NO340890B1

NO340890B1 - Modellering og håndtering av reservoarsystemer med matrialbalansegrupper

Info

Publication number: NO340890B1
Application number: NO20091552A
Authority: NO
Inventors: Jeffrey E Davidson
Original assignee: Exxonmobil Upstream Res Co
Priority date: 2006-10-31
Filing date: 2009-04-20
Publication date: 2017-07-10
Also published as: US20090306947A1; EP2100218B1; EP2100218A2; WO2008054610A2; BRPI0720188A2; WO2008054610A3; CA2664409C; BRPI0720188B1; EP2100218A4; CN101548264B; US8271247B2; CA2664409A1; CN101548264A; NO20091552L

Description

OMRÅDE FOR OPPFINNELSEN

Den foreliggende oppfinnelsen beskriver en fremgangsmåte for modellering og håndtering av reservoarsystemer med materialbalansegrupper (MBG). Spesielt beskriver oppfinnelsen modellering av reservoarsystemer i en reservoarsimulator som benytter MBG for å anvende brønnhåndteringsalgoritmer på reservoarsystemmodellen for effektivt å håndtere drift av reservoarsystemet.

BAKGRUNN

Denne seksjonen er ment å introdusere forskjellige aspekter ved teknikken, som kan knyttes med forbilledlige utførelsesformer av de foreliggende teknikkene. Denne diskusjonen antas å tilveiebringe informasjon som gjør det lettere med en bedre forståelse av særskilte aspekter ved de foreliggende teknikkene. Således skal det forstås at denne seksjonen bør leses i lys av dette, og ikke nødvendigvis som innrømmelser av tidligere teknikk.

Produksjon av hydrokarboner, så som olje og gass, har blitt gjort i mangfoldig år. For å produsere disse hydrokarbonene blir én eller flere brønner i et felt typisk boret inn i den underjordiske lokasjonen, som generelt refereres til som et undergrunnsreservoar, formasjon eller basseng. Brønnhullene dannes for å tilveiebringe fluidstrømningsveier fra reservoaret til overflaten gjennom boreoperasjoner. Disse brønnene kan driftes som injeksjonsenheter og/eller produksjonsenheter i forskjellige brønnhåndteringsstrategier for å produsere hydrokarboner fra reservoaret. Således kan et reservoarsystem inkludere reservoaret og fasilitetsnettverk, som inkluderer brønner og overflatefasiliteter (f.eks. rørledninger, separatorer, pumper, etc), knyttet til reservoaret.

For å modellere drift av reservoarsystemet, benyttes reservoarsimulatorer for å gi numerisk modellering av produksjonen, injeksjonen og undergrunnsstrømmen av fluider i numeriske modeller for porøse media i reservoaret og fasilitetsnettverket. Fluidstrømmen modelleres ofte med diskretisering av partielle differensialligninger løst ved endelig differanse, endelig element eller andre numeriske metoder. Diskretiseringen fører til at reservoaret deles opp i et antall celler (eller noder) som representerer deler av et reservoar og/eller et fasilitetsnettverk. En reservoarnode er en underoppdeling av reservoaret med egenskaper, trykk ( P), bergartsvolum ( Vmck) i porevolum ( Vpore), temperatur ( T) og mol av komponenter ( Z,), som antas å være ensartet gjennom noden.

Som en del av reservoarsimuleiingen settes grensebetingelser for de numeriske modellene for reservoaret og fasilitetsnettverket for å håndtere ratene og/eller trykkene i reservoarsystemmodellen. Disse grensebetingelsene, som kan endres etter hvert som simuleringen skrider frem, varierer basert på de forskjellige reservoartypene, forskjellige brønntypene, brønnmønstre, fluidegenskaper, bergartsegenskaper og økonomi. Bestemmelse av grensebetingelser, som typisk refereres til som brønnhåndtering eller brønnhåndteringsstrategier, defineres typisk av reservoaringeniører for å håndtere produksjonen av hydrokarboner fra et virkelig eller simulert hydrokarbonreservoarsystem.

Flere brønnhåndteringsstrategier kan benyttes for å forbedre utvinningen og/eller økonomien i hydrokarbonproduksjon. F.eks. kan brønnhåndteringsstrategien benytte primær uttømming, som produserer fluider ved anvendelse av reservoarets iboende energi, eller injeksjonsfluider (f.eks. typisk vann eller gasser) for å fortrenge hydrokarboner. Dessuten kan brønnhåndteringsstrategien være å opprettholde trykk innenfor reservoaret. Denne strategien kan være nyttig i gasskondensat- eller retrogradsreservoarer, hvor flytende hydrokarboner faller ut fra en gassfase ettersom trykket faller. Væskefraksjoner er typisk mer verdifulle og beveger seg med større vanskelighet gjennom porøse media; derfor er opprettholdelse av trykket og over duggpunktet økonomisk fordelaktig. En annen brønnhåndteringsstrategi kan innebære boring av nye brønner (f.eks. produksjonsenheter, vanninjeksjonsenheter og/eller gassinjeksjonsenheter) for å opprettholde trykk eller håndtere strømmen av fluider innenfor reservoaret. Videre kan brønnhåndteringsstrategien benytte prosesser for forhøyet oljeutvinning, som innebærer dampinjeksjon, polymerinjeksjon, C02-injeksjon og lignende.

På grunn av størrelsen på reservoarene og avstand mellom brønner, er en tidsforsinkelse til stede for enhver endring i grensebetingelser eller drift av brønnene. Således forsøker brønnhåndtering å predikere hvilken virkning endringer i driften av brønnene (f.eks. modifisere grensebetingelser ved en gitt tid) har på reservoaret og andre brønner i fremtidig produksjon. Følgelig må reservoaringeniøren, som en del av brønnhåndteringsstrategien, bestemme hvor det skal legges til produksjonsbrønner (f.eks. produksjonsenheter), hvor store ratene for produksjonsbrønnene er ved bestemte tider, hvor det skal legges til injeksjonsbrønner (f.eks. injeksjonsenheter), hva sammensetningene i injeksjonsbrønnene er, og hvilke injeksjonsbrønnrater som er ved bestemte tider. Disse bestemmelsene er videre begrenset av en rekke begrensninger som bør vurderes når det settes passende grensebetingelser. Typiske begrensninger er minimum/maksimum (min/maks) oljeproduksjonsrater, min/maks gassproduksjons-/ injeksjonsrater, maks vannproduksjons-/injeksjonsrater, prosesseringskapasiteter, pumpekapasiteter, gass-til-oljeforhold (GOR), vannkutt (f.eks. vannrate/(oljerate + vannrate) i enheter av overflatevolum), konsentrasjoner av individuelle komponenter og økonomiske begrensninger. Disse begrensningene, og andre, kan eksistere ved forskjellige nivåer i fasilitetsnettverket, så som på individuelle brønner, plattformer, felter, prosjekter etc. Videre må grensebetingelsene honorere en begrensning i materialbalansen. F.eks. dersom vann skal injiseres inn i reservoaret ved en bestemt rate, da må en tilstrekkelig tilførsel av vann tilveiebringes for å svare til vanninjeksjonsraten.

Typisk modelleres tre faser av fluider i reservoarsimuleringer. F.eks. med hydrokarboner, inkluderer de to hydrokarbonfasene en flytende hyd roka rbonfase (f.eks. primært satt sammen av tyngre hydrokarbonkomponenter som har en tendens til å være i en flytende tilstand), og en gasshyd roka rbonfase (f.eks. primært satt sammen av lettere hydrokarbonkomponenter som har en tendens til å være en gasstilstand). Den tredje fasen er en vandig fase (f.eks. primært sammensatt av vann). Hydrokarbonfasene er sammensatt av en rekke forskjellige molekyltyper (f.eks. komponenter). Gasser i dampfasen har en tendens til å være lettere i molvekt og er svært kompressible med økning i trykk, som fører til en stor reduksjon i volumet. Videre, fordi gassfasen har lavere densitet og viskositet, strømmer den raskere gjennom porerommene i bergartene, sammenlignet med de væske- og vandige fasene. Væskefasen er mindre komprimerbar, men inneholder ofte oppløste gassformige komponenter. Ettersom trykket øker absorberer væskefasen ofte mer oppløst gass, som øker volumet av væskefasen ettersom trykket øker på grunn av molekyloverføringen fra gassfasen til oljefasen. Mens denne faseoppførselen kan være gyldig for mange hydrokarbonreservoarsystemer, kan noen hydrokarbonblandinger respondere på en annen måte. F.eks. med gasskondensater, ettersom trykket faller kan væskekomponenter kondenseres fra gassfasen. Sammenlignet med væske- og dampfasen, er den vandige fasen relativt inkomprimerbar. Ikke desto mindre er volumet på den vandige fasen også en funksjon av trykk, temperatur og sammensetning. I reservoarsimulatorer modelleres ofte gass-væske-vandig likevekt ofte ved anvendelse av tre komponenter (f.eks. olje, gass og vann) i tre faser (f.eks. væske, gass og vandig), som refereres til som en svartoljemodell. En annen tilnærmelse er å bruke tilstandsligninger, og refereres til som en sammensetningsmodell, for å modellere forskjellige komponenter. Uansett, i reservoarsimuleringer, er fasevolumet og fluidstrømmen en funksjon av trykk ( P), temperatur ( T) og sammensetning ( Z). Videre, som nevnt ovenfor, kan en modell på et reservoarsystem eller hydrokarbonnettverk diskretiseres rommessig til noder og i tidsinkrementer kjent som tidstrinn. I reservoarsystemmodellen kobles brønner til reservoarnoder, porevolumer av en hvilken som helst reservoarnode kan fylles med flere faser, og fluider strømmer fra et høyt potensial til et lavt potensial. Følgelig drives strømmen mellom reservoarnoder og tilkoplede brønner ved forskjeller i potensialet (f.eks. forskjellen i fasetrykk og hydrostatisk trykk). For å injisere fluider inn i reservoarsystemmodellen, må trykk for injeksjonsenhetene ved brønnene være høyere enn reservoartrykket ved reservoarnodene. Reservoaringeniører kan spesifisere grensebetingelser (f.eks. et trykk eller en rate for én av fasene) og simulatoren driftes basert på grensebetingelsene. På samme vis, for å produsere fluider, må trykket ved produksjonsenheten ved brønnen være mindre enn reservoartrykket ved reservoarnodene. Reservoaringeniører kan spesifisere grensebetingelser (f.eks. trykket på brønnodene eller ratene for én av fasene) med drift av simulatoren basert på grensebetingelsene, men ratene på de ikke-spesifiserte fasene som strømmer sammen med den spesifiserte fasen vil ikke være kjent før beregningene av tidstrinnet er fullført.

Ved hvert tidstrinn kan hver node ha et forskjellig sett av betingelser ( P, TrZ). Det forskjellige settet av betingelser i reservoarsimulatorene uttrykkes generelt i volumetriske enheter, så som fat olje eller kubikkfot gass, med et felles referansesett av betingelser (f.eks. standardbetingelser, som er 60 °F, 14,67 pund per kvadrattomme atmosfærisk (psia)). Med felles referansebetingelser kan ligninger for massebalanse løses i volumetriske enheter. Således, mens ratene for produksjon og injeksjon generelt måles og registreres i enheter av overflatevolum ved standardbetingelser, kan materialbalanseligninger anvendes for å forsterke bevaring av masse. Det skal nevnes at ved hvert tidstrinn er oljefaserater spesifisert som grensebetingelser på produksjonsenhetene ved begynnelsen av tidstrinnet. Injeksjonsrater for vann og gass settes basert på vann- og gassproduksjonsrater estimert ved begynnelsen av tidstrinnet. Fordi disse kun er estimater, fører forskjellen mellom produksjonsratene ved slutten av tidstrinnet og de spesifiserte injeksjonsratene til en feil i materialbalansen.

Det er forskjellige måter å bestemme rater for injeksjonsenhetene på. F.eks. er hulromserstatning brønnhåndteringsstrategien for injeksjon av et ekvivalent reservoarvolum av injeksjonsfluider som den for produksjonsfluider. Det skal nevnes at hulrommet er det volumet av alle produserte fluider ved reservoarbetingelser (f.eks. reservoartrykk ( Pres), reservoartemperatur ( Tms), reservoarsammensetning ( Zres, i)) og hulromserstatning balanserer reservoarvolumer, ikke reservoarmasse. Hulromserstatningen overvåkes generelt med et forhold av hulromserstatning (VRR), som ofte defineres som volumet av injisert fluid ( Vres/, nJ) over volumet av produserte fluider ( VæSrProd). En VRR på mindre enn 1,0 indikerer at reservoarvolumproduksjonen er større enn reservoarinjeksjonsvolumet, som ofte fører til en reduksjon i trykket innenfor reservoaret. Tilsvarende indikerer en VRR på mer enn 1,0 at reservoarinjeksjonsvolumet er større enn reservoarproduksjonsvolumet, som ofte fører til en økning i reservoartrykket. Typisk forsøker reservoaringeniørene å opprettholde trykket innenfor reservoaret som et spesifikt trykk. Dette kalles trykkopprettholdelse. Denne strategien implementeres ofte ved å anvende en målsatt VRR i nærheten av én.

Typiske brønnhåndteringstilnærmelser fokuserer på respons på gjeldende brønnoppførsel, fremfor endrende betingelser i reservoarsystemet. F.eks. anvender typiske reservoarsimulatorer reservoarbetingelser ved hver brønn for å beregne reservoarvolumene for både produksjonsenhetene og injeksjonsenhetene. Denne tilnærmelsen introduserer noen feil i beregninger av reservoarvolum, som også påvirker VRR-beregninger og beregninger for trykkopprettholdelse. Således har typiske fremgangsmåter for brønnhåndtering problemer med utsetting av injeksjonsenheten for erstatning av hulrom eller trykkopprettholdelse, fordi de benytter forskjellige trykk ved injeksjonsenheter og produksjonsenheter for å beregne reservoarvolumer, upålitelige og potensielt ustabile metoder for å sette ratene for injeksjonsenhetene og neglisjere materialbalansefeil som utvikles på grunn av tidsdiskretisering i simulatoren.

Med hensyn til problemene med injeksjonsenhetenes tildeling for hulromerstatning eller trykkopprettholdelse, kompliseres problemet ytterligere nårgassfase injiseres ved det faktum at produserte hydrokarboner er tyngre enn de injiserte gassene. Dvs., ettersom den injiserte gassen migrerer fra injeksjonsenhetene, vil volumet for de injiserte gassene endres på grunn av trykkendringer i reservoaret og variasjoner i temperatur og sammensetning i reservoaret. Denne problemtypen adresseres i Ludolph et al, som beskriver en fremgangsmåte for nøyaktig beregning av VRR, som et etterprosesseringstrinn i simulering av gassinjeksjon i reservoar. Se f.eks. Clark, Robert A. Jr. og Ludolph, Brian, "Voidage Replacement Ratio Calculations in Retrograde Condensate to Volatile Oil Reservoirs Undergoign EOR Processes", SPE 84359, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, 5.-8. oktober 2003. Fremgangsmåten deler opp reservoaret i hovedtrykksavdelinger, og gir hver trykkavdeling et måltrykk ( Ptarg)- Deretter kjøres reservoarsimuleringer) til komplettering, og skriver regelmessig den totale sammensetningen og gjennomsnittlige trykket i hver av reservoarenhetene. Fremgangsmåten etterligner numerisk kvikksølvinjeksjon inn i en enkeltcelle PVTfor å beregne det relative forholdet av gass-olje injeksjon. Ved anvendelse av endringer i trykk mellom lagringen av resultatene, beregnes en overinjeksjon eller underinjeksjon av gass for den perioden og benyttes til å beregne VRR for den tidsperioden. Imidlertid finnes ikke denne metoden å adressere hvorledes injeksjonsrater settes for å opprettholde trykk eller opprettholde et VRR-mål.

For å adressere problemet med å sette ratene på injeksjonsenhetene, kan VRR-målet innenfor en reservoarsimulering justeres i løpet av tidstrinnene for reservoarsimuleringen, som beskrevet i Wallace et al. Se Wallace, D.J. og Van Spronsen, E. "A Reservoir Simulation Model with Platform production/Injection constraints for developing planning of volatile oil reservoirs". SPE 12261, Reservoir Simulation Symposium, San Francisco, California, 15.-18. november 1983. I denne referansen implementeres en brønnhåndteringsstrategi, hvor en materialbalanse benyttes på gassfasen for å injisere all produsert gass minus mengdene påkrevet for salg og drivstoff. Vanninjeksjon brukes enten for å oppnå det ønskede VRR eller opprettholde et måltrykk. For et VRR-mål, beregnes vannraten ved reservoarvolum (hulrom)-balanse. For et trykkmål, beregnes vannraten for et gitt tidstrinn ved ligningen (EqA):

hvor C er systemets totale kompressibilitet, Qwater, res, mj° er vanninjeksjonsraten fra det tidligere tidstrinnet i reservoaret i volumetriske enheter, Dp er forskjellen i det gjennomsnittlige områdetrykket fra trykkmålet ( PKS, avg - Pæs, targ) og Dt er den gjeldende størrelsen for tidstrinnet. Som sådan utføres opprettholdelse og hulromserstatning ved å injisere vann etterat produksjon og gassinjeksjon tas hensyn til.

Imidlertid er denne tilpasningen av trykkmålet i denne fremgangsmåten utilstrekkelig fordi den ikke synes å ta hensyn til trykkvariasjoner over reservoaret, påvirkning fra fluidoppførsel eller feil i tidstrinn. F.eks. er raten ved denne fremgangsmåten en funksjon av tidstrinnstørrelsen. Ettersom tidstrinnstørrelsen ( Dt) blir mindre kan det korrektive uttrykket ( C x Dp / Dt) bli den dominerende faktoren i ligningen (EqA). Rateendringer, som økes i størrelse ettersom tidstrinnstørrelsen reduseres, kan føre til numeriske ustabiliteter i simuleringen. Dessuten kan raske endringer i ratene føre til overskyting av trykkmålet. Dersom overskytingen vokser i størrelse, kan dette igjen føre til ustabiliteter i simuleringen. Videre, dersom tidstrinnstørrelsen øker, har det korrektive uttrykket mindre innflytelse på raten og returen til trykkmålet er langsommere enn returen forde mindre tidstrinnene. Til tross for denne svakheten beskriver denne referansen regulering av trykket for et ekstremt enkelt eksempel (f.eks. en boksmodell av 600 noder) ved å anvende det relativt inkompresible injeksjonsfluidet (f.eks. vann) som "sving"-fasen. Således, med en mer realistisk modell, som benytter dynamiske tidstrinnstørrelser, er det sannsynlig at algoritmen svikter på grunn av at det korrektive uttrykket gjør at modellen blir ustabil.

Et annet problem med tidligere fremgangsmåter er at de synes å svikte når det gjelder å ta hensyn til materialbalansen i injeksjonen av fluider over tid. Ved begynnelsen av et tidstrinn settes produksjonsrater, typisk for oljefasen. Mengden av gass og vann som produseres med oljen beregnes, basert på reservoarbetingelser ved begynnelsen av tidstrinnet. Under forløpet av tidstrinnet, endres reservoarbetingelsene og de virkelige gass- og vannratene på slutten av tidstrinnet er typisk forskjellige fra de estimert i begynnelsen av tidstrinnet. For noen brønner i et reservoar øker fraksjonen av gass og vann i produksjonsstrømmen overtid, derfor er den fordelte mengden for injeksjon ved begynnelsen av tidstrinnet mindre enn den virkelige produserte. Over mange tidstrinn kan denne forskjellen akkumulere til et stort tall. Dette fører til en simulering hvor mengden av gass og/eller vann injisert er under predikert. Følgelig kan denne underinjeksjonen føre til et underestimat av produksjonsrater.

Andre brønnhåndteringsalgoritmer definerer brønngrupper, men er utilstrekkelige fordi de ikke kopler reservoaroppførselen direkte med brønnhåndteringsstrategi. F.eks. viser Humanthkumar et al en fremgangsmåte for å tilveiebringe brønnhåndtering for parallell reservoarsimulering. Se U.S. patent publikasjonsnummer US2006/0085174. Mens denne applikasjonen viser gruppering av brønner, som kan inneholde undergrupper av brønner og opp til flere lag, innlemmer ikke disse gruppene reservoaroppførsel med brønnhåndteringsstrategi.

Således er det et behov for å modellere én eller flere brønner og én eller flere geolegemer i et reservoarsystem som en gruppe i reservoarsimuleringer. Spesielt kan modellering av et reservoarsystem i grupper av én eller flere brønner og geolegemer benytte tilsvarende algoritmer for effektivt å håndtere reservoarsystemet.

Annet relatert materiale kan finnes i minst H.M. Brown et al "Predictive Well Management in Reservoir Simulation - A Case Study", SPE 7698, side 245-252, SPE of AIME Reservoir Simulation Symposium, 31. januar - 2. februar 1979; D.J. Fender et al "A Multi-Level Well Management Program for Modelling Offshore Fields", SE 12964, side 75-82, SPE of AIME Europe Petrol Conference, London, Storbritannia, 22.-24. oktober 1984; W.E. Culham et al "A Comprehensive Well Management Program for Black Oil Reservoir Simulation", SPE 12260, side 267-284, SPE AIME Reservoir Simulation Symposium, San Francisco, California, 16.-18. november 1984; Segorg, Dale E. et al, "Process Dynamics and Control", Wiley, New York, side 195 (1989); Ghoraye, K. et al "A General Purpose Controller for Coupling Multiple Reservoir Simulations and Surface Facility Networks", SPE 79702, SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, Texas, 3.-5. februar 2003; og M. Litvak et al "Gas Lift Optimization for Long-Term Reservoir Simulations", SPE 90506, Annual SPE Tech Conference, Houston, Texas, 26.-29. september 2004. Annet relatert materiale kan finnes i US patentpublikasjonsnr. 2005/0267719; US patentpublikasjonsnr. 2005/ 0015231; US patentpublikasjonsnr. 2004/00153299; US patentpublikasjonsnr. 2004/ 0153298; US patentnr. 7 054 752; US patentnr. 6 980 940 og US patentnr. 6 236 894.

I tillegg vises det til US 6128579 og US 2002165671.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Omfanget av foreliggende oppfinnelse er definert i de etterfølgende patentkrav.

I en utførelsesform er det beskrevet en fremgangsmåte for å modellere et reservoarsystem. Fremgangsmåten omfatter oppbygging av en reservoarmodell i et reservoarsystem, hvori reservoarmodellen omfatter et reservoar og en flerhet av brønner; oppbygging av minst én materialbalansegruppe, hvori den minst ene materialbalansegruppen omfatter en del av minst én av flerheten av brønner, en andel av et reservoar, og minst én brønnhåndteringsalgoritme for å spore materialbalansen innenfor den minst ene materialbalansegruppen; simulere fluidstrømning gjennom reservoarmodellen basert på den minst ene materialbalansegruppen med en simulator; og rapporterer resultatene av simuleringen.

I en annen utførelsesform er det beskrevet en andre fremgangsmåte for modellering av et reservoarsystem. Fremgangsmåten omfatter oppbygging av en reservoarmodell for et reservoarsystem, hvori reservoarmodellen omfatter et reservoar og minst en injeksjonsbrønn og minsten produksjonsbrønn; beregne produksjonsrater for den minst ene produksjonsbrønnen; beregne maksimale injeksjonsrater for den minst ene injeksjonsbrønnen; fordele injeksjonsfluider til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til minimumsratebegrensninger; fordele injeksjonsfluider til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til målsatt hulromserstatningsforhold; simulere fluidstrømning gjennom reservoarmodellen basert på de fordelte injeksjonsratene; og rapportere resultatene av simuleringen.

I enda en utførelsesform er en tredje fremgangsmåte for modellering av et reservoarsystem beskrevet. Fremgangsmåten omfatter oppbygging av en reservoarmodell for et reservoarsystem, hvori reservoarmodellen omfatter et reservoar og minst en injeksjonsbrønn og minst en produksjonsbrønn; knytte en andel av reservoaret med en materialbalansegruppe; knytte en andel av én eller flere brønner med materialbalansegruppen; spesifisere minst en brønnhåndteringsalgoritme for materialbalansegruppe; benytte materialbalansegruppen i simuleringen av reservoarmodellen; og rapportere resultater av simuleringen.

I en annen utførelsesform er en fjerde fremgangsmåte for modellering av et reservoarsystem beskrevet. Fremgangsmåten omfatter oppbygging av en reservoarmodell for et reservoarsystem, hvori reservoarmodellen omfatter et reservoar og en flerhet av brønner; oppbygging av minst en materialbalansegruppe, hvori den minst ene materialbalansegruppen omfatter en andel av minst én av flerheten av brønner, en andel av reservoaret, og minst en brønnhåndteringsalgoritme; simulere fluidstrømning gjennom reservoarmodellen basert på den minst ene materialbalansegruppen av en simulator; spore materialbalanse innenfor simuleringen med den minst ene materialbalansegruppen; og rapportere resultater av simuleringen.

I en annen utførelsesform er en fremgangsmåte for å produsere hydrokarboner beskrevet. Fremgangsmåten omfatter å oppnå simuleringsresultater, hvori simuleringsresultatene er basert på en reservoarmodell av et reservoarsystem, hvori reservoarmodellen omfatter et reservoar og en flerhet av brønner; og minst en materialbalansegruppe, hvori den minst ene materialbalansegruppen omfatter en andel av minst én av flerheten av brønner, en andel av reservoaret, og minst en brønnhåndteringsalgoritme for å tilveiebringe materialbalansesporing innenfor den minst ene materialbalansegruppen; drifte reservoarsystemet basert på resultatene; og produsere hydrokarboner fra reservoarsystemet.

I andre utførelsesformer kan forskjellige aspekter ved de foreliggende teknikkene være inkludert. F.eks. kan den minst ene materialbalansegruppen kople reservoaroppførsel til en brønnhåndteringsstrategi, representert ved den minst ene brønnhåndteringsalgoritmen og rapportering av resultatene, kan tilveiebringe resultatene i en logisk organisasjon basert på den minst ene materialbalansegruppen. Videre kan simulering av fluidstrømning gjennom reservoarmodellen inkludere bestemmelse av grensebetingelser for reservoarmodellen basert, i det minste delvis, på den minst ene materialbalansegruppen for en flerhet av tidstrinn; og løse fluidstrømningsligninger som representerer fluidstrømmen gjennom reservoarmodellen, basert på grensebetingelsene for flerheten av tidstrinn. Den minst ene brønnhåndteringsalgoritmen kan være en hulromserstatningsalgoritme som spesifiserer et felles referansetrykk for den minst ene materialbalansegruppen. Dessuten definerer den minst ene brønnhåndteringsalgoritmen minst en begrensning for den minst ene materialbalansegruppen, hvori den minst ene begrensningen omfatter én av maksimum injeksjonsrate for injeksjonsenheter, maksimum injeksjonsrate for den minst ene materialbalansegruppen, maksimum deltatrykk, maksimum brønntrykk, minimum injeksjonsrater for én av flerheten av brønner eller materialbalansegruppe, minimum hulromserstatningsforhold, maksimum hulromserstatningsforhold, og enhver kombinasjon derav.

Bestemmelse av grensebetingelsene kan inkludere en rekke forskjellige utførelsesformer. F.eks. kan bestemmelse av grensebetingelsene inkludere beregning av en kumulativ differanse mellom spesifiserte injeksjonsrater ved begynnelsen av én av flerheten av tidstrinn og beregnede produksjonsrater ved slutten av den ene av flerheten av tidstrinn; og addere en andel av den kumulative differansen til spesifiserte injeksjonsrater ved begynnelsen av en annen av flerheten av tidstrinn som følger etter den ene av flerheten av tidstrinn. Alternativt kan bestemmelse av grensebetingelsene inkludere beregning av et kumulativt hulromserstatningsforhold som er et kumulativt volum av injiserte fluider ved reservoarbetingelser dividert med et kumulativt volum av produserte fluider ved reservoarbetingelser; beregne en voluminjeksjonsrate ( Vol, nJirBS) i reservoarvolumetriske enheter for én av flerheten av tidstrinn basert på den følgende ligningen: Vof [niim3ieai^/reiaxatbnjime<+>

Volppctf rea.esflmatetfforttmestep

hvor VRRtargeter den målsatte hulromserstatningsforholdet, relaxation_ time er den største av en brukerspesifisert parameter og en størrelse av den ene av flerheten av tidstrinn, Vol, njrreSiCum er et kumulativt volum av injiserte fluider ved

reservoarbetingelser og Volpmdrres, estlmated forttmestep er en estimert produksjonsrate for injiserbare fluider for den ene av flerheten av tidstrinn. Dessuten kan bestemmelse av grensebetingelsene inkludere løsning av en trykkopprettholdelsesalgoritme for å opprettholde et gjennomsnittlig trykkmål som tar hensyn til tidsforsinkelser knyttet til endringer i produksjon eller injeksjon. Dessuten kan bestemmelse av grensebetingelsene omfatte beregning av et målsatt hulromserstatningsforhold gjennom anvendelsen av en proporsjonal integral derivert regulator. Beregningen av det målsatte hulromserstatningsforholdet for én av flerheten av tidstrinn kan dynamisk beregnes ved ligningen:

hvor KC/4^er konstanter som benyttes til å fininnstille den proporsjonale integral deriverte regulatoren, Ep er feilen i trykkmål minus det gjennomsnittlige trykket ( Ptaryet- Paverage) i At er én av flerheten av tidstrinn og jEpdt er integrasjonen av trykkfeil over tid. I denne ligningen kan fEpdt beregnes for den ene av flerheten av tidstrinn og slutten av det tidligere tidstrinnet ved ligningen:

hvor Paverage, beginning of ts vaiue er det gjennomsnittlige trykket ved begynnelsen av tidstrinnet.

Videre, i andre utførelsesformer, kan fremgangsmåten inkludere fordeling av strømningsrater til flerheten av brønner innenfor reservoarmodellen, basert i det minste delvis på minst en materialbalansegruppe. De fordelte strømningsratene kan videre være basert på brønndata, brønnbegrensninger og reservoardata, og kan inkludere fordeling av injeksjonsrater til den minst ene av flerheten av brønner, hvori flerheten av brønner omfatter minst en produksjonsbrønn og minst en injeksjonsbrønn. Fordelingen av injeksjonsrater kan inkludere beregning av produksjonsrater for den minst ene produksjonsbrønnen; beregning av maksimale injeksjonsrater for den minst ene injeksjonsbrønnen; fordele injeksjonsfluider til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til minimumsratebegrensninger; fordele injeksjonsfluidene til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til det målsatte hulromserstatningsforholdet; tilveiebringe fordelte injeksjonsrater til simulator for den minst ene av flerheten av tidstrinn. De beregnede produksjonsratene for den minst ene produksjonsbrønnen kan omfatte beregning av estimater på reservoarvolumproduksjonsrater og overflatevolum-produksjonsrater ved begynnelsen av én av flerheten av tidstrinnene, hvori reservoarvolumproduksjonsratene og overflatevolumproduksjonsratene legger til brukerspesifiserte eksterne kilder og trekker fra brukerspesifiserte eksterne avløp. Beregningen av maksimale injeksjonsrater for den minst ene injeksjonsbrønnen kan omfatte beregningen av injeksjonsrater når brønntrykk settes til et minimum av maksimalt brønntrykk og et minimum av tilkoplet reservoarblokktrykk og maksimalt deltatrykk; sammenligne de beregnede injeksjonsratene med brukerspesifiserte maksimale injeksjonsrater; og velge ut de lavere av de beregnede injeksjonsratene og de brukerspesifiserte maksimale injeksjonsratene. De fordelende injeksjonsfluidene til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til minimumsratebegrensninger kan omfatte beregning av reservoarvolum forespurt for å møte den minst ene materialbalansegruppe-begrensningen av et minimumsforhold av hulromserstatning; beregne maksimale injeksjonsrater i overflateenheter; og fordele injeksjonsfluidene til den minst ene injeksjonsenheten. Fordelingen av injeksjonsfluidene til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til det målsatte hulromserstatningsforholdet kan inkludere beregning av reservoarvolum forespurt for å møte den minst ene materialbalansegruppebegrensningen til et målsatt hulromserstatningsforhold; og fordele injeksjonsfluidene til den minst ene injeksjonsenheten.

I en annen utførelsesform kan fremgangsmåten av å bygge opp den minst ene materialbalansegruppen omfatte oppbygging av en flerhet av materialbalansegrupper, hvori hver av flerheten av materialbalansegrupper omfatter en andel av minst én av flerheten av brønner, en andel av reservoaret, og minst en brønnhåndterings-algoritme for å tilveiebringe materialbalansesporing innenfor hver av flerheten av materialbalansegrupper. Dessuten, i denne fremgangsmåten kan én av flerheten av materialbalansegrupper videre omfatte minst en materialbalansegruppe av flerheten av materialbalansegrupper. I tillegg kan hver av flerheten av materialbalanse-grupper knyttes til en hierarkisk struktur mellom flerheten av materialbalansegruppene.

Videre kan aspekter ved utførelsesformene implementeres i et datamaskinavlesbart lagringsmedium, som inneholder utførelsesinstruksjoner som, når utført av en prosessor, utfører operasjoner for å simulere fluidstrømning i en reservoarmodell.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

De foregående og andre fordeler ved den foreliggende teknikken kan gjøres opplagt ved lesing av den følgende detaljerte beskrivelsen og ved henvisning til tegningene, hvor: Fig. 1 er et eksempelvis flytdiagram for en prosess for modellering og drifting av et reservoarsystem i samsvar med visse aspekter av de foreliggende teknikkene; Fig. 2 er et eksempelvis flytdiagram av formulering for MBG'er for anvendelse i fig. 1, i samsvar med visse aspekter av de foreliggende teknikkene; Fig. 3A-3E er eksempelvise diagrammer av reservoarsystemmodell og responser på hulromserstatningsalgoritmer for MBG'er, i samsvar med visse aspekter av de foreliggende teknikkene; Fig. 4 er et eksempelvis diagram av responser for trykkopprettholdelsesalgoritmer for MBG'er, i samsvar med visse aspekter av de foreliggende teknikkene; Fig. 5 er et eksempelvis flytdiagram av formuleringen av injeksjonsfordelingsalgoritmer for MBG'er, i samsvar med visse aspekter av de foreliggende teknikkene; Fig. 6A-6E er eksempelvise diagrammer av en reservoarsystemmodell som har MBG'er, i samsvar med noen utførelsesformer av de foreliggende teknikkene; Fig. 7A-7B er eksempelvise diagrammer om anvendelsen av MBG'er med vann som koner i en reservoarsystemmodell, i samsvar med noen aspekter av de foreliggende teknikkene; Fig. 8 er en eksempelvis utførelsesform av et modelleringssystem, i samsvar med visse aspekter av de foreliggende teknikkene.

DETALJERT BESKRIVELSE

I den følgende seksjonen om detaljert beskrivelse, blir de spesifikke utførelsesformene av de foreliggende teknikkene beskrevet i forbindelse med foretrukne utførelsesformer. Imidlertid, i den grad at den følgende beskrivelsen er spesifikk for en særskilt utførelsesform, eller en særskilt anvendelse av de foreliggende teknikkene, er dette kun ment å være for forbilledlige formål, og tilveiebringer ganske enkelt en konsis beskrivelse av de forbilledlige utførelsesformene. Således er oppfinnelsen ikke begrenset til de spesifikke utførelsesformene beskrevet nedenfor, men snarere inkluderer den alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som faller innenfor det samme omfanget av de vedføyde kravene.

Den foreliggende teknikken er rettet mot en fremgangsmåte eller system for modellering og håndtering av et hydrokarbonreservoar. Under de foreliggende teknikkene benyttes materialbalansegrupper (MBCer), som programvare-respresentasjoner av logikk og algoritmer, for å utvikle og for å implementere en brønnhåndteringsstrategi i en reservoarsimulator for et reservoarsystem. MBCer kan inkludere en samling av produksjons- og injeksjonsbrønner, en andel av reservoaret, en samling av "barne"-MBG-er, inputdata, resultatdata og numeriske algoritmer for å beregne resultater og implementere en brønnhåndteringsstrategi basert på de resultatene. MBG'en er et nytt objekt uttrykt ved brønnhåndtering, som implementeres som et objekt i et objektorientert datamaskinprogrammeringsspråk. Dvs. en MBG er en logisk samling av brønner med tilknyttet reservoarområde brukt til å beregne informasjon, som kan anvendes for å presentere resultater og implementere brønnhåndteringsstrategier. Spesielt, med MBCer, kan reservoaringeniører utvikle og implementere brønnhåndteringsstrategier som er tett koplet til reservoarbetingelser, ikke bare til brønnytelse. Fordi trykknedgang i reservoaret og strømmer over reservoargrenser er indikasjoner på fremtidig brønnoppførsel, kan forventede brønnhåndteringsstrategier utvikles ved bruk av MBCer. Således tilveiebringer MBCene ved de foreliggende teknikkene en tett kopling av reservoarblokker til brønnhåndteringsstrategien for å forsterke reservoarsimuleringene.

Under de foreliggende teknikkene beskriver fremgangsmåtene anvendelsen av prosessreguleringsteori for å sette brønnrater for reservoarsimuleringen, innlemmelse av materialebalanse med innebygde korreksjoner for numeriske feil for hulromserstatning og trykkvedlikeholdsstrategier, og utvikling av brønnhåndteringsstrategier basert på reservoarfluidflyt over reservoargrenser. MBCene kopler brønnene med reservoaroppdelinger for å forsterke materiale- og volumbalanseberegninger og anvende prosessreguleringsteori for å bestemme passende injeksjonsenhetsrater for brønnhåndteringsstrategi, så som opprettholdelse av trykk innenfor reservoarsystemet. Denne tilnærmelsen ignorerer ikke den flytbaserte grupperingen, men er i tillegg til en slik gruppering. Denne tette koplingen mellom reservoaret, produksjonsenhetene og injeksjonsenhetene, gir tillatelse for forsterkede reservoarhåndteringsalgoritmer, så som trykkopprettholdelse og anerkjenner materialbalansen for MBCene. Materialbalanse tar hensyn til all masse som går inn eller forlater systemet, så som en reservoarmodell, fasilitetsmodell, eller en andel av reservoaret eller subsett av fasilitetsmodellen eller enhver kombinasjon derav.

Således, under de foreliggende teknikkene, inkluderer brønnhåndteringsstrategier brønnhåndteringsalgoritmer eller logikk som opererer på individuelle brønner, plattformer (f.eks. brønngrupper), felter (f.eks. plattformgrupper), prosjekter (f.eks. feltgrupper), og forskjellige kombinasjoner derav. Disse algoritmene brukes til å overvåke brønn, felt, plattform og prosjektytelse og for å tilveiebringe analyse for brønnhåndtering, basert på gjeldende brønnytelse og reservoarbetingelser. Slike algoritmer kan inkludere hulromserstatning, fluidavhending, trykkopprettholdelse, regulering av strømning over en grense i reservoaret, brønnplanlegging, bestemmelse av brønnlokasjoner, osv. Således tillater MBCene reservoaringeniørene å utvikle brønnhåndteringsalgoritmer basert på reservoarresponser, ikke bare brønnmålinger. MBG-tilnærmelsen tillater også for mer nøyaktig reservoarvolumetriske beregninger på grunn av felles referanseforhold.

Nå med henvisning til tegningene, og først med referanse til fig. 1, er et forbilledlig flytdiagram 100 for en prosess for modellering og drifting av et reservoarsystem i samsvar med visse aspekter av de foreliggende teknikkene beskrevet. I denne prosessen modelleres en andel av én eller flere reservoarer og overflatefasiliteter (f.eks. brønner) i et modelleringssystem for å representere flyten av fluider innenfor et reservoarsystem. I simuleringen av denne reservoarsystemmodellen, benyttes MBCer for å tilveiebringe grensebetingelser på matrisen som representerer reservoaret. Modelleringssystemet kan inkludere et modelleringsprogram for datamaskinavlesbare instruksjoner eller kode som utføres av et datamaskinsystem, som er diskutert videre nedenfor.

Flytdiagrammet begynner ved blokk 102. Ved blokk 104 kan data oppnås for simuleringen. Dataene kan inkludere materia I parametere (f.eks. bergartsegenskaper, fluidegenskaper, opprinnelig reservoartilstand, foreslåtte brønnlokasjoner og -kompletteringene og lignende). Deretter kan en reservoarsystemmodell bygges opp som vist i blokk 106. Reservoarsystemmodellen kan inkludere andeler av et reservoar (f.eks. geolegemer) og brønnfasiliteter (f.eks. brønner og brønnutstyr). Dvs. kan reservoarsystemmodellen inkludere brønner, rørledninger, separatorer, pumper, osv., som er kjente innen teknikken. En eksempelmodell på et reservoarsystem er beskrevet ytterligere nedenfor. Ved blokk 107 kan MBCer bygges opp for modellen til reservoarsystemet. MBCene er programvaresamlinger av brønnandeler og reservoarnoder, brønnhåndteringsalgoritmer og tilknyttede data brukt til å utvikle og håndtere et hydrokarbonreservoarsystem ved å implementere brønnhåndteringsstrategier i en reservoarsimulering. MBCene kan inkludere forskjellige brønnhåndteringsalgoritmer, så som hulromserstatningsalgoritmer, trykkopprettholdelsesalgoritmer og injeksjonsfordelingsalgoritmer, f.eks.

Straks bygget opp, settes grensebetingelser med hjelp av MBCene, som vist i blokk 108. Grensebetingelsene er ratene og/eller trykkene spesifisert i reservoarsystemmodellen. Som nevnt ovenfor kan grensebetingelsene være basert på forskjellige reservoartyper, forskjellige brønntyper, brønnmønstre, fluidegenskaper, bergartsegenskaper og økonomi. Grensebetingelser endrer seg ettersom simuleringen skrider frem. Ved blokk 110 kan en matrise for reservoarsimuleringen løses. Løsing av matrisen kan inkludere løsing for endringer i tilstandsvariabler over et tidsintervall At (f.eks. tidstrinn). Deretter kan tilstandsvariabler oppdateres, som vist i blokk 112. Ved blokk 114 rapporteres resultatene. MBCene kan anvendes for å gruppere spesifikke kombinasjoner av brønner og andeler av reservoaret for rapportering av resultater. Rapportering av resultatene kan inkludere visning av resultatene på en displayenhet, lagring av resultatene i minne, og/eller trykking av resultatene. Typiske resultater er de verdiene beregnet av MBCen, diskutert videre nedenfor.

Ved blokk 116 gjøres en avgjørelse på hvorvidt tidstrinnene er fullstendige. Denne avgjørelsen kan gjøres straks et forutbestemt antall av tidstrinn har blitt utført eller ved en spesifikk tid. Dersom tidstrinnene ikke er fullstendige, da kan grensebetingelsene igjen bli satt med assistanse fra MBCene, som diskutert ovenfor i blokk 108. Imidlertid, dersom tidstrinnene er fullstendige, kan simuleringsresultatene rapporteres i blokk 118. Rapportering av simuleringsresultatene kan inkludere visning av simuleringsresultatene på en displayenhet, lagring av simuleringsresultatene i minne, og/eller skriving av simuleringsresultatene. Deretter kan simuleringsresultatene benyttes, som vist i blokk 120. Anvendelsen av simuleringsresultatene kan inkludere håndtering av et hydrokarbonreservoarsystem, representert ved reservoarsystemmodellen, boring av injeksjonsenheter og produksjonsenheter basert på simuleringsresultatene, drifte injeksjonsenheter og produksjonsenheter basert på simuleringsresultatene og produsere hydrokarboner fra hydrokarbonreservoarsystemet representert ved reservoarsystemmodellen. Uansett slutter prosessen ved blokk 122.

På en fordelaktig måte kan de foreliggende teknikkene benyttes for å modellere et hydrokarbonreservoarsystem på en måte for å forsterke målverdien for reservoaret og dens produksjon. MBCene tilveiebringer en mekanisme for å spore bevegelsen til fluidene inn og ut av reservoarområdet via brønnene og over reservoarområdegrenser; sporereservoaregenskaper i det tilknyttede reservoarområdet (f.eks. gjennomsnittlig trykk, mengde på stedet, osv.); og spore volumetrisk bevegelse av fluider ved in situ forhold, så vel som andre referanseforhold. MGB'ene kan benyttes til å organisere informasjonen for brønnene og en reservoargrense, som kan representeres eller vises foren bruker.

Med denne informasjonen fra MBCen kan brønnhåndteringsstrategier benyttes til å forsterke håndtering av reservoarsystemet. F.eks. kan MGB'ene benyttes for å utvikle brønnhåndteringspraksis som manipulerer reservoaregenskaper slik at reservoarytelsen forsterkes (f.eks. nåverdi (NPV), oljeutvinning, osv.). Dessuten, med kopling av reservoarområdet med brønnene (f.eks. i en MBG), kan brønnhåndteringsalgoritmer utvikles og benyttes for å implementere brønnhåndteringspraksis. Disse brønnhåndteringsalgoritmer kan bestemme brønn-eller strømningsrater (f.eks. grensebetingelser) i reservoarsimulatoren. Videre kan disse brønnhåndteringsalgoritmene benytte prosessreguleringsteori for å ta hensyn til tidsforsinkelsene i det modellerte reservoarsystemet som oppstår fra størrelsen på reservoaret og kompressibiliteten til fluidene. Brønnhåndteringsalgoritmene i MBCene kan spore og korrigere materialbalansefeil som oppstår fra numeriske approksimasjoner benyttet i reservoarsimulatoren. Således kan brukere definere formål og begrensninger gjennom anvendelsen av brønnhåndteringsalgoritmer knyttet til MBCene. Brønnhåndteringsalgoritmene kan benyttes for å implementere brønnhåndteringsstrategier, så som hulromserstatning, trykkopprettholdelse, regulering av strøm over en grense, injeksjonsfordeling og produksjonsfordeling. Dannelse av MBCene er ytterligere diskutert i fig. 2.

Fig. 2 er et forbilledlig flytdiagram 200 av en prosess for å bygge opp MBCer i samsvar med visse aspekter ved de foreliggende teknikkene. I denne prosessen kan MBG benyttes for å håndtere datainnsamling, for å måle og tilveiebringe tilgang til data hvormed avgjørelser kan gjøres for effektivt å utvikle en brønnhåndteringsstrategi. Hver MBG kan benyttes til å beregne egenskaper knyttet til andelen av reservoaret og brønnene tilegnet den MBCen. For reservoaregenskaper kan MBCer beregne minimum, maksimum og/eller gjennomsnitt (f.eks. min/maks/gjennomsnitt) av trykk, temperaturer eller metning. Videre kan MBCer benyttes for å beregne volumer på stedet, mol på stedet, porevolum, metninger, prosentutvinning, VRR, kumulativ VRR, etc. MBCer er også nyttige i beregning av netto strømning av fluider inn i det tilknyttede reservoarområdet fra forskjellige deler av reservoaret. Dessuten, fordi MBCene kan inneholde en vilkårlig gruppering av brønner (f.eks. produksjonsenheter og injeksjonsenheter), trenger ikke brønngruppene i MBCen være avhengig av strømningsveien (f.eks. er ikke produksjonsenheter og injeksjonsenheter typisk innen den samme strømningsveien). For brønnrelaterte data kan MBCer benyttes for å beregne komponentrater, faserater, kumulativrater, produksjonsrater, injeksjonsrater, rater over grensereservoarnodegrenser, VRR, kumulativ VRR, osv.

Flytdiagrammet begynner ved blokk 202. Ved blokk 204 er én eller flere geolegemer knyttet til MBCen. Et geolegeme kan være en vilkårlig samling av reservoarceller, et fullstendig reservoar, dekke over multiple reservoarer eller kun et lite område rundt en enkel brønn. Geolegemene kan også inkludere forkastningsblokker, et særskilt bergartslag, reservoar koplet til et mønster av brønner, eller dreneringsområdet for en brønn eller sett av brønner. Algoritmer kan utvikles for å beregne et geolegeme basert på koplingen i reservoaret. Deretter kan én eller flere brønner tildeles en MBG, som vist i blokk 206. Brønnene kan tilegnes MBCen av en reservoaringeniør direkte, eller gjennom en automatisert prosess. I noen situasjoner kan en brønn være spesifisert, som kopler til deler av reservoaret, som spenner over multiple MBCer, kan spesifisere strømningsfraksjoner fra en særskilt brønn som skal tas hensyn til i en MBG, eller kan spesifisere de fraksjonene som beregnes dynamisk av MBCen basert på strømmen fra eller inn i geolegemet.

Ved blokk 208 kan rater spesifiseres for en MBG. Ratene kan være spesifisert av en reservoaringeniør ut fra eksterne kilder (f.eks. injeksjonsenheter) eller tømmingsbrønner (f.eks. produksjonsenheter). Kildene kan inkludere felter eller rørledninger, mens tømmingsbrønnene kan inkludere drivstoff, salg, rørledninger, tankterminaler, fakling, osv. MBCene håndterer regnskapet slik at det som produseres og det som er tilgjengelig for injeksjon er kjent. Deretter kan brønnhåndteringsalgoritmer spesifiseres for MBCen, som vist i blokk 210. Brønnhåndteringsalgoritmene kan inkludere forskjellige operasjoner, så som formål, strategier, begrensninger og tiltak, som kan spesifiseres i en MBG for å håndtere brønnene og det tilknyttede reservoargeolegemet. Disse brønnhåndteringsalgoritmene inkluderer hulromserstatning, trykkopprettholdelse, regulering av koning/spissing, brønnplanlegging, brønnplassering, som er diskutert nedenfor. Som et eksempel kan en brønnhåndteringsstrategi være å produsere 5000 fat olje per dag mens en brønnhåndteringsstrategi kan være å injisere all produsert gass og opprettholde reservoartrykk ved å injisere tilstrekkelig vann. Begrensningene kan inkludere begrensning av den maksimale vannraten for brønngruppen eller for individuelle brønner. Sammen med begrensningene kan tiltak spesifiseres for å modifisere operasjonen dersom en begrensning blir aktiv eller krenket. F.eks., dersom vannproduksjonsrate overskrider den gjeldende maksimalt mulige vanninjeksjonsraten, kan et tiltak for å begrense den totale produksjonen slik at vannproduksjonsraten ikke overskrider injeksjonskapasiteten velges. Et annet mulig tiltak for denne begrensningen kan være å bore en ny injeksjonsenhet for vann. Kunnskapen (f.eks. data- og brukerspesifiserte begrensninger) lagret i og gjort tilgjengelig for MBCen gjør det mulig for MBCen å beregne når den neste vanninjeksjonsenheten bør bores og hvor den bør bores.

Ved blokk 212 kan MBCer knyttes til med en samling av MBCer, kjent som barne-MBCer. Foreldre-MBCene kan benyttes til å overvåke material- og volumbalansene på settet av barne-MBCer. Foreldre-MBCene kan også benyttes til å fordele brønnrater over barne-MBCene. Som et eksempel kan en barne-MBG benyttes til å representere en plattform, mens en foreldre-MBG kan benyttes for å representere en ikke-strømmende gruppering, så som et felt eller en reservoarblokk. Deretter kan MBCen lagres, som vist i blokk 214. Lagringen av MBCen kan inkludere lagring av MBCen i en fil, eller minne, som igjen kan være minne for et modelleringssystem. Ved blokk 216 tas en avgjørelse basert på den tekniske vurdering av reservoaringeniøren på hvorvidt det skal dannes en ekstra MBG. Dersom en ekstra MBG skal dannes, da kan én eller flere geolegemer knyttes til den ved blokk 204. Imidlertid, dersom ingen ekstra MBCer skal dannes, ender prosessen ved blokk 218.

Det er gunstig at de foreliggende teknikkene kan benyttes til å organisere og konsolidere brønnhåndteringsstrategier i et enkelt objekt sammenlignet med spesifisering av input data og algoritmer over flere fasilitetsobjekter (f.eks. brønnoder eller reservoarnoder). Således er de forskjellige

brønnhåndteringsalgoritmer diskutert videre nedenfor.

Algoritmer for hulromserstatning

Koplingen av et reservoarområde eller geolegeme med de tilknyttede brønnene i et MBG-rammeverk forsterker beregninger for hulromserstatning over gjeldende algoritmer. Spesielt kan algoritmer for hulromserstatning benyttes for å forsterke beregninger for en reservoarsimulering. F.eks., en forsterkning av de foreliggende teknikkene er å spesifisere et felles referansetrykk for MBCene, som benyttes for å beregne reservoarvolumer. Det felles referansetrykket kan være et brukerspesifisert trykk, eller det gjennomsnittlige trykket for det tilknyttede reservoarområdet. Anvendelsen av det felles referansetrykket eliminerer feilen introdusert ved andre fremgangsmåter som beregner hulromsproduksjonsrater ved et lavere trykk enn reservoarvoluminjeksjonsrater. Således, anvendelse av reservoargjennomsnittstrykk som det felles referansetrykket tar hensyn til variasjoner i trykk over tid.

Som en annen forsterkning kan MBCer benyttes til å korrigere feil i overflatevolumbalanse. I denne forsterkningen kan MBCer spore den kumulative forskjellen mellom spesifiserte injeksjonsrater (f.eks. ved begynnelsen av tidstrinnet) og de beregnede produksjonsratene (f.eks. ved slutten av tidstrinnet). Avviket eller feilen, som refereres til som feil i overflatevolumbalanse, kan elimineres eller reduseres ved å legge det til i injeksjonsratene over fremtidige tidstrinn. Feilen i overflatevolumbalanse kan justeres, basert på en brukerspesifisert tid. F.eks., dersom brukeren har spesifisert å reinjisere en fase, akkumuleres feilen i overflatevolumbalanse ved hvert trinn for den fasen, som vist i ligning (Lign. 1): SurfaceVolProdInjErrvr[ phase] + =Lt* SurfaceVolProductionNetRate[ phase] (Lign. 1) ;hvor SurfaceVolProdInjError[ phase] er den kumulative forskjellen mellom produserte injiserbare fluider som beregnet ved sluttet av et tidstrinn og injeksjonsratene bestemt basert på estimater ved begynnelsen av tidstrinnsbetingelser, At er tidstrinnstørrelsen, og ;SurfaceVolProductionNetRate[ phase] er volumet av forskjellen mellom injeksjonsrater som beregnet ved slutten av et tidstrinn og injeksjonsratene bestemt basert på estimater ved begynnelsen av tidstrinnforholdene. ;Dersom, ved et gitt tidstrinn, injeksjonsenhetene for en gitt fase injiserer ved deres maksimale kapasitet, settes denne feilakkumulasjonen til null. Således overskrider produksjonen legitimt injeksjonskapasiteten og er derfor ikke en "feil". Når det bestemmes hvor mye injeksjonsfluid er tilgjengelig for injeksjon ved et gitt tidstrinn, tilsettes de estimerte produksjonsratene for det fluidet til SurfaceVolProdlnjErrvr. En tidsdempende faktor brukes som vist i den følgende ligningen (Lign. 2) for å unngå å prøve å legge til all reinjisert fra feilen med en gang. Disse reduserte numeriske ustabilitetene som oppstår når et stort tidstrinn med signifikant feil følges av et lite tidstrinn. ;hvor SurfaceVolAvailableToInject[ phase] er den totale mengden av en injiserbar fase tilgjengelig for injeksjon ved dette tidstrinnet, ;SurfaceVolProductionRate[ phase] er den estimerte mengden av produsert vann og gass tilgjengelig for å injisere ved gjeldende tidstrinnet basert på estimerte produksjonsrater, og relakseringstiden relaxation_ time anvendes for å dempe ut store rateendringer, og er det største av en brukerspesifisert parameter og den gjeldende tidstrinnstørrelsen. ;Som enda en forsterkning kan MBCer knyttes til den kumulative VRR som et mål, snarere enn den umiddelbare VRR for et gitt tidstrinn for å korrigere feil i reservoarvolumbalanse. Den kumulative VRR er definert i ligning (Lign. 3) som: hvor VRRcumer det kumulative VRR, VollnJ/ res, cum er kumulativt volum av injiserte fluider ved reservoarbetingelser, og VolprodireSrCumer kumulativt volum av produserte fluider ved reservoarbetingelser. Ved ethvert gitt tidstrinn er det forespurte reservoarvolumet å injisere definert i ligningen (Lign. 4) som: ;hvor VRRtargeter mål-VRR, relaxation_ time er som beskrevet i ligning (Lign. 2), Volinlreser injeksjonsrate i reservoarvolumetriske enheter, og VolprodireSiestlmatedfor;timestep er den estimerte produksjonsraten for injiserbare fluider for det gitte tidstrinnet. ;Denne formuleringen adresserer feilene i hulromserstatning som akkumulerer på grunn av tidsdiskretisering. Dette er tilsvarende tidsdiskretiseringsfeilen som oppstår i overflatevolumbalansen, men feilen referert til i dette avsnittet er reservoarvolumbalansen. I den situasjonen hvor produksjon starter før injeksjon, tillater denne formuleringen hulromserstatningsstrategien å nærme seg målet. Tradisjonelle brønnhåndteringsalgoritmer benytter ligning (Lign. 5) for å bestemme injeksjonsvolumet. Ligningen (Lign. 5) har ikke evnen til å justere injeksjonsrater for å korrigere for tidsdiskretiseringsfeil. ;Således forsterker MBCene beregningene ved å spore og lagre det kumulative og umiddelbare injeksjons-, produksjons- og nettovolumet for settet av brønner og de tilknyttede reservoarlegemene og benytter denne informasjonen for å korrigere materialbalansefeil som oppstår fra tradisjonelle brønnhåndteringsalgoritmer. ;Som et eksempel er fig. 3A-3E forbilledlige diagrammer knyttet til fremgangsmåter for hulromserstatning benyttet i en reservoarsystemmodell. I fig. 3A har en forbilledlig reservoarsystemmodell 300 seks produksjonsenheter 302a-302f, tre vanninjeksjonsenheter 304a-304c, og tre gassinjeksjonsenheter 306a-306c. Brønnhåndteringsstrategien for denne reservoarsystemmodellen 300 kan være å produsere ved den høyest mulige oljeraten ved hvert tidstrinn og å injisere all gass og vann som produseres. ;For å oppnå en VRR lik 1 for hvert tidstrinn kan det være nødvendig å injisere ytterligere vann, som vist i diagrammene i fig. 3B-3D. Selv om en mål-VRR lik 1 er spesifisert, er injeksjonsratene spesifisert basert på estimerte rater ved begynnelsen av hvert tidstrinn som er løst. Dette etterfølger den "tradisjonelle" hulromserstatningsalgoritmen beskrevet ved ligningen (Lign. 5). I fig. 3B er diagrammet 310 av resultater på endelige beregninger på slutten av tidstrinnet for typisk hulromserstatning i reservoarvolumetriske enheter vist. Resultatene inkluderer en injeksjonsgassraterespons 314, en injeksjonsvannraterespons 315, en produksjon stota I rate 316, en VRR-respons 317 og en kumulativ VRR-respons 318. For disse responsene 314-316 er verdiene langs en rateakse 311 i fat per dag (bbl/day) plottet mot en tidsakse 312 i dager, mens verdier på VRR-aksen 313 er plottet mot tidsaksen for responsene 317-318. Selv om algoritmen er ment å opprettholde en VRR lik én, som vist i diagram 310, utvikles noe feil på grunn av tidstrinnlineærisering, og injeksjonsratene er lavere enn den ønskede mengden. ;I fig. 3C er vist diagram 320 for netto gassrate og netto kumulativ gass for det gjeldende eksemplet. For netto gassrate respons 324, er verdier for en netto gassrateakse 321 i standardkubikkfot per dag (SCF/day) plottet mot en tidsakse 322 i dager, mens verdier for en netto gasskumulativ akse 323 plottes mot tidsaksen 322 for en netto gass kumulativ respons 325. ;For brønnhåndteringsstrategien var all gassen som ble produsert, men som vist i diagram 320, de predikerte brønnratene på responser 324-325 ved begynnelsen av tidstrinnet underestimerer gassproduksjonsraten, som indikerer at injeksjonsratene for responsene 314 og 315 av fig. 3B var for lave. På slutten av simuleringen ved en tid på omtrent 1600 dager, har 40 000 000 SCF av gass blitt produsert, men denne gassen ble ikke injisert som spesifisert i eksempel. ;I fig. 3D illustrerer diagrammet 330 den gjennomsnittlige trykket langs en trykkakse 331 i pund per kvadrattomme atmosfærisk (psia) mot tidsaksen 332 i dager. Som vist i diagram 330 ble ikke trykket opprettholdt selv om VRR var tett opp til 1. Som vist i fig. 3B har det gjennomsnittlige trykket falt nesten 200 psi under simuleringen. Dette fallet i trykk kan knyttes til å ikke opprettholde en VRR på én og benytter forskjellige referansebetingelser for volumetriske beregninger for produksjonsenhetene og injeksjonsenhetene. ;Fig. 3E illustrerer diagram 340 av forsterkninger i hulromserstatningsalgoritmene tilveiebrakt av MBCene. Som nevnt ovenfor i fig. 3A reinjiseres produsert gass og vann. Imidlertid, i dette eksemplet benyttes gass for å gjøre opp for forskjellen i hulrom. For hulromserstatningsberegningene av MBCene, benyttes områdets middeltrykk som referansetrykk og relakseringstiden er 30 dager. Som vist i diagrammet 340 plottes verdier for en MBG VRR-respons 344 og en tradisjonell VRR-respons 345 langs en VRR-akse 341 mot en tidsakse 342 i dager, mens verdier for et MBG gjennomsnittstrykkrespons 346 og en tradisjonell gjennomsnittstrykkrespons 347 langs en trykkakse 343 i psia plottes mot tidsaksen 341. Med hensyn til VRR har verdiene for MBG VRR-responsen 344 et mye mindre avvik fra 1 (f.eks. mål-VRR) enn den tradisjonelle VRR-responsen 345. Dessuten, som indikert ved verdiene av MBG VRR-responsen 344, omdirigerer brønnhåndteringsalgoritmen til MBCen seg selv under simuleringen for å korrigere tidslineariseringsfeilen. Med hensyn til trykket, i et ideelt reservoarområde, bør innstilling av en VRR lik én opprettholde trykket i reservoarområdet. Ved å anvende tradisjonelle hulromserstatningsalgoritmer, minker verdiene på den tradisjonelle gjennomsnittstrykkresponsen 347 med nesten 300 psi på 1600 dager. Imidlertid, mens verdiene på MBG gjennomsnittstrykkresponsen 346 avtar, reduserer brønnhåndteringsalgoritmen til MBCene feilen med omtrent det halve. Ved å anvende reservoargjennomsnittstrykket som referansetrykk for volumetriske beregninger og korrigerer for tidstrinnslineariseringsfeil, er MBCer i stand til å opprettholde reservoartrykket på en forsterket måte for reservoarsimuleringen. Ytterligere forsterkninger er diskutert i trykkopprettholdelsesalgoritmen nedenfor. ;Trykkopprettholdelsesalgoritmer ;I tillegg til hulromserstatningsalgoritmer, kan en annen brønnhåndteringsalgoritme inkludere trykkopprettholdelsesalgoritmer. Som beskrevet ovenfor er det gjennomsnittlige trykket i reservoaret en svært kompleks funksjon av reservoarflytkarakteristikker, fluidfaseoppførsel, produksjonsrater og injeksjonsrater. Som sådan er trykkopprettholdelse mer komplisert enn kun å opprettholde en VRR på omtrent én. Videre erfares en tidsforsinkelse ved trykket før endringer i produksjons- eller injeksjonsrater begynner å ha innvirkning på det gjennomsnittlige reservoartrykket. Således, foren strategi for trykkopprettholdelse, kan en reservoaringeniør spesifisere et målsatt gjennomsnittlig trykk for geolegemet. Den umiddelbare VRR ved hvert tidstrinn for å opprettholde det måltrykket blir da beregnet ved anvendelse av en proporsjonal-integral-derivert (PID)-regulator. Konseptet av å bruke en PID-regulator kommer fra teorien om prosessregulering. Se f.eks. Segorg, Dale E., et al., Process Dynamics and Control, Wiley, New York, 1989, s. 195. Således kan prosessreguleringsteori benyttes for å regulere brønnhåndtering i en reservoarsimulator. ;I denne implementeringen beregnes en mål-VRR, VRRtargetldynamisk ved anvendelse av den følgende ligningen (Lign. 6): hvor Kc, ti, zder konstanter som brukes til å finstille PID-regulatoren. Ep er feilen i måltrykket minus det gjennomsnittlige trykket ( Ptarget- Paverage) og fEpdter integrasjonen av trykkfeil over tid. jE„ dt for det gjeldende tidstrinnet beregnes på slutten av det tidligere tidstrinnet ved ligningen (Lign. 7): ;hvor PaYerage, beginning of ts vaiue er det gjennomsnittlige trykket ved begynnelsen av tidstrinnet. ;For å unngå "metning" av integral uttrykket lEpdt, dersom det beregnede VRRtargeter større enn en brukerspesifisert VRRmaxrblir ikke verdien for fEpdt oppdatert. Typiske verdier for KC/zlfzder henholdsvis 1,0, 100, 0,0, men kan variere med reservoaret og vurderingen fra ingeniøren. ;Et eksempel på anvendelsen av trykkopprettholdelsen er illustrert i fig. 4. Fig. 4 beskriver en sammenligning av responser når trykkopprettholdelsesalgoritmen brukes istedenfor den tradisjonelle hulromserstatningsalgoritmen eller den forsterkede MBG-algoritmen. Som vist i diagram 400, plottes verdier for en MBG VRR-respons 404, MBG-trykkopprettholdelsesrespons 405, og en tradisjonell VRR-respons 406 langs en VRR-akse 401 mot en tidsakse 402 i dager, mens verdier for en MBG gjennomsnittstrykkrespons 407, MBG-trykkopprettholdelsesrespons 408 og en tradisjonell gjennomsnittlig trykkrespons 409 langs en trykkakse 403 i psia (trykk per kvadrattomme absolutt, som også er henvist til som "psi" her) plottes mot tidsaksen 401. I dette eksemplet settes måltrykket til et initielt trykk på 1843 psi. En PID-regulator justerer automatisk mål-VRR over tid for å kompensere for initielle feil i trykk og deretter for å opprettholde trykket ved 1843 psi, som vist i MBG-trykkopprettholdelsesresponsen 408. MBG-trykkopprettholdelsesalgoritmen kan kompensere for feil forårsaket av kompleks fluidfase og flytoppførsel så vel som "forstyrrelser" i systemet forårsaket ved åpning eller lukking av brønner eller endringer i brønnrater. MBG-trykkopprettholdelsesresponsen 405 er in indikasjon på den ikke-ideelle beskaffenheten av reservoarsimuleringen. MBG-trykkopprettholdelsesalgoritmen avvek korrekt VRR'en bort fra én, slik for så å returnere det gjennomsnittlige reservoartrykket til måltrykket. ;Injeksjonstildelingsalgoritme ;Videre, ytterligere forsterkninger kan tilveiebringes i injeksjonstildelingsalgoritmer. F.eks. kan reservoaringeniøren spesifisere begrensninger for reservoaret og innsamlingen av brønner representert av MBCen. Begrensningene inkluderer maksimal injeksjonsrate for injeksjonsenheter, maksimal injeksjonsrate for MBCen, maksimum deltatrykk (f.eks. forskjell i trykk mellom reservoaret og brønnoden), maksimum brønntrykk, minimums injeksjonsrater (for brønn og MBG), minimum VRR, maksimum VRR, og lignende. For å tildele fluider til injeksjonsenhetene kan en prosess- eller injeksjonstildelingsalgoritme benyttes, som diskutert nedenfor i fig. 5. Vennligst merk at denne injeksjonstildelingsalgoritmen er for forbilledlige formål og antar at produksjonsrater allerede har blitt satt. ;Flytdiagrammet begynner ved blokk 502. Ved blokk 504 beregnes produksjonsrater for initielt tidstrinn. Produksjonsrater settes ofte ved å spesifisere raten til én av fasene på hver brønn (f.eks. typisk flytende hydrokarbonfasen). Ratene for de andre fasene estimeres, basert på reservoarbetingelsene ved begynnelsen av tidstrinnet, som sannsynligvis vil være forskjellig ved slutten av tidstrinnet. Disse estimerte ratene relaterer til mengden gass og vann tilgjengelig under tidstrinnet for injeksjon. Spesielt beregnes estimatene for reservoar- og overflatevolumproduksjonsrater ved begynnelsen av tidstrinn, som kan inkludere brukerspesifiserte eksterne kilder og trekker fra brukerspesifiserte eksterne sinkbrønner. Deretter beregnes de maksimums injeksjonsrater for injeksjonsenhetene, som kan være i MBCen, som vist i blokk 506. Beregningen av de maksimale injeksjonsratene kan inkludere beregning av rater når brønntrykket settes til det minimum av det maksimale brønntrykket og minimum av det tilkoplede reservoarblokktrykket og det maksimale deltatrykket, sammenligner trykkbegrensede rater (f.eks. de ovenforstående beregnede ratene) med brukerspesifiserte maksimale injeksjonsrater, og velger den lave raten. ;Straks de maksimale injeksjonsratene er beregnet, tildeles injeksjonsfluidene i blokkene 508-514. Det skal nevnes at blokker 508-512 er gjenstand for den mengden av injeksjonsfluid som er tilgjengelig, som kan være basert på beregningen i blokk 504. I blokk 508 tildeles injeksjonsfluidene opp til de minimums ratebegrensningene på injeksjonsenhetene. Tildelingen av injeksjonsfluider kan inkludere tildeling av injeksjonsfluider for å injisere opp til MBG-minimums VRR-mål ( MinVRR- må\). Tildelingen av injeksjonsfluider kan inkludere tre faktorer. Først kan reservoarvolumet påkrevd for å imøtekomme MBG-begrensningen for minimum VRR beregnes ved de følgende ligningene (Lign. ;8) og (Lign. 9): ;hvori VRRrequesteder hulromserstatningsforhold som skal tildeles i blokk 508, MBG VRRminer minimums hulromserstatningsforhold etterspurt av brukeren, Min Injector Res rates er minimum injeksjonsrater spesifisert av brukeren ved reservoarbetingelser, og Voidage Rate er den totale reservoarvolumproduksjonsraten. Uttrykkene Vol^ res og VolProd, res, est>matedfort>mesteP er de same uttrykkene diskutert ovenfor i ligning (Lign. 4). For det andre kan de maksimale injeksjonsratene i overflateenheter beregnes av ligning (Lign. 10): ;hvor Convert_ to Surface_ Rate representerer en funksjon som omdanner volume ved reservoarbetingelser til overflatebetingelser og Material Balance Constraints er minimums ratebegrensninger spesifisert av brukeren for MBCen. For det tredje tildeles fluider til injeksjonsenhetene. Denne tildeling kan inkludere sortering av injeksjonsenheter ved brukerprioritet, injektivitet, eller andre kriterier og tilegner injeksjonsfluider til injektorenheter opp til deres minimums rater, MBG-begrensninger, eller inntil intet mer injeksjonsfluid er tilgjengelig fra resultatene av ligning (Lign. 10). ;Ved blokk 510 tildeles injeksjonsfluidene opp til mål-VRR. Tildeling av injeksjonsfluider i denne blokken kan inkludere beregning av reservoarvolum forespurt for å imøtekomme MBG-målet VRR og tildele fluidene til injeksjonsenhetene. Beregningen av det forespurte reservoarvolumet kan være basert på ligningene (Lign. 4) eller (Lign. 6), som er diskutert ovenfor. For å tildele fluidene til injeksjonsenhetene, kan injeksjonsenhetene være sortert ved brukerprioritet, injektivitet eller andre kriterier. Deretter kan injeksjonsfluidene tildeles inntil det forespurte reservoarvolumet er tilfredsstilt, eller MBG-begrensninger er tilfredsstilt, eller inntil intet mer injeksjonsfluid er tilgjengelig. ;Ved blokk 512 kan det tas en avgjørelse om overskuddsfluider som skal injiseres utover mål-VRR og opptil det maksimale VRR for å avhende overskuddsfluider. Avgjørelsen kan være basert på en utvelgelse av reservoaringeniøren. I denne blokken, som eventuelt kan utføres, kan injeksjonen av ekstrafluider, så som gass og vann, inkludere beregning av reservoarvolumet forespurt for å imøtekomme MBG-målet for maksimum VRR ved å anvende den følgende ligningen (Lign. 11): Deretter kan ytterligere fluider tildeles injeksjonsenhetene. Tildelingen av ytterligere fluider kan inkludere sortering av injeksjonsenhetene ved brukerprioritet, injektivitet, eller andre kriterier og tildeling av injeksjonsfluider inntil det forespurte reservoarvolumet er tilfredsstilt, MBG-begrensninger er tilfredsstilt, og/eller intet mer ytterligere injeksjonsfluider er tilgjengelige. ;Ved blokk 514 tas en avgjørelse på hvorvidt MBCen allerede har tildelt den forespurte mengden for å oppnå mål-VRR. Dersom målmengden ikke er imøtekommet, kan ytterligere fluider brukes for å "gjøre opp for forskjellen" for å oppnå MBG-mål VRR-verdien. De andre fluidene kan inkludere fluider fra en uspesifisert kilde for å gjøre opp for forskjellen mellom mengden av injeksjonsfluidet tilgjengelig og mengden av injeksjonsfluidet nødvendig for å passe til MBG-mål VRR-verdien. Bestemmelsen kan inkludere beregningen av reservoarvolumet forespurt for å tilfredsstille MBG-begrensningen av en minimums VRR, som kan være basert på ligningene (Lign. 4) og/eller (Lign. 6) diskutert ovenfor. Deretter kan de andre injeksjonsfluidene tildeles ved å sortere injeksjonsenhetene ved brukerprioritet, injektivitet, eller andre kriterier og tildele andre injeksjonsfluider inntil det forespurte reservoarvolumet er tilfredsstilt, MBG-begrensningene er tilfredsstilt. Vennligst merk at kan hende er ingen begrensning til stede på det tilgjengelige fluidet for injeksjon. ;Ved blokk 516 lagres de beregnede injeksjonsratene for injeksjonsbrønnene. Dette kan innebære lagring av algoritmeparametrene for injeksjonstildelingen i minne, vise algoritmeparametrene for injeksjonstildelingen på en displayenhet eller tilveiebringe algoritmeparametrene for injeksjonstildelingen for en simulering av et reservoarsystem. Uansett ender prosessen ved blokk 518. ;På en gunstig måte forsterker denne prosessen brønnhåndtering av reservoaret ved å tilveiebringe en forsterket tildelingsprosess i forhold til tradisjonelle tilnærmelser og opprettholde materialbalansen. F.eks., blokker 508-512 av tildelingsprosessen tilveiebringer reservoaringeniørene med fleksibilitet i å sette minimums injeksjonsbegrensninger, målsatte injeksjonsbegrensninger og avsetting av overskuddsfluider, mens materialbalansen honoreres. Spesielt gir blokk 514 reservoaringeniøren mulighet for å beregne hvor mye fluid som faktisk er nødvendig for å oppnå det forespurte hulromserstatningen eller trykkopprettholdelsen. Således tillater blokker 508-514 for forsterket fleksibilitet i forhold til tildeling i et enkelt trinn ved at hver brønn får deres del av rate tildelt til den for et gitt trinn før bevegelse på den neste tildelingen. ;Videre, med en enkeltrinns tildelingsprosess, kan en høykapasitetsbrønn få en høyere prioritet enn de andre injeksjonsenhetene. Dvs. injeksjonsenheten med høy kapasitet kan motta alle injeksjonsfluidene, mens andre brønner ikke mottar injeksjonsfluidtildelinger. Dette kan føre til ubalansert injeksjon og dårlig sveipevirkningsgrad (dårlig oljeutvinning) i reservoaret. Imidlertid, under den nåværende tildelingsprosessen, tildeles injeksjonsfluidene på en mer fordelt måte som balanserer injeksjonen for å tilveiebringe forbedret oljeutvinning. ;Foreldre-barn relasjoner i MBCer ;For ytterligere å forsterke anvendelsen av MBCer, kan relasjoner etableres mellom MBG-samlinger. Ettersom MBCer kan representere forskjellige grupperinger av plattformer, brønnmønstre, forkastningsblokker eller plattformgrupper, osv., kan forskjellige relasjoner etableres mellom MBCer for ytterligere å forsterke håndtering av et reservoarsystem. F.eks. er fig. 6A-6E forbilledlige diagrammer av en reservoarsystemmodell som har MBCer i samsvar med noen utførelsesformer av de foreliggende teknikkene. Fig. 6A og 6B kan best forstås ved samtidig å betrakte fig. 3A. I fig. 6A har en forbilledlig reservoarsystemmodell 600 seks produksjonsenheter 302a-302f, vanninjeksjonsenhetene 304a-304c og tre gassinjeksjonsenheter 306a-306c, som er diskutert ovenfor. I denne reservoarsystemmodellen 600 har reservoaret blitt delt opp i en foreldre-MBG og tre barne-MBCer, som er en første MBG 602, en andre MBG 604 og en tredje MBG 606. Relasjonene til MBCene 602-606 er videre beskrevet med henvisning til fig. 6B. ;I fig. 6B er et logisk diagram 610 av reservoarsystemmodellen 600 av fig. 6A vist. I dette diagrammet 610 representerer forskjellige logiske diagrammer flytnettverk for produksjonsenhetene 302a-302f, injeksjonsenheter 304a-304c og 306a-306c, og representerer relasjonene for MBCer 602-608 for den forbilledlige reservoarsystemmodellen 600. F.eks. representerer et MBG-logisk diagram 612 relasjonene mellom barne-MBCene 602-606 og en foreldre-MBG 608. Dessuten representerer et logisk nettverk 614 relasjonene mellom produksjonsenheter 302a-302f, et logisk nettverk 616 for en vanninjeksjonsenhet representerer relasjonene mellom vanninjeksjonsenheter 304a-304c og et logisk nettverk 618 for en gassinjeksjonsenhet representerer relasjonene mellom vanninjeksjonsenhetene 306a-306c. For hver av disse logiske nettverkene 614-618 kan de individuelle brønnene assosieres med en spesifikk MBG, så som barne-MBCer 602-606. F.eks. kan produksjonsenheter 302a, 302b og 302e sammen med injeksjonsenheter 304b og 306a-306c assosieres i MBCen 602. Tilsvarende kan produksjonsenhetene 302c sammen med injeksjonsenhetene 304c assosieres i MBCen 604, mens produksjonsenhetene 302f sammen med injeksjonsenhetene 304a kan assosieres i MBCen 606. Som vist i dette diagrammet 610 trenger ikke brønnene (f.eks. produksjonsenheter og injeksjonsenheter) assosiert sammen i en MBG av det logiske diagrammet 612 for MBG å være det samme flytnettverket for reservoarsystemmodellen 600. ;For å drifte kan de forskjellige algoritmene for MBCen anvendes for å håndtere reservoarsimuleringen. F.eks., med hensyn til tildelingsalgoritmen for injeksjonen, kan en bruker spesifisere hvilke tiltak som må gjøres med produsert gass og vann for hver av MBCene 602-608. Spesielt kan brukeren velge å injisere fluider ved barne-MBCene 602-606, eksportere opp til foreldre-MBCen 608, importere ytterligere fluider fra foreldre-MBCen 608 og/eller eksportere/importere til foreldre-MBCen 608 (f.eks. sende fluider til foreldre-MBG 608 og la foreldre-MBCen 608 omfordele fluidene til barne-MBCene). Foreldre-MBCen 608 kan håndtere tildelingen av fluidene til barne-MBCene 602-606 i henhold til forskjellige prioriteringsstrategier (f.eks. brukerspesifisert, minimum VRR-kumulativ (Min VRR cum), maksimum oljeproduksjon (Max Oil Production), minimum gjennomsnittstrykk (Min average pressure), osv.). For tildelingsalgoritmer for injeksjon begynner beregninger med foreldre-MBCen 608, som følger den samme strømmen beskrevet ovenfor i fig. 5 for injeksjonstildeling av en enkelt MBG. Imidlertid, for sortering av injeksjonsenheter eller fordeling til injeksjonsenheter, fordeler foreldre-MBCen 608 til barne-MBCene 602-606, som igjen fordeler til hvilken som helst barne-MBCer eller brønner. ;Som et eksempel kan MBCene 602-608 defineres som nevnt ovenfor i fig. 6A og 6B. I denne modellen kan MBCene 602-608 sende alle produserte fluider (f.eks. gass og vann) til foreldre-MBCen 608, som fordeler det produserte fluidet tilbake til barne-MBCene 602-606. Deretter, dersom alle produserte fluider skal reinjiseres, kan trykket opprettholdes i hvert område ved å injisere tilstrekkelig vann. Ettersom MBCene 604 og 606 ikke har noen injeksjonsenheter 306a-306c for gass, bør disse MBCene ha en netto gassproduksjon (f.eks. positiv). MBCen 602 bør ha en netto gassinjeksjon (f.eks. negativ), og foreldre-MBCen 608 bør ha en netto gassrate på null. Disse resultatene for simulering av reservoarsystemmodellen er vist videre i fig. 6C-6F. ;I fig. 6C er det vist et diagram 620 av netto gassrater for de forskjellige MBCene 602-608. I dette diagrammet er responser, så som første respons 623 som representerer MBG 602, en andre respons 624 som representerer MBG 604, en tredje respons 625 som representerer MBG 606, og en fjerde respons 626 som representerer foreldre-MBCen 608, vist for netto gassrater langs en netto gassakse 621 i SCF mot tid langs en tidsakse 622 i dager. Fra disse responsene 623-626, forsterkes materialbalansen (f.eks. netto gassrater) ved foreldre-MBG-nivået for hver av MBCene 602-608. Således ble all gass tildelt de passende gassinjeksjonsenhetene, som spesifisert av reservoaringeniøren. ;I fig. 6D er et diagram 630 for gjennomsnittstrykket for de forskjellige MBCene 602-608 vist. I dette diagrammet 630 er responser, så som første respons 633 som representerer MBG 602, en andre respons 634 som representerer MBG 604, en tredje respons 635 som representerer MBG 606, og en fjerde respons 636 som representerer foreldre-MBCen 608, vist for gjennomsnittstrykk langs en trykkakse 631 i psia mot tid langs en tidsakse 632 i dager. Fra disse responsene 633-636, ble trykkopprettholdelsesalgoritmene for MBCene opprettholdt i trykk i de tre MBCene. Trykket for MBG 606 gikk ikke helt tilbake til sitt opprinnelige trykk fordi produksjonsenheten 302f ble avstengt og injeksjonen fra området assosiert med den MBCen 606 stoppet. ;I fig. 6E er et diagram 640 for netto vannrate for de forskjellige MBCene 602-608 vist. I dette diagrammet 640 er responser, så som første respons 643 som representerer MBG 602, en andre respons 644 som representerer MBG 604, en tredje respons 645 som representerer MBG 606, og en fjerde respons 646 som representerer foreldre-MBCen 608, vist for netto vannrate langs en trykkakse 641 i STB mot tid langs en tidsakse 642 i dager. Fra disse responsene 643-646, er de forskjellige vannratene benyttet for å opprettholde trykk i de tre områdene assosiert med MBCene 602-606 vist. Således demonstrerer dette eksemplet videre verdien av en hierarkisk struktur av MBCer (f.eks. samlinger av reservoarceller, produksjonsenheter, injeksjonsenheter) som forsterker både materialbalanse og volumbalanse for en brønnhåndteringsstrategi. ;Overvåking og regulering av fluks ;I tillegg kan MBCene tilveiebringe andre fordeler, så som overvåking og regulering av fluks. F.eks., ettersom MBCer inneholder en samling av reservoarceller, kan den gjeldende mengden av hydrokarboner i geolegemet beregnes ved ethvert tidstrinn. Dvs. MBCene sporer den kumulative produksjonen og injeksjonen for det modellerte reservoarsystemet. Gjennom anvendelsen av MBC<e>r for materialbalanse kan strømmen av hydrokarboner fra et geolegeme til et annet beregnes ved ligningen (Lign. 12): ;hvor Net_ flux_ out representerer fluidet som strummer over geolegemets grenser, Original_ Amount er mengden av komponent (f.eks. hydrokarboner) ved begynnelsen av simuleringen i mol, Current_ Amount er mengden av komponent ved den gjeldende simuleringstiden. Production er produksjonen av en component og Injection er injeksjonen av komponenten. Denne ligningen (Lign. 12) kan anvendes på en rate- eller kumulativ basis sammen med andre tilnærmelser for beregning av denne mengden. Således kan mengdene i ligningen (Lign. 12) ha enheter av mol, mol/tid, osv. Uttrykket Net_ flux_ out kan kvantifisere forskjellige operasjoner, så som styring av vann, spissing av gass, flytting av hydrokarboner inn i vannsonen, vann/gassinntrengning, og strømmen av hydrokarboner over en leiegrense. Eksempler på noen av disse aspektene er diskutert videre nedenfor i fig. ;7 A og 7B. ;Fig. 7A er et forbilledlig diagram av typisk vannstyring i en reservoarsystemmodell 700, mens fig. 7B er et forbilledlig diagram av typisk vannstyring i en reservoarsystemmodell 720 som benytter MBCer. I reservoarsystemmodellene 700 og 720, tilveiebringer et brønnhull, så som en produksjonsenhet 702, en fluidstrømningsvei 708 for fluider innenfor undergrunnssoner, så som en hydrokarbonsone 704 og en vannsone 706. Vannstyring forekommer typisk i produksjonsenheter når produksjonsraten er tilstrekkelig høy til å trekke vann opp fra en vannsone 706 under bunnen av brønnhullet av produksjonsenheten 702, som er vannstyringen 710. Trykk-trekk ned fra produksjonsenheten 702 overstiger tyngdekraften og vann trekkes ned inn i brønnhullet, som vist i fig. 7A. Dersom raten reduseres kan styringen "hele" (f.eks. tyngdekraften trekker vannet tilbake ned inn i vannsonen 706). Således kan en rate bestemmes og settes for produksjonsenheten 702, slik at løfteeffekten på trykk-trekk ned er i likevekt med tyngdekraftens påvirkning slik at vannstyringen ikke når frem til bunnen av brønnhullet. Denne likevekts ra ten er svært vanskelig å beregne på forhånd. Videre kan likevekts raten endres med tid i reservoarsystemet, og er en funksjon av trykk, rate, fluidsammensetning og bergartstype. ;For å håndtere vannstyringen, kan en MBG, så som MBG 722, defineres og anvendes for å bestemme likevekts raten overtid, som vist i fig. 7B. Anvendelsen av MBG 722 kan være tilsvarende anvendelsen av MBCer for å opprettholde trykk i reservoarsystemer diskutert ovenfor. F.eks. kan prosessreguleringsteori anvendes for å sette raten på produksjonsenheten 702, slik at netto fluks av vann i reservoarområdet (f.eks. soner 704 og 706) modellert av MBCen er null eller tilstrekkelig lite tall, som vist i ligning (Lign. 13) nedenfor: ;hvor fei I uttrykkene ( Eflux) er differansen mellom den beregnede vannfluksen inn I ;MBG-området og den brukerspesifiserte tillatte vannfluksen, Qproducerer raten som anvendes for å sette produksjonsraten, Qtargeter den ønskede produksjonsraten, og Kc,*/og Td er brukerspesifiserte konstanter for PID-regulatoren. Fluksberegningene og deres assosierte reguleringer kan være basert på strømmen av et fluid i en særskilt retning eller gjennom en særskilt grense av reservoar-geolegemet. Styringer kan være basert på sammensetning, så som forholdet mellom olje og vann. På grunn av at sammensetningen inn i reservoar-geolegemet til slutt er sammensetning inn til produksjonsenheten 702, tillates det, ved anvendelse av MBG 722 rundt produksjonsenheten 702, å gjøre justeringer på brønnen basert på fremtidige resultater. På denne måten kan MBCer benyttes for å utvikle prediktiv brønnhåndtering.

Videre kan MBCer beskrevet ovenfor også benyttes med multiple brønner eller for andre operasjoner. F.eks. kan de andre operasjonene inkludere gasspissing, som dytter hydrokarboner inn i en vannsone, regulering av bevegelsen av fluider inn til og ut av et reservoar-geolegeme. Hver av disse operasjonene er tilsvarende vannstyringseksemplene diskutert ovenfor og kan håndteres med analoge styringer. Dessuten kan MBG også benyttes til å sette rater for et sett av brønner, som inkluderer produksjonsenheter og/eller injeksjonsenheter. F.eks. kan MBCer benyttes til å sette rater for en injeksjonsenhet eller en gruppe injeksjonsenheter, hvor geolegemet assosiert med MBCen omslutter injeksjonsenhetene. Dersom olje/vannforholdet for fluidet som forlater geolegemet faller under en viss verdi, så kan brukeren beslutte å redusere injeksjon, avstenge injeksjonsenhetene og/eller tildele fluidene til et mer gunstig sett av injeksjonsenheter.

Brønnplassering

MBCer kan også benyttes til å bestemme plassering av brønner. Dvs. MBCene kan benyttes til å bestemme når og hvor brønner skal bores og hvorvidt brønnene bør være produksjonsenheter og/eller injeksjonsenheter. Ettersom MBCer assosieres med deler av reservoaret og inkluderer data for løpende og tidligere brønnrater, kan MBCer benyttes for å utvikle algoritmer for å bestemme brønnplassering. Som et eksempel kan reservoar-geolegemene søkes for områder av omgått olje. Deretter kan brønnplasseringer bli begrenset ved å plassere nye brønner ved minst en minimumsavstand fra andre brønner eller ved anvendelse av en særskilt brønnspredning eller mønster for å plassere nye brønner. Denne dynamisk automatiserte beregningen kan hjelpe til for ingeniørene for å bestemme egnede brønnplasseringer for forbedret utvinning. Et eksempel på modelleringssystemet som kan anvende MBCer er beskrevet i større detalj nedenfor i fig. 8.

Eksempelvis utførelsesform av modelleringssystem ved anvendelse av MBCer

Som en eksempelvis utførelsesform kan fremgangsmåtene og utførelsesformene beskrevet ovenfor implementeres i et modelleringssystem eller simulator, som vist i fig. 8. Fig. 8 er en forbilledlig utførelsesform av et modelleringssystem 200 som har forskjellige elementer og komponenter som benyttes til å modellere, beregne og vise resultatene av beregningene (f.eks. simulerte resultater av beregnede data i grafisk- eller tekstform) av reservoarsimuleringen. Modelleringssystemet 800 kan inkludere et datamaskinsystem 802 som har en prosessor 804, datakommunikasjonsmodul 804, monitor eller visningsenhet 808 og én eller flere modelleringsprogrammer 810 (f.eks. rutiner, applikasjoner eller sett av datamaskinavlesbare instruksjoner) og data 812 lagret i minne 814. Datamaskinsystemet 802 kan være et konvensjonelt system som også inkluderer et tastatur, mus og andre brukergrensesnitt for vekselvirkning med en bruker. Modelleringsprogrammene 810 kan inkludere koden konfigurert for å utføre fremgangsmåtene beskrevet ovenfor, mens dataene 812 kan inkludere trykk, strømningsrater og/eller annen informasjon benyttet i fremgangsmåtene beskrevet ovenfor. Selvsagt kan minne 814 være av en hvilken som helst konvensjonell type av datamaskinavlesbar lagring anvendt for lagringsapplikasjoner, som kan inkludere harddiskdrev, floppydisker, CD-ROM'erog andre optiske medier, magnetisk teip og lignende.

Ettersom datamaskinsystemet 802 kan kommunisere med andre anordninger, så som klientanordninger 816a-816n, kan datakommunikasjonsmodulen 806 konfigureres for å vekselvirke med andre anordninger over et nettverk 818. F.eks. kan klientanordninger 816a-816n inkludere datamaskinprogrammer eller andre prosessorbaserte anordninger som veksler data, så som modelleringsprogrammet 810 og dataene 812, med datamaskinsystem 802. Spesielt kan klientanordninger 816a-816n assosieres med boreutstyr ved en brønnplassering eller kan være plassert innenfor en kontorbygning og benyttes til å modellere BHA-konstruksjonskonfigurasjoner. Ettersom disse anordningene kan være plassert på forskjellige geografiske steder, så som forskjellige kontorer, bygninger, byer eller land, kan et nettverk 818 benyttes for å tilveiebringe kommunikasjonen mellom forskjellige geografiske steder. Nettverket 818, som kan inkludere forskjellige nettverksanordninger, så som rutere, brytere, broer, f.eks., kan inkludere ett eller flere lokal område-nettverk, bred område-nettverk, server område-nettverk, metropol område-nettverk, eller kombinasjoner av disse forskjellige nettverkstypene. Koplingen og anvendelsen av nettverket 818 ved anordningene i modelleringssystemet 800 forstås av fagfolk innen teknikken.

For å benytte modelleringssystemet kan en bruker vekselvirke med modelleringsprogrammet 810 via grafiske brukergrensesnitt (GUI'er), som er beskrevet ovenfor. Via skjermbetraktninger eller gjennom direkte vekselvirkning, kan en bruker iverksette modelleringsprogrammet for å utføre fremgangsmåtene beskrevet ovenfor. Som sådan kan en bruker vekselvirke med modelleringsprogrammet for å bygge opp og utføre simuleringen av reservoarmodellen.

Parallellprosessering av brønnhåndtering

Som en annen fordel av å anvende MBCer kan MBCer prosesseres på forskjellige systemer, så som datamaskinsystemet 802 og klientanordningene 816a-816n. Det kan muligens erkjennes at én av vanskelighetene med brønnhåndtering er at det er vanskelig å utvikle datamaskinimplementerte algoritmer som kan kjøres eller utføres i parallelloperasjon. Med den hierarkiske strukturen tilveiebrakt med MBCer, kan reservoarsimuleringen deles opp i multiple MBCer, hvor hver MBG har sin egen brønnhåndteringsstrategi. Følgelig kan beregningene for hver MBG utføres i parallell for å redusere tidsforbruket for å prosessere reservoarsimuleringen i serielloperasjon. På denne måten tilveiebringer reservoaringeniøren en naturlig dekomponering for parallell brønnhåndtering av reservoarsimuleringen.

Som med typisk parallell utførelse av kode kan synkroniseringspunkter være påkrevd. Som et eksempel, i foreldre-barn trykkvedlikeholdseksemplet gitt tidligere, kan et synkroniseringspunkt være påkrevd etterat produksjonsratene er beregnet for å tillate foreldre-MBCen og sortere og fordele fluidene til barne-MBCene.

Mens de foreliggende teknikkene ved oppfinnelsen kan være mottakelige for forskjellige modifikasjoner og alternativformer, har de forbilledlige utførelsesformene diskutert ovenfor blitt vist ved eksempel. Imidlertid skal det igjen forstås at oppfinnelsen ikke er ment å være begrenset til de særskilte utførelsesformene vist her. Faktisk skal de foreliggende teknikkene ved oppfinnelsen dekke alle modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som faller innenfor omfanget av oppfinnelsen som definert ved de følgende vedføyde kravene.

Claims

1. Fremgangsmåte for modellering av et reservoarsystem, omfattende: oppbygging av en reservoarmodell for et reservoarsystem (300; 600; 700;

720), hvor reservoarmodellen (300; 600; 700; 720) omfatter et reservoar og en flerhet av brønner (302 a-f; 702); oppbygging av minst en materialbalansegruppe (602, 604, 606; 722), hvor den minst ene materialbalansegruppen (602, 604, 606; 722) omfatter en del av minst én av flerheten av brønner (302 a-f; 702), en del av reservoaret, og minst en algoritme for å spore materialbalanse innenfor den minst ene materialbalansegruppen (602, 604, 606; 722); simulere fluidstrøm gjennom reservoarmodellen (300; 600; 700; 720), basert på den minst ene materialbalansegruppen (602, 604, 606; 722) ved en simulator (800); og rapportere resultater for simuleringen, karakterisert vedat den minst ene algoritmen er minst en brønnhåndteringsalgoritme og ved at den minst ene materialbalansegruppen (602, 604, 606; 722) kopler reservoaroppførsel til en brønnhåndteringsstrategi, representert ved den minst ene brønnhåndteringsalgoritmen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor simulering av fluidstrøm gjennom reservoarmodellen omfatter: å bestemme grensebetingelser for reservoarmodellen, basert i det minste delvis på den minst ene materialbalansegruppen for en flerhet av tidstrinn; og å løse fluidstrømligninger som representerer fluidstrømmen gjennom reservoarmodellen, basert på grensebetingelsene for flerheten av tidstrinn.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor bestemmelse av grensebetingelser omfatter: å beregne en kumulativ differanse mellom spesifiserte injeksjonsrater ved begynnelsen av én av flerheten av tidstrinn og beregnet produksjonsrater ved slutten av den ene av flerheten av tidstrinn; og å tilsette en del av den kumulative differansen til spesifiserte injeksjonsrater ved begynnelsen av en annen av flerheten av tidstrinn som følger den ene av flerheten av tidstrinn.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvori bestemmelse av grensebetingelsene omfatter løsing av en trykkvedlikeholdsalgoritme for å opprettholde et målsatt gjennomsnittlig trykk som tar hensyn til tidsforsinkelser assosiert med endringer i produksjon eller injeksjon.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor bestemmelse av grensebetingelsene omfatter beregning av et målsatt hulromserstatningsforhold gjennom anvendelsen av en proporsjonal-integral-derivert regulator.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor den minst ene brønnhåndteringsalgoritmen definerer minst en begrensning for den minst ene materialbalansegruppen, hvor den minst ene begrensningen omfatter én av maksimums injeksjonsrate for injeksjonsenheter, maksimum injeksjonsrate for den minst ene materialbalansegruppen, maksimum deltatrykk, maksimum brønntrykk, minimum injeksjonsrater for én av flerheten av brønner eller materialbalansegruppe, minimum hulromserstatningsforhold, maksimum hulromserstatningsforhold, og enhver kombinasjon derav.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende tildeling av strømningsrater til flerheten av brønner innenfor reservoarmodellen i flerheten av brønner innenfor reservoarmodellen, basert i det minste delvis på den minst ene materialbalansegruppen.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor de tildelte strømningsratene videre er basert på brønndata, brønnbegrensninger og reservoardata.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor tildeling av injeksjonsrater til flerheten av brønner omfatter tildeling av injeksjonsrater til den minst ene av flerheten av brønner.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor flerheten av brønner omfatter minst en produksjonsbrønn og minsten injeksjonsbrønn; og tildeling av injeksjonsrater til den minst ene av flerheten av brønner omfatter: å beregne produksjonsrater for den minst ene produksjonsbrønnen; å beregne maksimum injeksjonsrater for den minst ene injeksjonsbrønnen; å tildele injeksjonsfluider til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til minimum ratebegrensninger; å tildele injeksjonsfluider til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til det målsatte hulromserstatningsforholdet; å tilveiebringe tildelte injeksjonsrater for simulator for den minst ene av flerheten av tidstrinn.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor tildeling av injeksjonsfluidene til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til det målsatte hulromserstatningsforholdet omfatter: å beregne reservoarvolum forespurt for å møte den minst ene materialbalansegruppebegrensningen av et målsatt hulromserstatningsforhold; og å tildele injeksjonsfluidene til den minst ene injeksjonsenheten.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor beregning av de maksimale injeksjonsratene forden minst ene injeksjonsbrønnen omfatter: å beregne injeksjonsrater når brønntrykket settes til et minimum av et maksimum brønntrykk og et minimum av tilkoplet reservoarblokktrykk og maksimum deltatrykk; å sammenligne de beregnede injeksjonsratene med brukerspesifiserte maksimum injeksjonsrater; og å velge den lavere av de beregnede injeksjonsratene og de brukerspesifiserte maksimum injeksjonsratene.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor tildeling av injeksjonsfluider til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til minimum ratebegrensninger omfatter: å beregne reservoarvolum forespurt for å møte den minst ene materialbalansegruppebegrensningen foret minimum hulromserstatningsforhold; å beregne maksimums injeksjonsrater i overflateenheter; og å tildele injeksjonsfluidene til den minst ene injeksjonsenheten.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor tildeling av injeksjonsfluidene til den minst ene injeksjonsbrønnen opp til det målsatte hulromserstatningsforholdet omfatter: å beregne reservoarvolum forespurt for å møte den minst ene materialbalansegruppebegrensningen av et målsatt hulromserstatningsforhold; og å tildele injeksjonsfluidene til den minst ene injeksjonsenheten.

15. Fremgangsmåte for å produsere hydrokarboner, omfattende: å oppnå simuleringsresultater fra en modell oppbygget ifølge fremgangsmåten i krav 1, å operere reservoarsystemet basert på resultatene; og å produsere hydrokarboner fra reservoarsystemet.

16. Et datamaskinavlesbart lagringsmedium inneholdende utførbare instruksjoner som, når utført av en prosessor (804), utfører operasjoner for simulering av fluidstrømning i en reservoarmodell, omfattende: å bygge opp en reservoarmodell (300; 600; 700; 720) for et reservoarsystem, hvor reservoarmodellen (300; 600; 700; 720) omfatter et reservoar og en flerhet av brønner (302 a-f; 702); å bygge opp minst en materialbalansegruppe (602, 604, 606; 722), hvor den minst ene materialbalansegruppen (602, 604, 606; 722) omfatteren del av minst én av flerheten av brønner (602, 604, 606; 722), en del av reservoaret, og minst en algoritme for å tilveiebringe materialbalansesporing innenfor den minst ene materialbalansegruppen (602, 604, 606; 722); å simulere fluidstrøm gjennom reservoarmodellen (300; 600; 700; 720), basert på den minst ene materialbalansegruppen (602, 604, 606; 722) ved en simulator (800); og å rapportere resultater for simuleringen, karakterisert vedat den minst ene algoritmen er minst en brønnhåndteringsalgoritme og ved at den minst ene materialbalansegruppen (602, 604, 606; 722) kopler reservoaroppførsel til en brønnhåndteringsstrategi, representert ved den minst ene brønnhåndteringsalgoritmen.