NO346096B1 - Dynamisk reservoarteknikk - Google Patents

Description

DYNAMISK RESERVOARTEKNIKK

Bakgrunn

[0001] Operasjoner, så som oppmåling eller undersøkelser, boring vaierledningstesting, kompletteringer, produksjon, planlegging og feltanalyse, blir typisk gjennomført for å lokalisere og samle inn verdifulle nedihullsfluider. Undersøkelser blir ofte gjennomført ved bruk av innsamlingsmetodologier, så som seismiske skannere eller undersøkelsesutstyr, for å generere kart over undergrunnsformasjoner. Disse formasjoner blir ofte analysert for å fastlegge tilstedeværelsen av underjordiske verdier, så som verdifulle fluider eller mineraler, eller for å fastlegge om hvorvidt formasjonene har karakteristika som er egnet for lagring av fluider.

[0002] Under operasjonene med boring, kompletteringer, produksjon, planlegging og feltanalyse, blir data typisk samlet for analyse og/eller overvåking av operasjonene. Slike data kan for eksempel inkludere informasjon som vedrører underjordiske formasjoner, utstyr, historiske data og/eller andre data.

[0003] Data som vedrører den underjordiske formasjon samles inn ved bruk av et mangfold av kilder. Slike formasjonsdata kan være statiske eller dynamiske. Statiske data vedrører for eksempel formasjonens struktur og geologiske stratigrafi som definerer geologiske strukturer i den underjordiske formasjon. Dynamiske data vedrører for eksempel fluider som strømmer gjennom de geologiske strukturer i den underjordiske formasjon over tid. Slike statiske og/eller dynamiske data kan samles for å lære mer om formasjonene og de verdifulle verdier som befinner seg deri.

[0004] Forskjellig utstyr kan være posisjonert omkring på feltet for å overvåke feltparametere, for å styre operasjonene og/eller for å separere og lede fluider fra brønnene. Overflateutstyr og kompletteringsutstyr kan også brukes til å injisere fluider inn i reservoarer, enten for lagring eller ved strategiske punkter for å øke produksjonen fra reservoaret.

[0005] Patentsøknadspublikasjonen WO9738330 A1 beskriver en metode for 3D geologisk modellering.

Sammenfatning

[0006] Ifølge oppfinnelsens første aspekt tilveiebringes en fremgangsmåte for gjennomføring av reservoar-engineering, hvor fremgangsmåten omfatter: generering av en geologisk modell av et reservoar inkludert et geologisk stratum; fremskaffelse av en offset i forhold til det geologiske stratum; posisjonering av en brønnboringsutstyrsgjenstand i en brønnkompletteringsdesign basert på offseten; beregning av en absolutt posisjon av brønnboringsutstyrsgjenstanden i brønnkompletteringsdesignen basert på offseten og en lokalisering av det geologiske stratum i den geologiske modell; oppdatering av den geologiske modell for å generere en oppdatert lokalisering av det geologiske stratum; oppdatering av den absolutte posisjon til brønnboringsutstyrsgjenstanden i brønnkompletteringsdesignen basert på offseten og den oppdaterte lokalisering av det geologiske stratum; og simulering av et simuleringstilfelle omfattende den geologiske modell (1204) og brønnkompletteringsdesignen etter oppdatering av den absolutte posisjon til brønnboringsutstyrsgjenstanden.

[0007] Fremgangsmåten kan ha ytterligere trekk som angitt i et hvilket som helst av krav 2 til 9 i de vedføyde patentkrav.

[0007a] Ifølge oppfinnelsens andre aspekt tilveiebringes et reservoarengineeringssystem som omfatter: en geologisk modell av et reservoar omfattende et geologisk stratum; en fluidmodelleringsmodul omfattende funksjonalitet for å generere en visualisering som viser overflater av konstant sammensetning eller metningstrykk fra en fluid- og bergartmodell av reservoaret; en brønnkompletteringsdesignmodul omfattende funksjonalitet for å posisjonere en brønnboringsutstyrsgjenstand i en brønnkompletteringsdesign basert på en offset fra det geologiske stratum; og en simuleringstilfellemodul driftsmessig forbundet til fluidmodelleringsmodulen og brønnkompletteringsmodulen og omfattende funksjonalitet for å generere et simuleringstilfelle omfattende den geologiske modell, brønnkompletteringsdesignen og fluid- og bergartmodellen for reservoaret, hvor systemet er konfigurert til å utføre fremgangsmåten ifølge oppfinnelsens første aspekt.

[0007b] Systemet kan ha ytterligere trekk som angitt i et hvilket som helst av krav 11 til 16 i de vedføyde patentkrav.

[0007c] Ifølge oppfinnelsens tredje aspekt tilveiebringes et datamaskinlesbart medium som lagrer instruksjoner for gjennomføring av reservoar-engineering, hvilke instruksjoner omfatter funksjonalitet for å: generere en geologisk modell av et reservoar som inkluderer et geologisk stratum; fremskaffe en offset i forhold til det geologiske stratum; posisjonere en brønnboringsutstyrsgjenstand i en brønnkompletteringsdesign basert på offseten; beregne en absolutt posisjon av brønnboringsutstyrsgjenstanden i brønnkompletteringsdesignen basert på offseten og en lokalisering av det geologiske stratum i den geologiske modell; oppdatere den geologiske modell for å generere en oppdatert lokalisering av det geologiske stratum; oppdatere den absolutte posisjon av brønnboringsutstyrsgjenstanden i brønnkompletteringsdesignen basert på offseten og den oppdaterte lokalisering av det geologiske stratum; og simulere et simuleringstilfelle som omfatter den geologiske modell og brønnkompletteringsdesignen etter oppdatering av den absolutte posisjon av brønnboringsutstyrsgjenstanden.

[0007d] Det datamaskinlesbare mediet kan ha ytterligere trekk som angitt i et hvilket som helst av krav 18 til 20 i de vedføyde patentkrav.

Kort beskrivelse av tegningene

[0008] For at de ovenfor beskrevne trekk og fordeler ved reservoar-engineering skal kunne forstås i detalj, kan en mer detaljert beskrivelse av reservoar-engineering, kort sammenfattet ovenfor, fås ved henvisning til de utførelser av denne som er illustrert på de vedføyde tegninger. Det skal imidlertid tas ad notam at de vedføyde tegninger kun illustrerer typiske utførelser av reservoar-engineering, og derfor skal ikke anses som begrensende for dens omfang, idet dynamisk reservoarmodellering kan gi adgang til andre like effektive utførelser.

[0009] Figur 1.1-1.4 viser et forenklet, skjematisk riss av et felt som har underjordiske formasjoner som inneholder reservoarer deri, idet de forskjellige operasjoner utføres på feltet.

[0010] Figur 2.1-2.4 er en grafisk visning av data som er samlet inn med verktøyene på figurene 1.1-1.4.

[0011] Figur 3 er et skjematisk riss, delvis i tverrsnitt, av et felt som har en flerhet av datainnsamlingsverktøy posisjonert i forskjellige lokaliseringer langs feltet for innsamling av data fra de underjordiske formasjoner.

[0012] Figurene 4.1-4.3 viser skjematiske 3D-riss av statiske modeller basert på de data som er samlet inn med datainnsamlingsverktøyene på figur 3.

[0013] Figur 5 er en grafisk representasjon av et sannsynlighetsplott av de statiske modeller på figur 4.

[0014] Figurene 6.1 og 6.2 er skjematiske diagrammer som viser uavhengige systemer for generering av dynamiske reservoarmodeller.

[0015] Figurene 7.1 og 7.2 er skjematiske diagrammer som viser integrerte systemer for generering av dynamiske reservoarmodeller.

[0016] Figur 8 viser et enhetlig system for generering av dynamiske reservoarmodeller.

[0017] Figurene 9.1 og 9.2 er flytskjemaer som viser fremgangsmåter for gjennomføring av oljefeltoperasjoner.

[0018] Figur 10 viser et system for reservoar-engineering.

[0019] Figur 11 viser innsamlingen av fluidprøver på feltet.

[0020] Figurene 12.1-12.4 viser flytskjemaer for gjennomføring av reservoarengineering.

[0021] Figur 13 viser et databehandlingssystem som implementeringer av forskjellige teknikker som her beskrevet kan implementeres i samsvar med en eller flere utførelser.

Detaljert beskrivelse

[0022] Inneværende utførelser av dynamisk reservoarmodellering er vist på de ovenfor identifiserte figurer og beskrevet i detalj nedenfor. Ved beskrivelse av utførelsene brukes like eller identiske henvisningstall til å identifisere felles eller lignende elementer. Figurene er ikke nødvendigvis i målestokk, og visse trekk og visse riss på figurene kan være vist i overdreven målestokk eller skjematisk av hensyn til å være klar og konsis.

[0023] Figurene 1.1-1.4 viser forenklede, representative, skjematiske riss av et felt 100 som har en underjordisk formasjon 102 som inneholder et reservoar 104 deri, og viser forskjellige oljefeltoperasjoner som blir gjennomført på feltet. Figur 1.1 viser en undersøkelsesoperasjon som blir gjennomført med et undersøkelsesverktøy, så som en seismikktransportvogn 106.1, for å måle egenskaper ved den underjordiske formasjon. Undersøkelsesoperasjonen er en seismisk undersøkelsesoperasjon for produsering av lydvibrasjoner. På figur 1.1 blir en slik lydvibrasjon 112 som er generert av en kilde 110 reflektert av en flerhet av strata 114 i en jordformasjon 116. Lydvibrasjonen(e) 112 mottas av sensorene, så som geofonmottakere 118 som befinner seg på jordens overflate, og geofonene 118 produserer elektriske utgangssignaler, referert til som data som mottas 120 på figur 1.1.

[0024] Som respons på den eller de mottatte lydvibrasjoner 112 som er representative for forskjellige parametere (så som amplitude og/eller frekvens) for lydvibrasjonen(e) 112, produserer geofonene 118 elektriske utgangssignaler som inneholder data som vedrører den underjordiske formasjon. De data som mottas 120 tilveiebringes som inngangsdata til en datamaskin 122.1 i seismikktransportvognen 106.1, og responsivt på inngangsdataene, genererer datamaskinen 122.1 seismiske utgangsdata 124. De seismiske utgangsdata kan lagres, overføres eller behandles videre etter ønske, for eksempel ved hjelp av datareduksjon.

[0025] Figur 1.2 viser en boreoperasjon som blir gjennomført av et boreverktøy 106.2 som er opphengt av en rigg 128 og ført inn i den underjordiske formasjon 102 for å danne en brønnboring 136. En slamgrop 130 brukes til å trekke boreslam inn i boreverktøyene via en forbindelsesledning 132 for sirkulering av boreslam gjennom boreverktøyene, opp brønnboringen 136 og tilbake til overflaten. Boreslammet blir vanligvis filtrert og returnert til slamgropen. Et sirkuleringssystem kan brukes til lagring, regulering eller filtrering av det strømmende boreslam. Boreverktøyene føres fremover inn i de underjordiske formasjoner for å nå reservoaret 104. Hver brønn kan ha ett eller flere reservoarer som mål. Boreverktøyene er fortrinnsvis tilpasset til måling av nedihullsegenskaper ved bruk av verktøy for logging under boring. Verktøyet for logging under boring kan også være tilpasset til å ta en kjerneprøve 133, som vist, eller fjernes slik at en kjerneprøve kan tas ved bruk av et annet verktøy.

[0026] En overflateenhet 134 brukes til å kommunisere med boreverktøyene og/eller operasjoner utenfor stedet. Overflateenheten er i stand til å kommunisere med boreverktøyene for å sende kommandoer til boreverktøyene, og for å motta data derifra. Overflateenheten er fortrinnsvis forsynt med datamaskinfasiliteter for mottak, lagring, behandling og/eller analysering av data fra oljefeltet. Overflateenheten samler inn data som genereres under boreoperasjonen og produserer utgangsdata 135 som kan lagres eller overføres. Datamaskinfasiliteter, så som de som er i overflateenheten, kan være posisjonert i forskjellige lokaliseringer omkring på oljefeltet og/eller i fjerntliggende lokaliseringer.

[0027] Sensorer (S), så som målere, kan være posisjonert omkring på oljefeltet for å samle inn data som vedrører forskjellige oljefeltoperasjoner som tidligere beskrevet. Som vist er sensoren (S) posisjonert i en eller flere lokaliseringer i boreverktøyene og/eller ved riggen for å måle boreparametere, så som vekt på borkronen, dreiemoment på borkronen, trykk, temperaturer, strømningsmengder, sammensetninger, rotasjonshastighet og/eller andre parametere for oljefeltoperasjonen. Sensorer (S) kan også være posisjonert i en eller flere lokaliseringer i sirkuleringssystemet.

[0028] De data som er samlet inn av sensorene kan samles inn av overflateenheten og/eller andre datainnsamlingskilder for analyse eller annen behandling. De data som samles inn av sensorene kan brukes alene eller i kombinasjon med andre data. Dataene kan samles inn i en eller flere databaser og/eller overføres på eller utenfor stedet. Alle eller valgte deler av dataene kan selektivt brukes til analysering og/eller predikering av oljefeltoperasjoner for den gjeldende og/eller andre brønnboringer. Dataene kan være historiske data, sanntidsdata eller kombinasjoner av disse. Sanntidsdataene kan brukes i sanntid, eller lagres for senere bruk. Dataene kan også kombineres med historiske data eller andre inndata for videre analyse. Dataene kan lagres i separate databaser, eller kombineres i en enkelt database.

[0029] De innsamlede data kan brukes til å gjennomføre analyse, så som modelleringsoperasjoner. For eksempel kan de seismiske utgangsdata brukes til å gjennomføre geologisk, geofysisk og/eller reservoar-engineering. Reservoardataene, brønnboringsdataene, overflatedataene og/eller prosessdataene kan brukes til å gjennomføre reservoarsimuleringer, brønnboringssimuleringer, geologiske simuleringer, geofysiske simuleringer eller andre simuleringer. Utgangsdataene fra oljefeltoperasjonen kan genereres direkte fra sensorene, eller etter en forbehandling eller modellering. Disse utgangsdata kan virke som inndata for videre analyse.

[0030] Dataene kan samles inn og lagres ved overflateenheten 134. En eller flere overflateenheter kan være lokalisert på oljefeltet, eller være tilkoplet langt bort derfra. Overflateenheten kan være en enkelt enhet, eller et komplekst nettverk av enheter som brukes for å gjennomføre de nødvendige dataadministreringsfunksjoner over hele oljefeltet. Overflateenheten kan være et manuelt eller et automatisk system. Overflateenheten 134 kan opereres og/eller justeres av en bruker.

[0031] Overflateenheten kan være forsynt med en transceiver 137 for å tillate kommunikasjoner mellom overflateenheten og forskjellige deler av oljefeltet eller andre lokaliseringer. Overflatenheten kan også være forsynt med eller funksjonelt forbundet til en eller flere kontrollere for aktueringsmekanismer ved oljefeltet 100. Overflateenheten 134 kan da sende kommandosignaler til oljefeltet 100 som respons på data som er mottatt. Overflateenheten 134 kan motta kommandoer via transceiveren, eller kan selv utføre kommandoer til kontrolleren. En prosessor kan være tilveiebrakt for å analysere dataene (lokalt eller fjerntliggende), foreta beslutningene og/eller aktuere kontrolleren. På denne måte kan oljefeltet selektivt justeres basert på de innsamlede data. Denne teknikk kan brukes til å optimere deler av oljefeltoperasjonen, så som styring av boring, vekt på borkronen, pumpemengder eller andre parametere. Disse justeringer kan gjøres automatisk basert på datamaskinprotokoll og/eller manuelt av en operatør. I enkelte tilfeller kan brønnplaner justeres for å velge optimale driftsbetingelser, eller for å unngå problemer.

[0032] Figur 1.3 viser en vaierledningsoperasjon som blir gjennomført av et vaierledningsverktøy 106.3 som er opphengt av riggen 128 og inn i brønnboringen 136 på figur 1.2. Vaierledningsverktøyet 106.3 er fortrinnsvis tilpasset til utplassering i brønnboringen 136 for generering av brønnlogger, gjennomføring av nedihullstester og/eller innsamling av prøver. Vaierledningsverktøyet 106.3 kan brukes til å tilveiebringe en annen fremgangsmåte og anordning for gjennomføring av en seismisk undersøkelsesoperasjon. Vaierledningsverktøyet 106.3 på figur 1C kan for eksempel ha en eksplosiv, radioaktiv, elektrisk eller akustisk energikilde 144 som sender og/eller mottar elektriske signaler til de omgivende underjordiske formasjoner 102 og fluider deri.

[0033] Vaierledningsverktøyet 106.3 kan være driftsmessig forbundet til for eksempel geofonene 118 og datamaskinen 122.1 i seismikktransportvognen 106.1 på figur 1A. Vaierledningsverktøyet 106.3 kan også tilveiebringe data til overflateenheten 134. Overflateenheten 134 samler inn data som er generert under vaierledningsoperasjonen og produserer utgangsdata 135 som kan lagres eller overføres. Vaierledningsverktøyet 106.3 kan være posisjonert i forskjellige dybder i brønnboringen for å tilveiebringe en undersøkelse eller annen informasjon som vedrører den underjordiske formasjon.

[0034] Sensorer (S), så som målere, kan være posisjonert omkring på oljefeltet 100 for å samle inn data som vedrører forskjellige oljefeltoperasjoner som tidligere beskrevet. Som vist, sensoren (S) er posisjonert i vaierledningsverktøyet 106.3 for å måle nedihullsparametere som er relatert til for eksempel porøsitet, permeabilitet, fluidsammensetning og/eller andre parametere for oljefeltoperasjon.

[0035] Figur 1D viser en produksjonsoperasjon som blir gjennomført av et produksjonsverktøy 106.4 som er utplassert fra en produksjonsenhet eller et ventiltre 129 og inn i den kompletterte brønnboring 136 på figur 1.3 for å trekke fluid fra nedihullsreservoarene inn i overflatefasiliteter 142. Fluid strømmer fra reservoaret 104 gjennom perforeringer i fôringsrøret (ikke vist) og inn i produksjonsrøret 106.4 i brønnboringen 136 og til overflatefasilitetene 142 via et oppsamlingsnettverk 146.

[0036] Sensorer (S), så som målere, kan være posisjonert omkring på oljefeltet for å samle inn data som vedrører forskjellige oljefeltoperasjoner, som tidligere beskrevet. Som vist, sensorene (S) kan være posisjonert i produksjonsverktøyet 106.4 eller tilknyttet utstyr så som ventiltreet 129, oppsamlingsnettverket, overflatefasiliteter og/eller produksjonsfasiliteten, for å måle fluidparametere, så som fluidsammensetning, strømningsmengder, trykk, temperaturer og/eller andre parametere for produksjonsoperasjonen.

[0037] Selv om kun forenklede brønnstedskonfigurasjoner er vist, vil det forstås at oljefeltet 100 kan dekke et parti av land-, sjø- og/eller vannlokaliseringer hvor ett eller flere brønnsteder befinner seg. Produksjon kan også inkludere injeksjonsbrønner (ikke vist) for økt utvinning. En eller flere oppsamlingsfasiliteter kan være driftsmessig forbundet til en eller flere av brønnstedene for selektiv oppsamling av nedihullsfluider fra brønnstedet/brønnstedene.

[0038] Selv om figurene 1.2-1.4 viser verktøy som brukes til å måle egenskaper for et oljefelt, vil det forstås at verktøyene kan brukes i forbindelse med operasjoner som ikke er på oljefelt, så som gruver, aquiferer, lagringsfasiliteter eller andre underjordiske fasiliteter. Videre, selv om visse datainnsamlingsverktøy er vist, vil det forstås at forskjellige måleverktøy som er i stand til å sanse parametere, så som seismisk toveis gangtid, tetthet, resistivitet, produksjonsmengde, osv, for den underjordiske formasjon og/eller dens geologiske formasjoner kan brukes. Forskjellige sensorer (S) kan være lokalisert i forskjellige posisjoner langs brønnboringen og/eller overvåkingsverktøyene for å samle inn og/eller overvåke de ønskede data. Andre kilder for data kan også tilveiebringes fra lokaliseringer utenfor stedet.

[0039] Oljefeltkonfigurasjonen på figurene 1.1-1.4 er ment å tilveiebringe en kort beskrivelse av et eksempel på et oljefelt som kan brukes ved reservoar-engineering. En del av, eller hele, oljefeltet kan være på land, vann og/eller i sjøen. Videre, selv om et enkelt oljefelt som måles ved en enkelt lokalisering er vist, kan reservoar-engineering benyttes sammen med enhver kombinasjon av ett eller flere oljefelt, en eller flere prosesseringsfasiliteter og ett eller flere brønnsteder.

[0040] Figurene 2.1-2.4 er grafiske visninger av eksempler på data som er samlet inn av verktøyene på figurene 1.1-1.4 respektivt. Figur 2.1 viser en seismisk trase 202 for den underjordiske formasjon på figur 1.1, tatt med seismikktransportvognen 106.1. Den seismiske trase kan brukes til å tilveiebringe data, så som en toveis respons over en tidsperiode. Figur 2.2 viser en kjerneprøve 133 tatt av boreverktøyene 106.2. Kjerneprøven kan brukes til å tilveiebringe data, så som en graf over tettheten, porøsiteten, permeabiliteten eller en annen fysisk egenskap for kjerneprøver over lengden av kjernen. Tester med hensyn på tetthet og viskositet kan gjennomføres på fluidene i kjernen ved varierende trykk og temperaturer. Figur 2.3 viser en brønnlogg 204 for den underjordiske formasjon på figur 1.3, tatt med vaierledningsverktøyet 106.3. Vaierledningsloggen tilveiebringer typisk en resistivitetsmåling eller annen måling av formasjonen på forskjellige dybder. Figur 2.4 viser en produksjonsnedgangskurve eller –graf 206 for fluid som strømmer gjennom den underjordiske formasjon på figur 1.4, målt ved overflatefasilitetene 142. Produksjonsnedgangskurven tilveiebringer typisk produksjonsmengden Q som en funksjon av t.

[0041] De respektive grafer på figurene 2.1, 2.3 og 2.4 viser eksempler på statiske målinger som kan beskrive eller tilveiebringe informasjon om de fysiske karakteristika for formasjonen og reservoarer som befinner seg i den. Disse målinger kan analyseres for bedre å bestemme egenskapene til formasjonen(e) og/eller bestemme nøyaktigheten av målingene og/eller for å sjekke med hensyn på feil. Plottene av hver av de respektive målinger kan innrettes og skaleres for sammenligning og verifikasjon av egenskapene.

[0042] Figur 2.4 viser et eksempel på en dynamisk måling av fluidegenskapene gjennom brønnboringen. Når fluidet strømmer gjennom brønnboringen, tas målinger av fluidegenskaper, så som strømningsmengder, trykk, sammensetning, osv. Som beskrevet nedenfor kan de statiske og dynamiske målinger analyseres og brukes til å generere modeller av den underjordiske formasjon for å bestemme karakteristika for denne. Lignende målinger kan også brukes til å måle forandringer i formasjonsaspektene over tid.

[0043] Figur 3 er et skjematisk riss, delvis i tverrsnitt, av et oljefelt 300 som har datainnsamlingsverktøy 302.1, 302.2, 302.3 og 302.4 posisjonert i forskjellige lokaliseringer langs oljefeltet 300 for innsamling av data fra den underjordiske formasjon 304. Datainnsamlingsverktøyene 302.1-302.4 kan være essensielt de samme som datainnsamlingsverktøyene 106.1-106.4 på figurene 1.1-1.4, respektivt, eller andre som ikke er vist. Som vist genererer datainnsamlingsverktøyene 302.1-302.4 dataplott eller målinger, henholdsvis 308.1-308.4. Disse dataplott er vist langs feltet 300 for å vise de data som er generert av de forskjellige operasjoner.

[0044] Dataplottene 308.1-308.3 er eksempler på statiske dataplott som kan genereres av datainnsamlingsverktøyene henholdsvis 302.1-302.4. Det statiske dataplott 308.1 er en seismisk toveis responstid, og kan være essensielt det samme som den seismiske trase 202 på figur 2.1. Det statiske plott 308.2 er kjerneprøvedata målt fra en kjerneprøve av formasjonen 304, som ligner kjerneprøven 133 på figur 2.2. Det statiske dataplott 308.3 er en loggetrase, som ligner brønnloggen 204 på figur 2.3. Produksjonsnedgangskurven eller –grafen 308.4 er et dynamisk dataplott over fluidstrømningsmengden over tid, som ligner grafen 206 på figur 2.4. Andre data kan også samles inn, så som historiske data, brukerinndata, økonomisk informasjon og/eller andre måledata og andre parametere av interesse.

[0045] Den underjordiske struktur 304 har en flerhet av geologiske formasjoner 306.1-306.4. Som vist har strukturen flere formasjoner eller lag, inkludert et leirskiferlag 306.1, et karbonatlag 306.2, et leirskiferlag 306.3 og et sandlag 306.4. En forkastning 307 strekker seg gjennom lagene 306.1, 306.2. Innsamlingsverktøyene for statiske data er fortrinnsvis tilpasset til å foreta målinger og detektere karakteristika for formasjonene.

[0046] Selv om en spesifikk underjordisk formasjon med spesifikke geologiske strukturer er vist, vil det forstås at oljefeltet kan inneholde et mangfold av geologiske strukturer og/eller formasjoner, som enkelte ganger har ekstrem kompleksitet. I enkelte lokaliseringer, typisk nedenfor vannlinjen, kan fluid oppta porerom i formasjonene. Hver av måleinnretningene kan brukes til å måle egenskaper ved formasjonene og/eller dens geologiske trekk. Selv om hvert innsamlingsverktøy er vist i spesifikke lokaliseringer i oljefeltet, vil det forstås at en eller flere typer av måling kan utføres i en eller flere lokaliseringer over ett eller flere oljefelt eller andre lokaliseringer for sammenligning og/eller analyse.

[0047] De data som er samlet inn fra forskjellige kilder, så som datainnsamlingsverktøyene på figur 3, kan da behandles og/eller evalueres. Seismiske data som vises i plottet 308.1 for statiske data fra datainnsamlingsverktøyet 302.1 blir typisk brukt av en geofysiker for å bestemme karakteristika for de underjordiske formasjoner og trekk. Kjernedata som er vist i det statiske plott 308.2 og/eller loggdata fra brønnloggen 308.3 blir typisk brukt av en geolog for å bestemme forskjellige karakteristika for den underjordiske formasjon. Produksjonsdata fra grafen 308.4 blir typisk brukt av reservoaringeniøren for å bestemme fluidstrømreservoarkarakteristika. De data som analyseres av geologen, geofysikeren og reservoaringeniøren kan analyseres ved bruk av modelleringsteknikker. Eksempler på modelleringsteknikker er beskrevet i patent/publikasjon/søknad nummer US5992519, WO2004/049216, WO1999/064896, US6313837, US2003/0216897, US7248259, US2005/0149307 og US2006/0197759. Systemer for gjennomføring av slike modelleringsteknikker er beskrevet for eksempel i patentnummer

US7248259.

[0048] Figurene 4.1-4.3 viser tredimensjonale grafiske representasjoner over undergrunnen referert til som en statisk modell. Den statiske modell kan genereres basert på en eller flere av de modeller som er generert for eksempel fra de data som er samlet inn ved bruk av datainnsamlingsverktøyene 302.1-302.4. I de figurer som er tilveiebrakt genereres de statiske modeller 402.1-402.3 av datainnsamlingsverktøyene henholdsvis 302.1-302.3 på figur 3. Disse statiske modeller kan tilveiebringe en todimensjonal betraktning av den underjordiske formasjon, basert på de data som er samlet inn ved den gitte lokalisering.

[0049] De statiske modeller kan ha forskjellige nøyaktigheter basert på typene av målinger som er tilgjengelige, kvaliteten av dataene, lokaliseringen og andre faktorer. Selv om de statiske modeller på figurene 4.1-4.3 tas ved bruk av visse datainnsamlingsverktøy ved en enkelt lokalisering av oljefeltet, kan en eller flere av essensielt de samme eller forskjellige datainnsamlingsverktøy brukes til å foreta målinger ved en eller flere lokaliseringer over hele oljefeltet for å generere et mangfold av modeller. Forskjellige analyse- og modelleringsteknikker kan velges avhengig av den ønskede datatype og/eller lokalisering.

[0050] Hver av de statiske modeller 402.1-402.3 er vist som volumetriske representasjoner av et oljefelt med en eller flere reservoarer, og deres omgivende formasjonsstrukturer. Disse volumetriske representasjoner er en prediksjon av den geologiske struktur av den underjordiske formasjon ved den spesifiserte lokalisering basert på tilgjengelige målinger. Representasjonene er fortrinnsvis sannsynlige scenarier, dannet ved bruk av de samme inngangsdata (historiske og/eller sanntid), men som har forskjellig tolkning, interpolasjon og modelleringsteknikker. Som vist inneholder de statiske modeller geologiske lag innenfor den underjordiske formasjon. Særlig strekker forkastningen 307 på figur 3 seg gjennom hver av modellene. Hver statiske modell har også referansepunkter A, B og C lokalisert i spesifikke posisjoner langs hver av de statiske modeller. Disse statiske modeller og de spesifikke referansepunkter for de statiske modeller kan analyseres. For eksempel kan en sammenligning av de forskjellige statiske modeller vise forskjeller i strukturen til forkastningen 307 og det tilstøtende lag 306.1. Hvert av referansepunktene kan bistå med sammenligningen mellom de forskjellige statiske modeller. Justeringer kan gjøres med modellene basert på en analyse av de forskjellige statiske modeller på figurene 4.1-4.3, og et justert formasjonslag kan genereres, hvilket vil bli beskrevet videre nedenfor.

[0051] Figur 5 er en grafisk representasjon av et sannsynlighetsplott av flere statiske modeller, så som modellene (402.1-402.3) på figurene 4.1-4.3. Grafen viser et område av reservoarattributtverdien (V), så som volumetriske verdier, produksjonsmengder, brutto bergarttykkelse, netto lønnsomhet, kumulativ produksjon, osv. Verdien av reservoarattributten (V) kan variere på grunn av at en eller flere statiske eller dynamiske komponenter blir anslått, så som struktur, porøsitet, permeabilitet, fluidkontaktnivåer, osv. Variablene blir typisk under modelleringsutøvelsen avskranket til å være innenfor akseptable prediksjoner av hva eller de virkelige reservoarer er i stand til, eller hva som har blitt observert i lignende reservoarer. Denne grafen er et histogram som viser flere modellrealisasjoner som kan genereres av de tilveiebrakte data. De variable resultater kan genereres ved variering av flere modellparametere. Grafen kan deretter genereres ved gjennomgang av og estimering av sannsynligheten av de modeller som er generert og plotting av dem.

[0052] Som vist, alle de modellrealisasjoner som utgjør fordelingsgrafen er like sannsynlige i geologiske begrep. Dette histogrammet angir at den statiske modell (402.1) tilveiebringer en nitti prosent sannsynlighet for å ha i det minste den størrelsen av variabel (V). Histogrammet som vist angir også at den statiske modell (402.2) har en femti prosent sannsynlighet for å ha i det minste denne størrelse av variabel (V), og at den statiske modell (402.3) har en ti prosent sannsynlighet for å ha denne høyere størrelse. Denne graf foreslår at den statiske modell (402.3) er det mer optimistiske modellestimat over variabelen (V). De statiske modeller og deres tilknyttede sannsynligheter kan for eksempel brukes ved fastleggelse av feltutviklingsplaner og overflatefasilitetsproduksjonsmodell. En statisk modellrepresentasjon (402.1) til (402.3) kan velges basert på en ønsket risiko og/eller økonomisk toleranse.

[0053] Med fornyet henvisning til de statiske modeller på figurene 4.1-4.3, har modellene blitt justert basert på de dynamiske data som er tilveiebrakt i produksjonen av grafen 308.4 på figur 3. De dynamiske data som er samlet inn av datainnsamlingsverktøyet 302.4 er anvendt på hver av de statiske modeller 4.1-4.3. Som vist angir de dynamiske data at forkastningen 307 og laget 306.1 slik de er predikert av de statiske modeller kan trenge justering. Laget 306.1 har blitt justert i hver modell, som vist med de stiplede linjer. Det modifiserte lag er vist som 306.1’, 306.1’’ og 306.1’’’ for de statiske modeller på henholdsvis figurene 4.1-4.3.

[0054] De dynamiske data kan angi at visse statiske modeller tilveiebringer en bedre representasjon av oljefeltet. En statisk modells evne til å stemme overens med historiske produksjonsmengdedata kan anses for en god indikasjon på at den også kan gi nøyaktige prediksjoner av fremtidig produksjon. I slike tilfeller kan det velges en foretrukket statisk modell. I dette tilfelle, selv om den statiske modell på figur 4.3 kan ha den høyeste samlede sannsynlighet for nøyaktighet basert utelukkende på den statiske modell som er vist på figur 5, foreslår en analyse av den dynamiske modell at modellen på figur 4.2 er en bedre overensstemmelse. Som vist på figurene 4.1-4.3, en sammenligning av lag 306.1 med lag 306.1’, 306.1’’ og 306.1’’’ angir at forkastningen 307 med tilknyttet fluidgjennomslippelighet over forkastningen stemmer nærmest overens med den prediksjon som er tilveiebrakt av den statiske modell 402.2.

[0055] I dette eksempel er den valgte statiske modell 402.2 modifisert basert på de dynamiske data. Den resulterende justerte modell 402.2 har blitt justert for bedre å stemme overens med produksjonsdataene. Som vist, posisjonen til den geologiske struktur 306.1 har blitt forflyttet til 306.1’’ for å ta hånd om de forskjeller som er vist med de dynamiske data. Som et resultat av dette kan den statiske modell tilpasses til bedre å passe til både statiske og dynamiske modeller.

[0056] Ved bestemmelse av den beste samlede jordmodell, kan de statiske og/eller dynamiske data betraktes. I dette tilfelle, ved betraktning av både de statiske og dynamiske data, er den statiske modell 402.2 på figur 4.2 valgt som jordmodellen med den høyeste sannsynlighet for nøyaktighet basert på både de statiske sannsynligheter og de dynamiske inndata. For å fremskaffe den beste samlede modell, kan det være ønskelig å vurdere de statiske og dynamiske data fra flere kilder, lokaliseringer og/eller typer av data.

[0057] Evalueringen av de forskjellige statiske og dynamiske data på figur 3 involverer vurderinger av statistiske data, så som seismiske data som vurderes av en geofysiker (308.1), geologiske data som vurderes av en geolog 308.2, 308.3 og produksjonsdata som vurderes av en reservoaringeniør 3084. Hvert individ vurderer typisk data som er relatert til en spesifikk funksjon og tilveiebringer modeller basert på denne spesifikke funksjon. Imidlertid, som vist på figurene 4.1-4.3, informasjon fra hver av de separate modeller kan påvirke beslutningen om den beste samlede jordmodell. Dessuten, informasjon fra andre modeller eller kilder kan også påvirke justeringer til modellen og/eller valget av den beste samlede jordmodell. Den jordmodell som er generert som beskrevet på figur 4.1-4.3 er en grunnleggende jordmodell som er bestemt av en analyse av de forskjellige modeller som er tilveiebrakt.

[0058] En annen kilde for informasjon som kan påvirke modellen(e) er økonomisk informasjon. Gjennom alle de oljefeltoperasjoner som er vist på figurene 1.1-1.4 er det tallrike forretningshensyn. For eksempel har det utstyr som brukes på hver av figurene 1.1-1.4 forskjellige kostnader og/eller risiki tilknyttet til seg. I det minste enkelte av de data som samles ved oljefeltet vedrører forretningshensyn, så som verdi og risiko. Forretningsdata kan for eksempel inkludere produksjonskostnader, riggtid, lagringsavgifter, pris på olje/gass, værbetraktninger, politisk stabilitet, skattesatser, utstyrstilgjengelighet, geologisk omgivelse, nøyaktighet og sensitivitet for måleverktøyene, datarepresentasjon og andre faktorer som påvirker kostnaden for gjennomføring av oljefeltoperasjonene eller mulige forpliktelser som vedrører dette. Beslutninger kan gjøres og strategiske forretningsplaner utvikles for å avhjelpe mulige kostnader og risiki. For eksempel kan en oljefeltplan være basert på disse forretningshensyn. En slik oljefeltplan kan for eksempel bestemme lokaliseringen av riggen, så vel som dybden, antall av brønner, varighet av operasjonen, produksjonsmengde, type av utstyr og andre faktorer som vil påvirke de kostnader og risiki som er tilknyttet oljefeltets operasjon.

[0059] Figurene 6.1, 6.2, 7.1, 7.2 og 8 viser forskjellige systemer for gjennomføring av oljefeltoperasjoner for et oljefelt. Disse forskjellige systemer beskriver forskjellige konfigurasjoner som kan brukes til å gjennomføre oljefeltoperasjonene. I hvert system er forskjellige modeller driftsmessig forbundet for å gjennomføre den eller de ønskede operasjoner.

[0060] Figurene 6.1 og 6.2 er skjematiske diagrammer som viser uavhengige systemer for gjennomføring av en oljefeltoperasjon. Som det vil bli beskrevet nedenfor, det uavhengige system har individuelle moduler som inneholder separate applikasjoner som er driftsmessig forbundet for å gjennomføre forskjellige modelleringsoperasjoner for et oljefelt. Figur 6.1 viser et uavhengig databasesystem 600.1 som har separate applikasjoner og en felles database. Databasesystemet inkluderer oljefeltmoduler 602.1-602.3 og delt database 604 med databaseforbindelser 606 derimellom. Databasesystemet er også forsynt med en integrert rapportgenerator 607.

[0061] Oljefeltmodulene som vist inkluderer geofysikkmodul 602a som har applikasjoner 608.1-608.4 separat posisjonert deri, geologimodul 602.2 som har applikasjoner 608.5-608.7 separat posisjonert deri og petrofysikkmodul 602.3 som har applikasjoner 608.8 deri. Databaseforbindelser 606 er posisjonert mellom hver oljefeltmodul og den delte database for å la hendelser passere derimellom, som vist med de stiplede piler 606.

[0062] I denne konfigurasjon kan de individuelle moduler gjennomføre en modelleringsoperasjon som tidligere beskrevet for de spesifikke funksjoner ved bruk av separate applikasjoner for å behandle informasjonen. I dette eksempel gjennomfører hver modul sin modellering ved bruk av separate applikasjoner og lar hendelser passere til den delte database. Som her brukt er en hendelse en aktivitetsmarkør som angir at noe har skjedd, så som en brukerinnmating (eksempelvis museklikk), en forandret dataverdi, et fullført prosesseringstrinn eller en forandring i den informasjon som er lagret i databasen (eksempelvis tilføyelse av nye målinger, gjennomføring av en ny analyse eller oppdatering av en modell). Hver modell kan aksessere enhver hendelse fra databasen og bruke slike hendelser som inndata til sin separate modelleringsoperasjon.

[0063] Geofysikkmodulen 602.1 gjennomfører individuell geofysisk analyse av oljefeltet. For eksempel kan modulen gjennomføre syntetisk modellering av den seismiske respons basert på den informasjon som er generert fra de loggdata som er samlet inn fra loggeverktøyet 106.2 på figur 1.2.

[0064] Geologimodulen 602.2 gjennomfører individuell geologisk analyse av oljefeltet. For eksempel kan modulen gjennomføre modellering av de geologiske formasjoner av oljefeltet basert på den informasjon som er generert fra de loggdata som er samlet inn fra loggeverktøyet 106.2 på figur 1.2

[0065] Petrofysikkmodulen 602.3 gjennomfører individuell petrofysisk analyse av oljefeltet. For eksempel kan modulen gjennomføre modellering av bergarten og fluidresponser basert på den informasjon som er generert fra de loggdata som er samlet inn fra loggeverktøyet 106.2 på figur 1.2

[0066] Databaseforbindelser 606 er vist som stiplede piler posisjonert mellom modulene og databasene. Databaseforbindelsene 606 muliggjør passasje av hendelser mellom hver av de separate moduler og databasen. De separate moduler kan sende og motta hendelser fra den delte database som angitt med pilene. Selv om databaseforbindelsene er vist idet de sender data fra databasen til en valgt modul, eller omvendt, kan forskjellige forbindelser være posisjonert i systemet for å tilveiebringe passasje av hendelser mellom en eller flere databaser, rapporter, moduler eller andre komponenter i det uavhengige databasesystem.

[0067] Den integrerte rapportgenerator 607 brukes til å tilveiebringe informasjon fra modulene. Rapportene kan sendes direkte til oljefeltet, lokaliseringer utenfor stedet, klienter, offentlige organer og/eller andre. Rapportene kan genereres uavhengig av en eller flere av modulene eller applikasjonene, eller integreres for samlede resultater før distribusjon. Formatet til rapportene kan være brukerdefinert og tilveiebrakt i et hvilket som helst media, så som elektronisk, papir, skjermbilder eller andre. Rapportene kan brukes som inndata til andre kilder, så som regneark. Rapportene kan analyseres, omformateres, distribueres, lagres, vises eller på annen måte håndteres som ønskelig.

[0068] Rapportgeneratoren kan fortrinnsvis være i stand til å lagre alle aspekter av oljefeltoperasjonen og/eller behandlingen av informasjon for det uavhengige databasesystem. Den integrerte rapportgenerator kan automatisk fremskaffe informasjon fra de forskjellige moduler og tilveiebringe integrerte rapporter om den kombinerte informasjon. Den integrerte rapportgenerator kan også tilveiebringe informasjon om modelleringsprosessen og hvordan resultater ble generert, for eksempel i form av et Sarbanes-Oxley revisjonsspor. Rapportene kan fortrinnsvis være skreddersydd for å tilveiebringe de ønskede utdata i det ønskede format. I enkelte tilfeller kan slike rapporter formateres til å oppfylle krav fra myndighetene eller en annen tredje part.

[0069] Databasen 604 rommer data fra oljefeltet, så vel som tolkningsresultater og annen informasjon som er fremskaffet fra modulen(e) 602.1-602.3. Som her brukt refererer uttrykket database til en lagringsfasilitet eller et lager for innsamling av data av enhver type, så som relasjonsdata, flate data eller andre. Databasen kan være lokalisert fjerntliggende, lokalt eller etter ønske. En eller flere individuelle databaser kan brukes. Selv om kun én database er vist, kan eksterne og/eller interne databaser være tilveiebrakt som ønskelig. Sikkerhetsforanstaltninger, så som brannvegger, kan være tilveiebrakt for selektivt å begrense adgang til visse data.

[0070] Figur 6.2 viser et uavhengig prosessystem 600.2. Dette prosessystem har separate applikasjoner, og er i kommunikasjon med et oljefelt. Prosessystemet inkluderer oljefeltmoduler 620.1-620.4 med prosessforbindelser 626 derimellom for generering av en kombinert jordmodell. I dette tilfelle kan den kombinerte jordmodell essensielt være den samme som den grunnleggende jordmodell 4.1-4.3, med unntak av at den kombinerte jordmodell er dannet ved bruk av flere moduler som er sammenbundet via prosessforbindelser for å generere en jordmodell.

[0071] Oljefeltmodulene som vist inkluderer en visualiserings- og modelleringsmodul 620.1 som har applikasjoner 628.1-628.4 separat posisjonert deri, en geofysikkmodul 620.2 som har applikasjoner 628.5-628.7 separat posisjonert deri, geologi- og petrofysikkmodul 620.3 som har applikasjoner 628.8-628.11 separat posisjonert deri og boremodul 620.4 som har applikasjoner 628.12-628.14 separat posisjonert deri. Prosessforbindelser 626 er posisjonert mellom hver oljefeltmodul for å la data og hendelser passere derimellom, som vist med de stiplede piler.

[0072] Geofysikkmodulen 620.2 kan essensielt være den samme som geofysikkmodulen 602.1 på figur 6.1. Geologi- og petrofysikkmodulen 620.3 kan gjennomføre essensielt de samme funksjoner som geologimodulen 602.2 og petrofysikkmodulen 602.3 på figur 6.1, med unntak av at funksjonene er forent i en enkelt modul. Dette viser at forskjellige moduler kan forenes til en enkelt modul for kombinert funksjonalitet. Denne figuren viser også muligheten for å ha modulene definert med den ønskede funksjonalitet. En eller flere funksjoner kan være tilveiebrakt for de ønskede moduler.

[0073] Boremodulen 620.4 gjennomfører modellering av en boreoperasjon for oljefeltet. For eksempel kan modulen modellere boreresponser basert på den informasjon som er generert, for eksempel fra de boredata som er samlet inn fra loggeverktøyet på figur 1.2.

[0074] Visualiserings- og modelleringsmodulen 620.1 genererer en kombinert jordmodell 630 basert på den informasjon som er samlet inn fra de andre moduler 620.2-620.4. Den kombinerte jordmodell ligner den grunnleggende jordmodell som tidligere er beskrevet med hensyn på figurene 4.1-4.3, med unntak av at den tilveiebringer en samlet betraktning av oljefeltoperasjonen basert på en kombinert analyse som er tilveiebrakt av de forskjellige moduler som er vist. Denne modulen kan også brukes til å generere grafikk, tilveiebringe volumetriske verdier, gjennomføre usikkerhetsanslag eller andre funksjoner.

[0075] Som vist, det uavhengige prosessystem gjør det mulig for hver individuelle modul å gjennomføre sin individuelle modelleringsfunksjon og sende data og hendelser som er generert derfra til den neste modul. På denne måte gjennomføres modellering av de separate applikasjoner i visualiserings- og modelleringsmodulen, og data og hendelser sendes til geofysikkmodulen. Geofysikkmodulen gjennomfører sin separate modellering ved bruk av sine separate applikasjoner, og sender data og hendelser til geologi- og petrofysikkmodulen. Geologi- og petrofysikkmodulen gjennomfører sin modellering ved bruk av sine separate applikasjoner, og sender sine data og hendelser til boremodulen. Boremodulen 620.4 gjennomfører modellering av boreoperasjonen, og sender sine data og hendelser til visualiserings- og modelleringsmodulen. Visualiserings- og modelleringsmodulen brukes deretter til å generere en kombinert jordmodell 630.

[0076] Prosessforbindelsene 626 ligner databaseforbindelsene 606 på figur 6.1. I dette tilfelle tilveiebringer prosessforbindelsene et middel for å sende både data og hendelser til den neste modul for bruk som inndata i den neste modul i modelleringsprosessen. Som vist strømmer dataene i en retning gjennom det uavhengige prosessystem. Som det vil bli beskrevet i nærmere detalj nedenfor, forbindelsene kan rekonfigureres for å tillate strøm i flere retninger mellom de ønskede moduler.

[0077] Som vist, det uavhengige prosessystem på figur 6.2 kan, via en oljefeltforbindelse 629, være driftsmessig forbundet til et oljefelt via inndata/utdata 601 for oljefeltet for operasjon med dette. Oljefeltet kan essensielt være det samme som oljefeltet 100 (figurene 1.1-1.4) eller 300 (figur 3) som tidligere er beskrevet. Data fra oljefeltet kan overføres via oljefeltets inndata/utdata og direkte mates inn i en eller flere av modulene. De resultater som er generert av prosessystemet kan returneres til oljefeltet via oljefeltets inndata/utdata for responsiv handling. En overflateenhet av oljefeltet kan motta resultatene og behandle informasjonen. Denne informasjonen kan brukes til å aktivere kontrollelementer eller sende kommandoer til utstyr ved oljefeltet. Kontrollelementer kan være tilveiebrakt for aktivt å justere oljefeltets operasjon som respons på kommandoene. Automatiske og/eller manuelle kontrollelementer kan aktiveres basert på resultatene. Resultatene kan brukes til å tilveiebringe informasjon til og/eller sanntids operasjon ved oljefeltet. Dataene kan også anvendes på andre oljefelt for historisk eller sammenlignende verdi.

[0078] Figurene 7.1 og 7.2 er skjematiske diagrammer som viser integrerte systemer for å gjennomføre en oljefeltoperasjon. Som det vil bli beskrevet nedenfor, det integrerte system har moduler som er posisjonert innenfor en enkelt applikasjon for å gjennomføre forskjellige modelleringsoperasjoner for et oljefelt. Figur 7.1 viser et enveis integrert system 700.1 for gjennomføring av oljefeltoperasjoner. Det enveis integrerte system har en flerhet av oljefeltmoduler 702.1-702.3 posisjonert i den samme applikasjon 704.1 med et økonomilag 734 posisjonert omkring modulene. I dette tilfelle er modulene innenfor en enkelt applikasjon, og deler derfor data og hendelser for å generere en oljefeltmodell, så som en delt jordmodell 730.1. Den delte jordmodell på figur 7.1 kan essensielt være den samme som den grunnleggende jordmodell på figurene 4.1-4.3 eller den kombinerte jordmodell på figur 6.2, med unntak av at modellen er dannet av moduler som er bundet sammen via enveis modulforbindelser i en enkelt applikasjon.

[0079] Som vist på figur 7.1, hver modul er, via enveis modellforbindelser 706, driftsmessig bundet sammen inne i applikasjonen for å gjennomføre modellering i henhold til en enveis sekvens i systemet. Med andre ord, reservoarkarakteriseringsmodulen gjennomfører sin modellering, deretter gjennomfører produksjonsengineeringen sin modellering, og til slutt gjennomfører reservoar-engineeringsmodulen sin modellering for å generere en delt jordmodell. De enveis modellforbindelser er vist som piler, som betegner enveisstrømmen av modelleringsprosessen når operasjonen blir gjennomført av de forskjellige moduler.

[0080] Det enveis integrerte system 700.1 tillater at modulen sitter inni en applikasjon, slik at dataene og hendelsene kan deles uten at det kreves en forbindelse for passasje derimellom, som vist eksempelvis med forbindelsene 606 på figur 6.1 eller 626 på figur 6.2. Modulene er posisjonert i det samme rom og har evnen til å betrakte operasjonen av de andre moduler på den delte jordmodell. I denne konfigurasjon kan de forskjellige moduler delta i modelleringsoperasjonen for hele systemet, hvilket tillater en integrert betraktning og integrert operasjon av modelleringsprosessen.

[0081] Reservoarkarakteriseringsmodulen 702.1 gjennomfører som vist både geologi- og geofysikkfunksjoner, så som de som brukes av modulene 602.1 og 602.2 (vist på figur 6.1) som tidligere er beskrevet. Som her vist kan funksjonaliteten til de flere moduler forenes til en enkelt modul for gjennomføring av de ønskede funksjoner. Foreningen av funksjonaliteter i en enkelt modul kan muliggjøre ytterligere og/eller synergistisk funksjonalitet. Som her vist, reservoarkarakteriseringsmodulen er i stand til å gjennomføre geostatistiske og andre egenskapsfordelingsteknikker. Reservoarkarakteriseringsmodulen som har flerfunksjonalitet tillater at flere arbeidsforløp gjennomføres i en enkelt modul. Lignede evner kan genereres ved å forene andre moduler, så som geologi- og petrofysikkmodulen 620.3 som er vist på figur 6.2. Reservoarkarakteriseringsmodulen gjennomfører sin modelleringsoperasjon og genererer en statisk jordmodell 707.

[0082] Den sirkulære pil 705 viser den evne reservoarkarakteriseringsmodulen har til å gjennomføre iterasjoner av arbeidsforløpene for å generere en konvergert løsning. Hver modul er forsynt med konvergensevner, slik de kan gjenta modelleringsprosessen om ønskelig inntil et visst kriterium, så som tid, kvalitet, utdata eller et annet krav, er oppfylt.

[0083] Så snart reservoarkarakteriseringen har gjennomført sin modelleringsoperasjon, kan prosessen gå fremover som vist med den krumme pil 706, slik at produksjons-engineeringmodulen kan gjennomføre sin modelleringsoperasjon. Produksjons-engineeringmodulen 702.2 ligner de moduler som tidligere er beskrevet, med unntak av at den brukes til å gjennomføre produksjonsdataanalyse og/eller modellering, for eksempel ved bruk av de produksjonsdata som er samlet inn fra produksjonsverktøyet 106.4 som er vist på figur 1.4. Dette involverer en analyse av produksjonsoperasjonen fra uttak av fluider fra reservoaret, til transport, til overflatefasiliteter som defineres av brukeren. Den sirkulære pil 705 viser den evne produksjonsmodulen har til å gjennomføre iterasjoner av arbeidsforløpene for å generere en konvergert løsning, som tidligere beskrevet. Produksjonsmodulen gjennomfører sin modelleringsoperasjon og genererer en produksjonshistorisk analyse 709.

[0084] Så snart produksjons-engineeringmodulen har gjennomført sin modelleringsoperasjon, kan prosessen gå fremover som vist med den krumme pil 706, slik at reservoar-engineeringmodulen kan gjennomføre sin modelleringsoperasjon. Reservoar-engineeringmodulen 702.3 ligner de moduler som tidligere er beskrevet, med unntak av at den brukes til å gjennomføre reservoar-engineering/-dynamisk dataanalyse og/eller modellering. Dette involverer en analyse av det underjordiske reservoar, for eksempel ved bruk av de produksjonsdata som er samlet inn fra produksjonsverktøyet 106.4 vist på figur 1.4. Den sirkulære pil 705 viser den evne reservoarmodulen har til å gjennomføre iterasjoner av arbeidsforløpene for å generere en konvergert løsning, som tidligere beskrevet. Den resulterende løsning kan da sendes til reservoarkarakteriseringsmodulen som vist med den krumme pil 706. Reservoar-engineeringmodulen genererer en dynamisk (eller prediktiv) jordmodell 711.

[0085] Som angitt med de krumme piler 706 kan prosessen gjentas kontinuerlig etter ønske. Den statiske jordmodell 707, den produksjonshistoriske analyse 709 og den dynamiske modell 711 kombineres for å generere en delt jordmodell 730.1. Denne delte jordmodell kan forbedres over tid ettersom nye data sendes gjennom systemet, ettersom nye arbeidsforløp implementeres i analysen og/eller ettersom ny tolkingshypoteser mates inn i systemet. Prosessen kan gjentas og utdata fra hver modul forfines etter ønske.

[0086] Systemet er også forsynt med økonomilag 734 for tilveiebringelse av økonomisk informasjon vedrørende oljefeltoperasjonen. Økonomilaget tilveiebringer evner for gjennomføring av økonomisk analyse og/eller modellering basert på inndata som er tilveiebrakt av systemet. Modulene kan tilveiebringe data til og/eller motta data fra økonomilaget. Som vist er økonomilaget posisjonert i en ring omkring systemet. Denne konfigurasjon viser at økonomien kan gjennomføres på ethvert tidspunkt eller under enhver prosess gjennom hele systemet. Den økonomiske informasjon kan mates inn på ethvert tidspunkt og forespørres av hvilken som helst av modulene. Økonomimodulen tilveiebringer en økonomisk analyse av hvilken som helst av de andre arbeidsforløp gjennom hele systemet.

[0087] Med lagkonfigurasjonen kan økonomiske restriksjoner tilveiebringe et gjennomtrengende kriterium som forplanter seg gjennom hele systemet. Denne konfigurasjon tillater fortrinnsvis at kriteriene etableres uten kravet om å sende data og hendelser til individuelle moduler. Det økonomiske lag kan tilveiebringe informasjon som er nyttig for å bestemme den ønskede delte jordmodell, og kan vurderes etter ønske. Hvis det er ønskelig kan advarsler, alarmer eller restriksjoner plasseres på den delte jordmodell og/eller underliggende prosesser for å muliggjøre justering av prosessene.

[0088] Figur 7.2 viser et toveis integrert system 700.2. I denne konfigurasjon er modulene forsynt med en intern database og genererer en integrert jordmodell. Det toveis integrerte system 700.2 har en flerhet av oljefeltmoduler 720.1-720.6 posisjonert i den samme applikasjon 704.2. Disse moduler inkluderer reservoarkarakteriseringsmodul 720.1, en økonomimodul 720.2, en geofysikkmodul 720.3, en produksjons-engineeringmodul 720.4, en boremodul 720.5 og en reservoarengineeringmodul 720.6. I dette tilfelle er modulene sammenbundet av toveis krumme piler 726. Som vist er modulene forsynt med konvergensevner, som vist med den sirkulære pil 705. En eller flere av modulene kan være forsynt med slike konvergensevner som tidligere beskrevet med hensyn på figur 7.1.

[0089] Modulene 720.1-720.6 kan essensielt være de samme som de moduler som tidligere er beskrevet, med unntak av at de er forsynt med den ønskede funksjonalitet. For eksempel kan geofysikkmodulen 720.3, produksjons-engineeringmodulen 720.4, reservoar-engineeringmodulen 720.6, og boremodulen 720.5 essensielt være de samme som modulene henholdsvis 620.2, 702.2, 702.3 og 620.4.

[0090] Reservoarkarakteriseringsmodulen 720.1 kan essensielt være den samme som reservoar-engineeringmodulen 720.1, med unntak av at denne versjon videre er forsynt med petrofysikkevner. Som vist inneholder reservoarkarakteriseringsmodulen geologi-, geofysikk- og petrofysikkevner. Geologen sammen med geofysikeren og petrofysikeren kan foreta flere statiske modellrealisasjoner i en modul basert på tilgjengelige seismiske målinger og brønnmålinger, referert til kjente modellanalogier for regionen. Slike kjente data har typisk høy nøyaktighet ved brønnene og mindre pålitelig lokaliseringsposisjonering for de seismiske data. Fysiske bergart- og fluidegenskaper kan typisk måles nøyaktig ved brønnlokaliseringene, mens seismikken typisk kan brukes til i grove trekk å representere de foranderlige reservoar-formasjonskarakteristika mellom brønnlokaliseringene. Forskjellige datatolkingsmetodologier og modellegenskapsfordelingsteknikker kan anvendes for å gi en representasjon som er så nøyaktig som mulig. Det kan imidlertid være tallrike metoder for tolking og modelldannelse som direkte påvirker modellens virkelige representasjon av reservoaret. En gitt metodologi behøver ikke alltid å være mer nøyaktig enn en annen.

[0091] I denne versjon tilveiebringes økonomi via økonomimodulen 720.2, istedenfor et lag 734 som vist på figur 7.1. Økonomimodulen viser i dette tilfelle at den økonomiske funksjonalitet kan tilveiebringes i en modulform og forbindes med andre moduler.

[0092] Som med det tilfelle som er vist på figur 7.1, er modellene posisjonert innenfor en enkelt applikasjon, og deler derfor data og hendelser for å generere en integrert jordmodell 730.2. I dette tilfelle blir en flerhet av integrerte jordmodeller 730.2 generert av hver modul i en toveis sekvens gjennom systemet. Med andre ord, den eller de valgte moduler (eksempelvis reservoarkarakterisering, økonomi, geofysikk, produksjons-engineering, boring og/eller reservoar-engineering) kan hver for seg gjennomføre sin modellering i sekvens for å generere en integrert jordmodell. Denne prosess kan gjentas for å generere ytterligere integrerte jordmodeller. Som vist med toveis pilene 726 kan prosessen reverseres, gjentas og gjennomføres i en hvilken som helst rekkefølge gjennom hele det toveis integrerte system.

[0093] Modulene på figur 7.2 er driftsmessig forbundet via toveis modulforbindelser, som vist med krumme piler 726, til hver av de andre moduler. Denne konfigurasjon viser at visse moduler selektivt kan bindes sammen for å gjennomføre de ønskede modelleringsoperasjoner i den ønskede sekvens. På denne måte kan en valgt modul direkte vekselvirke med hvilke som helst en eller flere andre valgte moduler etter ønske. Selv om flere forbindelser er vist å tilveiebringe en forbindelse mellom hver modul, kan et mangfold av konfigurasjoner brukes til å etablere det sammenbundne nettverk, etter ønske. Dette sørger for et fleksibelt sammenbindingssystem for selektiv definering av modulene for å gjennomføre den ønskede modelleringsoperasjon.

[0094] Den integrerte jordmodell 730.2 er dannet av bidrag fra de valgte moduler. Som tidligere beskrevet kan reservoarkarakteriseringsmodulen brukes til å generere en statisk modell, produksjons-engineeringmodulen kan brukes til å generere historisk informasjon, og reservoaringeniøren kan brukes til å generere den dynamiske modell. Geofysikkmodulen kan brukes til å generere den grunnleggende konfigurasjon for modellen. Økonomimodulen kan brukes til å definere den forretningsmessige eller økonomiske gjennomførbarhet av den integrerte jordmodell. Boremodellen kan brukes til å bestemme den optimerte posisjon av nye borelokaliseringer eller rekompletteringer av eksisterende brønner. Andre moduler kan tilføyes til systemet med ytterligere forbindelser for å tilveiebringe data og hendelser som er tilgjengelige for andre moduler og/eller for å bidra til å danne den samlede integrerte jordmodell.

[0095] Den integrerte jordmodell genereres ved selektiv kombinering av bidragene fra de valgte moduler. Fleksibiliteten i systemet tillater at brukeren forhåndsdefinerer, justerer og/eller på annen måte håndterer konfigurasjonen av modelleringsprosessen så vel som de resulterende integrerte jordmodeller. Systemet tillater dannelse av flere integrerte jordmodeller basert på usikkerheter som er iboende i systemet. Usikkerhetene kan for eksempel være unøyaktigheter i rådataene, antagelsene i algoritmene, modellenes evne til nøyaktig å representere den integrerte jordmodell og andre. Systemet kan opereres ved bruk av flere variabler og/eller scenarier for å generere flere integrerte jordmodeller. Utdataene fra flere integrerte jordmodeller basert på forskjellige metoder som brukes til å gjennomføre flere versjoner av modelleringsprosessen blir ofte referert til som multippel realisasjoner. Den genererte integrerte jordmodell sies derfor å være forsynt med usikkerheter.

[0096] Systemet er forsynt med en database 704. Som vist er databasen posisjonert innenfor applikasjonen for aksess av hver av modulene. En databaseforbindelse 736 er tilveiebrakt for passasjen av data og/eller hendelser derimellom. Databasen kan være essensielt den samme som database 604 som er vist på figur 6.1. I tillegg til rådataene og tolkingsresultatene som befinner seg i database 604, kan databasen 704 også være forsynt med en registrering av den prosess som genererte sluttresultatene, de gjensidige avhengigheter mellom modulene som ble brukt under analysen, brukerinformasjon (eksempelvis datakvalitetstagger, kommentarer, osv) så vel som enhver annen ønsket informasjon eller prosesser. Dette tilveiebringer evnen til å registrere hvordan en integrert jordmodell ble generert, og til å holde en registrering over andre inndata som er relatert til prosessen. Dette muliggjør også selektiv lagring, gjentakelse og/eller gjenbruk av forskjellige deler av prosessen som er brukt av systemet, kunnskapsoppfanging og scenarioplanlegging og testing.

[0097] Figur 8 viser et enhetlig system 800 for gjennomføring av en oljefeltoperasjon. Som det vil bli beskrevet nedenfor, det enhetlig system har moduler posisjonert innenfor en applikasjon og er dynamisk forbundet for å gjennomføre oljefeltoperasjonene. Figur 8 tilveiebringer et enhetlig system av moduler som er forbundet av dynamiske forbindelser og som har funksjonalitet som ligner rapportene 607 som er vist på figur 6.1, sanntidsfunksjonaliteten vist på figur 6.2, økonomilaget 734 vist på figur 7.1 og databasen 704 vist på figur 7.2.

[0098] Det enhetlige system har en flerhet av oljefeltmoduler 802.1-802.5, en intern database 832, et økonomilag 834, ekstern datakilde 836, inndata/utdata 838 for oljefeltet og integrert rapportgenerator 840. Modulene 802.1-802.5 kan essensielt være de samme som de moduler som tidligere er beskrevet, med unntak av at de er forsynt med ytterligere funksjonalitet etter ønske. For eksempel kan reservoar-engineeringmodulen 802.1, geofysikkmodulen 802.2, produksjons-engineeringmodulen 802.3, boremodulen 802.4 og reservoar-engineeringmodulen 802.5, essensielt være de samme som modulene henholdsvis 720.1, 720.3, 720.4, 720.5 og 720.6 på figur 7.2. Disse moduler kan valgfritt være forsynt med konvergensevner 805 som ligner de som er vist på figur 7.1 med den sirkulære pil 705. I dette tilfelle er økonomifunksjonene tilveiebrakt av det økonomiske lag 834, med lignende evner som beskrevet med hensyn på økonomilaget 734 på figur 7.1. Det vil imidlertid forstås at økonomifunksjonene kan tilveiebringes for eksempel med en økonomimodul 720.2 på figur 7.2.

[0099] Oljefeltmodulene 802.1-802.5 er posisjonert i den samme applikasjon 804 som tidligere beskrevet med hensyn på modulene på figur 7.1 og 7.2. I dette tilfelle er modellene innenfor en enkelt applikasjon, og deler derfor data og hendelser for å generere oljefeltmodeller 830. Den eller de eksterne datakilder 836, inndata/utdata 838 for oljefeltet og rapportgeneratoren 840 er forbundet til databasen 832 via databaseforbindelser 844. Andre komponenter kan også være driftsmessig forbundet til databasen. Data kan selektivt utveksles mellom komponentene etter ønske. Sikkerhetsforanstaltninger 837, så som brannvegger, begrenset adgang eller andre sikkerhetstiltak kan være tilveiebrakt for å begrense adgang til dataene, etter ønske.

[00100] Modulene kan forbindes til databasen 832 for å aksessere og/eller hente frem informasjon som ønskelig. Databasen 832 kan essensielt være den samme som databasen 704 (vist på figur 7.2) og/eller 604 (vist på figur 6.1), og kan være forsynt med en eller flere eksterne databaser, så som datakilder 836, som er forbundet til databasen 832. Slike eksterne datakilder kan være biblioteker, klientdatabaser, oppbevaringssteder hos myndighetene eller andre kilder for informasjon som kan forbindes til den interne database. De eksterne databaser kan selektivt forbindes og/eller aksesseres for å tilveiebringe de ønskede data. Data kan valgfritt også tilveiebringes fra den interne database til den eksterne database etter ønske. Slike data kan være i form av rapporter som tilveiebringes til kilder på utsiden via den eksterne database.

[00101] Systemet på figur 8 er vist som et åpent system som tillater tilføyelse av en utvidelse 842 for å tilføye ekstern funksjonalitet. Som vist er utvidelsen (eller innpluggingen) 842 forbundet til boremodulen 802.4, for å tilføye for eksempel en fôringsrørdesignmodul 842. Fôringsrørdesignmodulen tilføyer funksjonalitet til boremodulen. Utvidelsen kan for eksempel tillate boremodulen å betrakte fôringsrørdesign ved generering av dens boredesign for jordmodellen. Slike utvidelser kan tilføyes ved bruk av eksisterende produkter, så som OCEAN<TM >Development Kit fra SCHLUMBERGER<TM>. En eller flere ytterligere utvidelser kan tilveiebringes til en hvilken som helst av modulene i systemet. I tillegg kan systemet utvides for å tilføye hele moduler innenfor systemet.

[00102] Oljefeltets inndata/utdata som vist med 838 kan essensielt være de samme som oljefeltets inndata/utdata 601 som er beskrevet med hensyn på figur 6.2, med unntak av at oljefeltets inndata/utdata 838 kommuniserer med databasen 832 via databaseforbindelsen 844. På denne måte kan data fra oljefeltet mates inn i databasen, slik at modelleringsoperasjonen kan oppdateres med den nye informasjon når den mottas, eller i forskjellige intervaller, etter ønske. Oljefeltets inndata/utdata kan valgfritt være eller være forbundet til en eller flere moduler, databaser eller andre komponenter i systemet.

[00103] Rapportgeneratoren 840 kan essensielt være den samme som rapportgeneratoren 607 som er vist på figur 6.1, med unntak av at rapportgeneratoren nå er forbundet til den interne database 832, istedenfor individuelle moduler. Rapporter kan distribueres til oljefeltet, den eksterne database eller andre eksterne lokaliseringer etter ønske via databasen 832. Rapporter kan også tilveiebringes direkte av rapportgeneratoren til de ønskede interne og/eller eksterne lokaliseringer. Rapporter kan tilveiebringes i det ønskede format, for eksempel til tredjeparter via den eksterne database 836, etter ønske.

[00104] Prosessen som brukes til å danne oljefeltmodellen kan fanges opp og tilveiebringes som en del av rapportene. Slike prosessrapporter kan tilveiebringes for å beskrive hvordan oljefeltmodellene ble generert. Andre data eller resultater kan også tilveiebringes. For eksempel kan en rapport tilveiebringe en avsluttende volumetrisk verdi som er generert av systemet. I tillegg kan rapporten også inkludere en angivelse av de beregnede usikkerheter, den valgte sekvens av prosesser som omfatter oljefeltmodellen, de dataoperasjoner som ble gjennomført og beslutninger som ble truffet langs veien.

[00105] Modulene er driftsmessig forbundet ved hjelp av bølgeformede piler 826 som viser dynamiske forbindelser derimellom. Selv om en spesifikk konfigurasjon av moduler er vist i en spesifikk rekkefølge, vil det forstås at et mangfold av forbindelser, rekkefølger eller moduler kan brukes. Denne fleksibilitet sørger for designede modelleringskonfigurasjoner som kan gjennomføres etter definerte spesifikasjoner. Forskjellige kombinasjoner av moduler kan selektivt bindes sammen for å gjennomføre den ønskede modellering. De forskjellige oljefeltmodeller som genereres av de forskjellige kombinasjoner av moduler kan sammenlignes for å bestemme den optimale prosess for gjennomføring av oljefeltoperasjonene.

[00106] De bølgeformede piler 826 viser prosessflyten og kunnskapsdelingen mellom modulene. To eller flere av de individuelle moduler kan være driftsmessig bundet sammen for å dele kunnskap og samvirkende gjennomføre modellering. Som vist er forbindelsene dynamisk for å muliggjøre enhetlig operasjon, istedenfor bare den uavhengige operasjon på figurene 6.1 og 6.2 eller den integrerte operasjon på figurene 7.1 og 7.2. Denne dynamiske forbindelse mellom modulene tillater at modulene selektivt beslutter om hvorvidt det skal foretas en handling basert på modellering som er gjennomført av en annen modul. Hvis det er valgt, kan modulen bruke den dynamiske forbindelse for å kjøre en prosess om igjen basert på oppdatert informasjon som er mottatt fra en eller flere av de andre moduler. Når moduler er dynamisk bundet sammen, danner de et nettverk som muliggjør kunnskapsoppfangingen fra dynamisk sammenbundne moduler og tillater selektiv behandling ved hjelp av modulene basert på kunnskapsdelingen til modulene. En enhetlig jordmodell kan genereres basert på den kombinerte kunnskap til modulene.

[00107] Som eksempel, når data mottas som angir en forandring (eksempelvis en egenskap i en jordmodell eller en kontrollelementinnstilling), forplanter denne forandring seg til alle moduler som er dynamisk bundet sammen. De dynamisk sammenbundne moduler deler denne kunnskap og gjennomfører sin modellering basert på den nye informasjon. De dynamiske forbindelser kan være konfigurert til å tillate automatiske og/eller manuelle oppdateringer av modelleringsprosessen. De dynamiske forbindelser kan også være konfigurert til å tillate at forandringer og/-eller operasjonelle utførelser gjennomføres automatisk når det opptrer en hendelse som angir at nye innstillinger eller nye målinger er tilgjengelige. Når forespørsler gjøres til oljefeltmodellen, eller det opptrer dataforandringer, så som tilføyelser, sletting og/eller oppdateringer av oljefeltmodellen, kan de dynamisk sammenbundne modeller gjennomføre modellering som respons på dette. Modulene deler kunnskap og virker sammen for å generere oljefeltmodellene basert på denne delte kunnskap.

[00108] De dynamiske forbindelser kan brukes til å delta i kunnskapsoppfangingen, og kan være konfigurert til å muliggjøre automatisert modellering mellom modulene. Konfigurasjonen av forbindelsene kan skreddersys for å tilveiebringe den ønskede operasjon. Prosessen kan gjentas som ønskelig, slik at kunnskapsdelingen og/eller modelleringen løses ut av forhåndsdefinerte hendelser og/eller kriterier. Som vist, de dynamiske forbindelser har toveis strøm mellom de valgte moduler. Dette tillater at modelleringsoperasjonen gjennomføres i en ønsket sekvens, forover eller bakover. De dynamiske forbindelser er videre forsynt med evnen til samtidig å gjennomføre modelleringsoperasjonen.

[00109] For eksempel kan observasjoner ved et prediksjonstrinn i den dynamiske modellering påvirke parameterisering og prosessvalg videre opp i kjeden. I dette eksempel vil prediktive volumetriske verdier i en modell som er generert av en modul kanskje ikke stemme overens med historiske data, slik at det kreves forandringer i modellens betingelser som danner et større fluidvolum. Disse foreslåtte forandringer kan peke på ethvert antall av parametere som kan resultere i en ønsket forandringseffekt.

[00110] Kunnskapsdeling mellom modulene kan for eksempel involvere betraktning av modelleringsoperasjonen fra en annen modul. Modulene kan virke sammen for å generere oljefeltmodulene basert på en felles forståelse og interaktiv behandling. Kunnskapsdeling kan også involvere den selektive deling av data fra forskjellige aspekter av oljefeltet. For eksempel kan reservoaringeniøren nå betrakte seismiske data som typisk ses gjennom av geofysikeren, og geologen kan nå betrakte produksjonsdata som typisk brukes av reservoaringeniøren. Andre kombinasjoner kan være tenkelige. I enkelte tilfeller kan brukeren tilveiebringe inndata, sette restriksjoner eller på annen måte håndtere utvelgingen av data og/eller utdata som deles mellom de valgte funksjoner. På denne måte kan data og modelleringsoperasjoner håndteres for å tilveiebringe resultater som er skreddersydd til spesifikke oljefeltapplikasjoner eller –betingelser.

[00111] Modulene kan aktiveres selektivt for å generere en enhetlig oljefeltmodell 830. Den enhetlige oljefeltmodell kan for eksempel inneholde en enhetlig jordmodell 833. Den enhetlige jordmodell 833 kan essensielt være den samme som jordmodellen 730.2 som tidligere er beskrevet på figur 7.2, med unntak av at den genereres av de moduler som dynamisk er bundet sammen for kunnskapsdeling. Oljefeltmodellen kan videre tilveiebringe andre modelltrekk, så som en overflatemodell 831. I dette tilfelle kan for eksempel produksjonsingeniørmodulen ha ytterligere informasjon vedrørende overflatefasiliteten, oppsamlingsnettverk, lagringsfasiliteter og andre overflatekomponenter som påvirker oljefeltets operasjon. Produksjons-engineering- og (valgfritt) andre moduler kan bruke disse data til å generere en enhetlig overflatemodell. Overflatemodellen kan for eksempel definere de mekaniske fasiliteter som er nødvendige for produksjonen og distribusjonen av undergrunnsreservoaret, så som oppsamlingsnettverkene, lagringsfasilitetene, ventiler og andre overflateproduksjonsfasiliteter. De valgte moduler kan således brukes til å generere en enhetlig oljefeltmodell basert på de kombinerte jord- og overflatemodeller, eller en annen ønsket modell som genereres ved aktivering av de valgte moduler.

[00112] For å optimere modelleringsutdata kan det være mulig å påvirke data og annen informasjon fra en eller flere av modulene. For eksempel kan de reservoarengineeringdata som vedrører dynamisk fluidproduksjon brukes til å forbedre oljefeltmodellen ved simulering av hvordan de målte fluider vil strømme gjennom de forskjellige modeller. Hvor nøyaktig hver modells strømningssimulering stemmer overens med de kjente historiske produksjonsmålinger kan observeres og måles. Typisk, jo bedre den historiske produksjonssimuleringsoverensstemmelse er, jo høyere sannsynlighet vil det være for en fremtidig produksjonsoverensstemmelse. En mer nøyaktig fremtidig overensstemmelse kan være påkrevd for planlegging av kostnader ved rekompletteringer av brønner, boring av nye brønner, modifisering av overflatefasiliteter eller planlegging av økonomisk utvinnbare hydrokarboner.

[00113] I et annet eksempel kan relasjonen mellom de statiske og dynamiske deler av reservoarkarakteriseringsmodulen påvirkes for å optimere oljefeltmodellen. Reservoarkarakteriseringsmodulen kan ha en statisk og en dynamisk modell som tilveiebringer den beste historiske overensstemmelse for et reservoars produksjon. Uansett hvor god overensstemmelsen er, kan modellen kreve etterkalibrering i tidens løp ettersom flere brønner bores, eller ny produksjonsinformasjon blir ervervet. Hvis nylig observerte data ikke lenger stemmer overens med den statiske modell, så kan det være unødvendig å oppdatere for mer nøyaktig å predikere fremtiden. I tilfeller hvor en brønns målte produksjonsmengde brått blir mindre enn predikert, kan dette være indikasjon på at reservoarseksjonen ikke er så stor som man engang antok. Basert på denne produksjonsobservasjon kan reservoaringeniøren forespørre geologen om å undersøke og oppdatere modellens porøsitet, eller forespørre geofysikeren om å se hvorvidt den initiale takhøyde for formasjonsgrensene kan være altfor optimistisk og trenge en revidering nedover. De oppdateringer som er tilveiebrakt kan brukes til å fremme kunnskapsforbedring, og muliggjøre reversert behandling for å oppdatere oljefeltmodellen.

[00114] Figurene 9.1 og 9.2 er flytskjemaer som viser metoder for gjennomføring av en oljefeltoperasjon. Figur 9.1 viser en metode 900.1 for gjennomføring av en oljefeltoperasjon som involverer innsamling av oljefeltdata 902, posisjonering av en flerhet av oljefeltmoduler i en enkelt applikasjon 903, selektiv sammenbinding av oljefeltmodulene for vekselvirkning derimellom 904, og generering av en eller flere oljefeltmodeller ved bruk av oljefeltmodulene og oljefeltdataene 906.

[00115] Dataene kan samles inn i en eller flere databaser 902. Som vist på figur 8 kan databasene være en intern database (se eksempelvis database 832 vist på figur 8) og/eller en ekstern database (se eksempelvis database 836 vist på figur 8). Innsamlingen av oljefeltdata kan gjennomføres som tidligere beskrevet. Data kan samles inn til forskjellige tidspunkter, og de modeller som genereres gjennom hele prosessen kan selektivt oppdateres ettersom nye data mottas. Restriksjoner kan plasseres på innsamlingen av data for selektivt å begrense typen, mengden, strømmen eller andre karakteristika for de innkommende data, for å lette behandlingen. Dataene kan valgfritt samles inn og/eller vises i sanntid. Dataene og/eller modellene kan selektivt lagres i databaser i forskjellige intervaller gjennom hele analysen. Prosessen som gjennomføres gjennom hele metoden kan også lagres. Et spor som viser prosessen dannes, og kan gjentas ved spesifikke intervaller etter ønske. De forskjellige inndata, utdata og/eller beslutninger som foretas gjennom hele prosessen kan betraktes. Øyeblikksbilder av analysen kan selektivt gjentas. Hvis det er ønskelig kan prosessen gjennomføres på ny ved bruk av de samme eller andre data. Prosessen kan justeres og lagres på ny for fremtidig bruk. Rapporter over lagrede data, modeller og/eller annen informasjon som befinner seg i databasen kan tilveiebringes, for eksempel med rapportgeneratoren 840 vist på figur 8.

[00116] Flerheten av oljefeltmoduler er posisjonert i en applikasjon (903) som vist for eksempel på figur 8. Når de er plassert i den samme applikasjon, som vist på figurene 7.1, 7.2 og 8 er modulene i stand til å dele data og hendelser uten kravet om at de sendes fra den ene til den andre, som vist på figurene 6.1 og 6.2. Modulene er også i stand til å se den modelleringsoperasjon som gjennomføres av de andre moduler. I enkelte tilfeller kan det være ønskelig å aksessere moduler som er posisjonert i separate applikasjoner (ikke vist). For eksempel kan systemet på figur 7.1 være driftsmessig forbundet til systemet på figur 6.2 ved bruk av en systemforbindelse for å la data og hendelser passere derimellom. Dette kan være ønskelig i situasjoner hvor modellering av oljefeltdata gjennomføres av to separate systemer. De modeller som genereres av de separate systemer kan kombineres for å generere en eller flere felles jordmodeller basert på begge systemer. Modellering kan derfor gjennomføres over flere applikasjoner med en systemforbindelse derimellom.

[00117] Oljemodulene blir selektivt bundet sammen 904 for vekselvirkning derimellom. Modulene kan bindes sammen for eksempel med dynamiske forbindelser for enhetlig operasjon (eksempelvis figur 8), integrerte forbindelser for integrert operasjon (eksempelvis figur 7.2), modulforbindelser for delt operasjon (eksempelvis figur 7.2), og/eller database- eller modulforbindelser for å la data og/eller hendelser passere derimellom (eksempelvis 6.1, 6.2). Hver av modulene er i stand til å gjennomføre modelleringsoperasjoner som vedrører oljefeltet. I enkelte tilfeller virker modulene uavhengig (eksempelvis figurene 6.1, 6.2), er integrert for integrert operasjon (eksempelvis 7.1-7.2) eller er forent for delt kunnskap og enhetlig operasjon (eksempelvis figur 8). En eller flere av modulene kan være valgt til å gjennomføre den ønskede operasjon. For eksempel kan en enhetlig jordmodell 833 genereres kun ved bruk av reservoarkarakteriserings-, geofysikk- og reservoarengineeringmodulene 802.1, 802.2 og 802.5 som driftsmessig er bundet sammen, for eksempel ved bruk av de dynamiske forbindelser 826 på figur 8. Andre konfigurasjoner av valgte moduler kan bindes sammen ved bruk av en eller flere valgte forbindelser for å generere den eller de ønskede modeller. Den selektive sammenbinding av modulene tillater fleksibel design for selektiv vekselvirkning mellom modulene.

[00118] Den ønskede modellering av dataene blir fortrinnsvis gjennomført ved selektiv gjennomføring av modellering av forskjellige funksjoner, så som de som er vist på figur 8. Dette kan gjøres ved velging av oljefeltmoduler for generering av modeller basert på et ønsket resultat. Som eksempel kan visse modeller, så som de statiske modeller på figurene 4.1-4.3 genereres. Disse statiske modeller genereres for eksempel ved bruk av reservoarkarakteriseringen 720.1 og geofysikkmodulene 720.3 som driftsmessig er bundet sammen ved hjelp av integrerte forbindelser 726, som vist på figur 7.2, for å modellere en del av oljefeltdataene som er relatert til statiske data som brukes av geolog- og/eller geofysikkfunksjonene. Andre kombinasjoner av moduler kan brukes til å generere modeller som er generert relatert til spesifikke deler av oljefeltet. Fremgangsmåten tillater valg av et mangfold av moduler for å generere modeller til bruk i den integrerte analyse. Avhengig av kombinasjonen av moduler, kan de resulterende modeller brukes til å generere utdata som er relatert til enhver del av eller hele oljefeltet.

[00119] En oljefeltmodell, så som oljefeltmodellen 830 på figur 8, genereres ved selektiv gjennomføring av modellering ved bruk av de sammenbundne oljefeltmoduler 906. Som beskrevet med hensyn på figur 8 kan de valgte moduler virke sammen for å generere oljefeltmodellen ved bruk av kunnskapsdelingen av dataene, hendelsene og modellene som er generert innenfor applikasjonen. Modelleringen kan også gjennomføres ved bruk av de integrerte systemer på figur 7.1 og 7.2, de uavhengige systemer på figurene 6.1 og 6.2, eller andre. Oljefeltmodellen kan være en jordmodell og/eller en annen modell, så som en overflatemodell som beskrevet med hensyn på figur 8. Oljefeltdata kan selektivt aksesseres av oljefeltmodellene etter ønske, så som kontinuerlig, diskret eller i sanntid, for å generere og/eller oppdatere modeller. Modelleringsprosessen kan gjennomføres iterativt, inntil et forhåndsbestemt kriterium er oppfylt (eksempelvis tid) eller inntil konvergens er oppnådd. Flere oljefeltmodeller kan genereres og enkelte eller alle kan forkastes, sammenlignes, analyseres og/eller forfines. De flere oljefeltmodeller tilveiebringer fortrinnsvis usikkerheter som tidligere beskrevet med hensyn på figur 7.2.

[00120] Det genereres fortrinnsvis en optimert oljefeltmodell som maksimerer alle forhåndsbestemte kriterier og/eller formål med oljefeltoperasjonen. En optimal oljefeltmodell kan genereres ved gjentakelse av prosessen inntil en ønsket modell er generert. Valgte modeller kan være driftsmessig bundet sammen for å generere modeller ved bruk av visse data i et visst arbeidsforløp. Prosessen og konfigurasjonen av operasjonen kan justeres, gjentas og analyseres. Flere modeller kan genereres, sammenlignes og forfines inntil et ønsket resultat er oppnådd. Prosessen som brukes til å generere den ønskede oljefeltmodell kan raffineres for å definere en optimal prosess for et gitt scenario. Den valgte forbindelse av visse moduler kan kombineres for å gjennomføre den ønskede operasjon i henhold til den optimale prosess. Så snart en optimal prosess er bestemt, kan den lagres i databasen og aksesseres for fremtidig bruk. Den optimale prosess kan tilpasses til visse situasjoner, eller raffineres over tid.

[00121] En oljefeltplan kan genereres basert på den genererte oljefeltmodell 908. I enkelte tilfeller kan en oljefeltplan inkludere en design av en del av eller hele oljefeltoperasjonen. Oljefeltplanen kan definere kravene for gjennomføring av forskjellige oljefeltoperasjoner, så som boring, brønnplassering, brønnkompletteringer, brønnstimuleringer, osv. De genererte oljefeltmodeller kan for eksempel predikere lokaliseringen av verdifulle reservoarer eller hindringer for fremskaffelse av fluider fra slike reservoarer. Modellene kan også ta hensyn til andre faktorer, så som økonomi eller risiki som kan påvirke planen. Oljefeltplanen blir fortrinnsvis optimert basert på den eller de genererte oljefeltmodeller, for å tilveiebringe et best handlingsforløp for gjennomføring av oljefeltoperasjonene.

[00122] Oljefeltplanen kan genereres av systemet (eksempelvis 800 på figur 8). Alternativt kan de oljefeltmodeller som er generert av systemet sendes til en prosessor, for eksempel i overflateenheten (134 på figurene 1.2-1.4). Prosessoren kan brukes til å generere oljefeltplanen basert på de genererte oljefeltmodeller.

[00123] Oljefeltplanen kan implementeres ved oljefeltet 910. Oljefeltplanen kan brukes til å fatte beslutninger relatert til oljefeltoperasjonen. Oljefeltplanen kan også brukes til å foreta en handling ved oljefeltet. For eksempel kan oljefeltplanen implementeres ved aktivering av kontrollelementer på brønnstedet for å justere oljefeltoperasjonen. Oljefeltmodellene, planer og annen informasjon som genereres av systemet (eksempelvis 800 på figur 8) kan kommuniseres til oljefeltet via oljefeltets inndata/utdata 838. Overflateenheten (134 på figurene 1B-D) kan motta informasjonen og gjennomføre aktiviteter som respons på denne. I enkelte tilfeller kan overflateenheten videre behandle informasjonen for å definere kommandoer som skal gjennomføres på brønnstedet. Handlinger, så som forandringer i utstyr, driftsinnstillinger, trajektorier, osv, kan gjennomføres på brønnstedet som respons på kommandoene. Slike handlinger kan gjennomføres manuelt eller automatisk. Brønnplanen kan også implementeres av overflateenheten ved kommunisering med kontrollere på brønnstedet for å aktuere oljefeltutstyr til å foreta handling som ønsket. I enkelte tilfeller kan oljefelthandlinger, så som boring av en ny brønn, eller avslutting av produksjon, også gjennomføres.

[00124] Oljefeltoperasjonene kan overvåkes for å generere nye oljefeltdata 912. Sensorer kan være lokalisert ved oljefeltet, som vist på figurene 1.1-1.4. Informasjon fra oljefeltet kan sendes til systemet 800 ved hjelp av oljefeltets inndata/utdata 878, som vist for eksempel på figur 8. Ettersom nye data samles inn, kan prosessen gjentas 914. De nye data kan foreslå at forandringer i oljefeltplanen, systemet, prosessen, antagelsene i prosessen og/eller andre deler av operasjonen kan trenge justering. Slike justeringer kan gjøres som nødvendig. De data som er samlet inn og prosessene som gjennomføres kan lagres og brukes på ny over tid. Prosessene kan brukes på ny og gjennomgås som nødvendig for å bestemme historien til oljefeltoperasjonene og/eller eventuelle forandringer som kan ha forekommet. Ettersom nye modeller genereres, kan det være ønskelig å overveie eksisterende modeller på ny. De eksisterende modeller kan selektivt forfines ettersom nye oljefeltmodeller genereres.

[00125] Boksene 902-912 kan gjentas 914, etter ønske. For eksempel kan det være ønskelig å gjenta boksene basert på ny informasjon, ytterligere inndata og andre faktorer. Nye inndata kan genereres ved bruk av datainnsamlingsverktøy ved de eksisterende oljefeltsteder og/eller ved andre lokaliseringer langs oljefeltet. Andre ytterligere data kan også tilveiebringes. Ettersom nye inndata mottas, kan prosessen gjentas. De data som samles inn fra et mangfold av kilder kan samles inn og brukes over andre oljefelt. Boksene kan også gjentas for å teste forskjellige konfigurasjoner og/eller prosesser. Forskjellige utdata kan sammenlignes og/eller analyseres for å bestemme den optimale oljefeltmodell og/eller prosess.

[00126] Rapporter over dataene, modelleringsoperasjon, planer eller annen informasjon kan genereres 916. Rapportene kan genereres for eksempel ved bruk av den integrerte rapportgenerator (se eksempelvis 840 på figurene 8 eller 607 på 6.1). Rapportene kan genereres på ethvert tidspunkt under operasjonen og i ethvert ønsket format. Rapportene kan skreddersys til et ønsket format og justeres som nødvendig. Rapportene kan tilveiebringe data, resultater, prosesser og andre trekk ved operasjonen. Rapporter, visualiseringer og andre visninger kan genereres for bruk av brukere på eller utenfor stedet. Slike visninger kan tilveiebringe flerdimensjonale avbildninger av modellerings- og/eller simuleringsoperasjoner. De rapporter som genereres kan lagres, for eksempel i databaser 832, 836 på figur 8. Rapportene kan brukes for videre analyse, for sporing av prosessen og/eller analysering av operasjoner. Rapportene kan tilveiebringe forskjellige layout av informasjon i sanntid, historiske data, overvåket, analysert, modellert og/eller annen informasjon.

[00127] Figur 9.2 viser en metode 900.2 for gjennomføring av en oljefeltoperasjon som involverer innsamling av oljefeltdata 922, posisjonering av en flerhet av oljefeltmoduler i en enkelt applikasjon 919, selektiv sammenbinding av oljefeltmodulene for vekselvirkning derimellom 924, og generering av en eller flere oljefeltmodeller ved gjennomføring av modellering ved bruk av oljefeltmodulene og oljefeltdataene 926.

[00128] I denne metode 900.2 blir oljefeltdataene samlet inn i en flerhet av databaser 922. Databasene ligner de som er beskrevet med hensyn på boks 902 på figur 9.1. Dataene kan forbehandles 921 for å sikre kvaliteten av dataene. Kalibreringer, feilsjekker, skalering, filtrering, glatting, validering og andre kvalitetssjekker kan gjennomføres for å verifisere og/eller optimere dataene. Dataene kan også omformes, konverteres, avbildes, pakkes eller på annen måte tilpasses for å lette behandlingen. I enkelte tilfeller kan det brukes visse data som er av en spesifikk type, så som geologiske data, geofysiske data, reservoar-engineeringdata, produksjonsdata, boredata, økonomiske data og/eller petrofysiske data, og de kan selektivt sorteres og lagres for bruk.

[00129] Modulene kan plasseres i en applikasjon 919 som tidligere beskrevet med hensyn på boks 903. Oljefeltmodulene kan selektivt bindes sammen 924, som tidligere beskrevet med hensyn på boks 904 på figur 9.1.

[00130] En eller flere av de valgte moduler kan valgfritt forsynes med ytterligere funksjonalitet 923. Den tilførte funksjonalitet kan tilføres via minst én utvidelse, så som utvidelsen 842 på figur 8. Økonomisk funksjonalitet kan også tilføres for gjennomføring av økonomimodellering 925. Denne funksjonalitet kan tilføres som en modul (se eksempelvis modul 720.2 på figur 7.2) eller som et lag (se eksempelvis lag 834 på figur 8). Den tilførte funksjonalitet ved utvidelsen og/eller økonomien kan gjennomføres på ethvert tidspunkt gjennom prosessen, som ønskelig. Disse funksjonaliteter brukes fortrinnsvis for å bistå ved optimeringen av oljefeltmodellen.

[00131] En eller flere oljefeltmodeller kan genereres 926, som tidligere beskrevet med hensyn på boks 906 på figur 9.1. Metoden kan videre involvere generering av en oljefeltplan 928, implementering av oljefeltplanen 930, overvåking av oljefeltoperasjonene 932, generering av rapporter 936 og gjentakelse av prosessen 934. Disse bokser kan gjennomføres som tidligere beskrevet med hensyn på boksene henholdsvis 910, 912, 916 og 914, på figur 9.1.

[00132] Oljefeltplanen kan justeres 933 under prosessen. Ettersom nye data mottas, eller modelleringsoperasjonen går fremover, kan oljefeltplanen trenge justering. Nye data kan angi at betingelser ved oljefeltet har blitt forandret, og oljefeltplanen kan trenge å tilpasses til disse forandringer. Modelleringsprosessen kan forfines, hvilket resulterer i forskjellige oljefeltmodeller som foreslår forandringer ved oljefeltplanen. Oljefeltplanen kan justeres automatisk eller manuelt basert på nye data, resultater, kriterier, eller av andre årsaker.

[00133] I det minste enkelte bokser kan gjennomføres samtidig eller i en forskjellig rekkefølge. Som vist på figurene 9.1 og 9.2, rapportene kan genereres før og/eller etter at boksene er gjentatt. Det vil forstås at rapportene kan gjennomføres på ethvert tidspunkt, etter ønske. Andre bokser, så som innsamlingen av oljefeltdata, forbehandlingen av data, implementeringen av oljefeltplanen og andre bokser, kan gjentas og gjennomføres til forskjellige tidspunkter gjennom hele prosessen.

[00134] Figur 10 viser et reservoar-engineeringssystem. Reservoar-engineeringssystemet 1000 kan ha essensielt den samme funksjonalitet som reservoarengineeringmodulen 802.5, omtalt ovenfor med henvisning til figur 8. Reservoarengineeringssystemet 1000 kan ha flere reservoarsimuleringskomponenter 1099, inkludert en simuleringsruteleggingsmodul 1002, en fluidmodelleringsmodul 1003, en bergart/fluidvekselvirkningsmodul 1004, en brønn- og kompletteringsdesignmodul 1005 og en brønnkontrollmodul 1006. Reservoar-engineeringssystemet 1000 inkluderer også en regelbygger 1012 som er tilknyttet et regeloppbevaringssted 1090. Reservoar-engineeringssystemet 1000 kan også ha reservoarprosesserings- og analysekomponenter 1080, inkludert en simuleringstilfellemodul 1007, en datasettgenerator 1008, en resultatlaster 1009, en resultatanalysemodul 1010 og en historieoverensstemmelses analysemodul 1011. Hver av disse reservoarengineeringskomponenter er beskrevet nedenfor og kan være lokalisert på den samme innretning (eksempelvis en server, en stormaskin, borddatamaskin, bærbar PC, PDA, fjernsyn, kabelboks, satellittboks, kiosk, telefon, telefon, mobil innretning, osv) eller kan være lokalisert på separate innretninger som er sammenbundet av et nettverk (eksempelvis Internet) med ledningsførte og/eller trådløse segmenter. Komponentene i reservoar-engineeringssystemet 1000 kan utveksle enkle data og/eller funksjonell kunnskap mellom hverandre og/eller moduler som er eksterne i forhold til reservoar-engineeringssystemet 1000 (eksempelvis boremodulen 802.4, produksjons-engineeringmodulen 802.3, reservoarkarakteriseringsmodulen 802.1, geofysikkmodulen 802.2, osv).

[00135] Simuleringsruteleggingsmodulen 1002 kan være konfigurert til å vekselvirke med reservoarkarakteriseringsmodulen 802.1, omtalt ovenfor med henvisning til figur 8. Simuleringsruteleggingsmodulen 1002 kan være konfigurert til å omforme et rutenett som beskriver geometrien og bergartegenskaper til et reservoar i oljefeltet. Med andre ord, simuleringsruteleggingsmodulen 1002 kan selektivt øke eller redusere oppløsningen til rutenettet i partier av reservoaret hvor liten strøm er forventet (eksempelvis i den underliggende vannsone) eller der hvor hurtig strøm er forventet (eksempelvis umiddelbart rundt brønner). Eksempler på ruteleggingsteknikker som kan implementeres av ruteleggingsmodulen 1002 er tilveiebrakt i US-patent nr.6.106.561; 6.108.497; og 6.078.869.

[00136] Fluidmodelleringsmodulen 1003 kan være konfigurert til å modellere fluider i reservoaret, inkludert variasjoner i fluidegenskaper (eksempelvis viskositet, sammensetning, osv) med hensyn på trykk og temperatur, bruk av fluiddata som er samlet fra oljefeltet og/eller bruk av korrelasjoner basert på data som er samlet inn fra analoge oljefelt. Fluidmodellene kan uttrykkes i tabellarisk form (vanligvis kjent som ”svartolje”-løsningsmåten) eller som inndata til en tilstandsligning (vanligvis kjent som ”sammensetnings”-løsningsmåten). Eksempler på fluidanalyseteknikker som involverer svartolje- og/eller sammensetningsfluider som kan implementeres ved hjelp av fluidmodelleringsmodellen 1003 er beskrevet i US-patent nr. 7.164.990 og US-patentpublikasjon nr. US2007/0061087.

[00137] Fluidmodelleringsmodulen 1003 kan modellere fluidene i reservoaret under antagelse om en konstant reservoartemperatur (isotermisk) eller varierende temperatur. Den sistnevnte løsningsmåte brukes ved modellering av reservoarprosesser så som injeksjon av vanndamp, in situ forbrenning eller andre kjemiske reaksjoner, hvor varmeenergi tilføres til reservoaret for å heve temperaturen i oljen for å redusere dens viskositet og således øke fluidets mobilitet. De tabellariske data, hvis det brukes en svartoljemodell, eller parameterne i ligningen hvis det brukes en tilstandsligning, kan bringes i overensstemmelse med laboratorieeksperimenter ved bruk av matematiske regresjonsteknikker.

[00138] Figur 11 viser innsamlingen av en eller flere fluidprøver i oljefeltet for generering av en fluidmodell ved bruk av en tilstandsligning. De vertikale linjer 1110, 1111 representerer brønner, stjernene 1109 representerer kilden for fluidprøver og den krumme linje 1107 representerer en antatt geologisk barriere. Som vist på figur 11 er typisk noen få fluidprøver 1109 tilgjengelige fra kun noen få brønner med stor innbyrdes avstand. De få fluidprøver kan brukes til å generere en fluidmodell som beskriver hvordan fluidsammensetningen varierer i luften og med dybde innenfor reservoarene i oljefeltet, inkludert i de brønner hvor ingen prøve ble fremskaffet 1111. For korrekt å generere og/eller kalibrere fluidmodellen, kan det være nødvendig å bestemme om hvorvidt prøvene faktisk ble fremskaffet fra et enkelt tilkoplet fluidsystem, eller fra flere fluidsystemer isolert ved hjelp av geologiske trekk (det vil si den antatt geologiske barriere 1109).

[00139] Fluidmodelleringsmodulen 1003 kan være konfigurert til å predikere, ved bruk av standard termodynamiske prinsipper for sammensetning og trykkvariasjon med dybde, fluidsammensetninger ved hver prøvelokalisering, og til å sammenligne tabellaringen av predikerte sammensetninger med faktiske fluidsammensetningsdata som er samlet inn fra noen få dybder.

[00140] Fluidmodelleringsmodulen kan bruke 3D-visualisering til å vise overflater med konstant sammensetning eller metningstrykk. Basert på overflatene kan det være mulig å verifisere at prøvene tilhører et enkelt tilkoplet fluidsystem, eller å identifisere sannsynlige geologiske trekk som separerer forskjellige fluidsystemer (det vil si den antatte geologiske barriere 1109). Det fulle sett av data fra den geologiske karakterisering (det vil si generert av reservoarkarakteriseringsmodulen 802.1) er tilgjengelig for visualisering langsmed fluidmodellen, hvilket gjør at en holistisk evaluering av dataene kan foretas, og at det kan gjøres en tolking av undergrunnen som er konsistent med alle tilgjengelige data.

[00141] Med henvisning tilbake til figur 10, bergart/fluidvekselvirkningsmodulen 1004 kan være konfigurert til å modellere vekselvirkningene mellom fluidet og bergarten i reservoaret basert på overflatekjemien til bergarten og data som er samlet inn fra oljefeltet og/eller analoge oljefelt. De innsamlede data kan inkludere data for relativ permeabilitet (det vil si data som beskriver hvordan mobiliteten til et fluid reduseres ved tilstedeværelsen av et annet fluid), kapillartrykkdata (det vil si data som beskriver tilstedeværelsen av metning (eksempelvis av vann) ved en høyde over kontakten på grunn av overflatespenningseffekter i porøse media), adsorpsjons/desorpsjonstabeller (det vil si data som beskriver hvordan metangass frigjøres fra kull), osv. Vekselvirkninger som er beskrevet av modellen kan inkludere fluid i reservoaret som virksomt sitter fast på bergarten, fluid i reservoaret som blir avvist av bergarten og/eller fluid i reservoaret som blir oppfanget i porer i bergarten. I tillegg kan modellen brukes til å predikere den initiale fordeling av reservoarfluider for sammenligning med de innsamlede oljefeltdata og forfines inntil en overensstemmelse er fremkommet.

[00142] Utstyrsutvidelsesmodulen 1013 kan være ekstern i forhold til reservoarengineeringssystemet 1000 og lagre modeller av brønnboringsutstyr til bruk i oljefeltet. Hver modell i utstyrsutvidelsesmodulen 1013 tilveiebringer et generisk grensesnitt med det korresponderende brønnboringsutstyr, hvilket tillater vekselvirkning med brønnboringsutstyret uten spesifikk kunnskap om implementeringsdetaljene (det vil si innkapsling). I tillegg tilveiebringer hver modell en beskrivelse av hvordan brønnboringsutstyret bør representeres i en simulator. Med andre ord, hver modell tilveiebringer en beskrivelse av brønnboringsutstyret som kan omformes til simulatorinstruksjoner ved generering av et datasett (omtalt nedenfor). Modellene av brønnboringsutstyr i utstyrsutvidelsesmodulen 1013 kan tilveiebringes av leverandørene av brønnboringsutstyret eller andre tredjeparter. Nye modeller kan tilføres til utstyrsutvidelsesmodulen 1013, mens eksisterende moduler kan endres og/eller slettes. Utstyrsutvidelsesmodulen 1013 kan refereres til som en utvider og/eller en skreddersyingsmekanisme.

[00143] Brønn- og kompletteringsdesignmodulen 1005 kan være konfigurert til bruk ved design av brønnboringstrajektorier gjennom reservoaret og kompletteringsstrenger innenfor trajektoriene basert på de data som er samlet inn fra oljefeltet og/eller samlet inn fra analoge oljefelt. I tillegg er brønnkompletteringsdesignmodulen 1005 konfigurert til å vekselvirke med utstyrsutvidelsesmodulen 1013, slik at brønnboringsutstyr kan velges fra utstyrsutvidelsesmodulen 1013 til bruk ved design av brønnboringstrajektoriene og kompletteringsstrengene.

[00144] Som vist på figur 10 kan brønn- og kompletteringsdesignmodulen 1005 også være konfigurert til å vekselvirke med boremodulen 802.4, omtalt ovenfor med henvisning til figur 8. Ved design av kompletteringer for brønner som ennå ikke er boret, kan det være usikkerhet når det gjelder eksakte lokaliseringer av geologiske strata i oljefeltet. Brønn- og kompletteringsdesignmodulen 1005 tillater at posisjonen(e) av brønnboringsutstyr spesifiseres i forhold til et geologisk stratum i oljefeltet, istedenfor, eller i tillegg til, en absolutt dybde langs brønnboringen. Dette tillater at brønnboringsutstyret blir automatisk omplassert når den geologiske modell oppdateres, inkludert en oppdatering av lokaliseringene av de geologiske strata, etter innsamling av nye oljefeltdata, eller når perturbasjoner påføres på lokaliseringene av de geologiske strata for å kvantifisere innvirkningen av usikkerheten i posisjonene til disse strata. Videre er brønn- og kompletteringsdesignmodulen 1005 konfigurert til å utveksle relasjonene mellom geologiske strata og brønnboringsutstyrsposisjoner med boremodulen 802.4.

[00145] Brønnkontrollmodulen 1006 kan være konfigurert til å spesifisere hvordan brønner i oljefeltet skal styres (eksempelvis ved trykk og/eller mengde). Med andre ord, brønnkontrollmodulen 1006 inkluderer regler for å spesifisere hvordan brønner i oljefeltet skal styres. For eksempel kan reglene spesifisere trykk- og/eller mengdegrenser, trykk- og/eller mengdemål, og handlinger som skal foretas (eksempelvis boring av ytterligere brønner, gjennomføring av avhjelpende modifikasjoner på eksisterende brønner), så snart grensene er brutt gjennom og/eller målene er nådd.

[00146] Selv om en eller flere regler kan være inkludert i brønnkontrollmodulen 1006, kan regelbyggeren 1112 brukes til å definere skreddersydde regler til bruk sammen med brønnkontrollmodulen 1006. De skreddersydde regler kan kreve at en eller flere parametere blir tilveiebrakt før de skreddersydde regler kan brukes til å generere logiske kontrollelementer til bruk i simuleringsmodeller for oljefeltet. Så snart de skreddersydde regler er generert, kan de skreddersydde regler aksesseres på essensielt den samme måte som de regler som er inkludert i brønnkontrollmodulen 1006. Videre kan de skreddersydde regler lagres i et regeloppbevaringssted (det vil si et bibliotek) (ikke vist), og oppbevaringsstedet kan inkludere mange implementeringer av den samme regel for forskjellige simulatorer.

[00147] I ett eksempel på reservoar-engineering kan en skreddersydd regel genereres av avanserte brukere som er i stand til å definere den kompliserte og skreddersydde logikk for den tilpassede regel. En mindre sofistikert bruker kan velge den tilpassede regel og tilveiebringe de nødvendige parametere til bruk sammen med brønnkontrollmodulen 1006. Regelbyggeren 1112 kan refereres til som en utvider og/eller en skreddersyingsmekanisme.

[00148] Med fortsatt henvisning til figur 10, brukeren kan danne et mangfold av alternative versjoner av hver av disse oljefeltmodeller (det vil si fluidmodell, bergart/fluidvekselvirkningsmodell, osv). Simuleringstilfellet 1007 kan være en enkelt sammenhengende forekomst av de modeller som er sammenstilt av en bruker.

[00149] Datasettgeneratoren 1008 kan være konfigurert til å generere et simulatordatasett basert på simuleringstilfellet 1007, og å sette i gang en simulator (eksempelvis simulator 1014). Når en eller flere tilpassede regler har blitt definert (omtalt ovenfor), refererer datasettgeneratoren 1008 til regeloppbevaringsstedet (omtalt ovenfor) for å oppnå implementeringen av regelen for den bestemte simulator som blir utført.

[00150] Enten under kjøringen av simulatoren 1014, som kan ha en varighet på hva som helst fra minutter til dager, avhengig av kompleksiteten til modellen og lengden av tid som skal simuleres, eller ved komplettering av simuleringskjøringen, kan systemet laste resultatene direkte fra simulatorutdatafilene til det grafiske skjermbilde 1010 ved bruk av resultatlasteren 1009. Det grafiske skjermbilde 1010 kan ha et mangfold av grafiske skjermbilder, inkludert linjeplott for størrelser så som mengder mot tid, 3D-plott for visning av fluidfordeling inne i reservoaret, loggvisninger for fluidbevegelse inne i brønnboringen, osv.

[00151] Før den dynamiske modell brukes til prediksjoner er det vanlig å simulere perioden med historisk produksjon og sammenligne simuleringen med historisk observering av størrelser, så som trykk, vann og gassmengder, osv. Historie overensstemmelsesanalysemodulen 1 er konfigurert til å beregne den kvadratiske middelverdifeil mellom de simulerte og observerte data. De kvadratiske middelverdifeil kan plottes for å identifisere brønner hvis ytelse er dårlig simulert. Den kan også plottes mot simuleringstilfelle for mange tilfeller, hvilket tillater at det best overensstemmende tilfelle blir identifisert. Justeringer foretas deretter med de forskjellige data, omfattende den dynamiske modell, for å forbedre overensstemmelsen. Slike justeringer kan gjøres direkte av brukeren, eller av en automatisert prosedyre. Så snart en tilfredsstillende overensstemmelse er fremskaffet, kan modellen brukes for prediksjoner.

[00152] Selv om spesifikke komponenter er vist og/eller beskrevet til bruk i enhetene og/eller modulene i brønn- og kompletteringsdesignmodulen 1005, vil det forstås at et mangfold av komponenter med forskjellige funksjoner kan brukes for å tilveiebringe de formaterings-, behandlings-, nytte- og koordineringsfunksjoner som er nødvendige for å tilveiebringe reservoar-engineering i brønn- og kompletteringsdesignmodulen 1005. Komponentene kan ha kombinerte funksjonaliteter og kan implementeres som programvare, maskinvare, fast programvare eller kombinasjoner av disse.

[00153] Figur 12.1 viser et flytskjema for gjennomføring av reservoar-engineering. En eller flere bokser i prosessen som er vist på figur 12.1 kan utføres av et reservoar-engineeringssystem (eksempelvis reservoar-engineeringssystem 1000 omtalt ovenfor med henvisning til figur 10). Initialt samles det inn oljefeltdata (boks 1202). Oljefeltdataene (eksempelvis seismiske data) kan samles inn fra en flerhet av sensorer posisjonert omkring på oljefeltet.

[00154] I boks 1204 genereres en geologisk modell av reservoaret ved bruk av de innsamlede oljefeltdata. Modellen inkluderer ett eller flere geologiske strata som separerer en eller flere geologiske soner i oljefeltet. De faktiske lokaliseringer (eksempelvis dybder) av de geologiske strata i oljefeltet er kanskje ikke nøyaktig kjent, og lokaliseringen av de geologiske strata i modellen blir således estimert basert på de innsamlede oljefeltdata (eksempelvis seismiske data).

[00155] I boks 1206 blir brønnboringsutstyr posisjonert i forhold til de geologiske data som en del av brønnkompletteringsdesignen. Med andre ord, posisjonene til brønnboringsutstyr i brønnkompletteringsdesignen er ikke spesifisert som en absolutt dybde fra overflaten, men isteden som en offset fra et geologisk stratum i den geologiske modell. For eksempel kan posisjonen til et brønnboringsutstyr være spesifisert som 3,66 m under det geologiske stratum 1. Som et annet eksempel kan posisjonen til et annet brønnboringsutstyr være spesifisert som 7,62 m over det geologiske stratum 3. Ved spesifisering av posisjonene til brønnboringsutstyr i forhold til et geologisk stratum (det vil si istedenfor ved en absolutt dybde fra overflaten), kan de absolutte posisjoner til brønnboringsutstyr i modellen oppdateres automatisk når den geologiske modell forbedres (eksempelvis gjennom ytterligere innsamlede data) for mer nøyaktig å reflektere de faktiske lokaliseringer av geologiske strata i oljefeltet eller når perturbasjoner påføres på lokaliseringene av de geologiske strata for å kvantifisere innvirkningen av usikkerheten på posisjonene til disse strata (omtalt nedenfor).

[00156] I boks 1208 blir de absolutte posisjoner til brønnboringsutstyret (eksempelvis i forhold til overflaten) beregnet ved bruk av den geologiske modell av reservoaret. Med andre ord, ved anvendelse av de offsets som tilveiebringes i boks 1206 og de estimerte lokaliseringer av de geologiske strata fra den geologiske modell, blir de absolutte posisjoner til brønnboringsutstyr i brønnkompletteringsdesignen beregnet.

[00157] I boks 1210 bestemmes det om hvorvidt den geologiske modell har blitt oppdatert (eksempelvis etter innsamling av ytterligere oljefeltdata). Den oppdaterte geologiske modell kan inkludere nye estimater for lokaliseringene av geologiske strata (det vil si lokaliseringer som er lenger fra eller nærmere overflaten enn tidligere modellert). Når det fastlegges at den geologiske modell har blitt oppdatert, returnerer prosessen til boks 1208 for fornyet beregning av de absolutte posisjoner av brønnboringsutstyret. Ellers, når det fastlegges at den geologiske modell ikke har blitt oppdatert (eller den geologiske modell har blitt oppdatert uten forandring av de tidligere posisjoner av de geologiske strata), går prosessen videre til boks 1212.

[00158] I boks 1212 simuleres et simuleringstilfelle som inkluderer den geologiske modell og brønnkompletteringsdesignen (eksempelvis ved bruk av den eksterne simulator 1214 på figur 10). Simuleringsresultatene kan inkludere linjeplott for størrelser så som mengder mot tid, 3D-plott for visning av grafisk fordeling inne i reservoaret, loggvisninger for fluidbevegelse inne i brønnboringen, produksjonsprofiler for reservoaret, osv.

[00159] Selv om eksemplet på prosess på figur 12.1 er fokusert på posisjoneringen av brønnboringsutstyr i forhold til geologiske strata, kan det også være mulig å spesifisere posisjonene til brønnboringsoperasjoner/prosesser (eksempelvis hydraulisk frakturering, en oljefeltperforeringsoperasjon, syrebehandling, kjemisk behandling, sementinnpressing, osv) i forhold til geologiske strata (det vil si istedenfor absolutte dybder fra overflaten) i den geologiske modell av reservoaret.

[00160] Figur 12.2 viser et flytskjema for gjennomføring av reservoar-engineering. En eller flere bokser i den prosess som er vist på figur 12.2 kan utføres av et reservoar-engineeringssystem (eksempelvis reservoar-engineeringssystem 1000 omtalt ovenfor med henvisning til figur 10). Initialt blir oljefeltdata samlet inn i boks 1214. Oljefeltdataene (eksempelvis seismiske data) kan samles inn fra en flerhet av sensorer posisjonert omkring på oljefeltet. Boks 1214 kan være essensielt den samme som boks 1202, omtalt ovenfor med henvisning til figur 12.1. De innsamlede oljefeltdata kan imidlertid også inkludere reservoarfluidprøver som er samlet inn fra valgte brønner på valgte dybder i oljefeltet. De valgte brønner og dybder kan representere kun en liten prosentandel av brønnene og dybdene i oljefeltet.

[00161] I boks 1218 genereres en modell av fluid- og bergartegenskapene til reservoaret, og vekselvirkningene mellom fluidene og bergartene. Modellen kan uttrykkes i tabellarisk form eller som inndata til en tilstandsligning. En løsningsmåte for modellering av fluid- og bergartegenskaper/vekselvirkninger inkluderer anvendelse av standard termodynamiske prinsipper for sammensetning og trykkvariasjoner ved hver prøvelokalisering for å predikere sammensetninger på alternative dybder, og deretter sammenligning av prediksjonene med de faktiske sammensetninger på de alternative dybder.

[00162] I boks 1220 genereres en 3D-visualisering som viser overflater med konstant sammensetning eller metningstrykk ved bruk av modellen av fluid- og bergartegenskapene. En geologisk modell (eksempelvis den genererte geologiske modell i boks 1204, omtalt ovenfor med referanse til figur 12.1) kan være inkludert i 3D-visualiseringen og de passende deler av den geologiske modell som er plassert langs overflatene.

[00163] I boks 1222 fastlegges det, ved bruk av 3D-visualiseringen, om hvorvidt de innsamlede fluidprøver har sin opprinnelse fra et enkelt tilkoplet fluidsystem eller flere fluidsystemer. Når det fastlegges at de innsamlede fluidprøver har sin opprinnelse fra et enkelt tilkoplet fluidsystem, går prosessen videre til boks 1226. Når det fastlegges at de innsamlede fluidprøver har sin opprinnelse fra flere fluidsystemer, går prosessen videre til boks 1224.

[00164] I boks 1224 blir den geologiske barriere som er ansvarlig for isolering av de flere fluidsystemer identifisert basert på 3D-visualiseringen. Den geologiske modell av reservoaret oppdateres til å inkludere den geologiske barriere.

[00165] I boks 1226 simuleres et simuleringstilfelle som inkluderer den geologiske modell og fluid- og bergartegenskaper modellen (eksempelvis ved bruk av den eksterne simulator 1014 på figur 10). Simuleringsresultatene kan inkludere linjeplott for størrelser så som mengder mot tid, 3D-plott for visning av grafisk fordeling inne i reservoaret, loggvisninger for fluidbevegelse inne i brønnboringen, produksjonsprofiler for reservoaret, osv.

[00166] Figur 12.3 viser et flytskjema for gjennomføring av reservoar-engineering. En eller flere bokser i den prosess som vises på figur 12.3 kan utføres av et reservoar-engineeringssystem (eksempelvis reservoar-engineeringssystem 1000 omtalt ovenfor med henvisning til figur 10). Initialt blir oljefeltdata samlet inn fra oljefeltet (boks 1228) og en geologisk modell genereres basert på de innsamlede oljefeltdata (boks 1230). Oljefeltdataene (eksempelvis seismiske data) kan samles inn med forskjellige sensorer plassert omkring på oljefeltet. Boksene 1228 og 1230 kan være essensielt de samme som boksene 1202 henholdsvis 1204, omtalt ovenfor med henvisning til figur 12.1.

[00167] I boks 1232 defineres en skreddersydd regel ved bruk av den originale syntaks for en simulator (eksempelvis ekstern simulator 1014 på figur 10). Den skreddersydde regel kan kreve en eller flere parametere som inndata, og kan spesifisere hvordan brønner i oljefeltet skal styres. For eksempel kan den skreddersydde regel spesifisere trykk- og/eller mengdegrenser, trykk- og/eller mengdemål, og handlinger som skal foretas (eksempelvis boring av ytterligere brønner, gjennomføring av avhjelpende modifikasjoner på eksisterende brønner), så snart grensene er brutt gjennom og/eller målene er nådd. Den skreddersydde regel kan defineres av en ekspert og/eller lagres i et regeloppbevaringssted for adgang for andre brukere. Regeloppbevaringsstedet kan inkludere implementeringer av den samme regel for forskjellige simulatorer.

[00168] I boks 1234 blir den skreddersydde regel valgt (eksempelvis av en sluttbruker) og anvendt på en eller flere inndataparametere (eksempelvis parametere spesifisert av sluttbrukeren) for å generere et logikkontrollelement (eksempelvis en tilpasset brønnkontroll). Logikkontrollelementet brukes til simulering av reservoaret.

[00169] I boks 1240 simuleres et simuleringstilfelle som inkluderer den geologiske modell og den tilpassede brønnkontroll (eksempelvis ved bruk av den eksterne simulator 1014 på figur 10). Simuleringsresultatene kan inkludere linjeplott for størrelser så som mengder mot tid, 3D-plott for visning av grafisk fordeling inne i reservoaret, loggvisninger for fluidbevegelse inne i brønnboringen, produksjonsprofiler for reservoaret, osv.

[00170] Selv om eksemplet på figur 12.3 er fokusert på generering av en skreddersydd regel etter generering av modellen for oljefeltet, kan den skreddersydde regel defineres på ethvert tidspunkt før sluttbrukeren velger den skreddersydde regel og tilveiebringer den ene eller de flere parametere som er påkrevd av den skreddersydde regel.

[00171] Figur 12.4 viser en metode for gjennomføring av reservoar-engineering. En eller flere bokser i prosessen som er vist på figur 12.4 kan utføres av et reservoar-engineeringssystem (eksempelvis reservoar-engineeringssystem 1000 omtalt ovenfor med henvisning til figur 10). Initialt blir oljefeltdata samlet inn fra oljefeltet (boks 1242) og en modell av reservoaret genereres basert på de innsamlede oljefeltdata (boks 1244). Oljefeltdataene (eksempelvis seismiske data) kan samles inn med forskjellige sensorer plassert omkring på oljefeltet. Boksene 1242 og 1244 kan være essensielt de samme som boksene 1202 henholdsvis 1204 omtalt ovenfor med henvisning til figur 12.1.

[00172] I boks 1246 blir en eller flere stykker av brønnboringsutstyr valgt som del av en brønnkompletteringsdesign. Hvert stykke av brønnboringsutstyr kan representeres av en modell som er tilveiebrakt av produsenten av brønnboringsutstyret (eksempelvis som en innplugging). Modellen tilveiebringer et generisk grensesnitt til de korresponderende brønnboringsutstyrsgjenstander, hvilket tillater vekselvirkning med brønnboringsutstyrsgjenstanden uten spesifikk kunnskap om implementeringsdetaljene (det vil si innkapsling). Modellen beskriver videre oppførselen til det korresponderende brønnboringsutstyr (eksempelvis ved bruk av matematiske uttrykk).

[00173] I boks 1248 blir simulatoren som vil gjennomføre simuleringen identifisert og simulatorspesifikke instruksjoner for modellering av det ene eller de flere stykker av brønnboringsutstyr fremskaffes. De simulatorspesifikke instruksjoner brukes av simulatoren til korrekt å modellere oppførselen til brønnboringsutstyret under simulering. De simulatorspesifikke instruksjoner kan fremskaffes ved omforming av beskrivelsen av brønnboringsutstyrsgjenstanden som er tilveiebrakt av utstyrsmodellen. Alternativt kan en utstyrsmodell for en brønnboringsutstyrsgjenstand allerede inkludere de simulatorspesifikke instruksjoner.

[00174] I boks 1250 blir et simuleringstilfelle som inkluderer den geologiske modell, brønnkompletteringen og de simulatorspesifikke instruksjoner simulert (eksempelvis ved bruk av den eksterne simulator 1014 på figur 10). Simuleringsresultatene kan inkludere linjeplott for størrelser så som mengder mot tid, 3D-plott for visning av grafisk fordeling inne i reservoaret, loggvisninger for fluidbevegelse inne i brønnboringen, produksjonsprofiler for reservoaret, osv.

[00175] Ettersom figurene 12.1-12.4 alle er fokusert på gjennomføring av reservoar-engineering, kan partier av en eller flere bokser fra en hvilken som helst av figurene 12.1-12.4 kombineres i forskjellige rekkefølger for å danne en samlet prosess for gjennomføring av reservoar-engineering. Videre kan partiene av boksene implementeres som programvare, maskinvare, fast programvare, eller kombinasjoner av disse.

[00176] Reservoar-engineering (eller deler av denne), kan implementeres på praktisk talt enhver type av datamaskin uten hensyn til den plattform som brukes. For eksempel, som vist på figur 13, inkluderer et datamaskinsystem 1300 en eller flere prosessorer 1302, tilknyttet minne 1304 (eksempelvis direkteminne, random access memory, RAM), hurtigminne, flash-minne, osv), en lagringsinnretning 1306 (eksempelvis en harddisk, en optisk stasjon så som en kompaktdiskstasjon eller digital videodisk (DVD) stasjon, en flash-minnepinne, osv), og tallrike andre elementer og funksjonaliteter som er typiske for dagens datamaskiner (ikke vist). Datamaskinsystemet 1300 kan også inkludere inndatamidler, så som et tastatur 1308, en mus 1310 eller en mikrofon (ikke vist). Videre kan datamaskinsystemet 1300 inkludere utdatamidler, så som en monitor 1312 (eksempelvis et flytende krystalldisplay, liquid crystal display, LCD), et plasmadisplay eller katodestrålerør (cathode ray tube, CRT) monitor). Datamaskinsystemet 1300 kan forbindes til et nettverk 1314 (eksempelvis et lokalnett, local area network, LAN), et regionnett (wide area network, WAN), så som Internet, eller en hvilken som helst annen lignende type av nettverk) med ledningsførte og/eller trådløse segmenter via en nettverksgrensesnittforbindelse (ikke vist). De som har fagkunnskap innen teknikken vil forstå at det finnes mange forskjellige typer av datamaskinsystemer, og at de ovennevnte inndata- og utdatamidler kan anta andre former. I generelle vendinger, datamaskinsystemet 1300 inkluderer i det minste de minimum behandlings-, inndata- og/eller utdatamidler som er nødvendige for å praktisere en eller flere utførelser.

[00177] De som har fagkunnskap innen teknikken vil videre forstå at ett eller flere elementer av det ovennevnte datamaskinsystem 1300 kan være lokalisert i en fjerntliggende lokalisering og forbundet til de andre elementer over et nettverk. Videre kan en eller flere utførelser være implementert på et distribuert system som har en flerhet av noder, hvor hver del kan være lokalisert i en forskjellig node innenfor det distribuerte system. I en eller flere utførelser korresponderer noden til et datamaskinsystem. Noden kan alternativt korrespondere til en prosessor med tilknyttet fysisk minne. Noden kan alternativt korrespondere til en prosessor med delt minne og/eller delte ressurser. Videre kan programvareinstruksjoner for gjennomføring av en eller flere utførelser av reservoar-engineering være lagret på et datamaskinlesbart medium, så som en kompaktdisk (compact disc, CD), en diskett, et bånd eller en hvilken som helst annen datamaskinlesbar lagringsinnretning.

[00178] De systemer og fremgangsmåter som er tilveiebrakt vedrører innsamling av hydrokarboner fra et oljefelt. Det vil forstås at de samme systemer og fremgangsmåter kan brukes for gjennomføring av undergrunns operasjoner, så som gruvedrift, vannopphenting og ervervelse av andre undergrunns materialer. Videre kan delene av systemene og fremgangsmåtene implementeres som programvare, maskinvare, fast programvare eller kombinasjoner av disse.

[00179] Selv om spesifikke konfigurasjoner av systemer for gjennomføring av oljefeltoperasjoner er vist, vil det forstås at forskjellige kombinasjoner av de beskrevne systemer kan tilveiebringes. For eksempel kan forskjellige kombinasjoner av valgte moduler bindes sammen ved bruk av de forbindelser som tidligere er beskrevet. Ett eller flere modelleringssystemer kan kombineres over ett eller flere oljefelter for å tilveiebringe skreddersydde konfigurasjoner for modellering av et gitt oljefelt eller et parti av dette. Slike kombinasjoner av modellering kan bindes sammen for vekselvirkning mellom disse. Gjennom hele prosessen kan det være ønskelig å betrakte andre faktorer, så som økonomisk gjennomførbarhet, usikkerhet, risikoanalyse og andre faktorer. Det er derfor mulig å påtvinge restriksjoner på prosessen. Moduler kan velges og/eller modeller genereres i henhold til slike faktorer. Prosessen kan forbindes til andre modell-, simulerings- og/eller databaseoperasjoner for å tilveiebringe alternative inndata.

[00180] Det vil fra den foregående beskrivelse forstås at forskjellige modifikasjoner og forandringer kan gjøres i de foretrukne og alternative utførelser av reservoar-engineering uten å avvike fra dens sanne idé. For eksempel, under en sanntids boring av en brønn, kan det være ønskelig å oppdatere oljefeltmodellen dynamisk for å reflektere nye data, så som målte overflatepenetrasjonsdybder og litologisk informasjon fra sanntidsbrønnloggemålingene. Oljefeltmodellen kan oppdateres i sanntid til å predikere lokaliseringen foran borkronen. Observerte forskjeller mellom prediksjoner som er tilveiebrakt av den opprinnelige oljefeltmodell som vedrører brønnpenetrasjonspunkter for formasjonslagene kan inkorporeres i den prediktive modell for å redusere sjansen for modellpredikabilitets unøyaktigheter i den neste del av boreprosessen. I enkelte tilfeller kan det være ønskelig å tilveiebringe hurtigere modell iterasjonsoppdateringer for å tilveiebringe hurtigere oppdateringer av modellen og redusere sjansen for å møte en kostbar oljefeltfare.

[00181] Det vil videre forstås at en hvilken som helst av de fremgangsmåter som her er beskrevet kan implementeres fullstendig eller delvis av programvare, maskinvare, fast programvare eller enhver kombinasjon av disse.

[00182] Denne beskrivelse er kun ment med henblikk på illustrasjon, og skal ikke fortolkes i en begrensende forstand. Omfanget av reservoar-engineering skal bestemmes kun av språket i de følgende krav. Uttrykket ”omfattende” i kravene er ment å bety ”inkluderer minst”, slik at den anførte opplisting av elementer i et krav er en åpen gruppe. ”En”, ”ett” og andre entalls uttrykk er ment å inkludere flertallsformene av disse, med mindre dette spesifikt er utelukket.

Claims (20)

PATENTKRAV

1. Fremgangsmåte for gjennomføring av reservoar-engineering,

k a r a k t e r i s e r t v e d at den omfatter:

generering av en geologisk modell (1204) av et reservoar inkludert et geologisk stratum;

fremskaffelse av en offset i forhold til det geologiske stratum; posisjonering av en brønnboringsutstyrsgjenstand i en brønnkompletteringsdesign basert på offseten;

beregning av en absolutt posisjon av brønnboringsutstyrsgjenstanden i brønnkompletteringsdesignen basert på offseten og en lokalisering av det geologiske stratum i den geologiske modell (1204);

oppdatering av den geologiske modell (1204) for å generere en oppdatert lokalisering av det geologiske stratum;

oppdatering av den absolutte posisjon til brønnboringsutstyrsgjenstanden i brønnkompletteringsdesignen basert på offseten og den oppdaterte lokalisering av det geologiske stratum; og

simulering av et simuleringstilfelle omfattende den geologiske modell (1204) og brønnkompletteringsdesignen etter oppdatering av den absolutte posisjon til brønnboringsutstyrsgjenstanden.

2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d at den videre omfatter:

posisjonering av en reservoaroperasjon i forhold til det geologiske stratum i brønnkompletteringsdesignen, hvor reservoaroperasjonen omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av hydraulisk frakturering, en oljefeltperforeringsoperasjon, syrebehandling, en kjemisk behandling og sementinnpressing.

3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d at den videre omfatter:

fremskaffelse av en skreddersydd regel;

fremskaffelse av en parameter for den skreddersydde regel;

generering av en tilpasset brønnkontroll ved anvendelse av den skreddersydde regel på parameteren, hvor simuleringstilfellet (1007) videre omfatter den tilpassede brønnkontroll.

4. Fremgangsmåte som angitt i krav 3,

k a r a k t e r i s e r t v e d at den skreddersydde regel defineres av en første bruker og at parameteren legges frem av en annen bruker.

5. Fremgangsmåte som angitt i krav 3,

k a r a k t e r i s e r t v e d at den skreddersydde regel defineres ved anvendelse av en original syntaks for en simulator (1014) for simulering av simuleringstilfellet (1007).

6. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d at den videre omfatter:

fremskaffelse av en brønnboringsutstyrsmodell omfattende en beskrivelse av brønnboringsutstyrsgjenstanden;

identifiser en simulator (1014) for simulering av simuleringstilfellet (1007); og

omforming av beskrivelsen til simulatorspesifikke instruksjoner for simulatoren (1014), hvor simuleringstilfellet (1007) videre omfatter de simulatorspesifikke instruksjoner.

7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6,

k a r a k t e r i s e r t v e d at modellen tilveiebringes av en leverandør av brønnboringsutstyret, og at modellen tilveiebringer et generisk grensesnitt til en attributt og en funksjon av brønnboringsutstyrsgjenstanden.

8. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d at den videre omfatter:

innsamling av en flerhet av fluidprøver fra en flerhet av lokaliseringer i reservoaret;

generering av en modell av fluid- og bergartvekselvirkninger fra flerheten av fluidprøver;

dannelse av en tredimensjonal visualisering som viser overflater av konstant sammensetning eller metningstrykk i reservoaret basert på modellen av fluidog bergartvekselvirkninger;

identifisering av et geologisk trekk fra 3D-visualiseringen; og

tilføying av det geologiske trekk til den geologiske modell av reservoaret, hvor simuleringstilfellet (1007) videre omfatter modellen av fluid- og bergartsvekselvirkninger.

9. Fremgangsmåte som angitt i krav 8,

k a r a k t e r i s e r t v e d at det geologiske trekk er en geologisk barriere og at flerheten av fluidprøver har sin opprinnelse fra en flerhet av fluidsystemer i reservoaret.

10. Reservoar-engineeringssystem (1000),

k a r a k t e r i s e r t v e d at det omfatter:

en geologisk modell (1204) av et reservoar omfattende et geologisk stratum;

en fluidmodelleringsmodul (1003) omfattende funksjonalitet for å generere en visualisering som viser overflater av konstant sammensetning eller metningstrykk fra en fluid- og bergartmodell av reservoaret;

en brønnkompletteringsdesignmodul (1005) omfattende funksjonalitet for å posisjonere en brønnboringsutstyrsgjenstand i en brønnkompletteringsdesign basert på en offset fra det geologiske stratum; og

en simuleringstilfellemodul (1007) driftsmessig forbundet til fluidmodelleringsmodulen (1003) og brønnkompletteringsmodulen og omfattende funksjonalitet for å generere et simuleringstilfelle omfattende den geologiske modell (1204), brønnkompletteringsdesignen og fluid- og bergartmodellen for reservoaret, hvor systemet er konfigurert til å utføre fremgangsmåten angitt i hvilket som helst av kravene 1-9..

11. Reservoarsystem som angitt i krav 10,

k a r a k t e r i s e r t v e d at det videre omfatter:

en regelbyggermodul for definering av en skreddersydd regel ved anvendelse av original syntaks for en simulator (1014);

en brønnkontrollmodul (1006) driftsmessig forbundet til regelbyggermodulen og omfattende funksjonalitet for å anvende den skreddersydde regel på en flerhet av fremlagte parametere for å generere en tilpasset brønnkontroll, hvor simuleringstilfellemodulen (1007) er driftsmessig forbundet til brønnkontrollmodulen (1006) og simuleringstilfellet (1007) videre omfatter den tilpassede brønnkontroll.

12. Reservoarsystem som angitt i krav 11,

k a r a k t e r i s e r t v e d at den skreddersydde regel er definert av en første bruker og at parameterne er fremlagt av en annen bruker.

13. Reservoarsystem som angitt i krav 10,

k a r a k t e r i s e r t v e d at det videre omfatter:

en utstyrsutvidelsesmodul (1013) driftsmessig forbundet til brønnkompletteringsdesignmodulen (1005), som lagrer en brønnboringsutstyrsmodell omfattende en beskrivelse av brønnboringsutstyrsgjenstanden, og omfattende funksjonalitet for å omforme beskrivelsen til simulatorspesifikke instruksjoner for en simulator (1014) valgt til å kjøre simuleringstilfellet (1007),

hvor simuleringstilfellet (1007) videre omfatter de simulatorspesifikke instruksjoner.

14. Reservoarsystem som angitt i krav 13,

k a r a k t e r i s e r t v e d at utstyrsmodellen er en innplugging tilveiebrakt av en leverandør av brønnboringsutstyrsgjenstanden.

15. Reservoarsystem som angitt i krav 10,

k a r a k t e r i s e r t v e d at den geologiske modell (1204) omfatter en geologisk barriere som er identifisert fra visualiseringen, og viser overflater av konstant sammensetning eller metningstrykk.

16. Reservoarsystem som angitt i krav 10,

k a r a k t e r i s e r t v e d at brønnkompletteringsdesignmodulen (1005) videre er konfigurert til å posisjonere en reservoaroperasjon i forhold til det geologiske stratum i brønnkompletteringsdesignen, hvor reservoaroperasjonen omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av hydraulisk fraktuering, en oljefeltperforeringsoperasjon, syrebehandling, en kjemisk behandling og en sementinnpressing.

17. Datamaskinlesbart medium som lagrer instruksjoner for gjennomføring av reservoar-engineering, hvilke instruksjoner er

k a r a k t e r i s e r t v e d at de omfatter funksjonalitet for å:

generere en geologisk modell (1204) av et reservoar som inkluderer et geologisk stratum;

fremskaffe en offset i forhold til det geologiske stratum;

posisjonere en brønnboringsutstyrsgjenstand i en brønnkompletteringsdesign basert på offseten;

beregne en absolutt posisjon av brønnboringsutstyrsgjenstanden i brønnkompletteringsdesignen basert på offseten og en lokalisering av det geologiske stratum i den geologiske modell (1204);

oppdatere den geologiske modell (1204) for å generere en oppdatert lokalisering av det geologiske stratum;

oppdatere den absolutte posisjon av brønnboringsutstyrsgjenstanden i brønnkompletteringsdesignen basert på offseten og den oppdaterte lokalisering av det geologiske stratum; og

simulere et simuleringstilfelle som omfatter den geologiske modell (1204) og brønnkompletteringsdesignen etter oppdatering av den absolutte posisjon av brønnboringsutstyrsgjenstanden.

18. Datamaskinlesbart medium som angitt i krav 17,

k a r a k t e r i s e r t v e d at instruksjonene videre omfatter funksjonalitet for å:

fremskaffe en brønnboringsutstyrsmodell som omfatter en beskrivelse av brønnboringsutstyrsgjenstanden;

identifisere en simulator (1014) for simulering av simuleringstilfellet (1007); og

omforme beskrivelsen til simulatorspesifikke instruksjoner for simulatoren (1014), hvor simuleringstilfellet (1007) videre omfatter de simulatorspesifikke instruksjoner.

19. Datamaskinlesbart medium som angitt i krav 17,

k a r a k t e r i s e r t v e d at instruksjonene videre omfatter funksjonalitet for å:

generere en modell av fluid- og bergartvekselvirkninger basert på en flerhet av fluidprøver fra reservoaret;

danne en tredimensjonal visualisering som viser overflater av konstant sammensetning eller metningstrykk i reservoaret basert på modellen av fluid- og bergartvekselvirkninger;

identifisere et geologisk trekk fra 3D-visualiseringen; og

tilføye det geologiske trekk til den geologiske modell (1204) av reservoaret, hvor simuleringstilfellet (1007) videre omfatter modellen av fluid- og bergartvekselvirkninger.

20. Datamaskinlesbart medium som angitt i krav 17,

k a r a k t e r i s e r t v e d at instruksjonene videre omfatter funksjonalitet for å:

fremskaffe en skreddersydd regel;

fremskaffe en parameter for den skreddersydde regel;

generere en tilpasset brønnkontroll ved anvendelse av den skreddersydde regel på parameteren, hvor simuleringstilfellet (1007) videre omfatter den tilpassede brønnkontroll, hvor den skreddersydde regel defineres av en første bruker og parameteren legges frem av en annen bruker.