) når det er bestemt at de nye lavratereservoarovervåkningsdata skal innsamles og de nye målinger vil introdusere ny informasjon, (e3) å oppdatere en reservoarmodell (65) når de nye lavratereservoarovervåkningsdata ikke skal innsamles via nye målinger, og (e4) å oppdatere en produksjonsprognose (66) og en økonomisk analyse når reservoarmodellen oppdateres eller når lavratereservoarovervåkningsdataene innsamles under trinn (e2).

4. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med ethvert av de ovenstående krav, der genereringstrinnet (a) for å generere en initiell reservoarkarakterisering omfatter trinnet: å utføre et foreløpig engineeringstrinn (410) i parallell med et geologisk modelleringstrinn for å bringe et sett av geovitenskapelige tolkninger gjort ved bruk av statistiske data under et geologisk modelleringstrinn i samsvar med et sett av engineeringstolkninger gjort ved bruk av dynamiske eller ytelsesrelaterte data under et foreløpig engineeringstrinn.

5. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 4, hvor genereringstrinnet (a) for å generere en initiell reservoarkarakterisering videre omfatter trinnene: (al) å bestemme for et bestemt reservoarfelt et sett av utviklings- og uttømmingsstrategier (41a), (a2) å bestemme et sett av integrerte studiemål (41b), (a3) å utføre datainnsamling, kvalitetskontroll og analyse (41c), (a4) utføre foreløpig engineering (4 ld), og (a5) å utføre geologisk modellering (4le) i parallell med den foreløpige engineering.

6. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 5, ytterligere omfattende: (x) å bestemme (70) om hvorvidt en rigorøs vitenskapelig tilnærmingsmåte assosiert med en numerisk prognosemodell skal benyttes for å bygge opp en numerisk simulator for å generere en produksjonsprognose, eller om ulike standard-analytiske metoder som ikke er assosiert med den numeriske prognosemodellen skal benyttes for å generere produksjonsprognosen, et numerisk modellstudietrinn (42a) som utføres dersom den rigorøst vitenskapelige tilnærmingsmåte assosiert med den numeriske prognosemodellen blir benyttet, et analytisk modellstudietrinn (42b) som utføres dersom de ulike standard-analytiske metodene blir benyttet.

7. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 6, hvor genereringstrinnet (b) for å generere en initiell reservoarutviklingsplan fra den initielle reservoarkarakteriseringen omfatter trinnene: (bl) som respons på bestemmelsestrinnet (x) for å bestemme (70) hvorvidt nevnte rigorøse vitenskapelige tilnærming eller nevnte ulike standard analytiske metoder skal benyttes for å generere nevnte produksjonsprognose, å utføre enten nevnte numeriske modellstudietrinn (42a) eller nevnte analytiske modellstudietrinn (42b), (b2) å generere en produksjons- og reserveprognose (42e) som respons på det numeriske modellstudietrinnet eller det analytiske modellstudietrinnet (42b), (b3) å generere anleggsbehov (42e) fra produksjons- og reserveprognosen, (b4) å betrakte miljøspørsmål (42d) som respons på utviklings- og uttømmingsstrategiene bestemt under trinn (al), (b5) å utføre et økonomi- og risikoanalysestudium (42f) der det tas hensyn til miljøbetraktningene, produksjons- og reserveprognosene og anleggsbehovene, og (b6) å produsere en optimalisert utviklingsplan (42g) som respons på og i lys av økonomi- og risikoanalysen.

8. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 5, der utførelsestrinnet (a3) for å utføre datainnsamling, kvalitetskontroll og analyse omfatter trinnene: (a3.1) å samle sammen et første sett av data (41 cl) som er relatert til et bestemt reservoarfelt under studium i en studieplan og deretter å samle et sett av ytterligere data (41c3) fra alternative kilder for å supplere nevnte første sett av data dersom nevnte første sett av data ikke er tilstrekkelig til å produsere en database med data som omfatter et flertall av data, (a3.2) å verifisere at flertallet av data i databasen er konsistent med hverandre (41c2), for derved å produsere en verifisert database (41c4) med et flertall av data, og (a3.3) å verifisere nevnte studieplan (41c8) for å verifisere at nevnte flertall av data i den verifiserte databasen er tilstrekkelig når det gjelder mengde eller kvalitet eller kvantitet, og hvis nevnte flertall av data ikke er tilstrekkelig, å innstille rekkevidden for nevnte studieplan.

9. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 8, der utførelsestrinnet (a4) for å utføre foreløpig engineering omfatter trinnene: (a4.1) å kjenne et «sett av fluidegenskaper» i en reservoarfluidegenskapsmodell (41d2) , for å sammenligne reservoartrykk i et sett av reservoartrykkundersøkelsesdata når «settet av fluidegenskaper» er kjent, og å innstille reservoartrykkene til et felles datum for derved å produsere en korrigert «reservoartrykkhistorie» (41d4) som reflekterer historien for reservoartrykket korrigert til et felles datum, (a4.2) å generere en korrigert «brønnproduksjons- og -injeksjonshistorie» (41d5) som respons på settet av fluidegenskaper og en rapportert feltproduksjon, (a4.3) å gjennomføre produksjons- og trykktesttolkninger (41d6) tilpasset for gjennomføring av en brønntest av én eller flere brønner, måling av et flertall av testdata for trykk og rate versus tid fra de én eller flere brønner, og å tolke testdataene når nevnte settet av fluidegenskaper er kjent, (a4.4) å bestemme et sett av brønnborings- og uttømmingshistorier (41d8) som undersøker hvor et sett av brønner bores og hvor brønnene bores og kompletteres, (a4.5) å bestemme et sett av produksjonsforbedringsmuligheter som respons på brønntesten i trinn (a4.3) og å bore og komplettere historiene i trinn (a4.4) for å identifisere hvilke umiddelbare muligheter som finnes for å stimulere en brønn eller installere en pumpe som vil resultere i høyere produksjonsrater, og (a4.6) å utføre materialbalansevolum- og akvifertolkninger for å estimere og bestemme, etter ekstraksjon og injeksjon av fluider inn i en formasjon, hva som var de originale volumer av fluidene på stedet for formasjonen.

10. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 9, der utførelsestrinnet (a4) for å utføre foreløpig engineering videre omfatter trinnene: (a4.7) å bestemme en inkrementell rate og gjenvinningspotensial (41dl 1) for å estimere inkrementelle oljerater og potensielle oljegjenvinninger assosiert med produksjonsforbedringsmulighetene, (a4.8) å bestemme kompletteringsoverhalings- (eng.: completion workover) og innfyllingsretningslinjer (eng.: infill guidelines) (41dl2) tilpasset overvåkning av påvirkningen av en kompletteringsoverhaling eller innfyllingsarbeidsplan, å generere ytterligere produksjonsdata, å bestemme hvorvidt produksjonsforbedringsmulighetene er korrekte, og å redesigne kompletteringsoverhalingen for nevnte kompletteringsoverhaling og innfyllingsretningslinjer som respons på dette, (a4.9) å bestemme, i en relativ permeabilitets- og kapillærtrykkmetningsmodell (41dl5) , strømningskarakteristikkene for olje og gass og vann når alle finnes samtidig i et reservoar, (a4.10) å undersøke i en enkelt brønn eller reservoar «sektormodell» (41dl6), spesifikke reservoarmekanismer og påvirkningen disse mekanismer har på en fullfeltsmodelldesign, (a4.11) å benytte, i forbindelse med reservoarmekanismesensitivitet, alternative gitterbeskrivelser (41dl8) med én av «sektormodellene» og å bestemme hvilken «spesielle alternative gitterbeskrivelse» som best representerer en mekanisme som finnes i reservoarfeltet, og (a4.12) med hensyn til et reservoarmodelldesignkriterium, (41 dl3) å bestemme hva som må gjøres for korrekt å utforme en reservoarmodell og å produsere et sett av «reservoarmodelldesignkriterier» som respons på «reservoarfluidegenskaper» og «produksjonsinjeksjonshistorie» og «reservoartrykkhistorie» og den «bestemte alternative gitterbeskrivelse».

11. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 8, der utførelsestrinnet (a5) for å utføre geologisk modellering omfatter trinnene: (a5.1) å bestemme en foreløpig petrofysisk modell (41e2) som representerer en fremgangsmåte for å omforme brønnlogger til en kalkulert reservoaregenskapsprofil ved hver brønnbeliggenhet, (a5.2) å bestemme en endelig petrofysisk modell (41e3) fra den foreløpige petrofysiske modellen og nevnte foreløpige engineering, idet nevnte endelige petrofysiske modell representerer informasjon vedrørende et sett av mer detaljerte reservoaregenskaper i nevnte strukturelle rammeverk, (a5.3) å bestemme en regional geologisk modell (4lei) som representerer en regional geologi i en jordformasjon assosiert med et bestemt reservoarfelt og å anvende et rammeverk av sedimentologi og stratigrafi for nevnte formasjon under en sedimentologisk og stratigrafisk analyse, (a5.4) som respons på den sedimentologiske og stratigrafiske analyse, (41 e4) å utføre detaljerte stratigrafiske korrelasjoner mellom brønner og å etablere kontinuitet av geologiske horisonter over reservoarfeltene, og (a5.5) å utføre en geomekanisk analyse (41e7) som i assosiasjon med et sett av geomekaniske egenskaper for reservoaret muliggjør omforming av tidsmålte data fra seismikk til dybdemålinger og tilveiebringer en indikasjon av reservoarstress som kan beregnes fra de geomekaniske egenskaper.

12. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 11, der utførelsestrinnet (a5) for å utføre geologisk modellering videre omfatter trinnene: (a5.6) å definere et strukturelt rammeverk (41e8) av reservoaret som respons på den geomekaniske analyse og de detaljerte stratigrafiske korrelasjoner, idet det strukturelle rammeverk av reservoaret beskriver en total form for reservoaret, (a5.7) å definere et sett av brønn- og intervallegenskapssammendrag som respons på nevnte endelige petrofysiske modell og en seismisk attributtanalyse, hvor brønn- og intervallegenskapssammendragene tilveiebringer seismisk informasjon som muliggjør å relatere en seismisk respons til et sett av målte egenskaper fra brønnlogger, (a5.8) å definere en reservoarstruktur og egenskapsmodell (41 el 1) som respons på brønn- og intervallegenskapssammendragene og den seismiske attributtanalysen og det strukturelle rammeverk, (a5.9) å utføre reservoarvolumberegninger (41el2) som tilveiebringer et estimat av fluider på stedet i reservoaret som respons på reservoarstruktur- og egenskapsmodellen, (a5.10) å sammenligne, i en volumkonsistent beslutning, (4lei3) reservoarvolumberegningene med en materialbalanse fra foreløpig engineering, og dersom sammenligningstrinnet avdekker at volumene er konsistente, at en geovitenskapelig tolkning av reservoaret overensstemmer med en tolkning av reservoaret fra et ytelsesstandpunkt, og dersom sammenligningstrinnet avdekker at volumene ikke er konsistente, enten å innstille nevnte geovitenskapelige tolkning eller å identifisere ubestemte usikkerheter.

13. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 7, der utførelsestrinnet (bl) for å utføre et numerisk modellstudietrinn omfatter trinnene: (bl.l) å definere en egenskapsfordeling i en 3D-struktur- og egenskapsmodell (42a 1), (bl.2) å definere et gittersystem i et 3D-simulatorgittersystem (42a2), (bl.3) å definere en fluidegenskaps- og metningsmodell (42a4), (bl.4) å definere foreløpige estimater av utbredelsen eller størrelsen av en akvifer i en initiell reservoarbetingelses- og akvifermodell (42a5), (bl.5) å kombinere egenskapsfordelingen og gittersystemet og fluidegenskaps- og metningsmodellen og de foreløpige estimater av utbredelsen eller størrelsen av akviferen i en 3D-reservoarsimulator (42a3) for å definere en bergmodell i reservoarsimulatoren og å superponere en metningsfordeling i bergmodellen og danne en initiell reservoarmodell i reservoarsimulatoren, (bl.6) å utføre en volumkonsistenssjekk (42a6) for å avgjøre hvorvidt det er konsistens i initialvolumene og hvorvidt gittersystemet som er superponert på bergmodellen er en pålitelig representasjon av en egenskapsbeskrivelse utviklet under det geologiske modelleringstrinnet (a5), og (bl.7) når det er konsistens i de initielle volumene, å generere en korrigert volummodell (42a7).

14. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 13, hvor utførelsestrinnet (bl) for å utføre et numerisk modellstudietrinn videre omfatter trinnene: (bl.8) når det ikke er konsistens, fordi gittersystemet mislykkes i å reprodusere egenskapsbeskrivelsen, å innstille, i et modellegenskapsinnstillingstrinn, (42a8) gittersystemet inntil gittersystemet er en pålitelig representasjon av egenskapsbeskrivelsen, (bl.9) å definere historiske produksjons- og injeksjonsratebetingelser (42all), (bl. 10) å kombinere den korrigerte volummodell med de historiske produksjons- og injeksjonsratebetingelser for å utføre, i et trinn for modellrespons på historiske ratebetingelser, (42a 12) modellen under en historisk periode, å innhente et sett av modellresponser, og å sammenligne modellresponsene med virkelig målt ytelse, (bl.11) å sammenligne i et modell-reproduserer-historie-trinn, (42al3) modellytelse med historiske data for å bestemme om modellytelsen reproduserer de historiske data, (bl.12) dersom modellytelsen ikke reproduserer de historiske data, å gjøre innstillinger i modellegenskapene, i et modellegenskapsinnstillingstrinn (42al4), (bl. 13) å lagre og identifisere innstillingene til modellegenskapene som usikkerheter i sensitivitets- og risikoanalysen (42al0), og (bl.14) dersom modellytelsen reproduserte de historiske data etter å ha utført innstillingstrinnet og siden en historiekalibrert modell (42al6) er dannet, å generere et første utgangssignal for bruk av en produksjons- og reserveprognose, idet nevnte første utgangssignal inkluderer den historiekalibrerte modell og usikkerhetene.

15. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 7, der utførelsestrinnet (bl) for å utføre et analytisk modellstudietrinn omfatter: (bl.l) å tilveiebringe inngangsdata til det analytiske modellstudiet, idet nevnte inngangsdata omfatter analog reservoarytelse (42b 1), brønnborings- og kompletteringshistorier (42b2), historiske brønnytelsestrender (42b3), reservoaregenskaps- og strukturkart (42b4) og materialbalansevolumer og akvifermodell (42b5), (bl.2) fra plott av produksjonstrender i de historiske brønnytelsestrendene, å etablere et sett av hellingskarakteristikker eller sett av produktivitetskarakteristikker for reservoarfeltet, for derved å generere brønnproduksjonshellingskarakteristikker (42b6) som prognostiserer fremtidige ytelse strender fra eksisterende brønner, (bl.3) fra de historiske brønnytelsestrendene, å avbilde, de avbildningsdisplayer av brønnytelsesindikatorer (42b7), flere ytelsesindikatorer inkludert de totale fluidvolumer ved ulike brønnsteder for å undersøke hvilke områder av et reservoarfelt som er bedre eller verre enn gjennomsnittet eller bedre eller verre enn deres nabobrønner ved de ulike brønnstedene, (bl.4) å sammenligne, i en konformitetsbeslutning (42b8), avbildningen av ytelsesindikatorene som omfatter totale volumer av fluider ved de ulike brønnsteder med en geologisk tolkning fremsatt i reservoaregenskapen og strukturavbildningene og å bestemme hvorvidt det finnes noen uoverensstemmelser mellom nevnte avbildning og nevnte geologiske tolkning, (bl.5) dersom uoverensstemmelsen ikke finnes, og det ikke er noen total konformitet, å identifisere hvilke som helst potensielle innfyllingsbrønnmuligheter (42b9) som reflekterer hvilke som helst muligheter til å bore hvilke som helst innfyllingsbrønner, (bl.6) dersom uoverensstemmelsen finnes og det er total konformitet, å bestemme i et trinn (42bll) for estimering av volumetrisk og materialbalanse for fluider på stedet, hvordan brønnytelsestrendene utbalanserer estimatene for fluider på stedet og trykkstøtte fra materialbalanseberegningene, og (bl.7) som respons på brønnproduksjonshellingskarakteristikkene generert under etableringstrinnet (bl.2), å identifisere kandidater (42M0) for overhaling og kunstig løft.

16. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 15, der utførelsestrinnet (bl) for å utføre et analytisk modellstudietrinn videre omfatter: (bl.8) som respons på brønnproduksjonshellingskarakteristikker (42b6), å identifisere fra virkelig brønnytelse, i en statistisk analyse av brønnindikatorer, en gjennomsnittelig forventet ytelse, (bl.9) å sammenligne individuelle brønner med nevnte gjennomsnittlige forventede ytelse for å bestemme hvor i reservoarfeltet det finnes brønner med overlegen ytelse og hvor i nevnte felt det finnes brønner med dårligere ytelse, og som respons på dette, å velge via nevnte potensielle innfyllingsbrønnmulighetstrinn mulighetene (42b9) for enten å forbedre eksisterende brønnhull eller å bore nye brønnhull, (bl. 10) som respons på brønnproduksjonshellingskarakteristikkene og etter å ha etablert hellingskarakteristikker for eksisterende brønner, å prognostisere for denne gruppen av eksisterende brønner i nåværende brønnprognoser for produksjon og reserver (42b 13), fremtidige ytelsestrender for reservoarfeltet dersom ingen handling foretas, (bl.11) som respons på brønnproduksjonshellingskarakteristikker (42b6) og kandidatene (42b 10) for overhaling og kunstig løft, å generere inkrementelle produksjonsprognoser (42b 14), (bl.12) som respons på brønnproduksjonshellingskarakteristikkene og de potensielle innfyllingsbrønnmulighetene, å generere innfyllingsprognoser for produksjon og reserver (42b 15) som representerer en prognose for hva en ekstra brønn i en bestemt beliggenhet kan generere, (bl. 13) å bestemme (42b 16) hvorvidt det er konformitet mellom de inkrementelle produksjonsprognoser, de nåværende brønnprognoser for produksjon og reserver (42b 13), innfyllingsprognoser for produksjon og reserver (42b 15), og estimatene for volumetrisk og materialbalansefluid (42b 11) på stedet, (bl. 14) dersom det er konformitet, å generere et andre utgangssignal for bruk av en produksjons- og reserveprognose (42c), idet det andre utgangssignalet omfatter nåværende brønnprognoser for produksjon og reserver, forbedrede brønnproduksjonsprognoser og innfyllingsprognoser for produksjon og reserver, og (bl. 15) dersom det ikke er konformitet, å identifisere usikkerheter (4lb 17) og deretter generere nevnte andre utgangssignal.

17. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 14, 15 eller 16, der genereringstrinnet (b2) for å generere en produksjons- og reserveprognose (42c) som respons på det numeriske modellstudietrinnet (42a) omfatter trinnene: (b2.1) som respons på et flertall av betingelser og det første utgangssignal fra det numeriske modellstudietrinnet som omfatter den historiekalibrerte modell (42cl), å utføre en modell i en simulator (42c2) og å generere en produksjonsprognose som representerer måten et reservoar responderer overfor en utviklingsplan på, idet nevnte utviklingsplan definerer en mekanisme som representerer en prosess som er aktiv i reservoarfeltet, (b2.2) å bestemme hvorvidt en implementasjonsplan for mekanismen eller hvorvidt betingelsene kan endres eller optimaliseres (42c 10), (b2.3) dersom implementeringsplanen eller betingelsene kan endres eller optimaliseres, å endre implementeringsplanen for mekanismen eller betingelsene (42c 11), å kjøre modellen i simulatoren på nytt, og å generere en annen produksjonsprognose, (b2.4) dersom implementasjonsplanen eller betingelsene ikke kan endres eller optimaliseres, å bestemme om mekanismen som representerer prosessen som ikke er aktiv i reservoarfeltet kan endres (42cl2), og (b2.5) dersom mekanismen kan endres som representerer en ny utviklingsplan eller ny mekanisme (42c9), å revidere en implementasjonsplan for den nye mekanismen for å danne en ny implementasjonsplan og å kjøre modellen i simulatoren på nytt for derved å generere ytterligere en annen produksjonsprognose.

18. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 17, hvor genereringstrinnet (b2) for å generere en produksjons- og reserveprognose som respons på det numeriske modellstudietrinnet videre omfatter trinnene: (b2.6) dersom den nye implementeringsplanen eller betingelsene ikke kan endres eller optimaliseres og dersom den nye mekanismen ikke kan endres, å bestemme om det finnes behov for utførelse (42c 13) av parametrisk sensitivitet, (b2.7) dersom det er et behov for utførelse av parametrisk sensitivitet, å identifisere et sett av usikkerheter (42c 14), å endre en reservoarbeskrivelse i den historiekalibrerte modell (42cl), og å gjenta trinnene (b2.1) til (b2.5), (b2.8) dersom det ikke er behov for noen utførelse av parametrisk sensitivitet, å generere et tredje utgangssignal som omfatter reservoarfluidproduksjonsrater og trykk og totale fluidinjeksjonsrater og trykk for anleggsbehovstrinnet (42e) (b3) og en reservoarutviklingsplan for økonomi- og risikoanalysetrinnet (b5), idet anleggsbehovstrinnet (42e) (b3) responderer overfor det tredje utgangssignal, (b2.9) som respons på flertallet av betingelser og det andre utgangssignalet fra det analytiske modellstudietrinnet som omfatter de nåværende brønnprognoser for produksjon og reserver (42c 15), de forbedrede brønnproduksjonsprognoser (42cl6)og innfyllingsprognoser for produksjon og reserver (42cl7), å utføre, i den analytiske produksjons- og reserveprognose (42cl8), analytisk modellering, og som respons på dette, å generere en analytisk prognose for en bestemt mekanisme og et bestemt sett av utviklingsbetingelser, og (b2.10) å gjenta trinnene (b2.2) til og med (b2.8) inntil det ikke er behov for noen utførelse av parametrisk sensitivitet og å generere et fjerde utgangssignal som omfatter reservoarfluidproduksjonsrater og trykk og totale fluidinjeksjonsrater og trykk for anleggsbehovstrinnet (b3) og en reservoarutviklingsplan for økonomi- og risikoanalysetrinnet (b5), idet anleggsbehovstrinnet (b3) responderer overfor dette fjerde utgangssignalet.

19. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 18, der genereringstrinnet (42e) (b3) for å generere anleggsbehov fra produksjons- og reserveprognosene omfatter trinnene: (b3.1) som respons på den del av de tredje eller fjerde utgangssignaler fra produksjons- og reserveprognosetrinnene (42c) (b2) som inkluderer reservoarfluidproduksjonsrater og -trykk, å estimere et første sett av anlegg som er nødvendig for reservoarfluidproduksjonsratene og -trykkene (42el), (b3.2) å bestemme om ett eller flere første sett av endringer er nødvendig for nevnte første sett av anlegg (42e4), (b3.3) dersom det ene eller flere første sett av endringer i det første sett av anlegg er nødvendig, å gjøre nevnte første sett av endringer i nevnte første sett av anlegg (42e5), idet nevnte ene eller flere første sett av endringer har assosiert med seg en kapitalkostnad og mulig inkrementell operasjonskostnad tilpasset for bruk av økonomi- og risikoanalysetrinnet (b5), (b3.4) som respons på den del av det tredje og det fjerde utgangssignal fra produksjons- og reserveprognosetrinnet (b2) som inkluderer de totale fluidinjeksjonsrater og -trykk (42e2), å estimere et andre sett av anlegg som er nødvendig for de totale fluidinjeksjonsrater og -trykk, (b3.5) å bestemme om ett eller flere sett av endringer er nødvendig i nevnte andre sett av anlegg (41el4, 41el5), og (b3.6) dersom det ene eller flere andre sett av endringer til det andre settet av anlegg er nødvendig, å gjøre nevnte andre sett av endringer i nevnte andre sett av anlegg, idet nevnte ene eller flere andre sett av endringer har assosiert med seg en kapitalkostnad og mulig inkrementell operasjonskostnad tilpasset for bruk av økonomi- og risikoanalysetrinnet (b5).

20. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 19, hvor betraktningstrinnet (b4) for å betrakte miljøspørsmål omfatter trinnene: (b4.1) å betrakte spesielle nødresponsplaner og bestemmelser (42dl), (b4.2) å betrakte prekonstruksjonsmiljøpåvirkningsstudiebehov (42d2), (b4.3) å betrakte avbrutt eller begrenset adgang til brønner og anlegg (42d3), og (b4.4) å betrakte offentlige eller lovmessige godkjennings- og revisjonsbestemmelser (42d4).

21. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 20, der utførelsestrinnet (b5) for å utføre et økonomi- og risikoanalysestudium omfatter trinnene: (b5.1) som respons på reservoarutviklingsplanen (42fl) generert fra produksjons- og reserveprognosetrinnet (b2), å evaluere et sett av økonomier som er assosiert med nevnte reservoarutviklingsplan ved å generere, responsivt overfor reservoarutviklingsplanen, en reservoarproduksjonsplan (42f2) og en reservoarinjeksjonsplan (42f3) og en anleggs- og brønnplan (42f4), (b5.2) som respons på anleggsbehovtrinnet (b3) som omfatter prosesserings-og boreoverhalingsplaner, å generere en kapitalkostnadsmodell (42f5) og en operasjonskostnadsmodell (42f6) assosiert med denne, (b5.3) som respons på miljøbetraktningstrinnet (b4), å generere spesielle prosjektkostnader (42f7), (b5.4) å tilveiebringe i en planøkonomisk profil (42f8) ved en økonomisk profil og et pengestrømssammendrag for reservoarutviklingsplanen som respons på reservoarproduksjonsplanen, reservoarinjeksjonsplanen, anleggs- og brønnplanen, kapitalkostmodellen, operasjonskostnadsmodellen og de spesielle prosjektkostnader, (b5.5) å bestemme, i en beslutnings- og operasjonsrisikobeslutning (42f9) , hvorvidt det er signifikante utviklings- og operasjonsrisikoer assosiert med reservoarutviklingsplanen som respons på et sett av reservoarrisikofaktorer, (b5.6) dersom det er signifikante utviklings- og operasjonsrisikoer assosiert med reservoarutviklingsplanen, å gjøre innstillinger i et sett av produksjonsprognoseplaner (42fl0) og å returnere til trinn (b5.4) som tilveiebringer den planøkonomiske profil og pengestrømssammendraget for reservoarutviklingsplanen som produserer et estimat av risikoassosierte kostnader, og (b5.7) dersom det ikke er signifikante utviklings- og operasjonsrisikoer assosiert med reservoarutviklingsplanen, å bestemme om det er en reservoarytelsesrisiko (42fl 1) relatert til en karakter og natur for reservoaret som ikke har blitt etablert av historietilpasning og geologiske studier.

22. Fremgangsmåte for å styre et fluid- og/eller gassreservoar i samsvar med krav 21, der utførelsestrinnet (b5) for å utføre et økonomi- og risikoanalysestudium omfatter trinnene: (b5.8) dersom det er en reservoarytelsesrisiko, å gjøre innstillinger i (42fl2) et sett av produksjonsprognoseplaner og å returnere til trinn (b5.4), (b5.9) dersom det ikke er noen reservoarytelsesrisiko, å bestemme om det er en miljørisiko, (42fl4), (b5.10) dersom det er en miljørisiko, å gjøre innstillinger (42fl6) til et sett av produksjonsprognoseplaner og å returnere til trinn (b5.4), (b5.11) dersom det ikke er noen miljørisiko, å bestemme (42fl7) om det er noen alternative utviklingsplaner som skal evalueres fra et økonomisk standpunkt, (b5.12) dersom det er én eller flere alternative utviklingsplaner som skal evalueres fra et økonomisk standpunkt, å gjenta trinnene (b5.1) til og med (b5.11) for hver av den én eller flere alternative utviklingsplaner, og responsivt overfor dette, å generere én eller flere korresponderende økonomiske profiler assosiert henholdsvis med den ene eller flere alternative utviklingsplan, (b5.13) dersom det ikke er ytterligere alternative utviklingsplaner som skal evalueres, å sammenligne hver av de økonomiske profiler assosiert med hver av de alternative utviklingsplaner og å vurdere risikoene assosiert med hver av de økonomiske profiler, og (b5.14) å velge en bestemt utviklingsplan blant de én eller flere alternative utviklingsplaner evaluert under trinn (b5.12), der den bestemte utviklingsplanen som er valgt under valgtrinnet (b5.14) representerer den optimaliserte utviklingsplanen (42g) produsert under produksjonstrinnet (b6).