NO340109B1 - Fremgangsmåte for å bestemme et sett med netto nåverdier for å påvirke boring av en brønn og øke produksjon - Google Patents

Description

BAKGRUNN

[001] Oppfinnelsen som vises i denne beskrivelsen vedrører en programvare (heretter kalt "NPV Max"-programvaren) som er innrettet for å bli lagret på en arbeidsstasjon eller et annet datasystem, der NPV Max-programvaren er innrettet for å optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV - Net Present Value) for en brønn under boring samt estimere produksjon fra et reservoarfelt under boring.

[002] Med "reservoarkarakterisering og optimalisering av produktivitet under boring" menes "evne til å utføre pålitelige tolkninger raskt nok til å kunne påvirke viktige beslutninger"'. Et eksempel på en slik viktig beslutning kan være "hvordan styre retningen til en brønn som bores" for å optimalisere produktiviteten og den forventede totale utvinningen (EUR - Expected Ultimate Recovery) fra reservoarfeltet som brønnen blir boret inn i. Denne beskrivelsen viser en fremgangsmåte for "reservoarkarakterisering og optimalisering av produktivitet under boring" (omfattende tilhørende system eller apparat og programlagringsanordning samt dataprogramprodukt) som vil: (1) optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring inn i et reservoarfelt, og (2) estimere produksjon fra reservoarfeltet mens brønnen bores inn i reservoarfeltet.

[003] Beslektet teknikk er angitt i følgende publikasjon: Smiseth et al, "DollarTarget-Optimize Trade-Off Between Risk and Return in Well Planning and Drilling Operations", SPE 111693, 2008.

OPPSUMMERING

[004] Ett aspekt ved foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for boring av et brønnhull inn i et reservoar, omfattende det å bygge opp, forutfor boringen av brønn-hullet, en grunnmodell innrettet for å predikere produksjonsytelse for brønnhullet, bore nevnte brønnhull inn i reservoaret, samle inn data fra brønnhullet under boring av brønnhullet inn i reservoaret, generere en foreløpig posterior-modell av reservoaret ved å oppdatere nevnte grunnmodell med bruk av nevnte data, der posterior-modellen er innrettet for å modellere en innvirkning av boringen av brønnhullet på fremtidig produksjon fra reservoaret, konvertere posterior-modellen til en simuleringsmodell av reservoaret, og historietilpasse simuleringsmodellen av reservoaret, generere et sett av simuleringsmodeller, innrettet for å modellere innvirkningen av boringen av brønnhullet på fremtidig produksjon fra reservoaret, og innrettet for å optimalisere de flere verdiene for netto nåverdi som henholdsvis svarer til flere stasjoner i det første reservoaret, bestemme flere verdier for netto nåverdi svarende henholdsvis til de flere stasjonene, og bore nevnte brønnhull inn i reservoaret i henhold til nevnte flere verdier for netto nåverdi.

[005] Et annet aspekt ved foreliggende oppfinnelse omfatter en programlagringsanordning som har kodede instruksjoner derpå, som når realisert, instruerer en prosessor til å utføre en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen.

[006] Det beskrives en fremgangsmåte for å bestemme en optimal borebane for et brønnhull som blir boret inn i et reservoar, omfattende det å: (a) modellere et motsvarende reservoar i en simulator, der det motsvarende reservoaret har flere stasjoner, (b) bestemme flere netto nåverdier svarende henholdsvis til de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, (c) bestemme, blant de flere netto nåverdiene, en delmengde av maksimalverdier, i forhold til en forbestemt terskel, av de flere netto nåverdiene, (d) bestemme, blant de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, en delmengde av stasjoner som henholdsvis svarer til delmengden av maksimalverdiene av de flere netto nåverdiene, og (e) bore brønnhullet inn i reservoaret langs en borebane som svarer til delmengden av stasjoner, hvorved den optimale banen for brønnhullet blir boret inn i reservoaret svarende til borebanen.

[007] Det beskrives en fremgangsmåte for å bestemme en optimal boremetode for boring av et brønnhull inn i et reservoar, omfattende det å: (a) modellere et motsvarende reservoar i en simulator, der det motsvarende reservoaret har flere stasjoner, (b) bestemme flere netto nåverdier henholdsvis svarende til de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, (c) bestemme, blant de flere netto nåverdiene, en delmengde av maksimale, i forhold til en forbestemt terskel, av de flere netto nåverdiene, (d) bestemme, blant de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, en delmengde av stasjoner som henholdsvis svarer til delmengden av maksimale av de flere netto nåverdiene, og (e) velge en boremetode for boring av et brønnhull inn i et reservoar i henhold til delmengden av stasjoner som henholdsvis svarer til delmengden av maksimale av de flere netto nåverdiene.

[008] Det beskrives en programlagringsanordning som kan leses av en maskin og som fysisk inneholder et sett av instruksjoner som kan bli eksekvert av maskinen for å utføre fremgangsmåtetrinn for å modellere et første reservoar under boring av et brønnhull inn i et motsvarende andre reservoar, der det første reservoaret har flere stasjoner, der fremgangsmåtetrinnene omfatter det å: (a) bestemme flere verdier for netto nåverdi svarende henholdsvis til de flere stasjonene i det første reservoaret, og (b) bore brønnhullet inn i det motsvarende andre reservoaret i henhold til de flere verdiene for netto nåverdi.

[009] Det beskrives en programlagringsanordning som kan leses av en maskin og som fysisk inneholder et sett av instruksjoner som kan bli eksekvert av maskinen for å utføre fremgangsmåtetrinn for å bestemme en optimal borebane for et brønnhull som bores inn i et reservoar, der fremgangsmåtetrinnene omfatter det å: (a) modellere et motsvarende reservoar i en simulator, der det motsvarende reservoaret har flere stasjoner, (b) bestemme flere netto nåverdier henholdsvis svarende til de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, (c) bestemme, blant de flere netto nåverdiene, en delmengde av maksimale, i forhold til en forbestemt terskel, av de flere netto nåverdiene, (d) bestemme, blant de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, en delmengde av stasjoner som henholdsvis svarer til delmengden av maksimale av de flere netto nåverdiene, og (e) bore brønnhullet i reservoaret langs en borebane som svarer til delmengden av stasjoner, hvorved den optimale banen for brønnhullet blir boret inn i reservoaret svarende til borebanen.

[010] Det beskrives en programlagringsanordning som kan leses av en maskin og som fysisk inneholder et sett av instruksjoner som kan bli eksekvert av maskinen for å utføre fremgangsmåtetrinn for å bestemme en optimal boremetode for boring av et brønnhull inn i et reservoar, der fremgangsmåtetrinnene omfatter det å: (a) modellere et motsvarende reservoar i en simulator, der det motsvarende reservoaret har flere stasjoner, (b) bestemme flere netto nåverdier henholdsvis svarende til de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, (c) bestemme, blant de flere netto nåverdiene, en delmengde av maksimale, i forhold til en forbestemt terskel, av de flere netto nåverdiene, (d) bestemme, blant de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, en delmengde av stasjoner som henholdsvis svarer til delmengden av maksimale av de flere netto nåverdiene, og (e) velge en boremetode for boring av et brønnhull inn i et reservoar i henhold til delmengden av stasjoner som henholdsvis svarer til delmengden av maksimale av de flere netto nåverdiene.

[011] Det beskrives et system innrettet for modellering av et første reservoar under boring av et brønnhull inn i et motsvarende andre reservoar, der det første reservoaret har flere stasjoner, omfattende: et apparat innrettet for å bestemme flere verdier for netto nåverdi svarende henholdsvis til de flere stasjonene i det første reservoaret, og et apparat innrettet for å bore brønnhullet inn i det motsvarende andre reservoaret i samsvar med de flere verdiene for netto nåverdi.

[012] Det beskrives et system innrettet for å bestemme en optimal borebane for et brønnhull som bores inn i et reservoar, omfattende: et apparat innrettet for å modellere et motsvarende reservoar i en simulator, der det motsvarende reservoaret har flere stasjoner, et apparat innrettet for å bestemme flere netto nåverdier henholdsvis svarende til de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, et apparat innrettet for å bestemme, blant de flere netto nåverdiene, en delmengde av maksimale, i forhold til en forbestemt terskel, av de flere netto nåverdiene, et apparat innrettet for å bestemme, blant de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, en delmengde av stasjoner som henholdsvis svarer til delmengden av maksimale av de flere netto nåverdiene, bore brønnhullet i reservoaret langs en borebane som svarer til delmengden av stasjoner, hvorved den optimale banen for brønnhullet blir boret inn i reservoaret svarende til borebanen.

[013] Et Det beskrives et system innrettet for å bestemme en optimal boremetode for boring av et brønnhull inn i et reservoar, omfattende: et apparat innrettet for å modellere et motsvarende reservoar i en simulator, der det motsvarende reservoaret har flere stasjoner, et apparat innrettet for å bestemme flere netto nåverdier henholdsvis svarende til de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, et apparat innrettet for å bestemme, blant de flere netto nåverdiene, en delmengde av maksimale, i forhold til en forbestemt terskel, av de flere netto nåverdiene, et apparat innrettet for å bestemme, blant de flere stasjonene i det motsvarende reservoaret, en delmengde av stasjoner som henholdsvis svarer til delmengden av maksimale av de flere netto nåverdiene, velge en boremetode for boring av et brønnhull inn i et reservoar i henhold til delmengden av stasjoner som henholdsvis svarer til delmengden av maksimale av de flere netto nåverdiene.

[013a] Det beskrives et dataprogram innrettet for å bli kjørt av en prosessor, der data-programmet, når det blir kjørt av prosessoren, utfører en fremgangsmåte for å modellere et første reservoar under boring av et brønnhull inn i et motsvarende andre reservoar, der det første reservoaret har flere stasjoner, der fremgangsmåten omfatter det å: (a) bestemme flere verdier for netto nåverdi svarende henholdsvis til de flere stasjonene i det første reservoaret, idet brønnhullet blir boret inn i det motsvarende andre reservoaret i samsvar med de flere verdiene for netto nåverdi.

[014] Ytterligere bruksområder vil sees av den detaljerte beskrivelsen gitt nedenfor. Det må imidlertid forstås at den detaljerte beskrivelsen og de konkrete eksemplene gitt nedenfor kun er ment som en illustrasjon, ettersom forskjellige endringer og modifikasjoner innenfor rammen av "NPV Max-programvare", som beskrevet og krevet beskyttelse for i denne beskrivelsen, vil være nærliggende for fagmannen etter en gjennomgang av den følgende detaljerte beskrivelsen.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[015] En gjennomgående forståelse vil oppnås fra den detaljerte beskrivelsen gitt nedenfor og de vedlagte tegningene, som kun er gitt som en illustrasjon og ikke på noen måte er ment som en begrensning, og der:

[016] Figur 1 illustrerer et datasystem innrettet for å lagre en "Programvare innrettet for å optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring og estimere produksjon under boring", heretter kalt "NPV Max"-programvaren,

[017] Figur 2 illustrerer en funksjon i tilknytning til NPV Max-programvaren i figur 1,

[018] Figur 3 illustrerer en detaljert utførelse av "simuleringsdatasettet" og "NPV Max"-programvaren i figurene 1 og 2, og

[019] Figur 4 illustrerer en sammenlikning av trykk/trykkderivert mot en numerisk simulator for en awiksbrønn.

BESKRIVELSE

[020] Denne beskrivelsen viser en programvare (heretter kalt "NPV Max"-prog ram varen) som er innrettet for å lagres i en arbeidsstasjon eller et annet datasystem, der NPV Max-programvaren er innrettet for å "optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn" under boring og estimere produksjon fra et reservoarfelt under boring. Det må forstås at definisjonen av "optimalisering eller maksimering av netto nåverdi (NPV) for en brønn" også innebærer sikring av at den totale netto nåverdien til feltet det bores inn i også blir optimalisert, og således at total netto nåverdi for feltet (i det minste) ikke må reduseres som følge av boringen av brønnen.

[021] De grunnleggende "funksjonene til NPV Max-programvaren 12" er illustrert i figur 2: (1 ) bygg opp og bruk strømningssimuleringer for å modellere innvirkningen fra en brønn som geostyres på fremtidig produksjon fra et reservoarfelt som brønnen blir boret inn i, 12a, (2) bruk strømningssimuleringene til å optimalisere (eller maksimere) verdien av denne produksjonen ved å manipulere boremetodene for brønnen som geostyres, 12b, og (3) bruk dataene samlet inn fra brønnen som geostyres til å bygge opp strømningssimuleringene og dermed påvirke boringen av brønnen, 12c. Med bruk av fremgangsmåten i tilknytning til "NPV Max"-programvaren som vises i denne beskrivelsen innledes boring av et brønnhull i et virkelig (ikke modellert), og samtidig begynner prosessoren i et datasystem (i figur 1) å kjøre "NPV Max"-programvaren for å beregne en verdi for "netto nåverdi (NPV)" for hver "stasjon" i et "modellert reservoar" og med det generere "flere verdier for NPV" svarende henholdsvis til de "flere stasjonene i det modellerte reservoaret", der de "flere verdiene for NPV" som henholdsvis svarer til de "flere stasjonene i det modellerte reservoaret" vil hjelpe og bistå en "borearbeider eller -entitet" ved boring av et brønnhull i et reservoar. For eksempel kan banen til brønnhullet bli endret under boring, eller boremetoden som anvendes for å bore brønnhullet kan bli endret følgelig. Nærmere bestemt vil "borearbeideren eller -entiteten" (under boring av brønnhullet i reservoaret) bestemme (fra de "flere verdiene for NPV" henholdsvis svarende til de "flere stasjonene i det modellerte reservoaret") hvilke stasjoner i det modellerte reservoaret som har de "optimale" eller "maksimale" av de "flere verdiene for NPV". Nevnte "borearbeider eller -entitet" kan da "geostyre" eller endre banen til brønnhullet (som blir boret inn i reservoaret) for å følge de stasjonene i det modellerte reservoaret som har de "optimale" eller "maksimale" (i forhold til en forbestemt terskel) av de "flere verdiene for NPV".

[022] Med "reservoarkarakterisering og optimalisering av produktivitet under boring" menes "evnen til å utføre pålitelige tolkninger raskt nok til å kunne påvirke viktige beslutninger1'. Et eksempel på en slik viktig beslutning kan være "hvordan styre retningen til en brønn som bores" for å optimalisere produktiviteten og den forventede totale utvinningen (EUR) fra reservoarfeltet som brønnen blir boret inn i. "NPV Max"-programvaren vist her utfører en fremgangsmåte for "reservoarkarakterisering og optimalisering av produktivitet under boring" (som omfatter tilhørende system og programlagringsanordning og dataprogram) som vil: (1) optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring av brønnen inn i et reservoarfelt, og (2) estimere produksjon fra reservoarfeltet mens brønnen bores inn i reservoarfeltet. Som følge av dette vil "NPV Max"-Programvaren beskrevet her optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn mens brønnen blir boret inn i et reservoarfelt, og estimere produksjon fra reservoarfeltet mens brønnen blir boret inn i reservoarfeltet.

[023] I denne beskrivelsen foreslås det at "under-boring-arbeidsflyter" kan lettes ved å kombinere en "statisk geologisk (lagdelt formasjon) og petrofysisk modell for området nær brønnhullet" med en "hurtig reservoarsimulator". En simuleringstest kan bli utført på forhånd før boreoperasjonen. Denne predikerer et område av brønnproduktiviteter og tilveiebringer en "grunnmodell eller referanse" som en kan sammenlikne de "oppdaterte modellene" mot. Deretter, under boring, når det er periodiske oppdateringer ved "stasjoner", blir en forhåndsdefinert arbeidsflyt kjørt som utfører modellering for å generere og starte de "hurtige simuleringene" på nytt. Det å ha et "estimert område av produktiviteter etter hvert som boreoperasjonen skrider frem" er ekstremt nyttig. Videre kan benevnelsen "stasjon" defineres som et "tidsavhengig punkt der arbeidsflyten kjøres". Dette er en "virtuell stasjon" i den forstand at antallet stasjoner og tidsavhengigheten er variabel og problemavhengig. Informasjonen kan bli brukt til å: (1) avbryte boring når det optimale produksjonsscenariet er nådd, (2) fjerne unødvendige kostnader, (3) evaluere den økonomiske lønnsomheten ved videre boring i marginale reservoarer, og (4) redusere risiko og usikkerhet. Et "optimalt produksjonsscenario" er tilstanden der en har "maksimal forventet NPV", underlagt et forhåndsdefinert akseptabelt nivå av risiko. Betegnelsen "netto nåverdi (NPV)" er en funksjon av den "forventede verdien av hydrokarbonproduksjon minus kostnadene ved å bore, komplettere og vedlikeholde brønnen". Forskjellige borebaner i forbindelse med boring av et brønnhull i et reservoarfelt kan bli simulert for å evaluere: (1) retningsstyrings-planens innvirkning på den endelige produksjonen fra reservoarfeltet, og (2) netto nåverdi (NPV). Som følge av dette kan risikoene og gevinstene knyttet til ytterligere boring i reservoarfeltet bli vurdert i sanntid for å foreta informerte beslutninger.

[024] Følgende "metoder eller funksjoner, apparater og data" er "en forutsetning for1' fremgangsmåten for "reservoarkarakterisering og optimalisering av produktivitet under boring" som blir utført av "NPV Max"-programvaren vist i denne beskrivelsen: (1) en metode eller funksjon som vil karakterisere "miljøet nær brønnhullet", omfattende lagdeling, (2) en anordning kjent som en "hurtig fluidstrømningssimulator" for et lagdelt reservoar, og (3) data kjent som " diagnose og historietilpasning formasjonstesting-under-boring-(Test WD)-data".

[025] Figurene 1 og 2 illustrerer et datasystem som er innrettet for å lagre en "programvare innrettet for å optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring og estimere produksjon under boring (NPV Max-programvare)".

[026] I figur 1 er en arbeidsstasjon, personlig datamaskin eller et annet datasystem 10 illustrert som er innrettet for å lagre en "programvare innrettet for å optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring og estimere produksjon under boring (NPV Max-programvare)". Nedenfor i denne beskrivelsen vil ovennevnte "programvare innrettet for å optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring og estimere produksjon under boring (NPV Max-programvare)" bli omtalt som "NPV Max"-programvaren. Datasystemet 10 i figur 1 omfatter en prosessor 10a operativt koblet til en systembuss 10b, et minne eller en annen programlagringsanordning 10c operativt koblet til systembussen 10b og en opptaker eller fremvisnings-anordning I0d operativt koblet til systembussen 10b. Minnet eller en annen programlagringsanordning 10c lagrer "programvaren innrettet for å optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring og estimere produksjon under boring (NPV Max-programvaren)" 12 (dvs. at minnet 10c lagrer "NPV Max"-prog ram varen 12) som er innrettet for å optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring og estimere produksjon fra et reservoarfelt under boring. Det minnes om at "NPV Max"-programvaren 12 illustrert i figur 1 utfører en fremgangsmåte for "reservoarkarakterisering og optimalisering av produktivitet under boring" (som omfatter tilhørende system og programlagringsanordning og dataprogram) som vil: (1) optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring av brønnen inn i et reservoarfelt, og (2) estimere produksjon fra reservoarfeltet mens brønnen bores inn i reservoarfeltet. Som følge av dette vil "NPV Max"-prog ram varen 12 optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring av brønnen inn i et reservoarfelt og estimere en produksjon fra reservoarfeltet mens brønnen bores inn i reservoarfeltet. Datasystemet 10 mottar "inndata" 14 som omfatter et "simuleringsdatasett" 14, der "simuleringsdatasettet" 14 omfatter et "forhånds-datasett", et "under boring-datasett" og et "prediksjonsdatasett", som er illustrert i figur 3 og vil bli beskrevet senere i denne beskrivelsen. "NPV Max"-programvaren 12, som er lagret i minnet 10c i figur 1, kan innledningsvis være lagret på en harddisk eller et CD-rom, der harddisken eller CD-rommet også er en "programlagringsanordning". CD-rommet kan bli satt inn i datasystemet 10, og "NPV Max"-programvaren 12 kan bli lastet fra harddisken eller CD-rommet og inn i minnet/programlagringsanordningen 10c i datasystemet 10 i figur 1. Prosessoren 10a vil kjøre "NPV Max"-programvaren 12 som er lagret i minnet 10c i figur 1, og basert på dette kan prosessoren 10a deretter generere enten en "logg" eller en "fremvisning" som kan bli registrert eller vist på opptakeren eller fremvisningsanordningen 10d i figur 1. Denne "loggen" eller "fremvisingen" som blir generert av opptakeren eller fremvisningsanordningen I0d i figur 1, vil illustrere eller vise en "netto nåverdi (NPV) 'NPV = f(WOPT, K-brønnkostnader)' for hver stasjon i et modellert reservoar". Betegnelsen "stasjon" i et reservoarfelt kan defineres som et "tidsavhengig punkt der arbeidsflyten i figur 3 kjøres". Dette er en "virtuell stasjon" i den forstand at antallet stasjoner og tidsavhengigheten er variable og problemavhengige. Datasystemet 10 i figur 1 kan være en personlig datamaskin (PC), en arbeidsstasjon, en mikroprosessor eller en stormaskin. Eksempler på mulige arbeidsstasjoner omfatter en Silicon Graphics Indigo 2-arbeidsstasjon eller en Sun SPARC-arbeidsstasjon eller en Sun ULTRA-arbeidsstasjon eller en Sun BLADE-arbeidsstasjon. Minnet eller programlagringsanordningen 10c (omfattende den ovenfor omtalte harddisken eller CD-rommet) er et "datamaskinlesbart medium" eller en "programlagringsanordning" som kan leses av en maskin, så som prosessoren 10a. Prosessoren 10a kan for eksempel være en mikroprosessor, en mikrostyringsenhet eller en prosessor i en stormaskin eller arbeidsstasjon. Minnet eller programlagringsanordningen 10c, som lagrer "programvaren innrettet for å optimalisere eller maksimere netto nåverdi (NPV) for en brønn under boring og estimere produksjon under boring" 12, eller "NPV Max"-programvaren 12, kan for eksempel være en harddisk, ROM, CD-ROM, DRAM eller annet RAM, flashminne, magnetisk lager, optisk lager, registre eller annet volatilt og/eller ikke-volatilt minne.

[027] I figur 2 er "NPV Max"-programvaren 12 i figur 1 innrettet, når den kjøres av prosessoren 10a, for å: (1) bygge opp og anvende strømningssimuleringerforå modellere innvirkningen fra en brønn som geostyres på fremtidig produksjon fra et reservoarfelt som brønnen bores inn i, som angitt av referansenummer 12a, (2) bruke strømningssimuleringene til å optimalisere (eller maksimere) verdien av denne produksjonen ved å manipulere metodene som anvendes for å bore brønnen som geostyres, som angitt av referansenummer 12b, og (3) bruke dataene samlet inn fra brønnen som geostyres til å bygge opp strømningssimuleringene og med det påvirke boringen av brønnen, som angitt av referansenummer 12c.

[028] I operasjon, selv om en mer detaljert funksjonell beskrivelse av virkemåten til "NPV Max"-programvaren 12 i figur 1 vil bli gitt senere i denne beskrivelsen, henvises det nå til figurene 1 og 2. Vi minner om "funksjonene til NPV Max-programvaren 12" som er illustrert i figur 2: (1 ) bygge opp og anvende strømningssimuleringer for å modellere innvirkingen fra en brønn som geostyres på fremtidig produksjon fra et reservoarfelt som brønnen blir boret inn i, 12a, (2) bruke strømningssimuleringene til å optimalisere (eller maksimere) verdien av denne produksjonen ved å manipulere metodene som anvendes for å bore brønnen som geostyres, 12b, og (3) bruke dataene samlet inn fra brønnen som geostyres til å bygge opp strømningssimuleringene og med det påvirke boringen av brønnen, 12c. I figur 1 innledes boring av et brønnhull i et "virkelig (ikke modellert) reservoar", og samtidig begynner prosessoren 10a i datasystemet 10 i figur 1 å kjøre "NPV Max"-programvaren 12 for å beregne en verdi for "netto nåverdi (NPV)" for hver "stasjon" i et "modellert reservoar", der de flere verdiene for netto nåverdi henholdsvis svarende til de flere "stasjonene" i det "modellerte reservoaret" bistår (en borearbeider eller -entitet) i boringen av brønnhullet i reservoaret, for eksempel kan brønnhullets bane bli endret under boring, eller boremetoden som anvendes for å bore brønnhullet kan bli endret følgelig. Når prosessoren 10a i figur 1 kjører "NPV Max"-programvaren 12 som er lagret i minnet 10c, med bruk av simuleringsdatasettet "inndata" 14 (som omfatter et "forhånds-datasett", et "under boring-datasett" og et "prediksjonsdatasett"), vil prosessoren 10a i figur 1 bestemme (med bruk av "strømningssimuleringene" som blir kjørt og som utføres av en "simulator" som er integrert i "NPV Max"-programvaren 12) én eller flere "maksimalverdier for netto nåverdi (NPV)" for hver "stasjon" i et "modellert reservoarfelt" under boring av et motsvarende "virkelig (ikke modellert) brønnhull". Det minnes om at en "stasjon" i et reservoarfelt er definert som et "tidsavhengig punkt (langs det modellerte reservoarfeltet)". Det minnes også om at begrepet "netto nåverdi (NPV)" er definert å avhenge av den "forventede verdien av hydrokarbonproduksjon minus kostnadene forbundet med boring og komplettering og vedlikehold av brønnen". Netto nåverdi (NPV) er representert ved en "objektivfunksjon", der, for en oljebrønn, "objektivfunksjonen" videre er representert ved følgende likning: "NPV = f(WOPT, K-brønnkostnader)", der "WOPT" er den samlede mengden olje som kan bli produsert fra en produksjonsstyrt brønn og "K-brønnkostnader" er de totale kostnadene med å sette i gang og opprettholde produksjon fra brønnen. Under boring av et virkelig (ikke modellert) brønnhull i et reservoarfelt, vil prosessoren 10a maksimere eller optimalisere den ovenfor omtalte "objektivfunksjonen" for hver "stasjon" i det "modellerte reservoaret" og med det bestemme "én eller flere verdier for netto nåverdi (NPV)" for hver "stasjon" i det "modellerte reservoaret". Når prosessoren 10a bestemmer den "ene eller de flere verdiene for netto nåverdi (NPV)" for hver "stasjon" i et "modellert reservoar", vil "flere netto nåverdier" bli bestemt som henholdsvis svarer til "flere stasjoner" i det "modellerte reservoaret". Når de "flere netto nåverdiene" er bestemt som henholdsvis svarer til "de flere stasjonene" i det "modellerte reservoaret", kan "borearbeideren eller -entiteten" bestemme (fra de "flere netto nåverdiene" henholdsvis svarende til de "flere stasjonene" i det "modellerte reservoaret") de spesifikke "stasjonene" i det modellerte reservoaret som har de "optimale" eller "maksimale" (i forhold til en forbestemt terskelverdi) av de flere verdiene for NPV". Når "borearbeideren eller -entiteten" vet hvilke "stasjoner" i det modellerte reservoaret som har de "optimale" eller "maksimale" av de flere verdiene for NPV", kan "borearbeideren eller -entiteten" da: (1) bore og "geostyre" brønnhullet inn i reservoaret, og/eller (2) endre borebanen for brønnhullet som bores inn i reservoaret til å følge de "stasjonene" i det modellerte reservoaret som har de "optimale" eller "maksimale" av de flere verdiene for NPV", og med det maksimere verdien av produksjonen av olje og/eller gass fra reservoaret. I tillegg eller alternativt kan "borearbeideren eller -entiteten" endre boremetodene, under boring av brønnhullet inn i reservoaret, spesifikt i henhold til de "optimale" eller "maksimale" av de "flere verdiene for NPV" henholdsvis svarende til de flere stasjonene i det modellerte reservoaret, og med det maksimere produksjonen av olje og/eller gass fra reservoaret. Når brønnhullet "geostyres" og bores inn i reservoaret, blir "data" samlet inn under "geostyringen" og boringen av brønnhullet inn i reservoaret, og disse "dataene" kan deretter bli brukt til å gjenoppbygge ovennevnte "strømningssimuleringer", som deretter blir kjørt på nytt og utført av "simulatoren" som er integrert i "NPV Max"-programvaren 12 i figur 1.

[029] Figur 3 er et flytdiagram eller blokkdiagram som viser mer detaljert oppbygningen til "simuleringsdatasettet" 14 og "NPV Max"-programvaren 12 i figurene 1 og 2.

[030] I figur 3 "innledes boreprosessen" i trinn 13. En første "iterasjon" eller "stasjon" begynner ved "N=1". Simuleringsdatasettet 14 omfatter "forhånds-datasettet" 14a, "under boring-datasettet" I4b2 som er avledet fra "sanntids logging-under-boring-(LWD)-data" 14b1, og "prediksjonsdatasettet" 14c. "Sanntids logging-under-boring-(LWD)-dataene" 14b1 blir mottatt når "boreprosessen innledes" i trinn 13. "NPV Max"-programvaren 12 omfatter et første trinn: "Bygg opp en grunnmodell, utfør første pass strømningssimulering og maksimer NPV" 12a. "NPV Max"-programvaren 12 omfatter også et andre trinn: "Bygg opp/oppdater etter-modell" 12b. "NPV Max"-programvaren 12 omfatter også en "simulator" 12c, der "simulatoren" 12c omfatter et første trinn "historietilpasning" 12c1 og et andre trinn "prediksjonsfase" 12c2. "Historietilpasning"-trinnet 12c1 omfatter videre et trinn "Bygg opp strømningssimuleringsmodeH" 16. "Prediksjonsfase"-trinnet 12c2 omfatter videre et trinn kalt "Optimaliser NPV underlagt K1 - K10 & prediker produktivitet" 18. I figur 3 mottar trinnet" Bygg opp en grunnmodell, utfør første pass strømningssimulering og maksimer NPV" 12a "forhånds-datasettet" 14a og "prediksjonsdatasettet" 14c i "iterasjon" eller "stasjon": "N= 1". Trinnet "Bygg opp/- oppdater etter-modell" trinn 12b mottar en utmating fra trinnet "Bygg opp grunnmodell..." 12a i iterasjon eller "stasjon": "N=1", i tillegg mottar trinnet" Bygg opp/oppdater etter-modell" 12b også "under boring-datasettet" forflere iterasjoner eller stasjoner med start ved iterasjon eller "stasjon": "N=N+1". Trinnet "Bygg opp strømningssimuleringsmodell" 16, i forbindelse med "historietilpasningsfasen" 12c1 i "simulatoren" 12 mottaren utmating fra trinnet "Bygg opp/oppdater etter-modell" 12b. Trinnet "Optimaliser NPV underlagt K1 - K10 & prediker produktivitet" 18 i forbindelse med trinnet "prediksjonsfase" 12c2 i "simulatoren" 12 mottaren utmating fra trinnet "Bygg opp strømnings- simuleringsmodell" 16 i iterasjon eller "stasjon": N=1, i tillegg mottar trinnet "Optimaliser NPV..." 18 også "prediksjonsdatasettet" 14c forflere iterasjoner eller stasjoner med start ved stasjon: N=N+1. Når trinnet "Optimaliser NPV underlagt K1 - K10 & prediker produktivitet" 18 i forbindelse med trinnet "prediksjonsfase" 12c2 i "simulatoren" 12 er fullført, spør det neste trinnet 20: "Er ytterligere optimalisering av NPV mulig?" (trinn 20). Dersom utmatingen fra trinn 20 er "ja" (dvs. at ytterligere optimalisering av NPV er mulig), gå til neste iterasjon eller "stasjon", N=N+ 1, og gå deretter til trinn 14b1. Dersom utmatingen fra trinn 20 er "nei" (dvs. at ingen ytterligere optimalisering av NPV er mulig), "avbryt boring" i trinn 22.

[031] En mer detaljert forklaring av hvert trinn i flytdiagrammet eller blokkdiagrammet i figur 3 vil bli gitt i de følgende avsnittene.

[032] I figur 3 er tre simuleringsfaser illustrert: (1) modelloppbyggingsfasen, (2) historiematchingsfasen og (3) prediksjonsfasen. De inndatasettene nødvendig for hver fase er inneholdt i "simuleringsdatasettet" 14. Modelleringen blir utført under boring. Brønnen som produksjonsstyres vil bli omtalt som den "produksjonsstyrte brønnen". Informasjonen i simuleringsdatasettet 14 er delt inn i tre underordnede datasett: forhånds-datasettet 14a, som er informasjonen som beskriver tilstanden til reservoaret før brønnen blir boret, under boring-datasettet 14b2, som er informasjonen som blir innhentet, behandlet og tolket under boring, og prediksjonsdatasettet 14c, som beskriver hvordan det vil bli produsert fra og/eller injisert inn i den produksjonsstyrte brønnen og de andre brønnene i reservoaret.

[033] Forhånds-datasettet 14a, under boring-datasettet 14b2 og prediksjonsdatasettet 14c vil bli beskrevet i detalj i de følgende avsnittene.

Forhånds- datasettet 14a

[034] Forhånds-datasettet 14a inneholder informasjon om i hvert fall følgende elementer:

[035] Reservoarfluidets egenskaper: Disse kan omfatte informasjon om typen fluidfaser som vil kunne forekomme i simuleringsmodellen (olje, vann, gass, faste stoffer, så som asfaltener og sand) og de respektive metninger, tettheter, viskositeter, kompressi-biliteter, forventet/forventede faseoppførsel(er), reaksjon mellom injiserte fluider og formasjonsbergarter og formasjonsfluider, romlig fordeling av formasjonsfluidet (f.eks. hydrokarbonsammensetningsgradient, inntrengningsdyp av slamfiltrat),

[036] Reservoarbergarters petrofysiske egenskaper: Disse kan omfatte porøsitetsfordeling, permeabilitetstensorfordeling i systemer med én eller flere porøsi-teten kompressibilitet,

[037] Vekselvirkning mellom bergarter og fluid: Disse kan omfatte kurver av kapillartrykk, kurver av relativ permeabilitet (omfattende endepunktsvariasjoner) og hysterese i disse relasjonene,

[038] Geomekanikk: Disse kan omfatte egenskapers avhengighet av trykk og temperatur, migrering av småpartikler, innledning av sanding,

[039] Fluidkontakt(er): Disse kan omfatte avstand fra gass/olje- og vann/olje-skileflater,

[040] Reservoartrykk og -temperaturer, og

[041] Sedimentasjon/Tektonikk og grenser: Disse er estimert posisjon og beskaffenhet til reservoartykkelse og sideveis utstrekning.

[042] Mange av parametrene i forhånds-datasettet 14a blir oppdatert etter historietilpasning. Dette er prosessen der disse parametere blir modifisert slik at strømnings-simuleringsmodellene gjenskaper relevante observasjoner. Disse observasjonene er i alminnelighet fra den produksjonsstyrte brønnen. Men de kan også være fra tilsvarende brønner i det samme reservoaret. Mens strømningssimuleringsmodellene blir historie-sammenliknet sies de å være i historiematchingsfasen. I denne fasen må de være i stand til å modellere hydraulisk oppførsel i brønnhullet, filtratinntrengning (ved over-balansert boring), strømning fra formasjonen (ved underbalanser! boring) og de geomekaniske innvirkningene forbundet med boring.

[043] Mer detaljert omfatter observasjonene som må gjenskapes under historiematchingsfasen følgende: A. Fenomener nær brønnhullet i den produksjonsstyrte brønnen eller i andre brønner i reservoaret. Slike fenomener omfatter:

a. Raten og inntrengningsdybden av slamfiltrat,

b. Overladning (supercharging) av trykkene som måles under boring,

c. Transiente data for trykk og strømningsmengde (rate),

d. Filtratopprenskingsoppførsel som observeres ved pumping av fluider fra forskjellige steder langs brønnen,

e. Fluid som produseres hvis og når brønnen blir boret i underbalanse, og

f. Antydninger av formasjonsfluider som kan være samlet inn ved analyse av borespon.

B. Reservoarskala-fenomener. Disse kan omfatte:

a. Romlige fordelinger av trykkene i reservoarfluidene. For eksempel fordelingene av formasjonsfluidtrykket som er målt under boring av den produksjonsstyrte brønnen, og som også kan være innlemmet i en regional poretrykkmodell, omfattende trykktransientforstyrrelser fra andre brønner. b. Fordelinger av reservoarfluid (omfattende romlige variasjoner i sammensetning, hvis aktuelt). For eksempel fordelingene av reservoarfluid konkludert fra nedihulls fluidanalysemålinger, innhentet fra den produksjonsstyrte brønnen og eventuelt andre brønner. c. Reservoarets geomekaniske egenskaper. For eksempel spenningstensorfordelingen som kommer fra en regional mekanisk jordmodell.

[044] Initialisering og reinitialisering av under boring- datasettet 14b2

Den innledende versjonen av under boring-datasettet 14b2 vil inneholde parametere. Mange avdisse kommer fra målinger gjort fra den produksjonsstyrte brønnen og/eller fra tilsvarende brønner i det samme reservoaret. Målingene er forklart nærmere nedenfor: [045 ] Porøsitet vil bli målt gjennom logging-under-boring-(LWD)-målinger, som omfatter:

• Nøytronporøsiteter

• Porøsiteter avledet fra sigma og akustikk

• Porøsiteter avledet fra formasjonens bulktetthet

• Porøsiteter bestemt ved kjernemagnetisk resonans (NMR)

[046] De nødvendige metningene av formasjonsfluid, i den invaderte sonen så vel som den ikke-invaderte sonen, vil bli avledet fra LWD-målinger som, omfatter:

• Stråleinnfangingstverrsnitt

• Resistivitetsmålinger

• NMR-målinger

• Karbon/Oksygen-målinger

[047] Informasjon for å avlede permeabilitetstensoren vil komme fra LWD-målinger som vil omfatte følgende:

• Porestørrelseskorrelasjonerfra LWD kjernemagnetisk resonans-(NMR)-målinger.

• Permeabilitetsestimering fra LWD kjerneelementspektroskopi.

• Permeabilitetsestimering fra akustiske LWD-målinger.

• Transformasjoner fra porøsitet til permeabilitet.

• Avbildningslogger (for sekundær porøsitetsestimering og laghelling).

• Forprøver fra målinger avformasjonstrykk-under-boring-(FPWD)-målinger med StethoScope.

[048] Det tilnærmede forholdet mellom horisontal og vertikal permeabilitet kan estimeres fra metoder som omfatter følgende: • Beregning av forholdet mellom de aritmetiske og harmoniske middelverdiene for mobiliteten fra FPWD-forprøven. • Bruk av formasjonstesting-under-boring-(TestWD)-verktøy som er konstruert for å måle permeabilitetsanisotropi.

• Resistivitetsanisotropi.

[049] Simuleringslagdelingen som skal anvendes i under boring-datasettet vil bli bestemt fra logging-under-boring-(LWD)-målinger som omfatter:

• Avbildningslogger

• Kjerneelementspektroskopi-logger

• Dyptavlesende avbildningsverktøy så som PeriScope, som baserer seg på deteksjon av resistivitetskontraster.

[050] Trykk nær brønnhullet vil bli målt av FPWD-verktøyet. Supercharging og andre forstyrrelser i trykkene vil bli korrigert med etablerte metoder. Trykkene vil deretter bli prosessert for å fremskaffe informasjon om de gjennomsnittlige reservoartrykkene innenfor tilsigsområdet i den produksjonsstyrte brønnen, tettheten til fluidene som befinner seg i formasjonen som krysses av denne brønnen samt dypet til reservoarfluidskilleflatene.

[051] Data for reservoaret og brønnfluidene vil bli samlet inn av LWD-følere nede i hullet og/eller konkludert fra trykk fra LWD-verktøyet og/eller konkludert fra borespon og/eller bli konkludert fra nabobrønner.

[052] Fluidkontaktdyp vil bli konkludert fra logging-under-boring-(LWD)-målingersom omfatter:

• Trykkgradienter konkludert fra FPWD-målingerfra StethoScope

• Dyptavbildende resistivitetsverktøy så som PeriScope

• Nedihulls analyse av formasjonsfluider

[053] Kurver av kapillartrykk kan bli konkludert fra forskjellige kilder, omfattende LWD-logger så som NMR og array-resistiviteter. Data for å konkludere kapillartrykk kan også komme fra trykkene målt av FPWD-verktøyet.

[054] Tofase relativ permeabilitetskurver kan bli konkludert basert på kunnskap om inntrengningen av slamfiltrat. Eksempler på hvordan å gjøre dette er:

• "Flare"-prosessering av inntrengningsprofilerfra array-resistivitet.

• Observasjon av hvordan filtratkontamineringen avtar når formasjonsfluider blir pumpet tilbake inn i brønnhullet.

Data for å modellere den hydrauliske oppførselen i brønnhullet vil bli målt av LWD-følerne.

[055] Ytterligere informasjon for å bistå i oppbyggingen av under boring-datasettet kan oppnås dersom den produksjonsstyrte brønnen blir boret i underbalanse. Slik informasjon kan komme fra: ' Logging av vannstrømning (WFL - Water Flow Logging) med bruk av en LWD pulsnøytrongenerator (PNG - Pulse Neutron Generator). Logging av fasehastighet med bruk av et blandbart injektorsystem i et LWD-verktøy. Optiske og/eller elektriske sonder anordnet på et vektrør.

Prediksjonsdatasett 14c

[056] Informasjonen inneholdt i prediksjonsdatasettet 14c omfatter de forventede strømnings-/injeksjonsmengdene forde omkringliggende brønnene, brønnenes trykk-begrensninger og de økonomiske kriterier som vil bli anvendt for å optimalisere verdien til produksjonen fra brønnene. I prediksjonsfasen av simuleringene vil produksjonsstyring, for en oljebrønn, maksimere objektivfunksjonen:

NPV = f(WOPT , K-brønnkostnader),

der "WOPT" er den samlede mengden olje som kan bli produsert fra den produksjonsstyrte brønnen. Det antas at det bores inn i et reservoar som inneholder olje og muligens mobil gass og vann. "K-brønnkostnader" er de totale kostnadene ved å igangsette og opprettholde produksjon fra brønnen.

[057] Optimalisering av "NPV er underlagt følgende begrensninger:

K1: K-igangsetting-av-produksjon < Kcapex-budsjett

K2: T-produksjon < Tmax

K3: WWPR < WWPRmax

K4: WGORmin < WGOR < WGORmax

K5: WBHP > WBHPmin

K6: WT HP > WT HPmin

K7: P-reservoar > P-oppgivelse

K8: WOPR > WOPRmin

K9: WT HT > WT HT min

K10: K-opprettholde-produksjon < K-opex-budsjett

[058] Der, i begrensningene K1 til K10: "K-igangsetting-av-produksjon" er kostnadene for å klargjøre og koble til brønnen for å sette i gang oljeproduksjon. Typiske faktorer som bidrar til "K-igangsetting-av-produksjon" omfatter: boring av brønnen, komplettering og rørdeler, kunstig løft, strømningssirting, nødvendige rørledninger og behandlingsanlegg på overflaten samt opprensking av brønnen.

"K-capex-budsjett" er investeringskostnadsbudsjettet som er satt av til å sette i gang produksjon.

"T-produksjon" er tidsperioden oljen blir produsert over.

"Tmax" er den maksimale tidsperioden brønnen kan bli produsert over. Det er mange mulige grunner til at det finnes en "Tmax". For eksempel kan "Tmax" være knyttet til tidsperioden loven tillater produksjon fra brønnen.

"WWPR, WWPRmax" er henholdsvis predikert og største tillatelige produksjonsmengde av brønnvann.

"WGOR", "WGORmax", "WGORmin" er henholdsvis det predikerte og største og minste tillatt produserte gass/olje-forhold.

"WBHP", "WBHPmin" er henholdsvis predikert og minste tillatelige bunnhullsstrøm-ningstrykk i brønnen.

"WTHP", "WTHPmin" er henholdsvis predikert og minste tillatelige produksjonsrørhode-strømningstrykk i brønnen.

"P-reservoar > P-oppgivelse" er henholdsvis predikert og minste tillatelige reservoartrykk.

WOPR > WOPRmin er henholdsvis predikert og minste tillatelige oljeproduksjons-mengde.

"WTHT", "WTHTmin" er henholdsvis predikert og minste tillatelige produksjonsrørhode-temperatur i brønnen.

"K-opprettholde-produksjon" er de løpende kostnadene ved å opprettholde produksjon.

"K-opex-budsjett" er budsjettet for driftsutgifter.

Oppbygging av grunnmodellen 12a i figur 3

[059] Med bruk av all tilgjengelig relevant informasjon blir en grunnmodell 12a av reservoaret laget før boring av brønnen. Dette gjøres med bruk av "Petrel", modellen "Single Well Predictive Model (SWPM)" og den raske strømningssimulering-programvaren "GREAT". Alternativt kan grunnmodellen komme fra "PetrelRE" med bruk av "Eclipse". Modellen er i stand til å predikere brønnens produksjonsytelse og anvendes som en hjelp til å utforme brønnbanen slik at objektivfunksjonen "NPV" kan maksimeres. Lagdelingen og de petrofysiske egenskapene nødvendig for simuleringen vil bli innhentet fra data for omkringliggende brønner. Benevnelsene "Petrel", "Single Well Predictive Model (SWPM)", "GREAT", "PetrelRE" og "Eclipse" representerer programvareprodukter som eies og driftes av Schlumberger Technology Corporation i Houston, Texas.

[060] Programvaren "Single Well Predictive Modell (SWPM)", heretter referert til som "SWPM", er beskrevet i den tidligere verserende søknaden 11/007,764 innlevert 8. desember 2004, som er en CIP av søknaden 10/726,288 innlevert 2. desember 2003, som er en søknad fra før den foreløpige søknaden 60/578,053 innlevert 8. juni 2004, som alle i sin helhet inntas som referanse her.

[061] Den raske strømningssimuleringsprogramvaren "GREAT", heretter referert til som "GREAT", er beskrevet i US-patentet 7,069,148 B2 til Thambynayagam m.fl., med tittelen "Gas Reservoir Evaluation and Assessment Tool Method and Apparatus and Program Storage Device", som i sin helhet inntas som referanse i denne søknaden.

Oppdater grunnmodellen 12a for å generere en foreløpig etter- modell 12b i figur 3

[062] Når boringen innledes, blir noen av dataene nødvendig for produksjonsstyring samlet inn fra brønnen som bores. Dataene som kan bli samlet inn er beskrevet over. De nyinnsamlede dataene blir anvendt for å oppdatere grunnmodellen 12a i figur 3, med bruk av bayesiske metoder, for å generere en foreløpig etter-modell 12b i figur 3. Det skal bemerkes at grunnmodellen 12a kan ta seg av usikkerhetene i innparametrene ved å beregne et intervall av predikerte "NPV" for brønnen.

[063] Dypet og tykkelsen til lag anvendt i simuleringsmodellen vil bli bygget opp etter tolkning av noen av målingene omtalt over for å oppdatere grunnmodellen. Dataene fra LWD-loggene, som nevnt over i forbindelse med under boring-datasettet 14b2, vil bli integrert ved å anvende logganalysemetoder for å tilveiebringe kontinuerlige verdier for porøsitet, fluidmetninger, permeabilitet og tofase relative permeabiliteten Integrerings-prosessen vil også tillate bruk av andre data enn LWD-data, så som data fra kjerne-analyse. Dypet til fluidkontaktene, de tilhørende egenskapene ved fluidene samt fordelingene av kapillartrykk vil bli konkludert fra noen av målingene omtalt over.

[064] De ovenfor beskrevne trasene vil bli anvendt som del av opprettelsen av en tredimensjonal lagdelt modell av reservoaret. Modellen vil også være i stand til å ta hensyn til den hydrauliske oppførselen i brønnhullet under boring av brønnen. Videre vil det være tilstrekkelig å modellere innvirkningen fra den produksjonsstyrte brønnen på fremtidig produksjon fra feltet som det bores inn i. Følgelig vil modellen inneholde den produksjonsstyrte brønnen og muligens andre brønner i reservoaret. Modellen kan bli opprettet med bruk av metoder så som kunstige nevrale nettverk for å oppdage lagdeling fra LWD-loggene og geostatistikk for å danne egenskapsfordelingene. Den oppbyggede modellen vil bli anvendt med "SWPM" og "GREAT" for å utføre analysen og simuleringene.

Bygg opp strømningssimuleringsmodell 16 i figur 3

[065] Den ovenfor beskrevne lagdelte modellen av reservoaret vil bli omgjort til en simuleringsmodell av reservoaret for å innlede historietilpasningsmodus. Historietilpasningsmodus omfatter korrigering av logg-avledet permeabilitet ved å sammenlikne modellgenerert trykk med faktisk transient FPWD-trykk hvis tilgjengelig. Under denne prosessen blir det korrigert for overladningseffekter som følge av inntrengning av borefluid. Historietilpasningsprosessen resulterer også i en beregning av formasjonsoverflate for brønnen. I tillegg vil under boring-datasettet 14b2 bli historietilpasset til å gjenskape relevante observasjoner som beskrevet over i dette dokumentet. Den raske simulatoren "GREAT" vil bli anvendt for historietilpasning med påvirkning fra flere brønner.

[066] Etter at historietilpasningen er fullført kan under boring-datasettet 14b2 bli kombinert med prediksjonsdatasettet 14c for å skape et sett av simuleringsmodeller. Disse kan sammen bli anvendt for å modellere innvirkningen av den produksjonsstyrte brønnen på fremtidig produksjon fra feltet som det bores inn i. Metoder, så som oppskalering og nedskalering, vil bli anvendt før strømningssimuleringen med "GREAT". Modellen blir anvendt for å optimalisere "NPV" underlagt kravene K1 til K10 (også beskrevet over) med bestemte spesifiserte nivåer av risiko for ikke å oppnå "NPV"-verdien, og dermed muligens designe brønnen på nytt (dvs. endre borebaner). Dette trinnet blir utført av programvaren "AURUM" sammen med den raske simulatoren "GREAT". I denne utførelsesformen blir på den måten usikkerhet tallfestet i prediksjonene fra reservoarmodellen anvendt for produksjonsstyring. Bayesiske metoder er velkjente for å være egnet for å innlemme observasjoner i en forhånds-modell av et system, og trenger derfor ikke bli forklart her.

[067] Programvaren "AURUM" er et produkt fra Schlumberger Technology Corporation I Houston, Texas.

Simuleringsmodellen kan nå bli anvendt for å predikere trykk-produksjonsytelsen til brønnen. En simulert multiratetest kan bestemme IPR (Inflow Performance Relation) for brønnen. En sammenlikning av IPR-verdiene for forskjellige tidspunkter indikerer utviklingen av brønnens produktivitet.

[068] NPV Max-programvaren 12 beskrevet her tar seg også av risikoene knyttet til usikkerhet i begrensningene fra kravene K1 til K10.

[069] Etter hvert som boreprosessen skrider frem blir deretter flere av dataene nødvendig for produksjonsstyring samlet inn fra den produksjonsstyrte brønnen. Disse dataene blir anvendt for periodisk å oppdatere etter-modellen 12b med bruk av bayesiske metoder, og deretter for å gjenta optimaliseringen av "NPV". Trinnene over med "oppdatering av grunnmodellen 12a for å generere en foreløpig etter-modell 12b" og "oppbygging av en strømningssimuleringsmodell" 16 i figur 3 vil bli gjentatt ved flere stasjoner under boringen av den produksjonsstyrte brønnen.

Avslutt boring av brønnen

[070] Avbryt boring av brønnen når modelleringen fra produksjonsstyringen indikerer at det er usannsynlig (til innenfor en angitt grad av sikkerhet) at "NPV kan optimaliseres ytterligere, selv om ytterligere data blir samlet inn og/eller dersom ett av kravene K1 til K10 vil brytes.

Overføring av dataene nødvendig for å reinitialisere under boring- datasettet 14b2

[071] "NPV Max"-programvaren 12 vil sikre at logging-under-boring-(LWD)-data samlet inn under boring av den produksjonsstyrte brønnen på en effektiv måte blir sendt fra nedihulls til riggen på overflaten, og videre fra riggen på overflaten til stedene der under boring-datasettet 14b2 blir bygget opp. For å sikre effektiviteten vil signalbehandlings-metoder, så som diskrete wavelet-transformasjoner og diskrete fouriertransformasjoner, bli anvendt for å fjerne forstyrrelser i dataene og for å komprimere dataene.

[072] En funksjonell beskrivelse av virkemåten til "NPV Max"-programvaren 12 i figur 1 er gitt i de følgende avsnittene under henvisning til figurene 1 til 3.

[073] Det minnes om "funksjonene til NPV Max-programvaren 12" som er illustrert i figur 2: (1) bygge opp og anvende strømningssimuleringer for å modellere innvirkningen av en brønn som geostyres på fremtidig produksjon fra et reservoarfelt som brønnen blir boret inn i, 12a, (2) bruke strømningssimuleringene til å optimalisere (eller maksimere) verdien av denne produksjonen ved å manipulere metodene for å bore brønnen som geostyres, 12b, og (3) bruke dataene samlet inn fra brønnen som geostyres til å bygge opp strømningssimuleringene og dermed påvirke boringen av brønnen, 12c. I figur 1 innledes boring av et brønnhull i et "virkelig (ikke modellert) reservoar", og samtidig begynner prosessoren 10a i datasystemet 10 i figur 1 å kjøre "NPV Max"-prog ram varen 12 for å beregne en verdi for "netto nåverdi (NPV)" for hver "stasjon" i et "modellert reservoar", der flere av verdiene for "NPV" henholdsvis svarende til de flere "stasjonene" i det "modellerte reservoaret" bistår (en borearbeider eller -entitet) i boringen av brønnhullet i reservoaret, foreksempel kan brønnhullets bane bli endret under boring, eller boremetoden som anvendes for å bore brønnhullet kan bli endret følgelig. Når prosessoren 10a i figur 1 kjører "NPV Max"-programvaren 12, som er lagret i minnet 10c, med bruk av simuleringsdatasettet "inndata" 14 (som omfatter et "forhånds-datasett", et "under boring-datasett" og et "prediksjonsdatasett"), vil prosessoren 10a i figur 1 bestemme (med bruk av "strømningssimuleringene" som kjører og som blir utført av en "simulator" som er integrert i "NPV Max-programvaren 12) en "maksimal verdi for netto nåverdi ("NPV)" for hver "stasjon" i et "modellert reservoarfelt" under boring av et motsvarende "virkelig (ikke modellert) brønnhull". Det minnes om at en "stasjon" i et reservoarfelt er definert som et "tidsavhengig punkt (langs det modellerte reservoarfeltet)". Det minnes videre om at betegnelsen "netto nåverdi (NPV)" er definert å være en funksjon av den "forventede verdien av hydrokarbon-produksjonen minus utgiftene til boring og komplettering og vedlikehold av brønnen". "Netto nåverdi (NPV)" er representert av en objektivfunksjon", der "objektivfunksjonen" videre er representert av følgende likning: "NPV = f(WOPT, K-brønnkostnader)", der "WOPT" er den samlede mengden olje som kan bli produsert fra en produksjonsstyrt brønn og "K-brønnkostnader" er de totale kostnadene ved å sette i gang og opprettholde produksjon fra brønnen. Under boring av et "virkelig (ikke modellert) brønnhull" i et reservoarfelt, vil prosessoren 10a maksimere eller optimalisere den ovennevnte "objektivfunksjonen" for hver "stasjon" i det "modellerte reservoaret" og med det bestemme "én eller flere verdier for netto nåverdi (NPV)" for hver "stasjon" i det "modellerte reservoaret". Når prosessoren 10a bestemmer "én eller flere verdier for netto nåverdi (NPV)" for hver "stasjon" i et "modellert reservoar", vil "flere netto nåverdier" bli bestemt som henholdsvis svarer til "flere stasjoner" i det "modellerte reservoaret". Når de "flere netto nåverdiene" er bestemt som henholdsvis svarer til "de flere stasjonene" i det modellerte reservoaret, kan borearbeideren eller -entiteten bestemme (fra de "flere netto nåverdiene" henholdsvis svarende til de "flere stasjonene" i det "modellerte reservoaret"): hvordan å "geostyre" og bore et brønnhull inn i det motsvarende (virkelige, ikke modellerte) reservoaret, og/eller hvordan å endre boremetodene som anvendes for å bore brønnhullet, for å maksimere produksjonen av olje og/eller gass fra det aktuelle reservoaret. For eksempel, når de "flere netto nåverdiene" er bestemt som henholdsvis svarer til "de flere stasjonene" i det "modellerte reservoaret", kan "borearbeideren eller -entiteten" da bestemme (fra de "flere netto nåverdiene" henholdsvis svarende til de "flere stasjonene" i det "modellerte reservoaret") de spesifikke "stasjonene i det modellerte reservoaret som har de "optimale" eller "maksimale" av de flere verdiene for "NPV". Når "borearbeideren eller -entiteten" vet hvilke "stasjoner i det modellerte reservoaret som har de "optimale" eller "maksimale" av de flere verdiene for NPV", kan "borearbeideren eller -entiteten" da: (1) bore og "geostyre" brønnhullet inn i reservoaret, og/eller (2) endre borebanen for brønnhullet som blir boret inn i reservoaret for å følge "de stasjonene i det modellerte reservoaret som har de "optimale" eller "maksimale" av de flere verdiene for NPV" og dermed optimalisere eller maksimere produksjonen av olje og/eller gass fra det (virkelige, ikke modellerte) reservoaret. I tillegg eller alternativt kan "borearbeideren eller -entiteten" endre boremetodene, under boring av brønnhullet inn i reservoaret, spesifikt i henhold til de "optimale" eller "maksimale" av de "flere verdiene for NPV", henholdsvis svarende til de flere stasjonene i det modellerte reservoaret, og dermed maksimere produksjonen av olje og/eller gass fra det (virkelige, ikke modellerte) reservoaret. Når brønnhullet blir "geostyrt" og boret inn i det "virkelige (ikke modellerte) reservoaret", blir "data" samlet inn under "geostyringen" og boringen av brønnhullet inn i det "virkelige (ikke modellerte) reservoaret", og disse "dataene" kan så bli anvendt for å bygge opp de ovennevnte "strømningssimuleringene" på nytt, som deretter blir kjørt på nytt og utført på nytt av "simulatoren" som er integrert i "NPV Max"-programvaren 12 i figur 1.

[074] Det henvises nå til figur 3, som illustrerer i detalj oppbygningen av "NPV Max"-programvaren 12 og dets tilhørende "simuleringsdatasett" 14.1 figur 3 innledes boreprosessen i trinn 13. Det begynnes med den "første stasjonen" (N = 1), som er den "første stasjonen" i det "modellerte reservoaret". I den første iterasjonen i figur 3 svarende til den "første stasjonen" (N=1) i det "modellerte reservoaret", vil "én eller flere verdier for NPV" bli bestemt for den "første stasjonen" i det "modellerte reservoaret". I etterfølgende iterasjoner svarende til "etterfølgende stasjoner" (N=N+1, N=N+2, etc.) i det "modellerte reservoaret", vil "én eller flere ytterligere verdier for NPV" bli bestemt for de "etterfølgende stasjonene" i det "modellerte reservoaret". Boreprosessen avbrytes, i trinn 22, når ytterligere optimalisering av NPV ikke er mulig. Under boring av et brønnhull i et motsvarende virkelig (ikke modellert) reservoar, vil "borearbeideren eller - entiteten" anvende nevnte "én eller flere verdier for NPV" for den "første stasjonen" i det "modellerte reservoaret" og nevnte "én eller flere ytterligere verdier for NPV for de "etterfølgende stasjonene" i det "modellerte reservoaret" (som ble bestemt av datasystemet i figur 1) for å bestemme brønnhullets optimale "borebane-under-boring" i det virkelige (ikke modellerte) reservoaret og/eller de optimale "boremetodene" anvendt for å bore brønnhullet i det virkelige (ikke modellerte) reservoaret for å maksimere produksjonen av olje og/eller gass fra reservoaret.

[075] Med hensyn til figur 3, husk at informasjonen i simuleringsdatasettet 14 i figurene 1 og 3 er delt inn i tre underordnede datasett: forhånds-datasettet 14a, som er informasjonen som beskriver tilstanden til reservoaret før brønnen blir boret, under boring-datasettet 14b2, som er informasjonen som blir samlet inn, behandlet og tolket under boring, og prediksjonsdatasettet 14c, som beskriver hvordan det vil bli produsert fra og/eller injisert inn i den produksjonsstyrte brønnen og de andre brønnene i reservoaret. Med bruk av all tilgjengelig informasjon, omfattende dataene i forhånds-datasettet 14a og prediksjonsdatasettet 14c, blir det bygget opp en "grunnmodell" 12a i figur 3 før boring av et "brønnhull" i et reservoarfelt. Grunnmodellen 12a i figur 3 er i stand til å predikere produksjonsytelsen til "brønnhullet" og anvendes for å lette design av borebanen for "brønnhullet" slik at objektivfunksjonen NPV kan maksimeres (for hver stasjon i det modellerte reservoaret). Når boringen av "brønnhullet" begynner, blir noen av dataene nødvendig for "produksjonsstyring" samlet inn fra "brønnhullet" som blir boret. Disse nyinnsamlede dataene blir anvendt for å oppdatere "grunnmodellen" 12a og med det generere den "foreløpige etter-modellen" 12b i figur 3, der den "foreløpige etter-modellen" 12b representerer en "tredimensjonal lagdelt modell av reservoaret" som er tilstrekkelig til å modellere innvirkningen av den produksjonsstyrte brønnen på den fremtidige produksjonen fra reservoarfeltet som "brønnhullet" blir boret inn i (se funksjonen 12a i figur 2). Følgelig vil den "foreløpige etter-modellen" 12b inneholde den "produksjonsstyrte brønnen" og eventuelt andre brønner i reservoaret. Den "foreløpige etter-modellen" 12b, som representerer en "tredimensjonal lagdelt modell av reservoaret", blir så konvertert til en "simuleringsmodell av reservoaret" for å innlede "historiematchingsfasen" 12c1 i figur 3.1 "historiematchingsfasen" 12c1 i figur 3 vil tidligere kjente "historiske data" (med "kjente historiske resultater") i alminnelighet bli integrert i den ovennevnte "simuleringsmodellen av reservoaret". Basert på dette vil "simuleringsmodellen av reservoaret" generere "resultater". "Resultatene" generert av "simuleringsmodellen av reservoaret" vil bli sammenliknet med de "kjente historiske resultatene". Dersom "resultatene" er tilnærmelsesvis lik de "kjente historiske resultatene", har "simuleringsmodellen av reservoaret" bestått "historiematchingsfasen" 12c 1. Prosessoren 10a kan nå innlede "prediksjonsfasen" 12c2, der reservoarets fremtidige oppførsel kan bli predikert. Spesielt, i "historiematchingsfasen" 12c 1 i figur 3, minnes det om at "historiematchingsfasen" 12c1 omfatter korrigering av logg-avledet permeabilitet ved å sammenlikne modellgenerert trykk med faktisk transient FPWD-trykk hvis tilgjengelig. Under denne prosessen blir det korrigert for overladningseffekter som følge av inntrengning av borefluid. Historietilpasningsprosessen resulterer også i beregning av formasjonsoverflate for brønnen. Etter at "historiematchingsfasen" 12c1 er fullført, kan, i "prediksjonsfasen" 12c2 i figur 3, "under boring-settet" 14b2 bli kombinert med "prediksjonsdatasettet" 14c slik at det opprettes et "sett av simuleringsmodeller". Samlet kan "settet av simuleringsmodeller", som kollektivt innlemmes i "prediksjonsfasen" 12c2 i figur 3, bli anvendt for å modellere innvirkningen av den produksjonsstyrte brønnen på fremtidig produksjon fra reservoarfeltet som "brønnhullet" blir boret inn i (funksjonen 12a i figur 2). "Settet av simuleringsmodeller", innlemmet i "prediksjonsfasen" 12c2, blir anvendt for å optimalisere "netto nåverdi (NPV)" underlagt kravene K1 til K10 (se trinn 18 i figur 3). Nærmere bestemt blir "settet av simuleringsmodeller", som ble innlemmet i "prediksjonsfasen" 12c2, anvendt for å optimalisere objektivfunksjonen "NPV = f(WOPT, K-brønnkostnader)" (se trinn 18 i figur 3), der "WOPT" er den samlede mengden olje som kan bli produsert fra en produksjonsstyrt brønn og "K-brønn-kostnader" er de totale kostnadene ved å igangsette og opprettholde produksjon fra brønnen. Når "netto nåverdi (NPV)" er optimalisert, kan "brønnhullet" bli modellert på nytt. For eksempel, etter at "brønnhullet" er modellert på nytt, kan borebanen for "brønnhullet" være endret, eller boremetodene for å bore brønnhullet kan være endret. Ovennevnte "sett av simuleringsmodeller" (heretter "simuleringsmodellen") kan deretter bli anvendt for å predikere trykk-produksjonsytelsen for "brønnhullet". Etter hvert som boringen av "brønnhullet" skrider frem, blir flere av dataene nødvendig for produksjonsstyringen samlet inn fra den produksjonsstyrte brønnen, og disse dataene blir anvendt for å oppdatere "etter-modellen" 12b i figur 3 og deretter gjenta optimaliseringen av "NPV" i trinnet "optimaliser NPV..." 18 i "prediksjonsfasen" 12c2 i figur 3. De ovenfor beskrevne trinnene med "oppdatering av grunnmodellen 12a for å generere etter-modellen 12b" og "bygge opp strømningssimuleringsmodellen" 16 blir så gjentatt ved flere "stasjoner" under boring av det produksjonsstyrte "brønnhullet", altså, inkrementer "N" fra "N=1"til "N=N+1 (der "N=1"representerer den " første stasjonen" og "N=N+1" representerer den "andre stasjonen") og gjenta de ovenfor angitte trinnene. Boringen av "brønnhullet" i reservoaret blir imidlertid stanset når modelleringen av den produksjonsstyrte brønnen indikerer at det er lite sannsynlig at "NPV" kan optimaliseres ytterligere.

DETALJERT BESKRIVELSE

[076] I denne beskrivelsen blir simulatoren 12c i figur 3 anvendt for automatisk historietilpasning 12c1 og optimalisering og produksjonsprediksjon 12c2. Simulatoren 12c omfatter et sett av initial- og randbetingelser og en styrende likning.

[077] "Initial- og randbetingelsene og den styrende likningen" for simulatoren 12c i figur 3 er vist nedenfor i de følgende avsnittene.

Matematisk løsning av strømningssimuleringsproblemet i det lagdelte reservoaret

[078] Arbeidsflyten i figur 3 omfatter en hurtig analytisk simulator 12c som ikke krever beregningsnett og som er spesielt egnet for håndtering av transiente trykk- og strømningsmengdedata. Den generaliserte, analytiske simulatoren 12c i figur 3 støtter horisontale, vertikale og skrå brønner i et flerlags heterogent reservoar. Reservoar-randen kan bli modellert ved å kreve ingen gjennomstrømning eller konstant trykk (som uttrykker en akvifer formasjon), eller en kombinasjon av begge. Simulatoren 12c kan modellere både naturlig oppsprukkede reservoarer (med to porøsiteter) og hydrauliske sprekker ved enkeltbrønner. Modellen for hydrauliske sprekker tar hensyn til ikke-Darcy-strømning i sprekken. Selv om brønnen er representert av en linjekilde, blir passende standardkorrigeringer som anvendes i bransjen gjort for å ta hensyn til brønnhull-lagringseffekter og endelig brønnhullsradius. Brønnene kan ha hydrauliske sprekker med endelig og uendelig konduktivitet. Påvirkningseffekter fra flere brønner blir simulert. I denne oppfinnelsen blir simulatoren anvendt for automatisk historietilpasning, optimalisering og predikering av produksjon.

Initial- og randbetingelser og den styrende likningen.

Ved grenseflaten z = dj, Initialtrykket pj(x, y, z) = cpj(x,y,z). I intervallet dj < z < dJ+i, j = 0, 1,... N -1, finner vi tø, trykkresponsen svarende til en perturbasjon, fra den partielle differensiallikningen

Den produksjonsstyrte brønnen

En skrå linje med endelig lengde ^u')™^»] som går gjennom (xoj,y0j, z0j). Løsningene for en kontinuerlig kilde er gitt ved

Der S0Jer vinkelen med x/y-planet og y0jer krysningspunktet med z-aksen.

Vi anvender, i tidsdomenet, grensebetingelsen mellom skilleflater. Innsatt for p/x, y, dj, t) og pH(x, y, dj, t) fra likning (0.2) i

får vi en trepunkts rekursjons-integrallikningsrelasjon i tid og rom Koeffisientene i rekursjons-integrallikningen (0.3) for dj < z < dj+i, Vj = 1, 2,N-1 er gitt ved der og

Den romlig midlede trykkresponsen til den skrå linjen [(z02j-z0ij)sin,90y] bestemmes ved en ytterligere integrasjon

Den produksjonsstyrte brønnen og andre brønner (vertikal, horisontal og oppsprukkede) i reservoaret.

Når produksjon av hydrokarbon skjer gjennom flere linjekilder med endelig lengde

[<z>02,y - Zen, J Lxo2y -*oirf Jl/02,- - /oi J som passerer gjennom (x0rf ,/„,,) for i = \ 2,..., L,,

( y^ Zoi )for l = Li+\-. w;°<g>(<>f>0rf.<z>orf) for«= M; + t -, A/,, og flere awiksbrønner [( z02fj -zov)sin5j som passerer gjennom (x0iy,y0,,.,z0iy.) for i = N,+ \ ..., Nd, og flere rektangulære kilder med endelig areal

k*,, - Kovi/æ* -/ovJI/o2rf- yovW. j- zov\ °9 [xo2,<y>- *oi,, lz02,, - zoi J som henholdsvis går gjennom<z>0tJfor z = Nd +1, Lr, x0iy<f>or i = Lr +1 -, Mr og y0iy. for i = Mr +1, Nr<1>

Her er (L, < M, < N, < Nd < Lr < Mr < Nr).

Trykkløsningen i et hvilket som helst gitt punkt [x, y, z] i rommet ved tiden t blir bestemt ved å erstatte kildeleddet i likningene (0.2) med

1 For i = 1,2,..., A/,er qtJfluks per lengdeenhet i lag j og for i = A/, +1,..., A/rer fluks per arealenhet i la<g>j

Koeffisientene i rekursjons-integrallikningen (0.3), T)>Bi (É»*>6n>* - T) og<C>j iinAm<y>t-<r>) er gjtt henholdsvis ved likning (0.4), (0.6) og (0.7). Koeffisienten nf(x,y,0(x, y, t)er gitt ved

Den romlig midlede trykkresponsen for linjen ^°<2<>>J " Z01^<*>~ ®'1 - ^ - Ll er gitt ved

Den romlig midlede trykkresponsen for linjen lxoaoj- *oi«l. <- - 0. U+ i <0<Mi er gitt ved

Den romlig midlede trykkresponsen til den skrå linjen~^«^"W-* = o;. w+1 < o < ^ ^ gitt ved

Den romlig midlede trykkresponsen for rektangelet [fano* - tuv) ( ywoi~yoioj)!. 1 = 0, Mt +1<<>o < £rer gjtt ved

Den romlig midlede trykkresponsen for rektangelet

[079] Det henvises nå til figur 4, som illustrerer en sammenlikning av trykk og trykkderivert med en numerisk simulator for en awiksbrønn.

[080] I figur 4. spesifikt, for en awiksbrønn med stor vinkel, ble trykket utmatet av den hurtige simulatoren validert mot en numerisk simulator med henblikk på nøyaktighet og hurtighet. Sammenlikningen av trykket og den deriverte av trykket er vist i figur 4.1 dette tilfellet tok den nye løsningen tre (3) sekunder å kjøre, sammenliknet med fire (4) minutter for en numerisk simulator. Et annet viktig punkt å merke seg her er at det tok betydelig tid (dvs. en halv dag) å generere den høyt oppløste numeriske modellen og sikre at den var forholdsvis fri for effekter relatert til beregningsnettet. Den analytiske modellen, derimot, krevde ikke noe beregningsnett og kunne bli generert med noen få museklikk.

Tofase pseudotrykk

[081] Grunnlikningen er strengt tatt gyldig for et lett kompressibelt énfasefluid. Vi har imidlertid anvendt passende lineariseringsmetoder for gass- (kompressibelt fluid) og flerfaseanvendelser. Spesifikt for gass har vi anvendt idéen med virkelig gass-pseudotrykk som beskrevet av Al-Hussainy, Ramey og Crawford 1966. Ved lave trykk ble lineariseringen forbedret ved å anvende pseudo-tid (Agarwal 1979). For flerfase-strømning, derimot, har vi anvendt idéen med tofase-pseudotrykk som beskrevet av Raghavaan 1976.

Tofase pseudotrykk er gitt ved

kro er ikke i virkeligheten en funksjon av trykk (p), men av metning. Trikset her er å finne ut hvordan metning (So) er relatert til trykk. En relasjon kan bestemmes ved eksperimenter og er basert på følgende likning

Merk at R er målt produsert gass/olje-forhold på overflaten.

1. Fra brønntest, lag tabeller av t, p og R

2. Fra PVT og brønntest, beregn — K med bruk av likning 2

/f 3. Fra kurver av relativ permeabilitet (eksperiment eller Corey's korrelasjon), beregn k o som funksjon av S04. Fra det over, finn p som funksjon av S0. NB. Ekstrapolasjon kan være nødvendig for neste trinn.

5. For enhver p kan vi nå bestemme kro.

6. Ved hjelp av numerisk integrasjon, bestem m (p) for alle p.

Merk at en modifikasjon av prosessen over er nødvendig for trykkoppbygging (brønnen er innestengt). I et slikt tilfelle anvendes for R i likning 2 verdien før innestengning.

Som kan sees fra det ovennevnte krever evaluering av integralet for pseudotrykket kunnskap om trykk/metning-relasjonen. Denne er ofte vanskelig å finne for prediksjon for lange tidsperioder. For tester med passende målinger kan imidlertid prosessen beskrevet over anvendes og gi realistiske resultater.

Terminologi

a Vidden til laget, m.

b Bredden til laget, m.

q Kompressibilitet, Pa\

cp Porøsitet, fraksjon.

dj+i - dj Lagtykkelse, m.

kx, ky, kz Permeabiliteter i x-, y- og z-retning, m<2>.

u Viskositet, Pa.s

qXj = —— , Hyj= —— . Hzj = —— Diffusjonskoeffisienter

VfctMJj{fctMjj{fctMjj

Pj trykket i lag j, Pa.

qtJProduksjonsmengde fra i -te brønn eller sprekk i j-te lag, m<3>/s.

t Tid, s.

t0lJStarttid for produksjon fra i -te brønn eller sprekk i j-te lag, s.

& 0tJ Vinkelen i forhold til x/y-planet for t -te brønn eller sprekk i j-te lag y0JKrysningspunktet med z-aksen for i -te brønn eller sprekk i j-te lag

U{t-t0)= IJ f<!'D [[eavisirfc*8 Unit stop fimction

[i l>lo

s Laplace-variabel

Referanser

Agarwal, R (1979, September) Real gas pseudo-time - a new function for pressure buildup analysis of mhf gas wells SPE (8279), 23-26

Al-Hussainy, R1H J J Ramey og P Crawford (1966) The flow of real gases through porous media Trans SPE AM IS

Bailey, W J1B Couet og D J Wilkinson (2004, March) Field optimization tool for maximizing asset value SPE (87026) Banerjee, R., R. K. M. Thambynayagam og J B Spath (2005) A method for analysis of pressure response with a formation tester influenced by supercharging SPE ( 102413)

Brehm, A D K og C D Ward (2005) Pre-drill planning saves money E&P

Brie, A , T Endo, D L Johnson og F Pampun Quantitative formation permeability evaluation from stonelcy waves SPE (49131)

Busbwell, G S i R Banerjee, R K M Thambyuayagam og J B Spath (2006) Generalized analytical solution for reservoir problems with multiple wells and boundary conditions SPE (99288)

Chang, Y P S Hammond og J Pop When should we worry about supercharging in formation pressure while drilling measurements? SPE (92380)

Gilchnst, J P1G S Busswell, R Banerjee, J B Spath og R K M Thambynayagam (desember 2007) Semi-analytical solution for multiple layer reservoir problems with multiple vertical, hon'7ontal, deviated and fractured wells SPE IPTC (11718) Hammond, P. og J. Pop. Correcting super-charging in formation pressurements made while drilling. SPE. (95710).

Herron, M., D. L. Johnson og L. M. Schwartz. A robust permeability estimatorfor siliciclastics. SPE. (49301).

Raghavan, R. (1976, September). Well test analysis: Wells producing by solution gas drive. Trans SPE AMIE.

Raghuraman, B., B. Couet, P. Savundararaj, W. J. Bailey og D. Wlkinson (oktober 2003). Valuation of technology and information for reservoir risk management. SPE, Reservoir Evaluation and Engineering, 307-314.

Ramakrishnan, T. S. og D. J. Wlkinson. Water cut and fractional flow logs from array induction measurements. SPE. (36503).

Shi, C, L. Gaorning, P. Alvaro og A. C. Reynolds. A well test for in-situ determination of relative permeability curves. SPE. (96414).

[082] I lys av beskrivelsen over av "NPV Max"-programvaren vil det være åpenbart at denne kan varieres på mange måter. Slike variasjoner skal ikke anses å fjerne seg fra rammen til fremgangsmåten eller systemet eller programlagringsanordningen eller dataprogramproduktet det kreves beskyttelse for her, og alle slike modifikasjoner som er nærliggende for fagmannen er ment å være omfattet innenfor rammen av de følgende kravene.

Claims (5)

1. Fremgangsmåte for boring av et brønnhull inn i et reservoar, omfattende det o a: bygge opp, forutfor boringen av brønnhullet, en grunnmodell innrettet for å predikere produksjonsytelse for brønnhullet, bore nevnte brønnhull inn i reservoaret, samle inn data fra brønnhullet under boring av brønnhullet inn i reservoaret, generere en foreløpig posterior-modell av reservoaret ved å oppdatere nevnte grunnmodell med bruk av nevnte data, der posterior-modellen er innrettet for å modellere en innvirkning av boringen av brønnhullet på fremtidig produksjon fra reservoaret, konvertere posterior-modellen til en simuleringsmodell av reservoaret, og historietilpasse simuleringsmodellen av reservoaret, generere et sett av simuleringsmodeller, innrettet for å modellere innvirkningen av boringen av brønnhullet på fremtidig produksjon fra reservoaret, og innrettet for å optimalisere de flere verdiene for netto nåverdi som henholdsvis svarer til flere stasjoner i det første reservoaret, bestemme flere verdier for netto nåverdi svarende henholdsvis til de flere stasjonene, og bore nevnte brønnhull inn i reservoaret i henhold til nevnte flere verdier for netto nåverdi.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der settet av simuleringsmodeller optimaliserer de flere verdiene for netto nåverdi svarende henholdsvis til de flere stasjonene ved å optimalisere en objektivfunksjon: NPV = f(WOPT, K-brønnkostnader), der "WOPT" er den samlede mengden olje som kan bli produsert fra en produksjonsstyrt brønn og "K-brønnkostnader" er de totale kostnadene ved å sette i gang og opprettholde produksjon fra brønnhullet.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der å bore nevnte brønnhull inn i reservoaret i henhold til nevnte flere verdier for netto nåverdi omfatter det å: endre borebanen for brønnhullet under den betingelse at settet av simuleringsmodeller optimaliserer de flere verdiene for netto nåverdi svarende henholdsvis til de flere stasjonene, og bore nevnte brønnhull inn i reservoaret i samsvar med den endrede borebanen.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der å bore nevnte brønnhull inn i reservoaret i henhold til nevnte flere verdier for netto nåverdi omfatter det å: endre boremetode, tilpasset for å bore nevnte brønnhull inn i nevnte motsvarende andre reservoar, under den betingelse at settet av simuleringsmodeller optimaliserer de flere verdiene for netto nåverdi svarende henholdsvis til de flere stasjonene, og bore nevnte brønnhull inn i reservoaret i samsvar med den endrede boremetoden.

5. Programlagringsanordning som har kodede instruksjoner derpå, som når realisert, instruerer en prosessor til å utføre en fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav.