RU2002122397A - Всеобъемлющая оптимизация пластового резервуара - Google Patents

Claims (42)

1. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара, который ассимилирует различные данные, имеющие различные временные масштабы сбора и пространственные масштабы охвата, для итеративного генерирования плана разработки пластового резервуара, который используется для оптимизации общих рабочих характеристик указанного пластового резервуара, предусматривающий (a) первоначальное определение параметров пластового резервуара, (b) из первоначального определения параметров пластового резервуара генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара, (c) когда план разработки пластового резервуара создан, генерирование программы возрастающего повышения капитальных расходов, (d) когда программа возрастающего повышения капитальных расходов разработана, текущий контроль рабочих характеристик пластового резервуара путем получения данных высокоинтенсивного текущего контроля из первого набора измерений данных, сделанных в пластовом резервуаре, (e) дополнительный текущий контроль рабочих характеристик пластового резервуара путем получения данных низкоинтенсивного текущего контроля из второго набора измерений данных, сделанных в пластовом резервуаре, (f) ассимиляция вместе указанных данных высокоинтенсивного текущего контроля и указанных данных низкоинтенсивного текущего контроля, (g) из указанных данных высокоинтенсивного текущего контроля и указанных данных низкоинтенсивного текущего контроля определение, когда необходимо усовершенствование указанного первоначального плана разработки пластового резервуара для получения вновь усовершенствованного плана разработки пластового резервуара, (h) когда необходимо, усовершенствование первоначального плана разработки пластового резервуара для генерирования вновь усовершенствованного плана разработки пластового резервуара, и (i) когда создан вновь усовершенствованный план разработки пластового резервуара, повторение этапов (c)-(h) до тех пор, пока больше нет необходимости в усовершенствовании плана разработки пластового резервуара, причем указанный пластовый резервуар почти истощен, если в процессе этапа (h) не генерируется вновь усовершенствованный план разработки пластового резервуара.

2. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.1, в котором этап (d) текущего контроля рабочих характеристик пластового резервуара путем получения данных высокоинтенсивного текущего контроля предусматривает этапы (d1) получение, аккумулирование и контроль качества данных высокоинтенсивного текущего контроля, (d2) использование указанных данных высокоинтенсивного текущего контроля для оценки одной скважины или области из нескольких скважин и возврат на этап (с), и (d3) использование указанных данных высокоинтенсивного текущего контроля для оценки глобального месторождения или пластового резервуара, выполняя этап (е), если план разработки пластового резервуара должен быть усовершенствован или если должны быть получены новые данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара, и возвращаясь на этап (с), если план разработки пластового резервуара не должен быть усовершенствован или если не должны быть получены новые данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара.

3. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.2, в котором этап (е) текущего контроля рабочих характеристик пластового резервуара путем получения данных низкоинтенсивного текущего контроля, предусматривает (е1) определение, когда новые данные низкоинтенсивного текущего контроля должны быть получены посредством новых измерений благодаря выполнению экспертизы (при предварительном проектировании) анализа чувствительности для определения того, ожидается ли, что новые измерения введут новую информацию, (е2) получения новых данных низкоинтенсивного текущего контроля, если определено, что данные низкоинтенсивного текущего контроля должны быть получены и новые измерения введут новую информацию, (е3) усовершенствование модели пластового резервуара, если новые данные низкоинтенсивного текущего контроля не должны быть получены посредством новых измерений, и (е4) обновление прогноза добычи и экономического анализа, если модель пластового резервуара усовершенствована или если в процессе осуществления этапа (е2) получены данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара.

4. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.1, в котором этап (а) первоначального определения параметров пластового резервуара предусматривает выполнение этапа предварительного проектирования параллельно с этапом геологического моделирования для приведения в соответствие набора геонаучных интерпретаций, сделанных при использовании статических данных, полученных в процессе этапа геологического моделирования, с набором инженерных интерпретаций, сделанных при использовании динамических данных или данных, относящихся к рабочим характеристикам, полученных в процессе этапа предварительного проектирования.

5. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.4, в котором этап (а) первоначального определения параметров пластового резервуара дополнительно предусматривает (а1) определение конкретного месторождения пластового резервуара, набора стратегий разработки и исчерпания запасов ископаемого, (а2) определение набора задач всеобъемлющего исследования, (а3) осуществление сбора, контроля качества и анализа данных, (а4) выполнение предварительного проектирования и (а5) выполнение геологического моделирования параллельно с предварительным проектированием.

6. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.5, дополнительно предусматривающий (х) определение, должен ли быть использован строгий научный метод, связанный числовой моделью прогнозирования для создания числового имитатора для генерирования прогноза добычи, или должны ли быть использованы различные стандартные теоретические методы, которые не связаны с числовой моделью прогнозирования для генерирования прогноза добычи.

7. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.6, в котором этап (b) генерирования первоначального плана разработки пластового резервуара из первоначального определения параметров пластового резервуара предусматривает (b1) в ответ на этап (х) определения, должен ли быть использован указанный строгий научный метод или указанные различные стандартные теоретические методы для генерирования указанного прогноза добычи, выполнение этапа исследований числовой модели или этапа исследований теоретической модели, (b2) генерирование прогноза добычи и резервов в ответ на этап исследований числовой модели или этап исследований теоретической модели, (b3) генерирование требований технических средств для прогноза добычи и резервов, (b4) рассмотрение проблем окружающей среды в ответ на стратегии разработки и исчерпания запасов ископаемого, определенные на этапе (а1), (b5) выполнение исследования анализа экономики и риска, принимая во внимание рассмотрение окружающей среды, прогноз добычи и резервов и требования технических средств и (b6) генерирование оптимизированного плана разработки в ответ на анализ экономики и риска и имея его в виду.

8. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.5, в котором этап (а3) выполнения сбора, контроля качества и анализа данных предусматривает (а3.1) сбор вместе первого набора данных, относящихся к исследуемому месторождению конкретного пластового резервуара, в плане исследования и затем сбор набора дополнительных данных из альтернативных источников для дополнения указанного первого набора данных, если указанного первого набора данных не достаточно, для генерирования базы данных, данные которой содержат много информации, (а3.2) подтверждение, что множество данных в базе данных совместимы друг с другом, генерируя в соответствии с этим верифицированную базу данных, имеющую множество данных, и (а3.3) подтверждение указанного плана исследования для подтверждения того, что указанное множество данных в верифицированной базе данных в количественном и качественном отношении является достаточным, а если указанного множества данных не достаточно, то корректировка объема указанного плана исследования.

9. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.8, в котором этап (а4) выполнения предварительного проектирования предусматривает (а4.1) узнавание "набора свойств флюидов" в модели свойств флюидов пластового резервуара, сравнение давлений пластового резервуара в наборе данных обзора давлений пластового резервуара, если известен "набор свойств флюидов", и корректировку давлений пластового резервуара до общего уровня приведения, получая, благодаря этому, скорректированную "картину изменения во времени давления пластового резервуара", которая отражает картину изменения во времени (историю) давления пластового резервуара, скорректированную до общего уровня приведения, (а4.2) генерирование скорректированной "картины изменения во времени добычи и нагнетания" скважины в ответ на набор свойств флюидов и сообщаемую добычу пластового резервуара, (а4.3) проведение интерпретаций испытаний добычи и давления, приспособленных для проведения испытания скважины для одной или более скважин, измерения множества давления и темпа в зависимости от данных временных испытаний из одной или более скважин и интерпретация данных испытаний, когда известен набор свойств флюидов, (а4.4) определение набора картин изменения по времени характеристик бурения и завершения скважин, которые определяют, где набор скважин пробурен и как скважины пробурены и завершены, (а4.5) определение совокупности возможностей увеличения добычи в ответ на испытания скважин этапа (а4.3) и картин изменения во времени бурения и завершения скважин этапа (а4.4) для идентификации того, какие немедленные возможности существуют для стимулирования скважины или монтажа насоса, которые приведут к более высоким темпам добычи, (а4.6) выполнение интерпретаций объема баланса твердого стока и водной формации для оценки и определения, после извлечения и нагнетания флюидов в формацию, каковы были исходные объемы флюидов по месту в формации.

10. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.9, в котором этап (а4) выполнения предварительного проектирования дополнительно предусматривает (а4.7) определение потенциала возрастающего темпа и добычи для оценки возрастающих темпов добычи нефти и потенциала добычи нефти, связанных с возможностями увеличения добычи, (а4.8) определение ремонта завершения и руководящих принципов загущения, приспособленных для текущего контроля влияния ремонта завершения или рабочего плана загущения, генерирование дополнительных промысловых данных, определение того, корректны ли возможности увеличения добычи, и повторное проектирование ремонта завершения и руководящих принципов загущения в ответ на это, (а4.9) определение в модели относительной проницаемости и насыщения капиллярного давления, реологических свойств нефти, газа и воды, когда они все одновременно существуют в пластовом резервуаре, (а4.10) исследование, в "секторной модели" одной скважины или пластового резервуара, характерных механизмов пластового резервуара и влияние механизмов на структуру модели всего месторождения, (а4.11) использование в связи с чувствительностью механизма пластового резервуара, альтернативных сетчатых описаний с помощью одной из "секторных моделей" и определение того, какое "конкретное альтернативное сетчатое описание" лучше представляет механизм, который существует в месторождении пластового резервуара, и (а4.12) относительно критериев проектирования модели пластового резервуара определение, что должно быть сделано для правильного проектирования модели пластового резервуара, и получение набора "критериев проектирования модели пластового резервуара" в ответ на "свойства флюидов пластового резервуара", "картину изменения во времени нагнетания при добыче", "картину изменения во времени давления пластового резервуара" и "конкретное альтернативное сетчатое описание".

11. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.8, в котором выполнение этапа (а5) осуществления геологического моделирования предусматривает (а5.1) определение предварительной петрофизической модели, представляющей способ преобразования каротажных диаграмм в расчетный профиль свойств пластового резервуара в каждом местоположении скважины, (а5.2) определение конечной петрофизической модели из предварительной петрофизической модели и указанного предварительного проектирования, причем указанная конечная петрофизическая модель представляет информацию, относящуюся к набору более подробных свойств пластового резервуара в указанной структурной основе, (а5.3) определение региональной геологической модели, представляющей региональную геологию в земной формации, связанной с месторождением конкретного пластового резервуара, и наложение основы седиментологии и стратиграфии на указанную формацию в процессе седиментологического и стратиграфического анализов, (а5.4) в ответ на седиментологический и стратиграфический анализы, выполнение детализированных стратиграфических корреляций между скважинами и установление непрерывности геологических горизонтов в месторождении пластового резервуара, и (а5.5) выполнение геомеханического анализа, который вместе с набором геомеханических свойств пластового резервуара обеспечивает возможность конверсии данных, измеренных во времени из сейсмических исследований, в глубинные измерения и обеспечивает индикацию механических напряжений, которые могут быть вычислены из геомеханических свойств,

12. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.11, в котором выполнение этапа (а5) осуществления геологического моделирования дополнительно предусматривает (а5.6) определение структурной основы пластового резервуара в ответ на геомеханический анализ и детализированные стратиграфические корреляции, причем структурная основа пластового резервуара описывает общую конфигурацию пластового резервуара, (а5.7) определение набора обобщений свойств скважин и интервалов в ответ на указанную конечную петрофизическую модель и сейсмический атрибутный анализ, причем обобщения свойств скважин и интервалов обеспечивают сейсмическую информацию, дающую возможность соотнести сейсмическую реакцию с набором измеренных свойств из каротажных диаграмм, (а5.8) определение модели структуры и свойств пластового резервуара в ответ на обобщения свойств скважин и интервалов и сейсмический атрибутный анализ и структурную основу, (а5.9) выполнение вычислений объема пластового резервуара, которые обеспечивают оценку флюидов по месту в пластовом резервуаре в ответ на модель структуры и свойств пластового резервуара, (а5.10) сравнение, в решении с совместимыми объемами, вычислений объема пластового резервуара с балансом твердого стока из предварительного проектирования и, если этап сравнения обнаруживает, что объемы совместимы, то геонаучная интерпретация того, что является подпочвой, согласуется с интерпретацией пластового резервуара с точки зрения рабочих характеристик и, если этап сравнения обнаруживает, что объемы не совместимы, то либо корректировка указанной геонаучной интерпретации или идентификация нерешенных неопределенностей.

13. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.7, в котором осуществление этапа (b1) выполнения исследований числовой модели предусматривает (b1.1) определение распределения свойств в трехмерной модели структуры и свойств, (b1.2) определение сетчатой системы в трехмерной сетчатой системе имитатора, (b1.3) определение модели свойств и насыщения флюидов, (b1.4) проведение предварительных оценок степени и размера водоносной формации в первоначальной модели условий пластового резервуара и водоносной формации, (b1.5) комбинирование распределения свойств, сетчатой системы, модели свойств и насыщения флюидов и предварительных оценок степени или размера водоносной формации в трехмерном имитаторе пластового резервуара для определения модели скальной породы в имитаторе пластового резервуара, наложение распределения насыщения на модель скальной породы и создание первоначальной модели пластового резервуара в имитаторе пластового резервуара, (b1.6) выполнение проверки совместимости объемов для определения, имеется ли совместимость в начальных объемах и является ли сетчатая система, которая наложена на модель скальной породы, надежным представлением описания свойств полученного в процессе этапа (а5) геологического моделирования, (b1.7) если имеется совместимость в первоначальных объемах, то генерирование скорректированной объемной модели.

14. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.13, в котором осуществление этапа (b1) выполнения исследований числовой модели дополнительно предусматривает (b1.8) если совместимость отсутствует, то поскольку сетчатая система не воспроизводит описание свойств, корректировка (на этапе корректировки рабочих характеристик модели) сетчатой системы до тех пор, пока сетчатая система не станет надежным представлением описания свойств, (b1.9) определение исторических ограничений темпа добычи и нагнетания, (b1.10) комбинирование скорректированной объемной модели с историческими ограничениями темпа добычи и нагнетания для пропускания (в реакции модели на этапе исторических ограничений темпа добычи) модели через исторический период, получения набора реакций модели и сравнение реакций модели с фактическими измеренными рабочими характеристиками, (b1.11) сравнение рабочих характеристик модели с историческими данными для определения того, воспроизводят ли рабочие характеристики модели исторические данные, (b1.12) если рабочие характеристики модели не воспроизводят исторические данные, то выполнение корректировок, на этапе корректировок рабочих характеристик модели, рабочих характеристик модели, (b1.13) хранение и идентификация корректировок рабочих характеристик модели в качестве неопределенностей в анализе чувствительности и риска, и (b1.14) если рабочие характеристики модели воспроизводят исторические данные после выполнения этапа осуществления корректировок и поскольку создана калиброванная модель картины изменения во времени, генерирование первого выходного сигнала для использования прогнозом добычи и резервов, причем указанный выходной сигнал содержит калиброванную модель картины изменения во времени и неопределенности.

15. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.7, в котором осуществление этапа (b1) выполнения исследований теоретической модели предусматривает (b1.1) обеспечение входных данных для исследования теоретической модели, причем указанные входные данные содержат рабочие характеристики аналогичного пластового резервуара, картины изменения во времени бурения и завершения скважин, исторические тенденции рабочих характеристик скважин, карты свойств и структуры пластового резервуара, модель объемов и водоносной формации баланса твердого стока, (b1.2) из графиков тенденций добычи в исторических тенденциях рабочих характеристик скважин установление набора характеристик спада или набора характеристик производительности месторождения пластового резервуара, генерируя в соответствии с этим характеристики спада добычи, которые прогнозируют тенденции будущих рабочих характеристик для существующих скважин, (b1.3) из исторических тенденций рабочих характеристик скважин, картографирование, во вводах данных на экран в виде карты индикаторов рабочих характеристик скважин, нескольких индикаторов рабочих характеристик, например, общих объемов флюидов на различных буровых площадках, для исследования того, какие области месторождения пластового резервуара лучше или хуже средней или лучше или хуже сопутствующих скважин на разных буровых площадках, (b1.4) сравнение, в решении соответствия, карты индикаторов рабочих характеристик на разных буровых площадках, показательных для качества добычи, из вводов данных на экран в виде карты индикаторов рабочих характеристик скважин с геологической интерпретацией, описанной в картах свойств и структуры пластового резервуара, и определение того, существует ли какое-либо расхождение между указанной картой и указанной геологической интерпретацией, (b1.5) если расхождения не существует и не имеется полного соответствия, то идентификация каких-либо потенциальных возможностей загущающей скважины, отражающая возможности бурения загущающих скважин, (b1.6) если расхождения существуют и имеется полное соответствие, то определение, на этапе оценок по месту флюидов объема и баланса твердого стока, того, как тенденции рабочих характеристик скважин сбалансированы с оценками флюидов по месту и поддержанием давления из вычислений баланса твердого стока, (b1.7) в ответ на характеристики спада добычи скважины, генерирующиеся в течение этапа (b1.2), идентификация кандидатов на капитальный ремонт и механизированную добычу.

16. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.15, в котором осуществление этапа (b1) выполнения исследований теоретической модели дополнительно предусматривает (b1.8) в ответ на характеристики спада добычи скважины идентификация из фактических рабочих характеристик скважины, в статистическом анализе индикаторов скважин, средних ожидаемых рабочих характеристик, (b1.9) сравнение отдельных скважин с указанными средними ожидаемыми рабочими характеристиками, где в месторождении пластового резервуара имеются более производительные скважины и где в указанном месторождении пластового резервуара имеются менее производительные скважины, и в ответ на это выбор, путем осуществления указанного этапа потенциальных возможностей загущающей скважины, возможностей увеличения существующих стволов скважин или бурения новых стволов скважин, (b1.10) в ответ на характеристики спада добычи скважины и установление характеристик спада для существующих скважин, прогнозирование для группы существующих скважин, в прогнозах добычи и резервов для существующих скважин, тенденции будущих рабочих характеристик месторождения пластового резервуара, если не предпринимается действий, (b1.11) в ответ на характеристики спада добычи скважины и индикацию кандидатов на капитальный ремонт и механизированную добычу, генерирование прогнозов возрастающей добычи, (b1.12) в ответ на характеристики спада добычи скважины и потенциальные возможности загущающей скважины, генерирование прогнозов добычи и резервов при загущении, представляющих прогноз того, какую дополнительную скважину можно пробурить в конкретном месте, (b1.13) определение того, существует ли соответствие между прогнозами возрастающей добычи, прогнозами добычи и резервов существующих скважин, прогнозами добычи и резервов загущения и оценками по месту объемов флюидов и баланса твердого стока, (b1.14) если соответствие существует, то генерирование второго выходного сигнала для использования прогнозом добычи и резервов, причем второй выходной сигнал содержит прогнозы добычи и резервов существующих скважин, прогнозы повышенной добычи скважины и прогнозы добычи и резервов загущения и (b1.15) если соответствия не существует, то идентификация неопределенностей и затем генерирование указанного второго выходного сигнала.

17. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.14, в котором выполнение этапа (b2) генерирования прогноза добычи и резервов в ответ на этап исследований числовой модели предусматривает (b2.1) в ответ на множество ограничений и первый выходной сигнал из этапа исследований числовой модели, который содержит калиброванную модель картины изменения во времени, подачу модели в имитатор и генерирование прогноза добычи, представляющего способ, которым пластовый резервуар реагирует на план разработки, причем указанный план разработки определяет механизм, представляющий процесс, который является активным в месторождении пластового резервуара, (b2.2) определение того, может ли быть изменен или оптимизирован план исполнения механизма или могут ли быть изменены или оптимизированы ограничения, (b2.3) если план исполнения или ограничения могут быть изменены или оптимизированы, то изменение плана исполнения механизма или ограничений, повторная обкатка модели в имитаторе и генерирование другого прогноза добычи, (b2.4) если план исполнения или ограничения не могут быть изменены или оптимизированы, то определение того, может ли быть изменен механизм, представляющий процесс, который является активным, в месторождении пластового резервуара, (b2.5) если механизм, который представляет новый план разработки или новый механизм, может быть изменен, то изменение плана исполнения нового механизма для создания нового плана исполнения и повторная обкатка модели в имитаторе, генерируя в соответствии с этим еще один прогноз добычи.

18. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.17, в котором выполнение этапа (b2) генерирования прогноза добычи и резервов в ответ на этап исследований числовой модели дополнительно предусматривает (b2.6) если новый план исполнения или ограничения не могут быть изменены или оптимизированы и если новый механизм не может быть изменен, то определение того, имеется ли какая-либо необходимость в определении параметрической чувствительности, (b2.7) если имеется необходимость в определении параметрической чувствительности, то идентификация набора неопределенностей, изменение описания пластового резервуара в калиброванной модели картины изменения во времени и повторение этапов (b2.1)-(b2.5), (b2.8) если нет необходимости в определении параметрической чувствительности, то генерирование третьего выходного сигнала, который содержит темпы и давления добычи флюидов и общие темпы и давления нагнетания пластового резервуара для этапа (b3) требования технических средств и плана разработки пластового резервуара для этапа (b5) анализа экономики и риска, причем этап (b3) требования технических средств реагирует на третий выходной сигнал, (b2.9) в ответ на множество ограничений и второй выходной сигнал из этапа исследований теоретической модели, который содержит прогнозы добычи и резервов существующих скважин, прогнозы повышенной добычи скважин и прогнозы добычи и резервов загущения, выполнение в теоретическом прогнозе добычи и резервов теоретического моделирования и чувствительного к нему генерирования теоретического прогноза для конкретного механизма и конкретного набора ограничений разработки, и (b2.10) повторение этапов (b2.2)-(b2.8) до тех пор, пока не отпадет необходимость в определении параметрической чувствительности, и генерирование четвертого выходного сигнала, который содержит давления и темпы добычи флюидов и общие давления и темпы нагнетания флюидов пластового резервуара для этапа (b3) требования технических средств и плана разработки пластового резервуара для этапа (b5) анализа экономики и риска, причем этап (b3) требования технических средств реагирует на четвертый выходной сигнал.

19. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.16, в котором выполнение этапа (b2) генерирования прогноза добычи и резервов в ответ на этап исследований теоретической модели предусматривает (b2.1) в ответ на множество ограничений и первый выходной сигнал из этапа исследований числовой модели, который содержит калиброванную модель картины изменения во времени, подачу модели в имитатор и генерирование прогноза добычи, представляющего способ, которым пластовый резервуар реагирует на план разработки, причем указанный план разработки определяет механизм, представляющий процесс, который является активным в месторождении пластового резервуара, (b2.2) определение того, может ли быть изменен или оптимизирован план исполнения механизма или могут ли быть изменены или оптимизированы ограничения, (b2.3) если план исполнения или ограничения могут быть изменены или оптимизированы, то изменение плана исполнения механизма или ограничений, повторная обкатка модели в имитаторе и генерирование другого прогноза добычи, (b2.4) если план исполнения или ограничения не могут быть изменены или оптимизированы, то определение того, может ли быть изменен механизм, представляющий процесс, который является активным, в месторождении пластового резервуара, (b2.5) если механизм, который представляет новый план разработки или новый механизм, может быть изменен, то изменение плана исполнения нового механизма для создания нового плана исполнения и повторная обкатка модели в имитаторе, генерируя в соответствии с этим еще один прогноз добычи.

20. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.19, в котором выполнение этапа (b2) генерирования прогноза добычи и резервов в ответ на этап исследований теоретической модели дополнительно предусматривает (b2.6) если новый план исполнения или ограничения не могут быть изменены или оптимизированы и если новый механизм не может быть изменен, то определение того, имеется ли какая-либо необходимость в определении параметрической чувствительности, (b2.7) если имеется необходимость в определении параметрической чувствительности, то идентификация набора неопределенностей, изменение описания пластового резервуара в калиброванной модели картины изменения во времени и повторение этапов (b2.1)-(b2.5), (b2.8) если нет необходимости в определении параметрической чувствительности, то генерирование третьего выходного сигнала, который содержит темпы и давления добычи флюидов и общие темпы и давления нагнетания пластового резервуара для этапа (b3) требования технических средств и плана разработки пластового резервуара для этапа (b5) анализа экономики и риска, причем этап (b3) требования технических средств реагирует на третий выходной сигнал, (b2.9) в ответ на множество ограничений и второй выходной сигнал из этапа исследований теоретической модели, который содержит прогнозы добычи и резервов существующих скважин, прогнозы повышенной добычи скважин и прогнозы добычи и резервов загущения, выполнение в теоретическом прогнозе добычи и резервов теоретического моделирования и чувствительного к нему генерирования теоретического прогноза для конкретного механизма и конкретного набора ограничений разработки, и (b2.10) повторение этапов (b2.2)-(b2.8) до тех пор, пока не отпадет необходимость в определении параметрической чувствительности, и генерирование четвертого выходного сигнала, который содержит давления и темпы добычи флюидов и общие давления и темпы нагнетания флюидов пластового резервуара для этапа (b3) требования технических средств и плана разработки пластового резервуара для этапа (b5) анализа экономики и риска, причем этап (b3) требования технических средств реагирует на четвертый выходной сигнал.

21. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.18, в котором выполнение этапа (b3) генерирования требований технических средств из прогноза добычи и резервов предусматривает (b3.1) в ответ на часть третьего и четвертого выходных сигналов из этапа (b2) прогнозов добычи и резервов, который содержит темпы и давления добычи флюидов пластового резервуара, оценка первого набора технических средств, которые требуются для темпов и давлений добычи флюидов пластового резервуара, (b3.2) определение того, требуется ли один или более первых наборов изменений к указанному первому набору технических средств, (b3.3) если требуется один или более первых наборов изменений к первому набору технических средств, то выполнение указанного первого набора изменений к указанному первому набору технических средств, причем указанный один и более первых наборов изменений связаны с капитальными расходами и возможно возрастающими эксплуатационными расходами, адаптированными для использования этапом (b5) анализа экономики и риска, (b3.4) в ответ на часть третьего и четвертого выходных сигналов из этапа (b2) прогнозов добычи и резервов, который содержит общие темпы и давления нагнетания флюидов пластового резервуара, оценка второго набора технических средств, которые требуются для общих темпов и давлений нагнетания флюидов, (b3.5) определение того, требуется ли один или более вторых наборов изменений к указанному второму набору технических средств, (b3.6) если требуется один или более вторых наборов изменений ко второму набору технических средств, то выполнение указанного второго набора изменений к указанному второму набору технических средств, причем указанные один и более вторых наборов изменений связаны с капитальными расходами и возможно возрастающими эксплуатационными расходами, адаптированными для использования этапом (b5) анализа экономики и риска.

22. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.20, в котором выполнение этапа (b3) генерирования требований технических средств из прогноза добычи и резервов предусматривает (b3.1) в ответ на часть третьего и четвертого выходных сигналов из этапа (b2) прогнозов добычи и резервов, который содержит темпы и давления добычи флюидов пластового резервуара, оценка первого набора технических средств, которые требуются для темпов и давлений добычи флюидов пластового резервуара, (b3.2) определение того, требуется ли один или более первых наборов изменений к указанному первому набору технических средств, (b3.3) если требуется один или более первых наборов изменений к первому набору технических средств, то выполнение указанного первого набора изменений к указанному первому набору технических средств, причем указанный один и более первых наборов изменений связаны с капитальными расходами и возможно возрастающими эксплуатационными расходами, адаптированными для использования этапом (b5) анализа экономики и риска, (b3.4) в ответ на часть третьего и четвертого выходных сигналов из этапа (b2) прогнозов добычи и резервов, который содержит общие темпы и давления нагнетания флюидов пластового резервуара, оценка второго набора технических средств, которые требуются для общих темпов и давлений нагнетания флюидов, (b3.5) определение того, требуется ли один или более вторых наборов изменений к указанному второму набору технических средств, (b3.6) если требуется один или более вторых наборов изменений ко второму набору технических средств, то выполнение указанного второго набора изменений к указанному второму набору технических средств, причем указанные один и более вторых наборов изменений связаны с капитальными расходами и возможно возрастающими эксплуатационными расходами, адаптированными для использования этапом (b5) анализа экономики и риска.

23. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.21, в котором выполнение этапа (b4) рассмотрение проблем окружающей среды предусматривает (b4.1) рассмотрение специальных планов и обеспечений экстренной реакции, (b4.2) рассмотрение требований исследования влияния предварительного строительства на окружающую среду, (b4.3) рассмотрение прерывистого или ограниченного доступа к скважинам и техническим средствам и (b4.4) рассмотрение обеспечений одобрения и аудита правительством или властями.

24. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.22, в котором выполнение этапа (b4) рассмотрения проблем окружающей среды предусматривает (b4.1) рассмотрение специальных планов и обеспечений экстренной реакции, (b4.2) рассмотрение требований исследования влияния предварительного строительства на окружающую среду, (b4.3) рассмотрение прерывистого или ограниченного доступа к скважинам и техническим средствам и (b4.4) рассмотрение обеспечений одобрения и аудита правительством или властями.

25. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.23, в котором выполнение этапа (b5) исследования анализа экономики и риска предусматривает (b5.1) в ответ на план разработки пластового резервуара, генерируемый из этапа (b2) прогноза добычи и резервов, оценка совокупности экономики, которая связана с указанным планом разработки пластового резервуара посредством генерирования, чувствительного к плану разработки пластового резервуара плана-графика добычи пластового резервуара, плана-графика нагнетания пластового резервуара и плана-графика технических средств и скважин, (b5.2) в ответ на этап (b3) требований технических средств, который включает в себя планы ремонта, бурения и обработки, генерирование модели капитальных расходов и связанной с ней модели эксплуатационных расходов, (b5.3) в ответ на этап (b4) рассмотрений окружающей среды генерирование специальных расходов на осуществление проекта, (b5.4) обеспечение в экономическом профиле плана, экономического профиля и сводки движения денежной наличности для плана разработки пластового резервуара в ответ на план-график добычи из пластового резервуара, план-график нагнетания пластового резервуара, план-график технических средств и скважин, модель капитальных расходов, модель эксплуатационных расходов и специальные расходы на осуществление проекта, (b5.5) определение в решении риска разработки и эксплуатации того, имеются ли значительные риски разработки и эксплуатации, связанные с планом разработки пластового резервуара в ответ на набор факторов риска пластового резервуара, (b5.6) если имеются значительные риски разработки и эксплуатации, связанные с планом разработки пластового резервуара, то выполнение коррекций набора план-графиков прогноза добычи и возвращение на этап (b5.4), который обеспечивает экономический профиль плана и сводку движения денежной наличности для плана разработки пластового резервуара, который дает оценку риска, связанного с расходами, (b5.7) если нет значительных рисков разработки и эксплуатации, связанных с планом разработки пластового резервуара, то определение того, имеется ли риск для рабочих характеристик пластового резервуара, относящийся к характеру и природе пластового резервуара, который не был установлен из согласования картин изменения во времени и геологических исследований пластового резервуара.

26. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.25, в котором выполнение этапа (b5) исследования анализа экономики и риска предусматривает (b5.8) если имеется риск для рабочих характеристик пластового резервуара, то выполнение корректировок набора план-графиков прогноза добычи и возвращение на этап (b5.4), (b5.9) если нет риска для рабочих характеристик пластового резервуара, то определение того, имеется ли риск для окружающей среды, (b5.10) если имеется риск для окружающей среды, то осуществление корректировок набора план-графиков прогноза добычи и возврат на этап (b5.4), (b5.11) если не имеется риска для окружающей среды, то определение того, имеются ли какие-либо альтернативные планы разработки, которые должны быть оценены с экономической точки зрения, (b5.12) если имеется один или более альтернативных планов разработки, которые должны быть оценены с экономической точки зрения, то повторение этапов (b5.1)-(b5.11) для каждого одного или более альтернативных планов разработки и генерирование одного или более соответствующих экономических профилей, связанных, соответственно, с одним или более альтернативными планами разработки, (b5.13) если больше нет дополнительных альтернативных планов разработки, которые должны быть оценены, то сравнение каждого из экономических профилей, связанных с каждым из альтернативных планов разработки, с каждым из альтернативных планов разработки и оценка рисков, связанных с каждым из экономических профилей, и (b5.14) выбор особого плана разработки из одного или более альтернативных планов разработки, оцененных на этапе (b5.12), при этом особый план разработки, выбираемый в процессе этапа (b5.14) выбора, представляет собой оптимизированный план разработки, генерируемый в процессе этапа (b6) генерирования оптимизированного плана разработки.

27. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.24, в котором выполнение этапа (b5) исследования анализа экономики и риска предусматривает (b5.1) в ответ на план разработки пластового резервуара, генерируемый из этапа (b2) прогноза добычи и резервов, оценка совокупности экономики, которая связана с указанным планом разработки пластового резервуара посредством генерирования, чувствительного к плану разработки пластового резервуара плана-графика добычи пластового резервуара, плана-графика нагнетания пластового резервуара и плана-графика технических средств и скважин, (b5.2) в ответ на этап (b3) требования технических средств, который включает в себя планы ремонта, бурения и обработки, генерирование модели капитальных расходов и связанной с ней модели эксплуатационных расходов, (b5.3) в ответ на этап (b4) рассмотрений окружающей среды генерирование специальных расходов на осуществление проекта, (b5.4) обеспечение в экономическом профиле плана, экономического профиля и сводки движения денежной наличности для плана разработки пластового резервуара в ответ на план-график добычи из пластового резервуара, план-график нагнетания пластового резервуара, план-график технических средств и скважин, модель капитальных расходов, модель эксплуатационных расходов и специальные расходы на осуществление проекта, (b5.5) определение в решении риска разработки и эксплуатации того, имеются ли значительные риски разработки и эксплуатации, связанные с планом разработки пластового резервуара в ответ на набор факторов риска пластового резервуара, (b5.6) если имеются значительные риски разработки и эксплуатации, связанные с планом разработки пластового резервуара, то выполнение коррекций набора план-графиков прогноза добычи и возвращение на этап (b5.4), который обеспечивает экономический профиль плана и сводку движения денежной наличности для плана разработки пластового резервуара, который дает оценку риска, связанного с расходами, (b5.7) если нет значительных рисков разработки и эксплуатации, связанных с планом разработки пластового резервуара, то определение того, имеется ли риск для рабочих характеристик пластового резервуара, относящийся к характеру и природе пластового резервуара, который не был установлен из согласования картин изменения во времени и геологических исследований пластового резервуара.

28. Способ менеджмента флюидного и/или газового пластового резервуара по п.27, в котором выполнение этапа (b5) исследования анализа экономики и риска предусматривает (b5.8) если имеется риск для рабочих характеристик пластового резервуара, то выполнение корректировок набора план-графиков прогноза добычи и возвращение на этап (b5.4), (b5.9) если нет риска для рабочих характеристик пластового резервуара, то определение того, имеется ли риск для окружающей среды, (b5.10) если имеется риск для окружающей среды, то осуществление корректировок набора план-графиков прогноза добычи и возврат на этап (b5.4), (b5.11) если не имеется риска для окружающей среды, то определение того, имеются ли какие-либо альтернативные планы разработки, которые должны быть оценены с экономической точки зрения, (b5.12) если имеется один или более альтернативных планов разработки, которые должны быть оценены с экономической точки зрения, то повторение этапов (b5.1)-(b5.11) для каждого одного или более альтернативных планов разработки и генерирование одного или более соответствующих экономических профилей, связанных, соответственно, с одним или более альтернативными планами разработки, (b5.13) если больше нет дополнительных альтернативных планов разработки, которые должны быть оценены, то сравнение каждого из экономических профилей, связанных с каждым из альтернативных планов разработки, с каждым из альтернативных планов разработки и оценка рисков, связанных с каждым из экономических профилей, и (b5.14) выбор особого плана разработки из одного или более альтернативных планов разработки, оцененных на этапе (b5.12), при этом особый план разработки, выбираемый в процессе этапа (b5.14) выбора, представляет собой оптимизированный план разработки, генерируемый в процессе этапа (b6) генерирования оптимизированного плана разработки.

29. Способ осуществления предварительного проектирования, предусматривающий (a) определение "набора свойств флюидов" в модели свойств флюидов пластового резервуара, сравнение давлений пластового резервуара в наборе данных контроля давления пластового резервуара, когда известен "набор свойств пластового резервуара", и корректировка давлений пластового резервуара до общего уровня приведения, генерируя в соответствии с этим скорректированную картину изменения во времени давления пластового резервуара, которая отражает картину изменения во времени давления пластового резервуара, скорректированную до общего уровня приведения, (b) генерирование скорректированной картины добычи и нагнетания скважины в ответ на набор свойств флюидов и сообщенной добычи месторождения, (c) проведение интерпретации эксплуатационных и гидравлических испытаний, приспособленных для проведения испытания одной или более скважин, измерение давления и темпа в зависимости от временных тестовых данных из одного или более скважин и интерпретация тестовых данных, когда известен набор свойств флюидов, (d) определение набора картин изменения во времени бурения и завершения скважин, которые показывают, где набор скважин пробурен, и как скважины пробурены и завершены, (e) определение набора возможностей повышения добычи в ответ на испытание скважины этапа (с) и картины изменения во времени бурения и завершения скважин этапа (d) для идентификации, какие немедленные возможности существуют для стимулирования скважины или монтажа насоса, которые привели бы в результате к более высоким темпам добычи, и (f) выполнение интерпретаций объема и водоносной формации баланса твердого стока для оценки и определения, после извлечения и нагнетания флюидов в формацию, каковы были исходные объемы флюидов по месту в формации.

30. Способ осуществления предварительного проектирования по п.29, дополнительно предусматривающий (g) определение потенциала возрастающего темпа и добычи для оценки возрастающих темпов добычи нефти и потенциала добычи нефти, связанных с повышением возможностей добычи, (h) определение руководящих принципов ремонта и загущения, приспособленных для текущего контроля влияния рабочего плана ремонта завершения или загущения, генерирование дополнительных данных добычи, определение того, корректными ли являются возможности увеличения добычи и перепроектирование ремонта, завершения указанных руководящих принципов ремонта, завершения и загущения в ответ на это, (i) определение в модели насыщения относительной проницаемости и капиллярного давления, реологических свойств нефти, газа и воды, если в пластовом резервуаре они все существуют одновременно, (j) исследование, в секторной модели одной скважины или пластового резервуара, специфических механизмов пластового резервуара и влияние механизмов на всю структуру модели месторождения, (к) использование, в связи с чувствительностью механизма пластового резервуара, альтернативных сетчатых описаний с одной из секторных моделей и определение того, какое конкретное альтернативное сетчатое описание лучше представляет механизм, который существует в месторождении пластового резервуара, и (l) относительно критериев структуры модели пластового резервуара, определение того, что должно быть сделано для правильного проектирования модели пластового резервуара и генерирования набора критериев проектирования модели пластового резервуара в ответ на свойства флюидов пластового резервуара и картину изменения во времени промыслового нагнетания, картину изменения во времени давления пластового резервуара и конкретное альтернативное сетчатое описание.

31. Способ осуществления геологического моделирования, предусматривающий (a) определение предварительной петрофизической модели, представляющей способ преобразования каротажных диаграмм в расчетный профиль свойств пластового резервуара в местоположении каждой скважины, (b) определение конечной петрофизической модели из предварительной петрофизической модели и указанного предварительного проектирования, причем указанная конечная петрофизическая модель представляет информацию относительно набора более детализированных свойств пластового резервуара в указанной структурной основе, (c) определение региональной геологической модели, представляющей региональную геологию в земной формации, связанной с конкретным месторождением пластового резервуара, и приложение основы седиментологии и стратиграфии к указанной формации в процессе седиментологического и стратиграфического анализов, (d) в ответ на седиментологический и стратиграфический анализы, выполнение детализированных стратиграфических корреляций между скважинами и установление непрерывности геологических горизонтов в месторождении пластового резервуара, (e) выполнение геомеханического анализа, который вместе с набором геомеханических свойств пластового резервуара обеспечивает возможность конверсии данных, измеренных во времени из сейсмических исследований, в глубинные измерения и обеспечивает индикацию механических напряжений, которые могут быть вычислены из геомеханических свойств.

32. Способ осуществления геологического моделирования по п.31, дополнительно предусматривающий (f) определение структурной основы пластового резервуара в ответ на геомеханический анализ и детализированные стратиграфические корреляции, причем структурная основа пластового резервуара описывает общую конфигурацию пластового резервуара, (g) определение набора обобщений свойств скважин и интервалов в ответ на указанную конечную петрофизическую модель и сейсмический атрибутный анализ, причем обобщения свойств скважин и интервалов обеспечивают сейсмическую информацию, позволяющую соотнести сейсмическую реакцию с набором измеренных свойств из каротажных диаграмм, (h) определение структуры пластового резервуара и модели свойств в ответ на обобщения свойств скважин и интервалов и сейсмический атрибутный анализ и структурную основу, (i) выполнение вычислений объема пластового резервуара, которые обеспечивают оценку флюидов по месту в пластовом резервуаре в ответ на структуру резервуара и модель свойств, и (j) сравнение в решении с совместимыми объемами вычислений объема пластового резервуара с балансом твердого стока из предварительного проектирования и, если этап сравнения обнаруживает, что объемы совместимы, то геонаучная интерпретация того, что является подпочвой, согласуется с интерпретацией пластового резервуара с точки зрения рабочих характеристик и, если этап сравнения обнаруживает, что объемы не совместимы, то либо корректировка указанной геонаучной интерпретации или идентификация нерешенных неопределенностей.

33. Способ выполнения исследований числовой модели, предусматривающий (a) определение распределения свойств в трехмерной модели структуры и свойств, (b) определение сетчатой системы в трехмерной сетчатой системе имитатора, (c) определение модели свойств и насыщения флюидов, (d) проведение предварительных оценок степени или размера водоносной формации в модели первоначальных условий пластового резервуара и водоносной формации, (e) комбинирование распределения свойств, сетчатой системы, модели свойств и насыщения флюидов и предварительных оценок степени или размера водоносной формации в трехмерном имитаторе пластового резервуара для определения модели скальной породы в имитаторе пластового резервуара, наложение распределения насыщения на модель скальной породы и создание первоначальной модели пластового резервуара в имитаторе пластового резервуара, (f) выполнение проверки совместимости объемов для определения того, имеется ли совместимость в начальных объемах и является ли сетчатая система, которая наложена на модель скальной породы, надежным представлением описания свойств, полученного в процессе этапа (а5) геологического моделирования, (g) если имеется совместимость в первоначальных объемах, то генерирование скорректированной модели объема.

34. Способ выполнения исследований числовой модели по п.33, дополнительно предусматривающий (h) если совместимость отсутствует, то поскольку сетчатая система не воспроизводит описание свойств, корректировку сетчатой системы до тех пор, пока сетчатая система не станет надежным представлением описания свойств, (i) определение исторических ограничений темпа добычи и нагнетания, (j) комбинирование скорректированной объемной модели с историческими ограничениями темпа добычи и нагнетания для получения, в реакции модели на этапе исторических ограничений темпа, набора реакций модели и сравнение реакций модели с действительно измеренными рабочими характеристиками, (k) сравнение рабочих характеристик с историческими данными для определения того, воспроизводят ли рабочие характеристики модели исторические данные, (l) если рабочие характеристики модели не воспроизводят исторические данные, то осуществление корректировок свойств модели, на этапе корректировок свойств модели, (m) хранение и идентификация корректировок свойств модели в качестве неопределенностей в анализе чувствительности и риска, и (n) если рабочие характеристики модели воспроизводят исторические данные после выполнения этапа осуществления корректировок и поскольку создана калиброванная модель картины изменения во времени, генерирование первого выходного сигнала для использования прогнозом добычи и резервов, причем указанный выходной сигнал содержит калиброванную модель картины изменения во времени и неопределенности.

35. Способ выполнения исследований теоретической модели, предусматривающий (а) обеспечение входных данных для исследования теоретической модели, причем указанные входные данные содержат рабочие характеристики аналогичного пластового резервуара, картины изменения во времени бурения и завершения скважин, исторические тенденции рабочих характеристик скважин, свойства пластового резервуара и структурные карты, модель объема и водоносной формации баланса твердого стока, (b) из графиков тенденций добычи в исторических тенденциях рабочих характеристик скважин установление набора характеристик спада или набора характеристик производительности месторождения пластового резервуара, генерируя в соответствии с этим характеристики спада добычи, которые прогнозируют тенденции будущих рабочих характеристик для существующих скважин, (c) из исторических тенденций рабочих характеристик скважин, картографирование, во вводах данных на экран в виде карты индикаторов рабочих характеристик скважин, нескольких индикаторов рабочих характеристик, например, общих объемов флюидов на различных буровых площадках, для исследования того, какие области месторождения пластового резервуара лучше или хуже средней или лучше или хуже сопутствующих скважин на разных буровых площадках, (d) сравнение в решении соответствия, карты индикаторов рабочих характеристик с геологической интерпретацией, описанной в картах свойств и структуры пластового резервуара и определение того, существует ли какое-либо расхождение между указанной картой и указанной геологической интерпретацией, (e) если расхождения не существует и не имеется полного соответствия, то идентификация каких-либо потенциальных возможностей загущающей скважины, отражающих возможности бурения загущающих скважин, (f) если расхождения существуют и имеется полное соответствие, то определение, на этапе оценок по месту флюидов объемного баланса и баланса твердого стока, как тенденции рабочих характеристик скважин, сбалансированных с оценками флюидов по месту и поддержанием давления из вычислений баланса твердого стока, (g) в ответ на характеристики спада добычи скважины, генерирующиеся в течение этапа (b), идентификация кандидатов на капитальный ремонт и механизированную добычу.

36. Способ выполнения исследований теоретической модели по п.35, дополнительно предусматривающий (h) в ответ на характеристики спада добычи скважины идентификация из фактических рабочих характеристик скважины, в статистическом анализе индикаторов скважин, средних ожидаемых рабочих характеристик, (i) сравнение отдельных скважин с указанными средними ожидаемыми рабочими характеристиками, где в месторождении пластового резервуара существуют более производительные скважины и где в указанном месторождении пластового резервуара существуют менее производительные скважины, и в ответ на это выбор, путем осуществления указанного этапа потенциальных возможностей загущающей скважины, возможностей увеличения существующих стволов скважин или бурения новых стволов скважин, (j) в ответ на характеристики спада добычи скважины и установление характеристик спада для существующих скважин, прогнозирование для группы существующих скважин, в прогнозах добычи и резервов для существующих скважин, тенденции будущих рабочих характеристик месторождения пластового резервуара, если не предпринимается действий, (k) в ответ на характеристики спада добычи скважины и индикацию кандидатов на капитальный ремонт и механизированную добычу, генерирование прогнозов возрастающей добычи, (l) в ответ на характеристики спада добычи скважины и потенциальные возможности загущающей скважины, генерирование прогнозов добычи и резервов при загущении, представляющих прогноз того, какую дополнительную скважину можно пробурить в конкретном месте, (m) определение того, существует ли соответствие между прогнозами возрастающей добычи, прогнозами добычи и резервов существующих скважин, прогнозами добычи и резервов загущения и оценками по месту флюидов объемного баланса и баланса твердого стока, (n) если соответствие существует, то генерирование второго выходного сигнала для использования прогноза добычи и резервов, причем второй выходной сигнал содержит прогнозы добычи и резервов существующих скважин, прогнозы повышенной добычи скважины и прогнозы добычи и резервов загущения и (о) если соответствия не существует, то идентификация неопределенностей и затем генерирование указанного второго выходного сигнала.

37. Способ генерирования прогноза добычи и резервов, предусматривающий (a) в ответ на множество ограничений и калиброванную модель картины изменения во времени подачу модели в имитатор и генерирование прогноза добычи, представляющего способ, которым пластовый резервуар реагирует на план разработки, причем указанный план разработки определяет механизм, представляющий процесс, который является активным в месторождении пластового резервуара, (b) определение того, может ли быть изменен или оптимизирован план исполнения механизма или могут ли быть изменены или оптимизированы ограничения, (c) если план исполнения или ограничений может быть изменен или оптимизирован, то изменение плана исполнения механизма или ограничений, повторную подачу модели в имитатор и генерирование другого прогноза добычи, (d) если план исполнения или ограничения не может быть изменен или оптимизирован, то определение, может ли быть изменен механизм, представляющий процесс, который является активным, в месторождении пластового резервуара, (e) если механизм, который представляет новый план разработки или новый механизм, может быть изменен, то изменение плана исполнения нового механизма для создания нового плана исполнения и повторную подачу модели в имитатор, генерируя в соответствии с этим еще один прогноз добычи.

38. Способ генерирования прогноза добычи и резервов по п.37, дополнительно предусматривающий (f) если новый план исполнения или ограничений не может быть изменен или оптимизирован и если новый механизм не может быть изменен, то определение того, имеется ли какая-либо необходимость в определении параметрической чувствительности, (g) если имеется необходимость в определении параметрической чувствительности, то идентификация набора неопределенностей, изменение описания пластового резервуара в калиброванной модели картины изменения во времени и повторение этапов (а)-(е), (h) если нет необходимости в определении параметрической чувствительности, то генерирование третьего выходного сигнала, который содержит темпы и давления добычи флюидов и общие темпы и давления нагнетания пластового резервуара и план разработки пластового резервуара, (i) в ответ на множество ограничений и прогноз добычи и резервов существующих скважин, прогноз повышенной добычи скважин и прогноз добычи и резервов загущения, выполнение в теоретическом прогнозе добычи и резервов теоретического моделирования и чувствительного к нему генерирования теоретического прогноза для конкретного механизма и конкретного набора ограничений разработки, и (j) повторение этапов (b)-(h) до тех пор, пока не отпадет необходимость в определении параметрической чувствительности, и генерирование четвертого выходного сигнала, который содержит давления и темпы добычи флюидов и общие давления и темпы нагнетания флюидов пластового резервуара и план разработки пластового резервуара.

39. Способ определения набора требований технических средств в ответ на прогноз добычи и резервов, предусматривающий (a) в ответ на прогноз добычи и резервов, который содержит набор данных, представляющий темпы и давления добычи флюидов пластового резервуара, оценку первого набора технических средств, которые требуются для темпов и давлений добычи флюидов пластового резервуара, (b) определение того, требуется ли один или более первых наборов изменений к указанному первому набору технических средств, (c) если требуется один или более первых наборов изменений к первому набору технических средств, то выполнение указанного первого набора изменений к указанному первому набору технических средств, причем указанный один и более первых наборов изменений связаны с капитальными расходами и, возможно, возрастающими эксплуатационными расходами, адаптированными для использования исследованием анализа экономики и риска, (d) в ответ на прогноз добычи и резервов, который содержит набор данных, представляющий общие темпы и давления нагнетания флюидов пластового резервуара, оценку второго набора технических средств, которые требуются для общих темпов и давлений нагнетания флюидов, (e) определение того, требуется ли один или более вторых наборов изменений к указанному второму набору технических средств, (f) если требуется один или более вторых наборов изменений ко второму набору технических средств, то выполнение указанного второго набора изменений к указанному второму набору технических средств, причем указанные один или более вторых наборов изменений связаны с капитальными расходами и возможно возрастающими эксплуатационными расходами, адаптированными для использования исследованием анализа экономики и риска.

40. Способ выполнения исследования анализа экономики и риска, предусматривающий (a) в ответ на план разработки пластового резервуара, генерируемый из прогноза добычи и резервов, оценка совокупности экономики, которая связана с указанным планом разработки пластового резервуара, путем генерирования, чувствительного к плану разработки пластового резервуара плана-графика добычи пластового резервуара, плана-графика нагнетания пластового резервуара и плана-графика работы технических средств и скважин, (b) в ответ на набор требований технических средств, который включает в себя планы ремонта, бурения и обработки, генерирование модели капитальных расходов и связанной с ней модели эксплуатационных расходов, (c) в ответ на совокупность рассмотрений окружающей среды генерирование специальных расходов на осуществление проекта, (d) обеспечение в экономическом профиле плана экономического профиля и сводки движения денежной наличности для плана разработки пластового резервуара в ответ на план-график добычи пластового резервуара, план-график нагнетания пластового резервуара, план-график работы технических средств и скважин, модель капитальных расходов, модель эксплуатационных расходов, специальные расходы на осуществление проекта, (e) определение, в решении риска разработки и эксплуатации, того, имеются ли значительные риски разработки и эксплуатации, связанные с планом разработки пластового резервуара в ответ на набор факторов риска пластового резервуара, (f) если имеются значительные риски разработки и эксплуатации, связанные с планом разработки пластового резервуара, то выполнение коррекций набора план-графиков прогноза добычи и возвращение на этап (d), который обеспечивает экономический профиль плана и сводку движения денежной наличности для плана разработки пластового резервуара, который генерирует оценку риска, связанного с расходами, и (g) если нет значительных рисков разработки и эксплуатации, связанных с планом разработки пластового резервуара, то определение того, имеется ли риск для рабочих характеристик пластового резервуара, относящийся к характеру и природе пластового резервуара, который не был установлен из согласования картин изменения во времени и геологических исследований пластового резервуара.

41. Способ выполнения исследования анализа экономики и риска по п.40, дополнительно предусматривающий (h) если имеется риск рабочих характеристик пластового резервуара, то выполнение корректировок набора план-графиков прогноза добычи и возвращение на этап (d), (i) если нет риска для рабочих характеристик пластового резервуара, то определение, имеется ли риск для окружающей среды, (j) если имеется риск для окружающей среды, то осуществление корректировок набора план-графиков прогноза добычи и возврат на этап (d), (k) если не имеется риска для окружающей среды, то определение того, имеются ли какие-либо альтернативные планы разработки, которые должны быть оценены с экономической точки зрения, (l) если имеется один или более альтернативных планов разработки, которые должны быть оценены с экономической точки зрения, то повторение этапов (а)-(k) для каждого одного или более альтернативных планов разработки и генерирование одного или более соответствующих экономических профилей, связанных, соответственно, с одним или более альтернативными планами разработки, (m) если больше нет дополнительных альтернативных планов разработки, которые должны быть оценены, то сравнение каждого из экономических профилей, связанных с каждым из альтернативных планов разработки, и оценка рисков, связанных с каждым из экономических профилей, и (n) выбор конкретного плана разработки из одного или более альтернативных планов разработки, оцененных на этапе (l), при этом конкретный план разработки, выбранный в процессе этапа (n) выбора, представляет собой оптимизированный план разработки.

42. Способ определения набора рассмотрений окружающей среды, приспособленного для использования в связи со способом всеобъемлющей оптимизации пластового резервуара, предусматривающий (a) рассмотрение специальных планов и обеспечений экстренной реакции, (b) рассмотрение требований исследования влияния предварительного строительства на окружающую среду, (c) рассмотрение прерывистого или ограниченного доступа к скважине и техническим средствам и (d) рассмотрение обеспечений одобрения и аудита правительством или властями.