NO340998B1

NO340998B1 - System og fremgangsmåte for utførelse av oljefeltoperasjoner

Info

Publication number: NO340998B1
Application number: NO20100603A
Authority: NO
Inventors: Russ Sagert; Randolph E F Pepper; Bruce Cornish; Bill Gillock; Mark Passolt; Amit Lodh; Shashi Menon
Original assignee: Logined Bv
Priority date: 2007-09-29
Filing date: 2010-04-27
Publication date: 2017-07-31
Also published as: US20090089028A1; WO2009045870A2; CA2700535C; WO2009045870A3; GB2466144A; GB2466144B; US8103493B2; GB201004496D0; NO20100603L; CA2700535A1

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

Oppfinnelsens område

[0002] Foreliggende oppfinnelse vedrører system og metoder for gjennomføring av oljefeltoperasjoner i forbindelse med undergrunnsformasjoner som inneholder reservoarer. Mer spesifikt vedrører oppfinnelsen system og metoder for gjennom-føring av oljefeltoperasjoner som omfatter en analyse av oljefeltforhold, så som geologiske, geofysiske og reservoartekniske trekk, og deres innvirkning på nevnte operasjoner.

Bakgrunn for beslektet teknikk

[0003] Oljefeltoperasjoner, så som kartlegging, boring, kabelført testing, komplet-tering, produksjon, planlegging og oljefeltanalyse, blir typisk utført for å finne og utvinne verdifulle fluider nedihulls. Forskjellige utførelsesformer ved oljefeltet og dets tilhørende operasjoner er vist i figurene 1A-1D. Som vist i figur 1A blir kartlegging ofte utført ved hjelp av datainnsamlingsmetoder, så som seismiske skan-nere eller landmålere (surveyors) for å generere avbildninger av undergrunnsformasjoner. Disse formasjonene blir ofte analysert for å bestemme tilstedeværelse av underjordiske verdier, for eksempel verdifulle fluider eller mineraler. Denne informasjonen anvendes for å vurdere undergrunnsformasjonene og finne frem til de formasjonene som inneholder de ønskede underjordiske verdiene. Denne informasjonen kan også bli anvendt for å avgjøre om formasjonene har egenskaper som er egnet til å lagre fluider. Data samlet inn med datainnsamlingsmetodene kan bli evaluert og analysert for å avgjøre om slike verdier forefinnes, og om de er rimelig tilgjengelige.

[0004] Som vist i figurene 1B-1D kan ett eller flere brønnsteder være plassert langs undergrunnsformasjonene for å utvinne verdifulle fluider fra de underjordiske reservoarene. Brannstedene er forsynt med verktøy som er i stand til å finne og trekke ut hydrokarboner, så som olje eller gass, fra de underjordiske reservoarene. Som vist i figur 1B blir boreverktøy typisk ført ut fra olje- og gassriggene og drevet innover i jorden langs en bane for å finne reservoarer som inneholder de store verdiene nedihulls. Fluid, foreksempel boreslam eller andre borefluider, blir pumpet ned brønnboringen gjennom boreverktøyet og ut borekronen. Borefluidet strømmer gjennom ringrommet mellom boreverktøyet og brønnboringen og opp til overflaten, og fører med det bort jord som er løsgjort under boring. Borefluidene fører jorden til overflaten, og tetter av veggen i brønnboringen for å hindre fluid i den omkringliggende jorden i å komme seg inn i brønnboringen og forårsake en "utblåsning".

[0005] Under boreoperasjonen kan boreverktøyet gjøre målinger nedihulls for å undersøke forhold i brønnen. Boreverktøyet kan bli brukt til å ta kjerneprøver av undergrunnsformasjonene. I noen tilfeller, som vist i figur 1C, blir boreverktøyet fjernet og et kabelverktøy utplassert i brønnboringen for å utføre ytterligere testing nedihulls, så som logging eller prøvetaking. Stålforingsrør kan bli kjørt inn i brøn-nen til et ønsket dyp og sementert på plass langs brønnboringsveggen. Boring kan fortsette inntil det ønskede totale dypet er nådd.

[0006] Etterat boreoperasjonen er ferdig, kan brønnen bli klargjort for produksjon. Som vist i figur 1D blir brønnboringskompletteringsutstyr utplassert i brønnborin-gen for å komplettere brønnen i forberedelse til produksjon av fluid gjennom denne. Fluid tillates så å strømme fra nedihulls reservoarer, inn i brønnboringen og opp til overflaten. Produksjonsanlegg er anordnet på overflaten for å samle inn hydrokarbonene fra brønnfeltetV-feltene. Fluid trukket utfra ett eller flere under-grunnsreservoarer går til produksjonsanleggene gjennom transportmekanismer, så som produksjonsrør. Forskjellig utstyr kan være anordnet rundt om på oljefeltet for å overvåke oljefeltparametere, for å manipulere oljefeltoperasjonene og/eller for å skille og styre fluider fra brønnene. Overflateutstyr og kompletteringsutstyr kan også bli anvendt for å pumpe inn fluider i reservoarer, enten for lagring eller ved strategiske punkter for å øke produksjonen fra reservoaret.

[0007] Under oljefeltoperasjonene blir data typisk samlet inn for analyse og/eller overvåkning av oljefeltoperasjonene. Slike data kan for eksempel omfatte data om undergrunnsformasjonen, utstyr, historikk og/eller andre data. Data vedrørende undergrunnsformasjonen blir samlet inn med bruk av en rekke forskjellige kilder. Slike formasjonsdata kan være statiske eller dynamiske. Statiske data vedrører for eksempel formasjonsstruktur og geologisk stratigrafi som definerer geologiske strukturer i undergrunnsformasjonen. Dynamiske data vedrører for eksempel fluider som strømmer gjennom de geologiske strukturene i undergrunnsformasjonen over tid. Slike statiske og/eller dynamiske data kan bli samlet inn for å finne ut mer om formasjonene og de store verdiene inneholdt i disse.

[0008] Kilder som anvendes for å samle inn statiske data kan være seismiske verktøy, så som en seismikkvogn som sender kompresjonsbølger inn i grunnen som vist i figur 1A. Signaler fra disse bølgene blir behandlet og tolket for å karakterisere endringer i anisotropi- og/eller elastisitetsegenskapene, så som hastighet og densitet, til den geologiske formasjonen ved forskjellige dyp. Denne informasjonen kan bli anvendt for å generere grunnleggende strukturelle avbildninger av undergrunnsformasjonen. Andre statiske målinger kan bli samlet inn gjennom målinger nedihulls, så som kjerneprøvetaking og brønnloggingsmetoder. Kjerneprøver anvendes for å ta fysiske prøver av formasjonen ved forskjellige dyp som vist i figur 1B. Brønnlogging omfatter utplassering av et nedihullsverktøy i brønnboringen for å samle inn forskjellige nedihullsmålinger, så som densitet, resistivitet, etc, ved forskjellige dyp. Slik brønnlogging kan for eksempel bli utført ved anvendelse av boreverktøyet i figur 1B og/eller kabelverktøyet i figur 1C. Når brønnen er dannet og komplettert, strømmer fluid til overflaten ved hjelp av pro-duksjonsrør og annet kompletteringsutstyr som vist i figur 1D. Etter hvert som fluid kommer til overflaten kan forskjellige dynamiske målinger, så som fluidstrømnings-mengder, -trykk og -sammensetning, bli overvåket. Disse parametrene kan bli anvendt for å fastslå forskjellige trekk ved undergrunnsformasjonen.

[0009] Følere kan være utplassert rundt om på oljefeltet for å samle inn data vedrørende forskjellige oljefeltoperasjoner. For eksempel kan følere i boreutstyret overvåke boreforhold, følere i brønnboringen kan overvåke fluidsammensetning, følere anordnet langs strømningsbanen kan overvåke strømningsmengder og følere ved behandlingsanlegget kan overvåke oppsamlede fluider. Andre følere kan være utplassert for å overvåke nedihullsforhold, overflateforhold, utstyrstil-stand eller andre forhold. Slike forhold kan være knyttet til typen utstyr på brønn-stedet, driftsoppsettet, formasjonsparametre eller andre variabler knyttet til oljefeltet. Overvåkningsdataene anvendes ofte for å ta beslutninger på forskjellige steder på oljefeltet på forskjellige tidspunkter. Data samlet inn av disse følerne kan bli analysert og behandlet ytterligere. Data kan bli samlet inn og anvendt for pågående eller fremtidige operasjoner. Når de anvendes for fremtidige operasjoner på samme sted eller andre steder, kan slike data noen ganger bli referert til som historiske data.

[0010] Dataene kan bli anvendt for å predikere nedihullsforhold og fatte beslutninger vedrørende oljefeltoperasjoner. Slike beslutninger kan omfatte brønnplanlegg-ing, brønnutpeking, brønnkompletteringer, driftsnivåer, produksjonsmengder og andre operasjoner og/eller driftsparametere. Denne informasjonen anvendes ofte for å bestemme når en skal bore nye brønner, rekomplettere eksisterende brønner eller endre produksjon fra brønner. Oljefeltforhold, så som geologiske, geofysiske og reservoartekniske trekk, kan virke inn på oljefeltoperasjoner, så som risikoanalyse, økonomisk vurdering og mekaniske betraktninger for produksjon fra under-grunnsreservoarer.

[0011] Data fra én eller flere brønnboringer kan bli analysert for å planlegge eller predikere forskjellige resultater for en gitt brønnboring. I noen tilfeller kan data fra nærliggende brønnboringer eller brønnboringer med tilsvarende forhold eller utstyr bli anvendt for å predikere hvordan en brønn vil yte. Det er normalt et stort antall variabler og store mengder data å ta hensyn til ved analyse av oljefeltoperasjoner. Det er derfor ofte nyttig å modellere oppførselen til oljefeltoperasjonen for å bestemme ønskede tiltak. Under pågående operasjoner kan driftsparametrene måtte justeres etter hvert som forhold på oljefeltet endrer seg og ny informasjon mottas.

[0012] Metoder er utviklet for å modellere oppførselen til geologiske formasjoner, nedihullsreservoarer, brønnboringer, overflateanlegg samt andre deler av oljefeltoperasjonen. Eksempler på disse modelleringsmetodene er vist i patentene/pub-likasjonene/søknadene US5992519, WO2004/049216, WO 1999/064896, US6313837, US2003/0216897, US7248259, US2005/0149307 og US2006/0197759. Eksisterende modelleringsmetoder har typisk kun vært anvendt for å analysere bestemte deler av oljefeltoperasjonene. I den senere tid har det vært gjort forsøk på å anvende flere enn én modell ved analyse av enkelte oljefeltoperasjoner. Se for eksempel patentene/publikasjonene/søknadene US6980940, WO2004/049216, US2004/0220846 og 10/586,283. US patent nr. 2004/0148147 beskriver et system og en fremgangsmåte for parameterisering av steady state-modellerfor kartlegging av modellinndata til modellutdata gjennom en modell av et in-situ hydrokarbonreservoar. I tillegg er det utviklet teknologi for å modellere bestemte aspekter ved et oljefelt, så som OPENWORKS™ med f.eks. SEISWORKS™, STRATWORKS™, GEOPROBE™ eller ARIES™ fra LANDMARK™ (sewww.lgc.com); V0XELGE0™, GEOLOG™ og STRATIMAGIC™ fra PARADIGM™ (sewww.paradigmgeo.com); JEWELSUITE™ fra JOA™ (sewww.jewelsuite.com); RMS™ produkter fra ROXAR™ (se www.roxar.com) og PETREL™ fra SCHLUMBERGER™ (se www.slb.com/content/services/software/index.asp?).

[0013] Til tross for utviklingen og fremskrittene innenfor forskjellige aspekter ved oljefeltanalyse er det fortsatt et behov for å tilveiebringe metoder som er i stand til å utføre en kompleks analyse av oljefeltoperasjoner basert på en rekke forskjellige parametere som påvirker slike operasjoner. Det er ønskelig at en slik kompleks analyse gir en samlet betraktning av selektive deler av oljefeltoperasjonen, så som geologiske, geofysiske, reservoartekniske, borerelaterte, produksjonstekniske, økonomiske og/eller andre aspekter ved oljefeltet. Denne samlede betraktningen kan bli anvendt for å vise, analysere og/eller forstå de innbyrdes avhengighetene mellom de enkelte deler av oljefeltoperasjonene og vekselvirkningen mellom dem. Et slikt system vil fortrinnsvis muliggjøre betraktning av et bredere mangfold av og/eller en større mengde data som påvirker oljefeltet for å gi en felles forståelse av gjeldende og/eller fremtidige forhold på oljefeltet ved selektivt å koble sammen ønskede moduler på oljefeltet. Fortrinnsvis vil de tilveiebragte metodene være i stand til én eller flere av følgende, blant annet: kalibrere målinger fra forskjellige skalaer (målemetoder og påvirkningsvolum for slike målinger), effektivt å analysere data fra en rekke forskjellige kilder, generere statiske modeller basert på hvilke som helst kjente målinger, selektivt modellere basert på en rekke forskjellige innmatinger, selektivt simulere i henhold til dynamiske innmatinger, justere modeller basert på sannsynligheter, selektivt koble sammen modeller for en rekke forskjellige funksjoner (f.eks. økonomisk risiko og lønnsomhet), selektivt gjennomføre tilbakemeldingssløyfer i prosessen, selektivt lagre og/eller repetere forskjellige deler av prosessen, selektivt vise og/eller visualisere utmatinger (f.eks. fremvisninger, rapporter, etc), selektivt oppdatere modellene etter hvert som nye målinger blir tilgjengelig, gi mulighet til numerisk simulering av statiske og dynamiske egenskaper, gi mulighet til gjennomføring av økonomisk analyse i hele modelleringssystemet, selektivt utføre ønsket modellering (f.eks. usikkerhets-modellering), muliggjøre innhenting av arbeidsflyt-kunnskap, muliggjøre planlegging og testing av scenarier, frembringe reserverapporter med tilhørende revisjons- sporrapporter, dynamisk koble sammen selektive modeller i en applikasjon og generere en overflatemodell fra valgte oljefeltmoduler.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

[0014] I minst ett aspekt vedrører oppfinnelsen et system for gjennomføring av oljefeltoperasjoner for et oljefelt, der oljefeltet har en undergrunnsformasjon med geologiske strukturer og reservoarer. Systemet er forsynt med flere oljefeltmoduler plassert i en applikasjon, og en forbindelse mellom hver av de flere oljefeltmodulene. Hver av oljefeltmodulene modellerer i hvert fall en del av oljefeltet. Minst én intern og minst én ekstern database operativt koblet til den interne databasen, den minst ene interne databasen er anordnet i applikasjonen og operativt koblet til de flere modulene for kommunikasjon med disse. Minst én av forbindelsene er en dynamisk forbindelse som muliggjør kunnskapsdeling for felles modellering mellom modulene, og/eller en integrert forbindelse som muliggjør samarbeid for integrert modellering mellom modulene, hvorved minst én oljefeltmodell blir generert.

[0015] Modellen anvendes for generering av en oljefeltplan for utførelse av operasjonene. Oljefeltplanen bestemmer riggens plassering, dypet og antall brønner, varigheten av operasjonen, produksjonsmengde og/eller type utstyr; og/eller kravene for boring, brønnplassering, brønnkompletteringer og/eller brønnstimuleringer; og oljefelt-innmatinger/utmatinger operativt koblet til minst én av oljefeltmodulene for selektiv vekselvirkning med oljefeltet for utførelse av operasjonene i samsvar med planen og overvåking av operasjonene for generering av nye oljefeltdata. [0016] I et annet aspekt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte ved utførelse av oljefeltoperasjoner for et oljefelt, der oljefeltet har en undergrunnsformasjon med geologiske strukturer og reservoarer. Fremgangsmåten omfatter det å samle inn oljefeltdata, plassere flere oljefeltmoduler i en applikasjon, selektivt koble sammen i hvert fall en del av de flere oljefeltmodulene gjennom en dynamisk forbindelse for kunnskapsdeling mellom modulene, og generere minst én oljefeltmodell med bruk av oljefeltdataene og de flere oljefeltmodulene.

[0017] Fremgangsmåten omfatter også det å generere en oljefeltplan for utførelse av operasjoner basert på minst én oljefeltmodell, oljefeltplanen bestemmer riggens plassering, dypet og antall brønner, varigheten av operasjonen, produksjonsmengde og/eller type utstyr; og/eller kravene for boring, brønnplassering, brønnkompletteringer og/eller brønnstimuleringer; iverksette operasjoner ifølge oljefeltplanen på oljefeltet og overvåke oljefeltoperasjonene for å generere nye oljefeltdata.

[0018] Andre utførelsesformer ved oppfinnelsen kan sees fra beskrivelsen nedenfor.

KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE

[0019]For at de ovenfor beskrevne trekk og fordeler med foreliggende oppfinnelse skal kunne forstås i detalj er en mer konkret beskrivelse av oppfinnelsen, som kort oppsummert over, gitt under henvisning til utførelsesformene av denne som er illustrert i de vedlagte tegningene. Det skal imidlertid bemerkes at de vedlagte tegningene kun illustrerer typiske utførelsesformer av denne oppfinnelsen, og derfor ikke skal forstås som en begrensning av dens ramme, ettersom oppfinnelsen kan realiseres i andre like virkningsfulle utførelser.

[0020]Figurene 1A-1D viser en forenklet, skjematisk skisse av et oljefelt med undergrunnsformasjoner som inneholder reservoarer, mens forskjellige

oljefeltoperasjoner blir utført på oljefeltet. Figur 1A viser en kartleggingsoperasjon som utføres av en seismikkvogn. Figur 1B viser en boreoperasjon som utføres av et boreverktøy som er opphengt fra en rigg og ført inn i undergrunnsformasjonene.

Figur 1C viser en kabeloperasjon som utføres av et kabelverktøy opphengt fra riggen og inn i brønnboringen i figur 1B. Figur 1D viser en produksjonsoperasjon som utføres av et produksjonsverktøy som er utplassert fra en produksjonsenhet og inn i den kompletterte brønnboringen i figur 1C for å trekke fluid fra reservoarene til overflateanlegg.

[0021] Figurene 2A-2D er grafiske fremstillinger av data samlet inn henholdsvis av verktøyene i figurene 1A-1D. Figur 2A viseren seismisk trase av undergrunnsformasjonen i figur 1 A. Figur 2B viser et kjernetestresultat fra kjerneprøven i figur 1B. Figur 2C viser en brønnlogg av undergrunnsformasjonen i figur 1C. Figur 2D viser en produksjonsnedgangskurve for fluid som strømmer gjennom undergrunnsformasjonen i figur 1D.

[0022] Figur 3 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av et oljefelt med flere datainnsamlingsverktøy anordnet på forskjellige steder langs oljefeltet for å samle inn data fra undergrunnsformasjonene.

[0023] Figurene 4A-4C er skjematiske, tredimensjonale betraktninger av statiske modeller basert på dataene samlet inn av datainnsamlingsverktøyene i figur 3.

[0024] Figur 5 er grafisk representasjon av et sannsynlighetsdiagram for de statiske modellene i figur 4.

[0025] Figurene 6A-B er skjematiske diagrammer som viser uavhengige systemer for gjennomføring av en oljefeltoperasjon. Figur 6A viser et uavhengig databasesystem med flere separate oljefeltmoduler (med tilhørende separate applikasjoner) og en rapportgenerator, der modulene er koblet til en delt database for overføring av hendelser til og fra den delte databasen. Figur 6B viser et uavhengig prosessystem med sanntidsfunksjonalitet, der det uavhengige prosessystemet har flere separate oljefeltmoduler (med tilhørende separate applikasjoner) for å generere en kombinert jordmodell, der modulene er koblet for å overføre data og hendelser i en enveis flyt mellom modulene.

[0026] Figurene 7A-B er skjematiske diagrammer som viser integrerte systemer for gjennomføring av en oljefeltoperasjon. Figur 7A viser et enveis, integrert system med økonomisk funksjonalitet, der det integrerte enveissystemet har flere oljefeltmoduler plassert i samme applikasjon og modulene genererer en felles jordmodell. Figur 7B viser et toveis, integrert system med databasefunksjonalitet, det det integrerte toveissystemet har flere oljefeltmoduler plassert i samme applikasjon og genererer minst én integrert jordmodell.

[0027] Figurene 8 viser et samlet system for gjennomføring av en oljefeltoperasjon, der det samlede systemet har flere dynamisk koblede oljefeltmoduler som genererer en samlet jordmodell og der det samlede systemet er forsynt med en delt database, oljefelt-innmatinger/-utmatinger, en utvidelse og et økonomisk lag.

[0028] Figurene 9 A og 9B er flytdiagrammer som viser fremgangsmåter ved utførelse av oljefeltoperasjoner.

DETALJERT BESKRIVELSE

[0029] For tiden foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen er vist i de ovenfor angitte figurene og beskrevet i detalj nedenfor. I beskrivelsen av utførelses-formene er tilsvarende eller identiske referansenumre anvendt for å identifisere felles eller tilsvarende elementer. Figurene er ikke nødvendigvis målrette, og visse trekk og enkelte betraktninger i figurene kan være vist med overdreven størrelse eller skjematisk for å bedre oversikten og gjøre beskrivelsen mer konsis.

[0030] Figurene 1A-1D viser forenklede, representative skjematiske skisser av et oljefelt (100) med en undergrunnsformasjon (102) som inneholder et reservoar

(104), og viser forskjellige oljefeltoperasjoner som blir utført på oljefeltet. Figur 1A viser en kartleggingsoperasjon som utføres av et undersøkelsesverktøy, så som en seismikkvogn (106a), for å måle egenskaper ved undergrunnsformasjonen. Kartleggingsoperasjonen er en seismisk undersøkelsesoperasjon for å generere lydvibrasjoner. I figur 1A blir én slik lydvibrasjon (112) generert av en kilde (110) reflektert fra flere horisonter (114) i en jordformasjon (116). Lydvibrasjonen(e)

(112) blir mottatt av følere, for eksempel geofonmottakere (118), anordnet på jordens overflate, og geofonene (118) genererer elektriske utsignaler, referert til som data mottatt (120) i figur 1A.

[0031] Som reaksjon på den eller de mottatte lydvibrasjonene (112) som representerer forskjellige parametere (så som amplitude og/eller frekvens) vedrørende lydvibrasjonen(e) (112), genererer geofonene (118) elektriske utsignaler som inneholder data om undergrunnsformasjonen. De motatte dataene

(120) blir forsynt som inndata til en datamaskin (122a) i seismikkvognen (106a), og basert på inndataene genererer datamaskinen (122a) en seismisk datautmating (124). Den seismiske datautmatingen kan bli lagret, sendt ut eller behandlet ytterligere som ønsket, for eksempel ved datareduksjon.

[0032] Figur 1B viseren boreoperasjon som utføres av boreverktøy (106b) som er opphengt fra en rigg (128) og drives inn i undergrunnsformasjonene (102) for å danne en brønnboring (136). En slamtank (130) anvendes for å trekke inn boreslam i boreverktøyene gjennom et strømningsrør (132) for å sirkulere boreslam gjennom boreverktøyene, opp brønnboringen (136) og tilbake til overflaten. Boreslammet blir vanligvis filtrert og returnert til til slamtanken. En sirkuleringssystem kan bli anvendt for å lagre, regulere eller filtrree de strømmende boreslammene. Boreverktøyene drives innover i undergrunnsformasjonene for å komme til reservoaret (104). Hver brønn kan ha ett eller flere reservoarer som mål. Boreverktøyene er fortrinnsvis innrettet for å måle egenskaper nedihulls med bruk av logging-under-boring-verktøy. Logging-under-boring-verktøyet kan også være innrettet for å ta en kjerneprøve (133) som vist, eller fjernes slik at en kjerneprøve kan bli tatt med bruk av et annet verktøy.

[0033] En overflateenhet (134) anvendes for å kommunisere med boreverktøyene og/eller operasjoner andre steder. Overflateenheten er i stand til å kommunisere med boreverktøyene for å sende kommandoer til boreverktøyene og for å motta data fra disse. Overflateenheten er fortrinnsvis utstyrt med dataanordninger for å motta, lagre, behandle og/eller analysere data fra oljefeltet. Overflateenheten samler inn data generert under boreoperasjonen og genererer datautmating (135), som kan bli lagret eller sendt ut. Dataanordningene, for eksempel de til overflateenheten, kan være anordnet på forskjellige steder rundt om på oljefeltet og/eller på fjerne steder

[0034] Følere (S), for eksempel måleinstrumenter, kan være anordnet rundt om på oljefeltet for å samle inn data vedrørende forskjellige oljefeltoperasjoner som beskrevet over. Som vist er følerne (S) anordnet på ett eller flere steder i boreverktøyene og/eller på riggen for å måle boreparametre, så som borekronetrykk, borekronemoment, trykk, temperaturer, strømningsmengder, sammensetninger, rotasjonshastighet og/eller andre parametere vedrørende oljefeltoperasjonen. Følere kan også være anordnet på ett eller flere steder i sirkuleringssystemet

[0035] Dataene innhentet av følerne kan bli samlet inn av overflateenheten og/eller andre datainnsamlingskilder for analyse eller annen behandling. Dataene innhentet av følerne kan bli anvendt alene eller sammen med andre data. Dataene kan bli samlet i én eller flere databaser og/eller bli overført lokalt eller til andre steder. Alle eller utvalgte deler av dataene kan bli selektivt anvendt for å analysere og/eller predikere oljefeltoperasjoner i den aktuelle og/eller andre brønnboringer. Dataene kan være historiske data, sanntidsdata eller kombinasjoner av dette. Sanntidsdataene kan anvendes i sanntid, eller bli lagret for senere bruk. Dataene kan også bli kombinert med historiske data eller andre innmatinger for nærmere analyse. Dataene kan bli lagret i separate databaser eller kombinert i én enkelt database.

[0036] De innsamlede dataene kan bli anvendt for å gjennomføre analyse, så som modelleringsoperasjoner. For eksempel kan den seismiske utmatingen bli anvendt for å utføre geologiske, geofysiske og/eller reservoartekniske beregninger. Reservoardataene, brønndataene, overflatedataene og/eller prosessdataene kan bli anvendt for å utføre reservoarsimuleringer, brønnboringssimuleringer, geologiske, geofysiske eller andre simuleringer. Datautmatingene fra oljefeltoperasjonen kan bli generert direkte fra følerne (S) eller etter ønsket preprosessering eller modellering. Disse datautmatingene kan tjene som innmatinger for ytterligere analyse.

[0037] Dataene kan bli samlet inn og lagret på overflateenheten (134). Én eller flere overflateenheter kan være anordnet på oljefeltet, eller fjernkoblet til dette. Overflateenheten kan være én enkelt enhet, eller et sammensatt nettverk av enheter som anvendes for å utføre de nødvendige dataforvaltningsfunksjoner på oljefeltet. Overflateenheten kan være et manuelt eller automatisk system. Overflateenheten kan bli betjent og/eller justert av en bruker.

[0038] Overflateenheten kan være utstyrt med en sender/mottaker-enhet (137) for å muliggjøre kommunikasjon mellom overflateenheten og forskjellige deler av oljefeltet eller andre steder. Overflateenheten kan også være forsynt med eller funksjonelt koblet til én eller flere styreenheter for aktuatormekanismer på oljefeltet. Overflateenheten kan da sende kommandosignaler til oljefeltet som reaksjon på mottatte data. Overflateenheten kan motta kommandoer via sender/mottaker-enheten eller kan selv iverksette kommandoer til styreenheten. En prosessor kan være tilveiebragt for å analysere dataene (lokalt eller fjernt), ta beslutningene og/eller aktivere styreenheten. På denne måten kan oljefeltet selektivt bli tilpasset basert på dataene som samles inn. Denne metoden kan anvendes for å optimalisere deler av oljefeltoperasjonen, for eksempel styre boring, borekronetrykk, pumpemengder eller andre parametere. Disse tilpassingene kan bli gjort automatisk basert på en dataprotokoll og/eller manuelt av en operatør. I noen tilfeller kan brønnplaner bli tilpasset for å velge optimale driftsforhold, eller for å unngå problemer.

[0039] Figur 1C viser en kabeloperasjon som utføres av et kabelverktøy (106c) opphengt fra riggen (128) og inn i brønnboringen (136) i figur 1B. Kabelverktøyet (106c) er fortrinnsvis innrettet for bruk i en brønnboring for å generere brønnlogger, utføre brønntester og/eller samle inn prøver. Kabelverktøyet kan bli anvendt for å realisere en annen fremgangsmåte og anordning for å utføre en seismisk undersøkelsesoperasjon. Kabelverktøyet i figur 1C kan for eksempel ha en eksplosiv, radioaktiv, elektrisk eller akustisk energikilde (144) som sender ut og/eller mottar elektriske signaler til/fra de omkringliggende

undergrunnsformasjonene (102) og fluider i disse.

[0040] Kabelverktøyet kan for eksempel være operativt koblet til geofonene (118) lagret i datamaskinen (122a) i seismikkvognen (106a) i figur 1A. Kabelverktøyet kan også forsyne data til overflateenheten (134). Overflateenheten samler inn data generert under kabeloperasjonen og genererer datautmating (135) som kan bli lagret eller sendt ut. Kabelverktøyet kan bli plassert på forskjellige dyp i brønnboringen for å utføre en undersøkelse eller frembringe annen informasjon vedrørende undergrunnsformasjonen.

[0041] Følere (S), for eksempel måleinstrumenter, kan være anordnet rundt om på oljefeltet for å samle inn data vedrørende forskjellige oljefeltoperasjoner som tidligere beskrevet. Som vist er føleren (S) anordnet i kabelverktøyet for å måle nedihullsparametere vedrørende, for eksempel, porøsitet, permeabilitet, fluidsammensetning og/eller andre parametere i tilknytning til oljefeltoperasjonen.

[0042] Figur 1D viser en produksjonsoperasjon som utføres av et produksjonsverktøy (106d) utplassert fra en produksjonsenhet eller et juletre (129) og inn i den kompletterte brønnboringen (136) i figur 1C for å trekke fluid fra nedihullsreservoarene til overflateanlegget (142). Fluid strømmer fra reservoaret

(104) gjennom perforeringer i foringsrøret (ikke vist) og inn i produksjonsverktøyet (106d) i brønnboringen (136), og til overflateanlegget (142) via et innsamlingsnettverk (146).

[0043] Følere (S), for eksempel måleinstrumenter, kan være anordnet rundt om på oljefeltet for å samle inn data vedrørende forskjellige oljefeltoperasjoner som beskrevet over. Som vist kan føleren S befinne seg i produksjonsverktøyet (106d) eller tilknyttet utstyr, foreksempel juletreet, innsamlingsnettverket, overflateanlegget og/eller produksjonsanlegget, for å måle fluidparametre, så som fluidsammensetning, strømningsmengder, trykk, temperaturer og/eller andre parametere knyttet til produksjonsoperasjonen.

[0044] Selv om kun forenklede brønnsteder er vist, vil det forstås at oljefeltet kan dekke en del av steder på land, til havs og/eller på annet vann der ett eller flere brønnsteder er etablert. Produksjon kan også omfatte injeksjonsbrønner (ikke vist) for økt utvinning. Ett eller flere innsamlingsanlegg kan stå i operativ forbindelse med ett eller flere av brannstedene for selektivt å samle inn brønnfluider fra brannstedet/brannstedene.

[0045] Selv om figurene 1B-1D viser verktøy som anvendes for å måle egenskaper på et oljefelt, vil det forstås at verktøyene vil kunne anvendes i

forbindelse med operasjoner andre steder enn på oljefelter, for eksempel i gruver, akvifere formasjoner, magasiner eller andre underjordiske anlegg. Videre, selv om bestemte datainnsamlingsverktøy er vist, vil det forstås at forskjellige måleverktøy som er i stand til å avføle parametre, så som seismisk toveis gangtid, tetthet, resistivitet, produksjonsmengde, etc, for undergrunnsformasjonen og/eller dens geologiske formasjoner, kan anvendes. Forskjellige følere (S) kan være utplassert på forskjellige steder langs brønnboringen og/eller i overvåkingsverktøyene for å samle inn og/eller overvåke ønskede data. Andre datakilder kan også bli forsynt fra fjerne steder.

[0046] Oljefeltet i figurene 1A-1D er ment å gi en enkel illustrasjon av et eksempel på oljefelt som vil kunne anvendes med foreliggende oppfinnelse. En del av eller hele oljefeltet kan befinne seg på land, på vann og/eller til sjøs. Videre, selv om ett enkelt oljefelt som blir målt på ett enkelt sted er vist, vil foreliggende oppfinnelse kunne anvendes med en hvilken som helst kombinasjon av ett eller flere oljefelter, ett eller flere behandlingsanlegg og ett eller flere brønnsteder.

[0047] Figurene 2A-2D er grafiske fremstillinger av eksempler på data samlet inn

av de respektive verktøyene i figur 1 A-D. Figur 2A viser en seismisk trase (202) av undergrunnsformasjonen i figur 1A tatt av seismikkvognen (106a). Den seismiske trasen kan bli anvendt for å frembringe data, for eksempel en toveis respons over en tidsperiode. Figur 2B viser en kjerneprøve (133) tatt av boreverktøyene (106b). Kjerneprøven kan bli anvendt for å frembringe data, for eksempel en graf av tettheten, porøsiteten, permeabiliteten eller andre fysiske egenskaper ved kjerneprøven over kjernens lengde. Tester for å bestemme tetthet og viskositet

kan bli gjort på fluidene i kjernen under varierende trykk og temperaturer. Figur 2C viser en brønnlogg (204) av undergrunnsformasjonen i figur 1C tatt av kabelverktøyet (106c). Kabelloggen gir typisk en resistivitetsmåling eller en annen måling i formasjonen ved forskjellige dyp. Figur 2D viser en

produksjonsnedgangskurve eller -graf (206) for fluid som strømmer gjennom undergrunnsformasjonen i figur 1D, målt ved overflateanlegget (142). Produksjonsnedgangskurven gir typisk produksjonsmengden Q som funksjon av tid t.

[0048] De respektive grafene i figurene 2A-2C viser eksempler på statiske målinger som kan beskrive eller gi informasjon om den fysiske beskaffenheten til formasjonen og reservoarene inneholdt i denne. Disse målingene kan bli analysert for bedre å definere egenskapene til formasjonen(e) og/eller bestemme nøyaktigheten i målingene og/eller for å se etter feil. Plottene av hver av de respektive målingene kan bli sammenstilt og skalert for sammenlikning og verifikasjon av egenskapene.

[0049] Figur 2D viser et eksempel på en dynamisk måling av fluidrelaterte egenskaper langs brønnboringen. Etter hvert som fluidet strømmer gjennom brønnboringen blir det tatt målinger av fluidegenskaper, så som strømningsmengde, trykk, sammensetning, etc. Som beskrevet nedenfor kan de statiske og dynamiske målingene bli analysert og anvendt for å generere modeller av undergrunnsformasjonen for å bestemme dens beskaffenhet. Tilsvarende målinger kan også bli anvendt for å måle endringer i formasjonsaspekter over tid.

[0050] Figur 3 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av et oljefelt (300) med datainnsamlingsverktøy (302a), (302b), (302c) og (302d) anordnet på forskjellige steder rundt om på oljefeltet for å samle inn data om undergrunnsformasjonen 304. Datainnsamlingsverktøyene (302a)-(302d) kan være de samme som de respektive datainnsamlingsverktøyene (106a)-(106d) i figurene 1A-1D, eller andre som ikke er vist. Som vist genererer datainnsamlingsverktøyene (302a)-(302d) respektive dataplott eller målinger (308a)-(308d). Disse dataplottene er vist langs oljefeltet for å vise dataene generert av forskjellige operasjoner.

[0051] Dataplottene (308a)-(308c) er eksempler på statiske dataplott som kan være generert henholdsvis av datainnsamlingsverktøyene (302a)-(302d). Det statiske dataplottet (308a) er en seismisk toveis responstid og kan være det samme som den seismiske trasen (202) i figur 2A. Det statiske plottet (308b) er kjerneprøvedata målt fra en kjerneprøve fra formasjonen (304), tilsvarende kjerneprøven (133) i figur 2B. Det statiske dataplottet (308c) er en loggtrase, tilsvarende brønnloggen (204) i figur 2C. Produksjonsnedgangskurven eller-grafen (308d) er et dynamisk dataplott av fluidstrømningsmengden over tid, tilsvarende grafen (206) i figur 2D. Andre data kan også bli samlet inn, så som historiske data, brukerinnmatinger, økonomisk informasjon og/eller andre måledata og andre aktuelle parametere.

[0052] Undergrunnsstrukturen (304) har flere geologiske formasjoner (306a)-(306d). Som vist har strukturen flere formasjoner eller lag, omfattende et leirskiferlag (306a), et karbonatlag (306b), et leirskiferlag (306c) og et sandlag (306d). En forkastning (307) strekker seg gjennom lagene (306a), (306b). De statiske datainnsamlingsverktøyene er fortrinnsvis innrettet for å ta målinger og spore trekk ved formasjonene.

[0053] Selv om en konkret undergrunnsformasjon med spesifikke geologiske strukturer er vist, vil det forstås at oljefeltet kan inneholde en rekke forskjellige geologiske strukturer og/eller formasjoner, som noen ganger er ekstremt komplekse. Noen steder, typisk under vannlinjen, kan fluid fylle porerom i formasjonene. Hver av måleanordningene kan bli anvendt for å måle egenskaper ved formasjonene og/eller deres geologiske trekk. Selv om hvert datainnsamlingsverktøy er vist på spesifikke steder på oljefeltet, vil det forstås at én eller flere typer målinger kan bli tatt på ett eller flere steder over ett eller flere oljefelter eller andre steder for sammenlikning og/eller analyse.

[0054] Dataene samlet inn fra forskjellige kilder, så som

datainnsamlingsverktøyene i figur 3, kan så bli behandlet og/eller evaluert. De seismiske datene vist i det statiske dataplottet (308a) fra datainnsamlingsverktøyet (302a) blir typisk anvendt av en geofysiker for å bestemme egenskaper ved de underjordiske formasjonene (304) og trekkene. Kjernedata vist i det statiske plottet (308b) og/eller loggdata fra brønnloggen (308c) blir typisk anvendt av en geolog for å bestemme forskjellige egenskaper ved undergrunnsformasjonen. Produksjonsdata fra grafen (308d) blir typisk anvendt av reservoaringeniøren for å bestemme fluidstrømningsrelaterte reservoartrekk. Dataene som analyseres av geologen, geofysikeren og reservoaringeniøren, kan bli analysert ved anvendelse

av modelleringsmetoder. Eksempler på modelleringsmetoder er beskrevet i patentene/publikasjonene/søknadene US5992519, WO2004/049216, W01999/064896, US6313837, US2003/0216897, US7248259, US2005/0149307 og US2006/0197759. Systemer for å utføre slike modelleringsmetoder er beskrevet for eksempel i det meddelte U.S.-patentet 7248259, og hele innholdet i dette inntas med dette som referanse her.

[0055] Figurene 4A-4C viser tredimensjonale grafiske representasjoner av undergrunnene referert til som en statisk modell. Den statiske modellen kan være generert basert på én eller flere av modellene generert for eksempel ut fra dataene samlet inn med bruk av datainnsamlingsverktøyene (302a)-(302d). I de viste figurene er de statiske modellene (402a)-(402c) generert henholdsvis av datainnsamlingsverktøyene (302a)-(302c) i figur 3. Disse statiske modellene kan gi en todimensjonal visning av undergrunnsformasjonen (dvs. som en jordmodell), basert på dataene samlet inn på det aktuelle stedet.

[0056] De statiske modellene kan ha forskjellig nøyaktighet basert på typen målinger tilgjengelig, datakvalitet, sted og andre faktorer. Selv om de statiske modellene i figurene 4A-4C er tatt med bruk av bestemte datainnsamlingsverktøy på ett enkelt sted på oljefeltet, vil ett eller flere av det samme eller forskjellige datainnsamlingsverktøy kunne bli anvendt for å gjøre målinger på ett eller flere steder rundt om på oljefeltet for å generere en rekke forskjellige modeller. Forskjellige analyse- og modelleringsmetoder kan velges avhengig av ønsket datatype og/eller sted.

[0057] Hver av de statiske modellene (402a-c) er vist som volumetriske representasjoner av et oljefelt med ett eller flere reservoarer, og deres omkringliggende formasjonsstrukturer. Disse volumetriske representasjonene er en prediksjon av den geologiske strukturen til undergrunnsformasjonen på det spesifiserte stedet basert på tilgjengelige målinger. Fortrinnsvis er representasjonene sannsynlige scenarier, dannet med bruk av samme inndata (historiske data og/eller sanntidsdata), men med forskjellige tolknings-, interpolasjons- og modelleringsmetoder. Som vist inneholder de statiske modellene geologiske lag innenfor undergrunnsformasjonen. Spesielt strekker en forkastning (307) i figur 3 seg gjennom hver av modellene. Hver statiske modell har også referansepunkter A, B og C beliggende ved spesifikke posisjoner langs hver av de statiske modellene. Disse statiske modellene og de aktuelle referansepunktene i de statiske modellene kan bli analysert. For eksempel kan en sammenlikning av de forskjellige statiske modellene vise forskjeller i strukturen til forkastningen (307) og det tilstøtende laget (306a). Hvert av referansepunktene kan være til hjelp i sammenlikningen mellom de forskjellige statiske modellene. Justeringer kan bli gjort i modellene basert på en analyse av de forskjellige statiske modellene i figurene 4A-C og et justert formasjonslag kan bli generert, som vil bli beskrevet nærmere nedenfor.

[0058] Figur 5 viser en grafisk representasjon av et sannsynlighetsplott fra flere statiske modeller, så som modellene (402a)-(402c) i figurene 4A-4C. Grafen viser et område av reservoarattributtverdier (V), så som volummål, produksjonsmengde, total bergartstykkelse, netto produksjon, kumulativ produksjon, etc. Verdien til reservoarattributten (V) kan variere som følge av hvilke som helst statiske eller dynamiske komponenter som vurderes, så som struktur, porøsitet, permeabilitet, fluidkontaktnivåer, etc. Variablene er typisk begrenset i modelleringen til å ligge innenfor rimelige prediksjoner av hva det eller de virkelige reservoarene er i stand til, eller hva som er observert i tilsvarende reservoarer. Denne grafen er et histogram som viser flere modellrealiseringer som kan være generert av de forsynte dataene. Resultatene for variablene kan bli generert ved å variere flere modellparametere. Grafen kan så bli generert ved å betrakte og estimere sannsynligheten for de genererte modellene og plotte dem.

[0059] Som vist er alle modellrealiseringene som danner fordelingsgrafen like sannsynlige med henblikk på geologien. Histogrammet antyder at den statiske modellen (402a) gir nitti prosent sannsynlighet for å ha i hvert fall den mengden variabel (V). Histogrammet som vist antyder også at den statiske modellen (402b) har femti prosent sannsynlighet for å ha i hvert fall den mengden variabel (V), og den statiske modellen (402c) ti prosent sannsynlighet for å ha denne høyere mengden. Denne grafen antyder at den statiske modellen (402c) er det mest optimistiske modellestimatet for variabelen (V). De statiske modellene og deres tilhørende sannsynligheter kan for eksempel anvendes ved bestemmelse av feltutviklingsplaner og produksjonsplaner for overflateanlegg. Kombinasjoner av statiske modellrepresentasjoner, foreksempel (402a) til (402c), blir tatt i betraktning og analysert for å bedømme risikoen og/eller den økonomiske toleransen til feltutviklingsplaner.

[0060] Med henvisning tilbake til de statiske modellene i figurene 4A-4C blir modellene justert basert på de dynamiske dataene tilveiebragt ved generering av grafen (308d) i figur 3. De dynamiske dataene enten samlet inn av datainnsam-lingsverktøy eller prediker! med bruk av modelleringsmetodene (302d) blir anvendt på hver av de statiske modellene (402a)-(402c). Som vist antyder de dynamiske dataene at forkastningen (307) og laget (306a) som predikert av de statiske modellene kan trenge en korrigering. Laget (306a) har blitt korrigert i hver modell som vist av de stiplede linjene. Det modifiserte laget er henholdsvis vist som (306a'), (306a") og (306a"') for de statiske modellene i figurene 4A-4C.

[0061] De dynamiske dataene kan tyde på at visse statiske modeller gir en bedre representasjon av oljefeltet. En statisk modells evne til å matche historiske

produksjonsmengdedata kan betraktes som en god indikasjon på at den også kan gi nøyaktige prediksjoner av fremtidig produksjon. I slike tilfeller kan en foretrukket statisk modell bli valgt. I dette tilfellet, selv om den statiske modellen i figur 4C kan ha den høyeste totale sannsynligheten for nøyaktighet basert utelukkende på den statiske modellen som vist i figur 5, antyder en analyse av den dynamiske modellen at modellen i figur 4B er en bedre match. Som vist i figurene 4A-4C antyder en sammenlikning av lagene (306a) med lagene (306'), (306a") og (306a'") at forkastningen (307) med tilhørende fluidoverførbarhet over forkastningen sammenfaller best med prediksjonen gitt av den statiske modellen (402b).

[0062] I dette eksempelet blir den valgte statiske modellen (402b) modifisert basert på de dynamiske dataene. Den resulterende korrigerte modellen (402b') har blitt korrigert slik at den sammenfaller bedre med produksjonsdataene. Som vist er posisjonen til den geologiske strukturen (306a) forskjøvet til (306a") for å ta hensyn til forskjellene vist av de dynamiske dataene. Som følge av dette kan den statiske modellen bli tilpasset slik at den passer bedre med både de statiske og de dynamiske modellene.

[0063] Ved bestemmelse av den totalt sett beste modellen kan de statiske og/eller de dynamiske dataene bli betraktet. I dette tilfellet, når en betrakter både de statiske og de dynamisk dataene, velges den statiske modellen (402b) i figur 4B som den jordmodellen som har høyest sannsynlighet for nøyaktighet basert på både de statiske sannsynlighetene og dynamisk innmating. For å oppnå den totalt sett beste modellen kan det være ønskelig å betrakte statiske og dynamiske data fra flere kilder, steder og/eller typer data.

[0064] Evalueringen av de forskjellige statiske og dynamiske dataene i figur 3 omfatter betraktninger av statiske data, så som seismiske data (308a) undersøkt av en geofysiker, geologiske data (308b, 308c) undersøkt av en geolog og produksjonsdata (308d) undersøkt av en reservoaringeniør. Hver person undersøker typisk data vedrørende en spesifikk funksjon og frembringer modeller basert på denne spesifikke funksjonen. Som vist i figurene 4A-4C vil imidlertid informasjon fra hver av de separate modellene kunne påvirke bestemmelsen av den totale sett beste modellen. Dessuten kan informasjon fra andre modeller eller kilder også påvirke justeringer av modellen og/eller valg av den totalt sett beste jordmodellen. Jordmodellen generert som vist i figurene 4A-5 er en grunnleggende jordmodell bestemt fra en analyse av de forskjellige modellene tilveiebragt.

[0065] En annen informasjonskilde som kan påvirke modellen(e) er økonomisk informasjon. Under oljefeltoperasjonene vist i figurene 1A-1D er det en rekke forretningsbetraktninger. For eksempel har utstyret som anvendes i hver av disse figurene forskjellige tilhørende kostnader og/eller risikoer. I hvert fall noen av dataene samlet inn på oljefeltet vedrører forretningsbetraktninger, så som verdi og risiko. Disse forretningsdataene kan for eksempel omfatte produksjonskostnader, riggtid, lagringsavgifter, olje-/gasspris, værbetraktninger, politisk stabilitet, skattesatser, tilgjengelighet av utstyr, geologisk miljø, nøyaktigheten og følsomheten til måleverktøy, datarepresentasjoner og andre faktorer som påvirker kostnaden ved å utføre oljefeltoperasjonene eller mulige forpliktelser knyttet til disse. Beslutninger kan bli tatt og strategiske forretningsplaner utviklet for å redusere potensielle kostnader og risikoer. For eksempel kan en oljefeltplan baseres på disse forretningsbetraktningene. En slik oljefeltplan kan for eksempel bestemme riggens plassering, så vel som dypet, antall brønner, varigheten av operasjonen, produksjonsmengde, type utstyr og andre faktorer som vil påvirke kostnadene og risikoene forbundet med oljefeltoperasjonen. Egenskapene til og bruken av overflateutstyret og forskjellige forretningsdata beskrevet over kan være beskrevet i en overflatemodell for modellering av oljefeltoperasjoner, for eksempel basert på oljefeltplanen.

[0066] Figurene 6A- 68 viser forskjellige systemer for å utføre oljefeltoperasjoner for et oljefelt. Disse forskjellige systemene beskriver forskjellige oppsett som kan anvendes for å utføre oljefeltoperasjonene. I hvert av systemene er forskjellige moduler operativt sammenkoblet for å utføre den eller de ønskede operasjonene.

[0067] Figurene 6A-6B er skjematiske diagrammer som viser uavhengige systemer for gjennomføring av en oljefeltoperasjon. Som vil bli beskrevet nedenfor har det uavhengige systemet individuelle moduler som inneholder separate applikasjoner som er operativt sammenkoblet for å utføre forskjellige modelleringsoperasjoner for et oljefelt. Figur 6A viser et uavhengig databasesystem (600a) med atskilte applikasjoner og en felles database. Databasesystemet omfatter oljefeltmoduler (602a)-(602c) og delte databaser (604) med databaseforbindelser (606) mellom dem. Databasesystemet er også forsynt med en integrert rapportgenerator (607).

[0068] Oljefeltmodulene som vist omfatter en geofysikkmodul (602a) med applikasjoner (608a)-(608d) separat anordnet i denne, en geologimodul (602b) med applikasjoner (608e-g) separat anordnet i denne og en petrofysikkmodul (602c) med en applikasjon (608h). Databaseforbindelser (606) er tilveiebragt mellom hver oljefeltmodul og den delte databasen for å overføre hendelser mellom dem som vist av de stiplede pilene (606).

[0069] I denne utførelsen kan de enkelte modulene utføre en modelleringsoperasjon som beskrevet tidligere for de spesifikke funksjonene med bruk av separate applikasjoner for å behandle informasjonen. I dette eksempelet utfører hver modul sin modellering med bruk av separate applikasjoner og sender sine hendelser til den delte databasen. Med en hendelse menes her en aktivitetsmarkør som angir at noe har skjedd, for eksempel en brukerinnmating (f.eks. et museklikk), en endret dataverdi, et fullført prosesseringstrinn eller en endring i informasjonen lagret i databasen (f.eks. tillegging av nye målinger, gjennomføring av en ny analyse eller oppdatering av en modell). Hver modul kan aksessere alle hendelser fra databasen og anvende disse hendelsene som inndata til sin egen modelleringsoperasjon.

[0070] Geofysikkmodulen (602a) utfører individuell geofysisk analyse av oljefeltet. Foreksempel kan modulen utføre kunstig modellering av den seismiske responsen basert på informasjonen generert fra loggdataene samlet inn fra loggeverktøyet (106b) i figur 1B.

[0071] Geologimodulen (602b) utfører individuell geologisk analyse av oljefeltet. For eksempel kan modulen utføre modellering av de geologiske formasjonene innenfor oljefeltet basert på informasjonen generert fra loggdataene samlet inn fra loggeverktøyet (106b) i figur 1B. 10072] Petrofysikkmodulen (602c) utfører individuell petrofysisk analyse av oljefeltet. For eksempel kan modulen utføre modellering av bergartenes og fluidets respons basert på informasjonen generert fra loggdataene samlet inn fra loggeverktøyet (106b) i figur 1B.

[0073] Databaseforbindelsene (606) er vist som stiplede piler mellom modulene og databasene. Databaseforbindelsene (606) muliggjør overføring av hendelser mellom hver av de separate modulene og databasen. De separate modulene kan sende og motta hendelser til/fra den delte databasen som angitt av pilene. Selv om databaseforbindelsene er vist å overføre data fra databasen til en valgt modul, eller omvendt, kan forskjellige forbindelser være anordnet i systemet for å muliggjøre overføring av hendelser mellom én eller flere databaser, rapporter, moduler eller andre komponenter i det uavhengige databasesystemet.

[0074] Den integrerte rapportgeneratoren (607) anvendes for å gi informasjon fra modulene. Rapportene kan bli sendt direkte til oljefeltet, fjerne steder, klienter, offentlige organer og/eller andre. Rapportene kan bli uavhengig generert av én eller flere av modulene eller applikasjonene, eller integrert for konsolidering av resultater før distribusjon. Formatet til rapportene kan være brukerdefinert og bli formidlet på hvilke som helst ønskede medier, så som elektronisk, på papir, på skjermen eller annet. Rapportene kan bli brukt som innmating til andre kilder, for eksempel regneark. Rapportene kan bli analysert, omformatert, distribuert, lagret, vist eller på annen måte behandlet som ønsket.

[0075] Rapportgeneratoren kan fortrinnsvis være i stand til å lagre alle aspekter ved oljefeltoperasjonen og/eller behandle informasjon for det uavhengige databasesystemet. Den integrerte rapportgeneratoren kan automatisk innhente informasjon fra de forskjellige modulene og frembringe integrerte rapporter av den sammensatte informasjonen. Den integrerte rapportgeneratoren kan også gi informasjon om modelleringsprosessene og hvordan resultater ble generert, for eksempel i form av et Sarbanes-Oxley-revisjonsspor. Fortrinnsvis kan rapportene bli skreddersydd til å gi den ønskede utmatingen i det ønskede formatet. I noen tilfeller kan slike rapporter bli formatert til å imøtekomme myndigheters eller andre tredjeparters krav.

[0076] Databasen (604) inneholder data fra oljefeltet så vel som tolkningsresultater og annen informasjon innhentet fra modulen(e) (602a)-(602c). Foreksempel kan en beskrivelse av et horisontelement i undergrunnsstrukturen bli generert av én slik modul og lagret i databasen (604), som kan omfatte horisontnavn og et x/y/z-punktsett, tolkningsperson og -tidspunkt, modifikasjonstidspunkt, geologisk alder, etc. Men en database menes her en lagringsmekaniske eller et lager for å samle inn data av en hvilken som helst type, for eksempel en relasjonsdatabase, flat database eller annet. Databasen kan være fjern, lokal eller befinne seg som ønsket. Én eller flere individuelle databaser kan bli anvendt. Selv om bare én database er vist, kan eksterne og/eller interne databaser tilveiebringes som ønsket. Sikkerhetstiltak, så som brannmurer, kan være tilveiebragtfor selektivt å begrense tilgang til bestemte data.

[0077] Figur 6B viser et uavhengig prosessystem (600b). Dette prosessystemet har separate applikasjoner og står i kommunikasjon med et oljefelt. Prosessystemet omfatter oljefeltmoduler (620a)-(620d) med prosessforbindelser

(626) mellom seg for å generere en kombinert jordmodell. Generelt er en jordmodell en tredimensjonal (3D) geologisk representasjon av den fysiske grunnen i et område av interesse. I dette tilfellet kan den kombinerte jordmodellen være den samme som den grunnleggende jordmodellen i figurene 4A-C, bortsett fra at den kombinerte jordmodellen er dannet med bruk av flere moduler koblet sammen gjennom prosessforbindelser for å generere en jordmodell.

[0078] Oljefeltmodulene som vist omfatter en visualiserings- & modelleringsmodul (620a) med separate applikasjoner (628a)-(628d), en geofysikkmodul (620b) med separate applikasjoner (628e)-(628g), en geologi- & petrofysikkmodul (620c) med separate applikasjoner (628h)-(628k) og en boremodul (620d) med separate applikasjoner (6281 )-(628n). Prosessforbindelser (626) er tilveiebragt mellom hver oljefeltmodul for overføring av data og hendelser mellom disse, som vist av de stiplede pilene.

[0079] Geofysikkmodulen (620b) kan være den samme som geofysikkmodulen (602a) i figur (6A). Geologi- & petrofysikkmodulen (620c) kan utføre de samme funksjoner som geologimodulen (602b) og petrofysikkmodulen (602c) i figur (6A), bortsett fra at funksjonene er slått sammen i én enkelt modul. Dette viser at forskjellige moduler kan slås sammen i én enkelt modul for kombinert funksjonalitet. Denne figuren viser også muligheten til å få definert moduler med den ønskede funksjonaliteten. Én eller flere funksjoner kan tilveiebringes for de ønskede modulene.

[0080] Boremodulen (620d) utfører modellering av en boreoperasjon på oljefeltet. For eksempel kan modulen modellere boreresponser basert på informasjonen generert for eksempel fra boredataene samlet inn fra loggeverktøyet i figur 1B.

[0081] Visualiserings- & modelleringsmodulen (620a) genererer en kombinert jordmodell (630) basert på informasjonen samlet inn fra de andre modulene (620b-d). Den kombinerte jordmodellen er tilsvarende den grunnleggende jordmodellen beskrevet tidligere i forbindelse med figurene 4A-C, bortsett fra at den gir en samlet fremvisning av oljefeltoperasjonen basert på en kombinert analyse tilveiebragt av de forskjellige modulene som vist. Denne modulen kan også bli anvendt for å generere grafikk, tilveiebringe volumetri, foreta usikkerhetsvurderinger eller andre funksjoner.

[0082] Som vist lar det uavhengige prosessystemet hver enkelt modul utføre sin individuelle modelleringsfunksjon og sende data og hendelser generert fra denne til den neste modulen. På denne måten blir modelleringen utført av de separate applikasjonene i visualiserings- & modelleringsmodulen, og data og hendelser blir sendt til geofysikkmodulen. Geofysikkmodulen utfører sin individuelle modellering ved hjelp av sine egne, separate applikasjoner, og sender data og hendelser til geologi- & petrofysikkmodulen. Geologi- & petrofysikksmodulen utfører sin modellering ved hjelp av sine egne, separate applikasjoner, og sender sine data og hendelser til boremodulen. Boremodulen (620d) utfører modellering av boreoperasjonen, og sender sine data og hendelser til visualiserings- & modelleringsmodulen. Visualiserings- og modelleringsmodulen anvendes så for å generere en kombinert jordmodell (630).

[0083] Prosessforbindelsene (626) er tilsvarende databaseforbindelsene (606) i figur 6A. I dette tilfellet danner prosessforbindelsene en mekanisme for å sende både data og hendelser til den neste modulen for bruk som inndata til den neste modulen i modelleringsprosessen. Foreksempel kan prosessforbindelsene være realisert som meldingsoverføringssystemer gjennom delt minne eller over nettverksforbindelser. Som vist strømmer dataene i én retning gjennom det uavhengige prosessystemet. Som vil bli beskrevet nærmere nedenfor kan forbindelsene omgjøres til å tillate flyt av data i flere retninger mellom ønskede moduler.

[0084] Som vist kan det uavhengige prosessystemet i figur 6B bli operativt koblet via en oljefeltforbindelse (629) til et oljefelt gjennom oljefelt-innmatinger/utmatinger

(601) for bruk med dette. Oljefeltet kan være det samme som oljefeltet (100) i figurene 1A-D eller (300) i figur 3 beskrevet over. Data fra oljefeltet kan bli overført via oljefelt-innmatingene/utmatingene direkte inn i én eller flere av modulene. Resultatene generert fra prosessystemet kan bli returnert til oljefeltet via oljefelt-innmatingene/utmatingene for passende reaksjon. En overflateenhet ved oljefeltet kan motta resultatene og behandle informasjonen. Denne informasjonen kan bli anvendt for å aktivere styreenheter eller sende kommandoer til utstyr på oljefeltet. Styreenheter kan være tilveiebragt for aktivt å tilpasse oljefeltoperasjonen som reaksjon på kommandoene. Automatiske og/eller manuelle styreenheter kan bli aktivert basert på resultatene. Resultatene kan bli anvendt for å forsyne informasjon til sanntidsoperasjon på oljefeltet. Dataene kan også bli anvendt på andre oljefelter som historiske data eller sammenlikningsverdier.

[0085] Figurene 7A-B er skjematiske diagrammer som viser integrerte systemer for gjennomføring av en oljefeltoperasjon. Som vil bli beskrevet nedenfor har det integrerte systemet moduler plassert inne i én enkelt applikasjon for å utføre forskjellige modelleringsoperasjoner for et oljefelt. Figur 7A viser et enveis, integrert system (700a) for gjennomføring av oljefeltoperasjoner. Det integrerte enveissystemet har flere oljefeltmoduler (702a)- (702c) plassert i samme applikasjon (704a) med et økonomisk lag (734) rundt modulene. I dette tilfellet ligger modulene innenfor én enkelt applikasjon, og deler derfor data og hendelser for å generere en oljefeltmodell, så som den felles jordmodellen (730a). Den felles jordmodellen i figur 7A kan være den samme som den grunnleggende jordmodellen i figurene 4A-4C eller den kombinerte jordmodellen i figur 6B, bortsett fra at modellen blir opprettet av moduler som er koblet sammen gjennom enveis modulforbindelser i én enkelt applikasjon der de enveis modellforbindelsene er basert på kommunikasjonsmekanismertilveiebragt innenfor den ene applikasjonen.

[0086] Som vist i figur 7A står hver enkelt modul i operativ forbindelse innenfor applikasjonen gjennom enveis modellforbindelser (706) for å utføre modellering i

henhold til en enveissekvens i systemet. Med andre ord utfører reservoarkarakteriseringsmodulen sin modellering, så utfører produksjonsteknikkmodulen sin modellering og til slutt utfører reservoarteknikkmodulen sin modellering for å generere en felles jordmodell. De enveis modellforbindelsene er vist som piler som anviser

enveisflyten i modelleringsprosessen etter hvert som operasjonen blir utført av de forskjellige modulene.

[0087] Det integrerte enveissystemet (700a) lar modulene befinne seg (dvs. være innlemmet eller plassert) innenfor én applikasjon slik at data og hendelser kan deles uten at det er nødvendig med noen forbindelse for overføring mellom dem, som vist f.eks. av databaseforbindelsene (606) i figur 6A eller meldingsover-føringsforbindelsene (626) i figur 6B. Modulene befinner seg i det samme rommet (dvs. lastes inn i samme minneområde og har tilgang til de samme datafiler der minneområdet og datafilene er allokert til applikasjonen (704a) åpnet i et operativ-systemmiljø (ikke vist)) og har mulighet til å vise operasjonen til de andre modulene på den felles jordmodellen. I denne utførelsen kan de forskjellige modulene delta i modelleringsoperasjonen i hele systemet og dermed muliggjøre integrert visning og integrert operasjon av modelleringsprosessen.

[0088] Reservoarkarakteriseringsmodulen (702a) som vist utfører både geologi-og geofysikkfunksjoner, så som de anvendt av modulene (602a) og (602b) (figur 6A) tidligere beskrevet. Som vist her kan funksjonaliteten til flere moduler være samlet i én enkelt modul innenfor applikasjonen (704a) for å utføre de ønskede funksjonene. Samling av funksjonaliteter i én enkelt modul kan muliggjøre ytterligere og/eller synergetisk funksjonalitet. Som vist her er reservoarkarakteriseringsmodulen i stand til å utføre geostatistiske og andre egenskapfordelingsmetoder. Reservoarkarakteriseringsmodulen med multifunksjonalitet gjør at flere arbeidsflyter kan bli utført i én enkelt modul. Tilsvarende funksjonalitet kan tilveiebringes ved å slå sammen andre moduler, så som geologi- & petrofysikkmodulen (620dc) i figur 6B. Reservoarkarakteriseringsmodulen utfører sin modelleringsoperasjon og genererer en statisk jordmodell (707).

[0089] Den sirkulære pilen (705) illustrerer reservoarkarakteriseringsmodulens mulighet til å utføre iterasjoner i arbeidsflytene for å generere en konvergert løsning. Generelt kan en arbeidsflyt omfatte flere handlingstrinn som blir utført i en forhåndsbestemt rekkefølge for å utføre oljefeltoperasjonen knyttet til et prosjekt, for eksempel reservoarkarakterisering. Hver modul er utstyrt med konvergensfunksjonalitet slik at de kan gjenta modelleringsprosessen som ønsket inntil bestemte kriterier, så som tid, kvalitet, utmating eller andre krav, er oppfylt.

[0090] Når reservoarkarakteriseringen har utført sin modelleringsoperasjon, kan prosessen gå videre som vist av den buede pilen (706), slik at produksjonsteknikkmodulen kan utføre sin modelleringsoperasjon. Produksjonsteknikkmodulen (702b) er tilsvarende modulene beskrevet over, bortsett fra at den blir anvendt for å utføre produksjonsdatabasert analyse og/eller modellering, for eksempel med bruk av produksjonsdataene samlet inn fra produksjonsverktøyet (106d) i figur 1D. Dette omfatter en analyse av produksjonsoperasjonen fra uttrekking av fluider fra reservoaret til transport til overflateanlegg som definert av brukeren. Den sirkulære pilen (705) illustrerer produksjonsmodulens mulighet til å utføre iterasjoner på arbeidsflytene for å generere en konvergert løsning som beskrevet tidligere. Pro-duksjonsmodulen utfører sin modelleringsoperasjon og genererer en produksjons-historisk analyse (709).

[0091] Når produksjonsteknikkmodulen har utført sin modelleringsoperasjon, kan prosessen gå videre som vist av den buede pilen (706), slik at reservoarteknikkmodulen kan utføre sin modelleringsoperasjon. Reservoarteknikkmodulen (702c) er tilsvarende modulene beskrevet over, bortsett fra at den blir anvendt for å utføre reservoarteknisk/dynamisk dataanalyse og/eller modellering. Dette omfatter en analyse av undergrunnsreservoaret, for eksempel med bruk av produksjonsdataene samlet inn fra produksjonsverktøyet (106d) i figur 1D. Den sirkulære pilen (705) illustrerer reservoarmodulens mulighet til å utføre iterasjoner på arbeidsflytene for å generere en konvergert løsning som beskrevet tidligere. Den resulterende løsningen kan så bli sendt til reservoarkarakteriseringsmodulen som vist av den buede pilen (706). Reservoarteknikkmodulen genererer en dynamisk (eller prediktiv) jordmodell (711).

[0092] Som angitt av de buede pilene (706) kan prosessen bli gjentatt kontinuerlig som ønsket. Den statiske jordmodellen (707), den produksjonshistoriske analysen

(709) og den dynamiske modellen (711) blir slått sammen for å generere en felles jordmodell (730a). For eksempel kan den statiske jordmodellen (707) og den

dynamiske modellen (711) bli slått sammen ved sammenstilling mot den produksjonshistoriske analysen (709) som beskrevet i forbindelse med figurene 4A-5 over. Denne felles jordmodellen kan bli forfinet over tid etter hvert som nye data blir sendt gjennom systemet, etter hvert som nye arbeidsflyter blir tatt i bruk i analysen og/eller etter hvert som nye tolkningshypoteser blir matet inn i systemet. Prosessen kan bli gjentatt og utmatingene fra hver modul forfinet som ønsket.

[0093] Systemet er også gitt økonomilag (734) for å frembringe økonomisk informasjon vedrørende oljefeltoperasjonen. Økonomilaget tilbyr funksjonalitet for gjennomføring av økonomisk analyse og/eller modellering basert på innmatinger tilveiebragt av systemet. Modulene kan forsyne data til og/eller motta data fra økonomilaget. Som vist er økonomilaget plassert i en ring rundt systemet. Denne utførelsen viser at de økonomiske betraktningene kan bli utført når som helst eller under en hvilken som helst prosess i systemet. Den økonomiske informasjonen kan bli matet inn når som helst og spørres etter av en hvilken som helst av modulene. Økonomimodulen tilveiebringer en økonomisk analyse av hvilke som helst av de andre arbeidsflytene i systemet.

[0094] Med den lagbaserte utførelsen kan økonomiske begrensninger gi et gjennomgående kriterium som forplanter seg gjennom systemet. Fortrinnsvis tillater denne utførelsen etablering av kriteriene uten at det kreves overføring av data og hendelser til enkeltmoduler. Økonomilaget kan frembringe informasjon som er nyttig ved bestemmelse av ønsket felles jordmodell og kan bli tatt i betraktning som ønsket. Om ønsket kan varslinger, alarmer eller begrensninger bli gitt på den felles jordmodellen og/eller underliggende prosesser for å muliggjøre tilpassing av prosessene.

[0095] Figur 7B viser et toveis, integrert system (700b). I denne utførelsen er modulene forsynt med en intern database og genererer en integrert jordmodell. Det integrerte toveissystemet (700b) har flere oljefeltmoduler (720a)-(720f) plassert i samme applikasjon (704b). Med andre ord blir oljefeltmodulene (720a)-(720f) lastet inn i minneområde og har tilgang til datafiler der minneområdet og datafilaksess er allokert og tilveiebragt for applikasjonen (704b) åpnet i et operativsystem miljø (ikke vist)). Disse modulene omfatter en reservoarkarakteriseringsmodul (720a), en økonomisk modul (720b), en geofysikkmodul (720c), en produksjonsteknikkmodul (720d), en boremodul (720e) og en reservoarteknikkmodul (720f). I dette tilfellet er modulene koblet sammen av buede toveispiler (726). Som vist er modulene utstyrt med konvergensfunksjonalitet som illustrert av den sirkulære pilen (705). Én eller flere av modulene kan være utstyrt med konvergensfunksjonaliteten beskrevet over i forbindelse med figur 7A.

[0096] Modulene (720a)-(720f) kan være de samme som modulene beskrevet over, bortsett fra at de utstyres med funksjonalitet som ønsket. For eksempel kan geofysikkmodulen (720c), produksjonsteknikkmodulen (720d), reservoarteknikkmodulen (720f) og boremodulen (720e) være de samme som de respektive modulene (620b), (702b), (702c) og (620d).

[0097] Reservoarkarakteriseringsmodulen (720a) kan være den samme som reservoarkarakteriseringsmodulen (702a), bortsett fra at denne versjonen også er utstyrt med petrofysikkfunksjonalitet. Som vist inneholder reservoarkarakteriseringsmodulen geologi-, geofysikk- og petrofysikkfunksjonalitet. Geologen sammen med geofysikeren og petrofysikeren kan gjøre flere statiske modellrealiseringer i én modul basert på tilgjengelige seismiske målinger og brønnmålinger, med referanse til kjente tilsvarende modeller for området. Slike kjente data har typisk høy nøyaktighet ved brønnene og mindre pålitelig stedsposisjonering for de seismiske dataene. Fysiske bergarts- og fluidegenskaper kan typisk bli målt nøyaktig ved brønnene, mens seismikken typisk kan anvendes som en grov representasjon av de endrende reservoarformasjonstrekkene mellom brannstedene. Forskjellige datatolkningsmetoder og modellegenskapsfordelingsmetoder kan anvendes for å oppnå en så nøyaktig representasjon som mulig. Det kan imidlertid være en rekke tolknings- og modellopprettelsesmetoder som direkte påvirker modellens fysiske representasjon av reservoaret. En gitt metode trenger ikke alltid være mer nøyaktig enn en annen.

[0098] I denne versjonen er økonomibetraktning tilveiebragt gjennom en økonomimodul (720b), heller enn et lag (734) som vist i figur 7A. Økonomimodulen i dette tilfellet viser at den økonomiske funksjonaliteten kan tilveiebringes i form av en modul og bli koblet med andre moduler.

[0099] Som i tilfellet vist i figur 7A er modellene plassert innenfor én enkelt applikasjon, og deler derfor data og hendelser for å generere en integrert jordmodell 730b. I dette tilfellet blir flere integrerte jordmodeller (730b) generert av hver modul i en toveissekvens gjennom systemet. Med andre ord kan hver av den eller de valgte modulene (f.eks. reservoarkarakteriserings-, økonomi-, geofysikk-, produksjonsteknikk-, bore- og/eller reservoarteknikkmodulen) utføre sin modellering sekvensielt for å generere en integrert jordmodell. Prosessen kan bli gjentatt for å generere ytterligere integrerte jordmodeller. Som vist av toveispilene

(726) kan prosessen bli reversert, gjentatt og utført i en hvilken som helst rekkefølge i det integrerte toveissystemet.

[00100] Modulene i figur 7B er operativt sammenkoblet gjennom toveis modulforbindelser som vist av de buede pilene (726) til hver av de andre modulene, for eksempel i et stjernemønster med punkt-til-punkt-forbindelser. Denne utførelsen viser at utvalgte moduler selektivt kan kobles sammen for å utføre de ønskede modelleringsoperasjoner i en ønsket sekvens. På denne måten kan en valgt modul vekselvirke (f.eks. sende data og/eller hendelser) direkte med hvilke som helst én eller flere andre valgte moduler som ønsket. Selv om flere forbindelser er vist å tilveiebringe en forbindelse med hver av de andre modulene, kan en rekke forskjellige oppstillinger anvendes for å etablere det sammenkoblede nettverket som ønsket, for eksempel kan et ben i stjernemønsteret fjernes for å danne et delvis stjernemønster. Dette gir et fleksibelt sammenkoblingssystem for selektivt å definere modulene som skal utføre den ønskede

modelleringsoperasjonen.

[00101] Den integrerte jordmodellen (730b) er opprettet fra bidrag fra de valgte modulene. Som tidligere beskrevet kan reservoarkarakteriseringsmodulen bli anvendt for å generere en statisk modell, produksjonsteknikkmodulen kan bli anvendt for å generere historisk informasjon og reservoarteknikkmodulen kan bli anvendt for å generere den dynamiske modellen. Geofysikkmodulen kan bli anvendt for å generere det grunnleggende oppsettet av modellen. Økonomimodulen kan bli anvendt for å definere forretningsmessig eller økonomisk lønnsomhet for den integrerte jordmodellen. Boremodulen kan bli anvendt for å bestemme optimert posisjon for nye boresteder eller rekomplettering av eksisterende brønner. Andre moduler kan legges til i systemet med ytterligere forbindelser for å tilveiebringe data og hendelser tilgjengelig for andre moduler og/eller for å bidra til å opprette den samlede, integrerte jordmodellen.

[00102] Den integrerte jordmodellen blir generert ved selektivt å slå kombinere bidragene fra de valgte modulene. For eksempel kan en bruker åpne applikasjonen og velge fra moduler i applikasjonen for gjennomføring av multidisiplinær (eller flerområde) modellering der en hendelse, så som en endring i en komponent (f.eks. en horisont) i den felles jordmodellen generert fra arbeidsflyt-iterasjoner i én av de valgte modulene, kan gjøre at en melding og/eller informasjon vedrørende den endrede komponenten skal sendes eller på annen måte kommuniseres til alle andre valgte moduler over forbindelsene (726). Endringen kan være som følge av endring i inndata, tolkningsalgoritme og/eller parametre, etc. Meldingen og/eller informasjonen vedrørende den endrede komponenten kan så bli anvendt for å kjøre arbeidsflyter på nytt i de respektive andre valgte modulene som mottar den kommuniserte endringen.

[00103] I én eller flere utførelsesformer av oppfinnelsen kan kommunikasjonen av endringen og/eller beslutningen om å kjøre arbeidsflyter på nytt i moduler som mottar den kommuniserte endringen være basert på brukerbeslutning (eller brukeraktivering) om å oppdatere resultatene av arbeidsflytene. I slike utførelsesformer muliggjør kommunikasjon av meldingen og/eller informasjonen vedrørende den endrede komponenten over forbindelsene (726) samarbeid mellom disse valgte modulene om modellering av oljefeltet. I slike utførelsesformer kalles forbindelsene (726) integrerte forbindelser ettersom de valgte modulene samvirker med hverandre som integrerte komponenter i én enkelt applikasjon. I én eller flere utførelsesformer av oppfinnelsen kan informasjon som kommuniseres over de integrerte forbindelsene (726) vedrørende den endrede komponenten omfatte oljefeltkunnskap, så som prosessinformasjon som beskriver modelleringen utført av oljefeltmodulen som genererer endringen. Slik prosessinformasjonen kan bli anvendt for repeterbarhet og mulighet til å reversere endringen av modulene som sender og/eller mottar den kommuniserte informasjonen. Flere detaljer vedrørende oljefeltkunnskapen og prosessinformasjonen er beskrevet nedenfor.

[00104] I figur 7B er systemet forsynt med en database (704). Som vist er databasen lagt inne i applikasjonen for aksess av hver av modulene. En databaseforbindelse (736) er tilveiebragt for overføring av data og/eller hendelser mellom modulene. Databasen kan være den samme som databasen (604) i figur 6A med unntak av innretninger for å administrere oljefeltkunnskap beskrevet nedenfor. I tillegg til rådataene og tolkningsresultatene lagret i databasen (604), kan databasen (704) også inneholde kunnskap (dvs. oljefeltkunnskap), for eksempel en registrering av prosessen som genererte sluttresultatene (f.eks. algoritmevalg i en modul, parametervalg for algoritmen, rekkefølgen i hvilken en arbeidsflyt er ordnet for å avlede sluttresultatene, etc), innbyrdes avhengigheter mellom modulene som ble anvendt under analysen, brukerinformasjon (f.eks. datakvalitetsetiketter, kommentarer, etc.) samt hvilke som helst andre ønskede data eller prosesser. For eksempel, i tillegg til horisontnavn og x/y/x-punktsett, tolkningsperson og -tidspunkt, modifikasjonstidspunkt, geologisk tid, etc, kan ytterligere kunnskap om horisonten også bli lagret i databasen (704), for eksempel innmatingskilde for rådata (f.eks. brønnvalg, 2D seismisk giver, 3D seismisk giver, manuelt definert punkt, etc), tolkningsalgoritme (f.eks. konvergent gridder, kriging, interpolasjon, etc.) og parametere anvendt for å generere horisonten fra inndatakilden, relasjon til andre horisonter i jordmodellen for soneavgrensning, relasjon til andre forkastninger i jordmodellen for definisjon av strukturelt rammeverk, etc). I noen eksempler kan over 400 parametere være omfattet i horisontkunnskapen. Dette gjør det mulig å registrere hvordan en integrert jordmodell ble generert, og å registerføre annen innmating vedrørende prosessen. Dette muliggjør også selektiv lagring, repetisjon og/eller gjenbruk av forskjellige deler av prosessen anvendt av systemet, kunnskapsinnsamling og planlegging og testing av scenarier av én eller flere brukere av applikasjonen (704b), der hver bruker kan ha valgt og åpnet én eller flere moduler for modellering i et område spesifikt for den aktuelle brukeren. I én eller flere utførelsesformer av oppfinnelsen kan slik flerbruker, områdespesifikk modellering bli utført samtidig med revisjonsstyring av endringer i en hvilken som helst del av jordmodellen (730b) i databasen (704) administrert gjennom en innsjekkings-/utsjekkingsprosess via databaseforbindelsene (736) for hver modul i applikasjonen (704b). I én eller flere utførelsesformer av oppfinnelsen kan kunnskapen beskrevet over bli representert, lagres, kommunisert eller anvendt som metadata (dvs. data om data eller modell) knyttet til oljefeltdata og modeller beskrevet i forbindelse med figurene 2A-2D og 4A-4C over.

[00105] I tillegg lar fleksibiliteten i systemet brukeren forhåndsdefinere, tilpasse og/eller på annen måte manipulere oppsettet av modelleringsprosessen så vel som de resulterende integrerte jordmodellene. Systemet muliggjør opprettelse av flere integrerte jordmodeller basert på usikkerheter knyttet til systemet. Usikkerhetene kan for eksempel være unøyaktigheter i rådataene, antagelsene i algoritmene, modellenes evne til nøyaktig å representere den integrerte jordmodellen, og annet. Systemet kan bli kjørt med bruk av flere variabler og/eller scenarier for å generere flere integrerte jordmodeller. Utmating av flere integrerte jordmodeller basert på forskjellige fremgangsmåter anvendt for å utføre flere versjoner av modelleringsprosessen kalles ofte flere realiseringer. Den genererte integrerte jordmodellen sies derfor å være belagt med usikkerheter.

[00106] Figur 8 viser et samlet system (800) for utførelse av en oljefeltoperasjon. Som vil bli beskrevet nedenfor har det samlede systemet moduler som er plassert innenfor en applikasjon og dynamisk koblet sammen for å utføre oljefeltoperasjonene. Figur 8 viser et samlet system av moduler som er forbundet av dynamiske forbindelser og har funksjonalitet tilsvarende rapportene (607) i figur 6A, sanntidsfunksjonaliteten i figur 6B, økonomilaget (734) i figur 7A og databasen

(704) i figur 7B.

[00107] Det samlede systemet har flere oljefeltmoduler (802a)-(802e), en intern database (832), et økonomisk lag (834), en ekstern datakilde (836), oljefelt-innmatinger/utmatinger (838) og en integrert rapportgenerator (840). Modulene (802a)-(802e) kan være de samme som modulene beskrevet tidligere, bortsett fra at de er forsynt med ytterligere funksjonalitet som ønsket. For eksempel kan reservoarteknikkmodulen (802a), geofysikkmodulen (802b), produksjonsteknikkmodulen (802c), boremodulen (802d) og reservoarteknikkmodulen (802e) henholdsvis være de samme som modulene (720a), (720c), (720d), (720e) og (720f) i figur 7B. Disse modulene kan eventuelt være forsynt med konvergensfunksjonalitet (805) tilsvarende den illustrert i figurene 7A-7B av den sirkulære pilen (705). I dette tilfelle er økonomifunksjonene tilveiebragt av økonomilaget

(834), som har tilsvarende funksjonalitet som beskrevet i forbindelse med økonomilaget (734) i figur 7A. Det vil imidlertid forstås at økonomifunksjonene alternativt eller i tillegg for eksempel kan være tilveiebragt av en økonomimodul (720b) i figur 7B.

[00108] Oljefeltmodulene (802a)-(802e) er plassert i den samme applikasjonen

(804) som beskrevet over i forbindelse med modulene i figurene 7A og 7B. I dette tilfellet ligger modellene innenfor én enkelt applikasjon, og deler derfor data og hendelser for å generere oljefeltmodeller (830). Den eller de eksterne datakildene

(836), oljefelt-innmatingene/utmatingene (838) og rapportgeneratoren (840) er koblet til databasen (832) via databaseforbindelser (844). Andre komponenter (f.eks. moduler) kan også være operativt koblet til databasen. Databaseforbindelser fra oljefeltmodulene (802a)-(802e) til databasen (832) er utelatt fra figur 8 for å bedre oversikten. Data kan bli selektivt utvekslet mellom komponentene som ønsket. Sikringsmekanismer (837), så som brannmurer, begrenset tilgang eller andre sikkerhetstiltak kan være tilveiebragt for å begrense tilgangen til data som ønsket.

[00109] Modulene kan være koblet til databasen (832) for å aksessere og/eller motta informasjon (f.eks. oljefeltdata i figurene 2A-2D, modeller i figurene 4A-4C, oljefeltkunnskap i figur 7B, etc.) som ønsket. Databasen (832) kan være den samme som databasen (704) i figur 7B, og kan tillate én eller flere brukere for samtidig modellering av oljefeltet. Databasen (832) kan være den samme som databasen (604) i figur 6A, med unntak av ytterligere innretninger for å administrere oljefeltkunnskap. Videre kan databasen (832) ha tilgang til én eller flere eksterne databaser, så som datakilder (836) koblet til databasen (832). Slike eksterne datakilder kan være biblioteker, klientdatabaser, offentlige datalagre eller andre informasjonskilder som kan være koblet til den interne databasen. De eksterne databasene kan selektivt bli tilkoblet og/eller aksessert for å tilveiebringe ønskede data. Eventuelt kan data også bli forsynt fra den interne databasen til den eksterne databasen som ønsket. Slike data kan være i form av rapporter til som formidles til utenforstående kilder via den eksterne databasen.

[00110] Systemet i figur 8 er vist som et åpent system som tillatet innsetting av en utvidelse (842) for å legge til ekstern funksjonalitet. Som vist er utvidelsen (eller programtillegget) (842) koblet til boremodulen (802d) for å legge til, for eksempel, en foringsrør-designmodul (842). Foringsrør-designmodulen legger til funksjonalitet i boremodulen. For eksempel kan utvidelsen sette boremodulen i stand til å ta hensyn til foringsrørdesign ved generering av sitt boredesign for jordmodellen. Slike utvidelser kan bli lagt til med bruk av eksisterende produkter, så som OCEAN™ Development Kit fra SCHLUMBERGER™. Én eller flere ytterligere utvidelser kan bli lagt til hvilke som helst av modulene i systemet. I tillegg kan systemet utvides ved å legge til hele moduler innenfor systemet.

[00111] Oljefelt-innmatingene/utmatingene som illustrert av (838) kan være de samme som oljefelt-innmatingene/utmatingene (601) beskrevet i forbindelse med figur 6B, bortsett fra at oljefelt-innmatingene/utmatingene (838) kommuniserer med databasen (832) gjennom databaseforbindelsen (844). På denne måten kan data fra oljefeltet (f.eks. i figurene 2A-2D) bli matet inn i databasen slik at modelleringsoperasjonen kan bli oppdatert med den nye informasjonen etter hvert som den mottas, eller til forskjellige tider som ønsket. Eventuelt kan oljefelt-innmatingene/utmatingene være eller kobles til én eller flere moduler, databaser eller andre komponenter i systemet.

[00112] Rapportgeneratoren (840) kan være den samme som rapportgeneratoren

(607) vist i figur 6A, bortsett fra at rapportgeneratoren nå er koblet til den interne databasen (832) heller enn enkeltmoduler. Rapporter kan bli distribuert til oljefeltet, eksterne databaser eller andre eksterne steder som ønsket gjennom databasen (832). Rapporter kan også bli sendt direkte av rapportgeneratoren til ønskede interne og/eller utenforliggende steder. Rapporter kan bli sendt i ønsket format, for eksempel til tredjeparter via den eksterne databasen (836), som ønsket.

[00113] Prosessen anvendt for å opprette oljefeltmodellen (f.eks. av hvilken som helst av modulene (802a)-(802e)) kan bli registrert (f.eks. som kunnskap-metadata) og angitt som del av rapportene. Slike prosessrapporter kan bli gitt for å beskrive hvordan oljefeltmodellene ble generert. Andre data eller resultater kan også bli angitt. For eksempel kan en rapport vise en endelig volumetrikk generert av systemet. I tillegg kan rapporten også omfatte en redegjørelse for de beregnede usikkerhetene, den valgte sekvensen av prosesser som utgjør oljefeltmodellen, tidspunktene operasjoner ble utført og beslutninger tatt på veien.

[00114] Modulene er operativt sammenkoblet av bølgende piler (826) som viser dynamiske forbindelser mellom dem. Selv om et spesifikt oppsett av moduler er vist i en gitt rekkefølge, vil det forstås at en rekke forskjellige forbindelser, rekkefølger eller moduler vil kunne anvendes. Denne fleksibiliteten muliggjør konstruerte modelleringsoppsett som kan bli utført i henhold til definerte spesifikasjoner. Forskjellige kombinasjoner av moduler kan selektivt bli koblet sammen for gjennomføre den ønskede modelleringen. De forskjellige oljefeltmodellene generert av de forskjellige kombinasjonene av moduler kan bli sammenliknet for å bestemme den optimale prosessen for gjennomføring av oljefeltoperasjonene.

[00115] De bølgende pilene (826) viser prosessflyten og kunnskapsdelingen mellom modulene. To eller flere av de individuelle modulene kan være operativt sammenkoblet for å dele kunnskap og samarbeide om modelleringen. Som vist er forbindelsene dynamiske (dvs. at oljefeltkunnskap kan bli kommunisert automatisk eller i sanntid uten brukeraktivering eller andre former for innblanding) for å muliggjøre felles operasjon (f.eks. samvirkende modellering med kunnskapsdeling uten brukerinnblanding), heller enn kun den uavhengige kjøringen i figurene 6A-6B uten kunnskapsdeling eller den integrerte operasjonen i figurene 7A-7B med brukeraktivert kunnskapsdeling. Denne dynamiske forbindelsen mellom modulene gjør at modulene selektivt kan avgjøre hvorvidt de skal foreta seg noe basert på modellering utført av en annen modul. Hvis den blir valgt, kan modulen anvende den dynamiske forbindelsen for å kjøre en prosess (eller en arbeidsflyt) på nytt basert på oppdatert informasjon mottatt fra én eller flere av de andre modulene. Når moduler kobles sammen dynamisk, danner de et nettverk som muliggjør registrering av kunnskap fra dynamisk koblede moduler og muliggjør selektiv behandling av modulene basert på kunnskapsdelingen mellom modulene. En samlet jordmodell kan bli generert basert på modulenes kombinerte kunnskap.

[00116] Som et eksempel, når data som angir en endring (f.eks. en egenskap i en jordmodell eller en styringsinnstilling) mottas, blir denne endringen og tilhørende oljefeltkunnskap automatisk spredt til alle moduler som er dynamisk koblet. De dynamisk koblede modulene deler denne kunnskapen og utfører sin modellering basert på den nye informasjonen. De dynamiske forbindelsene kan innrettes for å tillate automatisk og/eller manuell oppdatering av modelleringsprosessen. De dynamiske forbindelsene kan også innrettes for å tillate at endringer og/eller driftshandlinger blir utført automatisk når en hendelse inntreffer som angir at nye innstillinger eller nye målinger er tilgjengelige. Etter hvert som spørringer blir fremsatt til oljefeltmodellen, eller dataendringer så som tillegginger, slettinger og/eller oppdateringer i oljefeltmodellen finner sted, kan de dynamisk koblede modellene utføre modellering som reaksjon på dette. Modulene deler kunnskap og jobber sammen om å generere oljefeltmodellene basert på denne delte kunnskapen.

[00117] De dynamiske forbindelsene kan bli anvendt for å delta i kunnskapsinnhentingen, og kan innrettes for å tillate automatisert modellering mellom modulene. Oppsettet av forbindelsene kan skreddersys til å gi den ønskede virkemåten. Prosessen kan bli gjentatt som ønsket slik at kunnskapsdelingen og/eller modelleringen blir utløst av forhåndsdefinerte hendelser og/eller kriterier. Som vist har de dynamiske forbindelsene toveis flyt mellom de valgte modulene. Dette gjør at modelleringsoperasjonen kan bli utført i en ønsket sekvens, forover eller bakover. De dynamiske forbindelsene er videre forsynt med funksjonalitet for samtidig utførelse av modelleringsoperasjonen.

[00118] For eksempel kan observasjoner under et prediksjonstrinn i den dynamiske modelleringen påvirke parametrisering og prosessvalg videre opp i kjeden. I dette eksempelet trenger ikke prediktiv volumetrikk i en modell generert av en modul nødvendigvis overensstemme med historiske data, og dermed kreve endringer i modellens tilstander som gir et større fluidvolum. Disse foreslåtte endringene kan peke til et hvilket som helst antall parametre som vil kunne resultere i en ønsket endringseffekt.

[00119] Kunnskapsdeling mellom modulene kan for eksempel omfatte betraktning av modelleringsoperasjonen fra en annen modul. Modulene kan jobbe sammen om å generere oljefeltmodulene basert på en felles forståelse av kunnskapsinnhold og interaktiv behandling som reaksjon på endringsangivelser formidlet av kunnskapen. Kunnskapsdeling kan også omfatte selektiv deling av data fra forskjellige aspekter ved oljefeltet. For eksempel kan reservoaringeniøren nå betrakte seismiske data som typisk er undersøkt av geofysikeren, og geologen kan nå betrakte produksjonsdata som typisk anvendes av reservoaringeniøren. Andre kombinasjoner er tenkelige. I noen tilfeller kan brukere gi innmatinger, sette begrensninger eller på annen måte manipulere valget av data og/eller utmatinger som deles mellom de valgte funksjonene. På denne måten kan dataene og modelleringsoperasjonene bli manipulert til å gi resultater som er skreddersydd til spesifikke oljefeltapplikasjoner eller forhold.

[00120] Modulene kan bli selektivt aktivert til å generere en samlet oljefeltmodell

(830). Den samlede oljefeltmodellen kan for eksempel inneholde en samlet jordmodell (833). Den samlede jordmodellen (833) kan være den samme som jordmodellen (730b) beskrevet tidligere i forbindelse med figur 7B, bortsett fra at den for eksempel er generert av de dynamisk sammenkoblede modulene for automatisk kunnskapsdeling i stedet for brukeraktivert kunnskapsdeling. Oljefeltmodellen kan videre tilveiebringe andre modelltrekk, så som en overflatemodell (831). I dette tilfellet kan produksjonsteknikkmodulen, for eksempel, ha ytterligere informasjon vedrørende overflateanlegget, samlenettverk, lagringsenheter og andre komponenter på overflaten som påvirker oljefeltoperasjonen. Produksjonsteknikkmodulen og (eventuelt) andre moduler kan anvende disse dataene for å generere en samlet overflatemodell. Overflatemodellen kan for eksempel definere de mekaniske installeringene nødvendig for produksjon og distribusjon av undergrunnsreservoaret, så som samlenettverkene, lagringsenhetene, ventiler og andre produksjonsinstalleringer på overflaten. Følgelig kan de valgte modulene bli anvendt for å generere en samlet oljefeltmodell basert på de kombinerte jord- og overflatemodellene, eller andre ønskede modeller generert ved aktivering av de valgte modulene.

[00121] For å optimalisere utmatingene fra modelleringen kan det være mulig å benytte data og annen informasjon fra én eller flere av modulene. For eksempel kan de reservoatrekniske dataene vedrørende dynamisk fluidproduksjon anvendes for å bedre oljefeltmodellen ved å simulere hvordan de målte fluidene vil strømme gjennom de forskjellige modellene. Hvor godt hver modells strømningssimulering overensstemmer med de kjente, historiske produksjonsmålingene kan bli observert og målt. Jo bedre den historiske produksjonen og simuleringen overensstemmer, jo høyere sannsynlighet vil det typisk være for fremtidig sammenfall i produksjonen. Et mer nøyaktig fremtidig sammenfall kan være nødvendig for å planlegge utgifter til rekomplettering av brønner, boring av nye brønner, endring av overflateanlegg eller planlegging av lønnsomt utvinnbare hydrokarboner.

[00122] I et annet eksempel kan relasjonen mellom de statiske og dynamiske delene av reservoarkarakteriseringsmodulen utnyttes for å optimalisere oljefeltmodellen. Reservoarkarakteriseringsmodulen kan ha en statisk og en dynamisk modell som gir den beste historiske overensstemmelsen for et reservoars produksjon. Uansett hvor godt overensstemmelsen er kan modellen kreve rekalibrering med tiden etter hvert som flere brønner blir boret eller ny produksjonsinformasjon blir samlet inn. Dersom nylig observerte data ikke lenger overensstemmer med den statiske modellen, kan det være nødvendig å oppdatere den statiske modellen for mer nøyaktig å predikere fremtiden. I tilfeller der en brønns målte produksjonsmengde plutselig blir mindre enn predikert, kan dette være en indikasjon på at reservoarlommen ikke er så stor som man en gang trodde. Basert på denne produksjonsobservasjonen kan reservoaringeniøren be geologen om å undersøke og oppdatere modellens porøsitet, eller be geofysikeren om å sjekke om den initielle takhøyden i formasjonsgrensene kan være for optimistisk og må revideres nedover. Oppdateringene som gjøres kan bli anvendt for å lette kunnskapsoppdatering, og muliggjøre omvendt prosessering for å oppdatere oljefeltmodellen.

[00123] Figurene 9A og 9B er flytdiagrammer som viser fremgangsmåter ved utførelse av en oljefeltoperasjon. Figur 9A viser en fremgangsmåte (900a) ved utførelse av en oljefeltoperasjon omfattende det å samle inn oljefeltdata (trinn 902), anordne flere oljefeltmoduler i én enkelt applikasjon (trinn 903), selektivt koble sammen oljefeltmodulene for innbyrdes vekselvirkning (trinn 904) og generere én eller flere oljefeltmodeller ved hjelp av oljefeltmodulene og oljefeltdataene (trinn 906).

[00124] Dataene kan samles inn i én eller flere databaser (trinn 902). Som vist i figur 8 kan databasene være interne databaser (se f.eks. databasen (832) i figur 8) og/eller en ekstern database (se f.eks. databasen (836) i figur 8). Innsamlingen av oljefeltdata kan bli utført som beskrevet over. Data kan bli samlet inn på forskjellige tidspunkter, og modellene som genereres i prosessen kan selektivt bli oppdatert etter hvert som nye data blir mottatt. Begrensninger kan bli lagt på innsamlingen av data for selektivt å begrense typen, mengden, flyten eller andre trekk ved de innkommende dataene for å lette behandlingen. Eventuelt kan dataene bli samlet inn og/eller vist i sanntid. Dataene og/eller modellene kan bli selektivt lagret i databaser med forskjellige mellomrom under analysen. Prosessen som utføres i fremgangsmåten kan også bli lagret. Et spor som viser prosessen blir opprettet, og kan bli kjørt på nytt med gitte mellomrom som ønsket. De forskjellige innmatinger, utmatinger og/eller beslutinger gjort i prosessen kan bli vist. Øyeblikksbilder av analysen kan bli selektivt spilt på nytt. Om ønsket kan prosessen bli utført på nytt med bruk av de samme eller andre data. Prosessen kan bli justert og lagret på nytt for fremtidig bruk. Rapporter av lagrede data, modeller og/eller annen informasjon inneholdt i databasen kan tilveiebringes for eksempel av rapportgeneratoren (840) i figur 8.

[00125] De flere oljefeltmodulene plasseres i en applikasjon (trinn 903) som vist for eksempel i figur 8. Når de plasseres i samme applikasjon som vist i figurene 7A-8, er modulene i stand til å dele data og hendelser uten at det er nødvendig å sende dem fra én applikasjon til en annen som vist i figurene 6A og 6B. Modulene er også i stand til å se modelleringsoperasjonen utført av de andre modulene. I noen tilfeller kan det være ønskelig med tilgang til moduler som befinner seg i andre applikasjoner (ikke vist). For eksempel kan systemet i figur 7A være operativt koblet til systemet i figur 6B gjennom en systemkobling for å sende data og hendelser mellom dem. Dette kan være ønskelig i tilfeller der modellering av oljefeltdata blir utført av to atskilte systemer. Modellene generert av de atskilte systemene kan bli slått sammen for å generere én eller flere felles jordmodeller basert på begge systemene. Modellering kan derfor bli utført på tvers av flere applikasjoner med en systemforbindelse mellom dem.

[00126] Oljefeltmodulene blir selektivt koblet sammen (trinn 904) for innbyrdes vekselvirkning. Modulene kan for eksempel kobles sammen av dynamiske forbindelser for samlet operasjon (f.eks. figur 8), integrerte forbindelser for integrert operasjon (f.eks. figurene 7B), modulforbindelser for delt operasjon (f.eks. figur 7A) og/eller databaser eller modulforbindelser for overføring av data og/eller hendelser mellom dem (f.eks. figur 6A, 6B). Hver av modulene er i stand til å utføre modelleringsoperasjoner i tilknytning til oljefeltet. I noen tilfeller jobber modulene uavhengig (figurene 6A-6B), er integrert for integrert operasjon (figurene 7A-7B) eller er samlet for delt kunnskap og samlet operasjon (figur 8). Én eller flere av modulene kan bli valgt til å utføre den ønskede operasjonen. For eksempel kan en samlet jordmodell 833 bli generert kun med bruk av reservoarkarakteriserings-, geofysikk- og reservoarteknikkmodulene (802a), (802b), (802e) operativt koblet sammen for eksempel ved hjelp av de dynamiske forbindelsene (826) i figur 8. Andre anordninger av valgte moduler kan bli koblet sammen ved hjelp av én eller flere valgte forbindelser for å generere den eller de ønskede modellene. Selektiv sammenkobling av modulene muliggjør fleksibel design for selektiv vekselvirkning mellom modulene.

[00127] Den ønskede modelleringen av dataene blir fortrinnsvis utført ved selektiv utførelse av modellering av forskjellige funksjoner, så som de vist i figur 8. Dette kan gjøres ved å velge oljefeltmoduler for å generere modeller basert på et ønsket resultat. Som et eksempel kan en generere gitte modeller, så som de statiske modellene i figurene 4A-4C. Disse statiske modellene blir generert for eksempel med bruk av reservoarkarakteriserings- (720a) og geofysikkmodulene (720c) operativt sammenkoblet av integrerte forbindelser (726) som vist i figur 7B for å modellere en del av oljefeltdataene knyttet til statiske data anvendt av geolog-og/eller geofysikerfunksjonene. Andre kombinasjoner av moduler kan anvendes for å generere modeller generert i tilknytning til bestemte deler av oljefeltet. Fremgangsmåten muliggjør valg av en rekke forskjellige moduler for å generere modeller til bruk i den integrerte analysen. Avhengig av kombinasjonen av moduler kan de resulterende modellene bli anvendt for å generere utmating vedrørende en hvilken som helst del av eller hele oljefeltet.

[00128] En oljefeltmodell, så som oljefeltmodellen (830) i figur 8, genereres ved selektivt å utføre modellering med bruk av de sammenkoblede oljefeltmodulene (trinn 906). Som beskrevet i forbindelse med figur 8 kan de valgte modulene jobbe sammen om å generere oljefeltmodellen ved hjelp av kunnskapsdelingen av dataene, hendelsene og modellene generert innenfor applikasjonen. Modelleringen kan også bli utført ved hjelp av de integrerte systemene i figur 7A-7B, de uavhengige systemene i figurene 6A-6B, eller andre. Oljefeltmodellen kan være en jordmodell og/eller en annen modell, for eksempel en overflatemodell som beskrevet i forbindelse med figur 8. Oljefeltdata kan bli selektivt aksessert av oljefeltmodellene som ønsket, for eksempel kontinuerlig, etter behov eller i sanntid, for å generere og/eller oppdatere modeller. Modelleringsprosessen kan bli utført iterativt inntil et forbestemt kriterium er oppfylt (f.eks. tid) eller til konvergens er oppnådd. Flere oljefeltmodeller kan bli generert, og noen av eller alle kan bli forkastet, sammenliknet, analysert og/eller forbedret. De flere oljefeltmodellene viser fortrinnsvis usikkerheter, som beskrevet tidligere i forbindelse med figur 7B.

[00129] Fortrinnsvis blir en optimert oljefeltmodell generert som maksimerer alle forbestemte kriterier og/eller mål for oljefeltoperasjonen. En optimal oljefeltmodell kan bli generert ved å gjenta prosessen inntil en ønsket modell er oppnådd. Valgte modeller kan bli operativt koblet sammen for å generere modeller som anvender bestemte data i en bestemt arbeidsflyt. Prosessen og oppsettet av operasjonen kan bli justert, gjentatt og analysert. Flere modeller kan bli generert, sammenliknet og forbedret inntil et ønsket resultat er oppnådd. Prosessen anvendt for å generere den ønskede oljefeltmodellen kan videreutvikles for å definere en optimal prosess for et gitt scenario. Den valgte sammenkoblingen av gitte moduler kan kombineres for å utføre den ønskede operasjonen i henhold til den optimale prosessen. Når en optimal prosess er bestemt, kan den bli lagret i databasen og gjøres tilgjengelig for fremtidig bruk. Den optimale prosessen kan bli tilpasset til bestemte scenarier, eller bli videreutviklet over tid.

[00130] En oljefeltplan kan bli generert basert på den genererte oljefeltmodellen (trinn 908). I noen tilfeller kan en oljefeltplan omfatte et design av deler av eller hele oljefeltoperasjonen. Oljefeltplanen kan definere kravene for gjennomføring av forskjellige oljefeltoperasjoner, så som boring, brønnplassering, brønnkompletter-inger, brønnstimuleringer, etc. De genererte oljefeltmodellene kan for eksempel predikere posisjonen til verdifulle reservoarer, eller hindere for utvinning av fluider fra disse reservoarene. Modellene kan også ta hensyn til andre faktorer, så som økonomi eller risikofaktorer som kan påvirke planen. Oljefeltplanen blir fortrinnsvis optimert basert på den eller de genererte oljefeltmodellene for å frembringe en beste handlingsplan for gjennomføring av oljefeltoperasjonene.

[00131] Oljefeltplanen kan bli generert av systemet (f.eks. (800) i figur 8). Alternativt kan oljefeltmodellene generert av systemet bli sendt til en prosessor, for eksempel i overflateenheten ((134) i figurene 1B-1D). Prosessoren kan bli anvendt for å generere oljefeltplanen basert på de genererte oljefeltmodellene.

[00132] Oljefeltplanen kan bli iverksatt på oljefeltet (trinn 910). Oljefeltplanen kan bli anvendt for å ta beslutninger vedrørende oljefeltoperasjonen. Oljefeltplanen kan også bli anvendt for å gjennomføre tiltak på oljefeltet. For eksempel kan oljefeltplanen bli iverksatt ved å aktivere styreenheter på brønnfeltet for å tilpasse oljefeltoperasjonen. Oljefeltmodellene, -planene og annen informasjon generert av systemet (f.eks. (800) i figur 8) kan bli kommunisert til oljefeltet gjennom oljefelt-innmatingene/utmatingene (838). Overflateenheten ((134) i figurene 1B-1D) kan motta informasjonen og utføre aktiviteter som reaksjon på denne. I noen tilfeller kan overflateenheten viderebehandle informasjonen for å definere kommandoer som skal utføres på brønnfeltet. Handlinger, så som endringer i utstyr, driftsinnstillinger, borebaner, etc, kan bli utført på brønnfeltet som reaksjon på kommandoene. Disse handlingene kan bli utført manuelt eller automatisk. Brønnplanen kan også bli iverksatt av overflateenheten ved å kommunisere med styreenheter på brønnfeltet for å aktivere oljefeltutstyr til å iverksatte tiltak som ønsket. I noen tilfeller kan oljefelthandlinger, så som boring av en ny brønn eller opphør av produksjon, også bli utført.

[00133] Oljefeltoperasjonene kan bli overvåket for å generere nye oljefeltdata (trinn 912). Følere kan være utplassert på oljefeltet som vist i figurene 1A-1D. Informasjon fra oljefeltet kan bli sendt til systemet (800) av oljefelt-innmatingene/utmatingene (838), som vist for eksempel i figur 8. Etter hvert som nye data blir samlet inn, kan prosessen bli gjentatt (trinn 914). De nye dataene kan antyde at endringer i oljefeltplanen, systemet, prosessen, antagelser i prosessen og/eller andre deler av operasjonen kan trenge tilpassing. Slike tilpassinger kan bli gjort som nødvendig. Dataene samlet inn og prosessene utført kan bli lagret og gjenbrukt over tid. Prosessene kan bli gjenbrukt og undersøkt som nødvendig for å bestemme historien til oljefeltoperasjonene og/eller eventuelle endringer som kan ha funnet sted. Etter hvert som nye modeller blir generert kan det være ønskelig å revurdere eksisterende modeller. De eksisterende oljefeltmodellene kan bli selektivt videreutviklet etter hvert som nye oljefeltmodeller blir generert.

[00134] Trinnene (902)-(912) kan bli gjentatt som ønsket (trinn 914). For eksempel kan det være ønskelig å gjenta trinnene basert på ny informasjon, ytterligere innmatinger og andre faktorer. Nye innmatinger kan bli generert med bruk av datainnsamlingsverktøy på de eksisterende oljefeltstedene og/eller på andre steder langs oljefeltet. Andre ytterligere data kan også bli tilveiebragt. Etter hvert som nye innmatinger mottas kan prosessen bli gjentatt. Dataene samlet inn fra en rekke forskjellige kilder kan bli samlet inn og anvendt på andre oljefelter. Trinnene kan også bli gjentatt for å teste forskjellige oppsett og/eller prosesser. Forskjellige utmatinger kan bli sammenliknet og/eller analysert for å bestemme den optimale oljefeltmodellen og/eller prosessen.

[00135] Rapporter om dataene, modelleringsoperasjonen, planer eller annen informasjon kan bli generert (trinn 916). Rapportene kan foreksempel bli generert med bruk av den integrerte rapportgeneratoren (f.eks. (840) i figur 8 eller (607) i figur 6A). Rapportene kan bli generert når som helst under operasjonen, og i et hvilket som helst ønsket format. Rapportene kan skreddersys til et ønsket format og tilpasses som nødvendig. Rapportene kan presentere data, resultater, prosesser og andre trekk ved operasjonen. Rapporter, visualiseringer og andre fremvisninger kan bli generert for bruk av lokale eller fjerne brukere. Slike fremvisninger kan presentere flerdimensjonale bilder av modellerings- og/eller simuleringsoperasjoner. Rapportene som blir generert kan for eksempel lagres i databasene (832), (836) i figur 8. Rapportene kan bli anvendt for ytterligere analyse, for å spore prosessen og/eller analysere operasjoner. Rapportene kan presentere forskjellige layouter av sanntidsdata, historiske data, overvåkningsdata, analysedata, modelldata og/eller annen informasjon.

[00136] Figur 9B viser en fremgangsmåte (900b) for utførelse av en oljefeltoperasjon som omfatter det å samle inn oljefeltdata (trinn 922), plassere flere oljefeltmoduler i én enkelt applikasjon (trinn 919), selektivt koble sammen oljefeltmodulene for innbyrdes vekselvirkning (trinn 924) og generere én eller flere oljefeltmodeller ved å utføre modellering med bruk av oljefeltmodulene og oljefeltdataene (trinn 926).

[00137] I denne fremgangsmåten (900b) blir oljefeltdataene samlet inn i flere databaser (trinn 922). Databasene er tilsvarende de beskrevet i forbindelse med trinn (902) i figur 9A. Dataene kan bli preprosessert (trinn 921) for å sikre dataenes kvalitet. Kalibreringer, feilsjekker, skalering, filtrering, glatting, validering og annen kvalitetskontroll kan bli utført for å verifisere og/eller optimalisere dataene. Dataene kan også bli oversatt, konvertert, avbildet, pakket inn eller på annen måte tilpasset for å lette behandling. I noen tilfeller kan bestemte data bli anvendt som er av en spesifikk type, så som geologiske data, geofysiske data, reservoartekniske data, produksjons data, boredata, økonomiske data og/eller petrofysiske data, og kan bli selektivt sortert og lagret for bruk.

[00138] Modulene kan bli plassert i en applikasjon (trinn 919) som beskrevet over i forbindelse med trinn 903. Oljefeltmodulene kan bli selektivt koblet sammen (trinn 924) som beskrevet over i forbindelse med trinn 904 i figur 9A.

[00139] Én eller flere av de valgte modulene kan eventuelt forsynes med ytterligere funksjonalitet (trinn 923). Den ekstra funksjonaliteten kan bli lagt til gjennom minst én utvidelse, så som utvidelsen (842) i figur 8. Økonomifunksjonalitet kan også bli lagt til for gjennomføring av økonomisk modellering (925). Denne funksjonaliteten kan bli lagt til som en modul (f.eks. modul (720b) i figur 7B) eller som et lag (f.eks. lag (834) i figur 8). Den tillagte funksjonaliteten i utvidelsen og/eller økonomien kan bli utført når som helst under prosessen som ønsket. Fortrinnsvis anvendes disse funksjonalitetene for å bistå i optimeringen av oljefeltmodellen.

[00140] Én eller flere oljefeltmodeller kan bli generert (trinn 926) som beskrevet tidligere i forbindelse med trinn 906 i figur 9A. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å generere en oljefeltplan (trinn 928), iverksette oljefeltplanen (trinn 930), overvåke oljefeltoperasjonene (trinn 932), generere rapporter (trinn 936) og gjenta prosessen (trinn 934). Disse trinnene kan bli utført som beskrevet over i forbindelse med de respektive trinnene 910, 912, 916 og 914 i figur 9 A.

[00141] Oljefeltplanen kan bli justert (trinn 933) under prosessen. Etter hvert som nye data mottas eller modelleringsoperasjonen forløper, kan oljefeltplanen trenge justering. Nye data kan antyde at forhold ved oljefeltet har endret seg, og oljefeltplanen kan måtte tilpasses disse endringene. Modelleringdprosessen kan bli forbedret, slik at det dannes nye oljefeltmodeller som foreslår endringer av oljefeltplanen. Oljefeltplanen kan bli automatisk eller manuelt justert basert på nye data, resultater, kriterier eller av andre grunner.

[00142] I hvert fall noen trinn i fremgangsmåten kan utføres samtidig, i en annen rekkefølge eller utelates. Som vist i figurene 9A og 9B kan rapportene bli generert før og/eller etter at trinnene i fremgangsmåten er gjentatt. Det vil forstås at rapportene kan bli utført på et hvilket som helst tidspunkt som ønsket. Andre trinn, så som innsamling av oljefeltdata, forbehandling av data, iverksettelse av oljefeltplanen og andre trinn kan bli gjentatt og utført på forskjellige tidspunkter under prosessen.

[00143] De tilveiebragte systemene og fremgangsmåtene vedrører uttrekking av hydrokarboner fra et oljefelt. Det vil forstås at de samme systemer og fremgangsmåter kan anvendes for å utføre andre underjordiske operasjoner, så som gruvedrift, vannutvinning og utvinning av andre underjordiske materialer.

[00144] Selv om konkrete utførelser av systemer for gjennomføring av oljefeltoperasjoner er vist, vil det forstås at forskjellige kombinasjoner av de beskrevne systemene kan tilveiebringes. For eksempel kan forskjellige kombinasjoner av valgte moduler bli koblet sammen ved hjelp av forbindelsene beskrevet over. Ett eller flere modelleringssystemer kan bli kombinert på tvers av ett eller flere oljefelter for å tilveiebringe skreddersydde utførelser for modellering av et gitt oljefelt eller deler av dette. Slike modelleringskombinasjoner kan kobles for innbyrdes vekselvirkning. Under prosessen kan det være ønskelig å ta hensyn til andre faktorer, så som økonomisk lønnsomhet, usikkerhet, risikoanalyse og andre faktorer. Det er derfor mulig å innføre begrensninger på prosessen. Moduler kan bli valgt og/eller modeller generert i henhold til slike faktorer. Prosessen kan bli koblet til andre modell-, simulerings- og/eller databaseoperasjoner for å frembringe alternative innmatinger.

[00145]. For eksempel kan det under boring av en brønn være ønskelig å oppdatere oljefeltmodellen dynamisk til å reflektere nye data, for eksempel målt overflateinntrengningsdyp og litologisk informasjon fra brønnloggingsmålingene i sanntid. Oljefeltmodellen kan bli oppdatert i sanntid for å predikere posisjonen til fronten av borekronen. Observerte forskjeller mellom prediksjoner gitt av den opprinnelige oljefeltmodellen vedrørende brønninntrengningspunkterfor formasjonslagene kan bli innlemmet i den prediktive modellen for å redusere sannsynligheten for unøyaktigheter i modellens predikeringsevne i den neste delen av boreprosessen. I noen tilfeller kan det være ønskelig å tilveiebringe raskere modelliterasjonoppdatereinger for å muliggjøre raskere oppdatering av modellen og redusere sannsynligheten for å møte en kostbar oljefeltrisiko.

[00146] Denne beskrivelsen er kun ment for illustrasjonsformål og skal ikke tolkes i en begrensende forstand. Rammen til denne oppfinnelsen skal kun bestemmes av ordlyden i de følgene kravene. Ordet "omfattende" i kravene er ment å bety "inkluderer i hvert fall", slik at den anførte listen av elementer i et krav er en åpen gruppe. Enhver bruk av entallsformer er ment å omfatte flertallsformen av disse dersom denne ikke er spesifikt utelukket.

Claims

1. System for utførelse av oljefeltoperasjoner for et oljefelt, der oljefeltet har en undergrunnsformasjon med geologiske strukturer og reservoarer,karakterisert ved: flere oljefeltmoduler anordnet i en applikasjon (903), der hver av de flere oljefeltmodulene modellerer i hvert fall en del av oljefeltet; og minst én intern database (832) og minst én ekstern database (836) operativt koblet til den interne databasen (832), den minst ene interne databasen (832) er anordnet i applikasjonen og operativt koblet til de flere modulene for kommunikasjon med disse; flere forbindelser for å koble sammen de flere oljefeltmodulene (904), der minst én av de flere forbindelsene er en dynamisk forbindelse som muliggjør kunnskapsdeling for samlet modellering mellom modulene, og/eller en integrert forbindelse som muliggjør samarbeid for integrert modellering mellom modulene hvorved minst én oljefeltmodell blir generert (906), der modellen anvendes for generering av en oljefeltplan (908) for utførelse av operasjonene, oljefeltplanen bestemmer: riggens plassering, dypet og antall brønner, varigheten av operasjonen, produksjonsmengde, og/eller type utstyr; og/eller kravene for boring, brønnplassering, brønnkompletteringer og/eller brønnstimuleringer; og oljefelt-innmatinger/utmatinger (838) operativt koblet til minst én av oljefeltmodulene for selektiv vekselvirkning med oljefeltet for utførelse av operasjonene i samsvar med planen og overvåking av operasjonene for generering av nye oljefeltdata (912).

2. System ifølge krav 1, hvor den minst ene interne databasen (832) lagrer kunnskap omfattende prosessinformasjon som beskriver modellering utført av en oljefeltmodul av de flere oljefeltmodulene.

3. System ifølge krav 1, videre omfattende: minne med instruksjoner som når de blir eksekvert av en prosessor utfører funksjonaliteter for å: kommunisere en endring fremkommet fra modellering utført av en oljefeltmodul av de flere oljefeltmodulene og en andel av kunnskapen forbundet med endringen til en del av de flere oljefeltmodulene gjennom den dynamiske forbindelsen, der andelen av kunnskapen omfatter prosessinformasjon som beskriver modellering utført av oljefeltmodulen; og utføre samlet modellering basert på endringen og andelen av kunnskapen forbundet med endringen med bruk av i hvert fall nevnte del av de flere oljefeltmodulene, der kommunisering av endringen og andelen av kunnskapen forbundet med endringen blir aktivert basert på forbestemte kriterier.

4. System ifølge krav 3, der aktivering basert på de forbestemte kriteriene skjer uten innblanding fra en bruker av applikasjonen.

5. System ifølge krav 1 eller 2, videre omfattende: minne med instruksjoner som når de blir eksekvert av en prosessor utfører funksjonaliteter for å: kommunisere en endring fremkommet fra modellering utført av en oljefeltmodul av de flere oljefeltmodulene og en andel av kunnskapen forbundet med endringen til en del av de flere oljefeltmodulene med bruk av den integrerte forbindelsen, der andelen av kunnskapen omfatter prosessinformasjon som beskriver modellering utført av oljefeltmodulen; og utføre integrert modellering basert på endringen og andelen av kunnskapen forbundet med endringen med bruk av i hvert fall nevnte del av de flere oljefeltmodulene, der kommunisering av endringen og andelen av kunnskapen forbundet med endringen blir aktivert av en bruker av applikasjonen.

6. System ifølge krav 1, videre omfattende et økonomilag i applikasjonen for utførelse av økonomisk analyse av oljefeltet.

7. System ifølge krav 1, der den minst ene oljefeltmodellen omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av en jordmodell og en overflatemodell.

8. Fremgangsmåte ved utførelse av oljefeltoperasjoner for et oljefelt, der oljefeltet har en undergrunnsformasjon med geologiske strukturer og reservoarer,karakterisert vedå: (i) samle inn oljefeltdata (902); (ii) anordne flere oljefeltmoduler i en applikasjon (903); (iii) selektivt koble sammen i hvert fall en del av de flere oljefeltmodulene gjennom en dynamisk forbindelse (904) for kunnskapsdeling mellom dem; (iv) generere minst én oljefeltmodell med bruk av oljefeltdataene og de flere oljefeltmodulene (906); (v) generere en oljefeltplan for utførelse av operasjoner basert på minst én oljefeltmodell (908), oljefeltplanen bestemmer: riggens plassering, dypet og antall brønner, varigheten av operasjonen, produksjonsmengde, og/eller type utstyr; og/eller kravene for boring, brønnplassering, brønnkompletteringer og/eller brønnstimuleringer; (vi) iverksette operasjoner ifølge oljefeltplanen på oljefeltet (910); og (vii) overvåke oljefeltoperasjonene for å generere nye oljefeltdata (912).

9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, videre omfattende å gjenta trinn (i) - (vi) ved anvendelse av de nye oljefeltdataene generert i trinn (vii) (914).

10. Fremgangsmåte ifølge krav 8, videre omfattende det å: kommunisere en endring fremkommet fra modellering utført av en oljefeltmodul av de flere oljefeltmodulene og en andel av kunnskapen forbundet med endringen til en del av de flere oljefeltmodulene med bruk av den dynamiske forbindelsen, der andelen av kunnskapen omfatter prosessinformasjon som beskriver modellering utført av oljefeltmodulen; og revidere den minst ene oljefeltmodellen basert på endringen og andelen av kunnskapen forbundet med endringen med bruk av i hvert fall nevnte del av de flere oljefeltmodulene, der kommunisering av endringen og andelen av kunnskapen forbundet med endringen aktiveres basert på forbestemte kriterier.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, der aktivering basert på de forbestemte kriteriene utføres uten innblanding fra en bruker av applikasjonen.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, videre omfattende det å: overvåke oljefeltoperasjonene for å generere nye oljefeltdata (932); og justere oljefeltplanen basert på nye oljefeltdata (933), der endringen fremkommer fra modellering med bruk av nye oljefeltdata.