RU2016105167A - Псевдофазовое моделирование добычи: способ обработки сигнала для оценки квази-многофазового течения при добыче с помощью управляемых моделей последовательной аналоговой ступенчатой функции относительной проницаемости при моделировании течения в коллекторе для ранжирования множества петрофизических реализаций - Google Patents
Псевдофазовое моделирование добычи: способ обработки сигнала для оценки квази-многофазового течения при добыче с помощью управляемых моделей последовательной аналоговой ступенчатой функции относительной проницаемости при моделировании течения в коллекторе для ранжирования множества петрофизических реализаций Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016105167A RU2016105167A RU2016105167A RU2016105167A RU2016105167A RU 2016105167 A RU2016105167 A RU 2016105167A RU 2016105167 A RU2016105167 A RU 2016105167A RU 2016105167 A RU2016105167 A RU 2016105167A RU 2016105167 A RU2016105167 A RU 2016105167A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- production
- petrophysical
- pseudophase
- flow
- well
- Prior art date
Links
- 238000004088 simulation Methods 0.000 title claims 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims 15
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 9
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 36
- 238000001595 flow curve Methods 0.000 claims 9
- 230000005526 G1 to G0 transition Effects 0.000 claims 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims 2
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Claims (41)
1. Машинно-реализуемый способ аппроксимации при моделировании многофазового течения в разрабатываемом коллекторе для ранжирования множества петрофизических реализаций, согласно которому
генерируют совокупность кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче;
принимают хронологические данные дебита скважины;
принимают минимальные параметры конфигурации моделирования;
выполняют моделирование течения с использованием совокупности кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче для совокупности петрофизических реализаций; и
определяют оптимально согласующийся результат псевдофазового моделирования добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины;
получают одну или большее количество совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций; и
определяют ранг для петрофизических реализаций в пределах совокупности петрофизических реализаций на основании площади между совмещенной кривой дебита для петрофизической реализации и хронологической кривой дебита.
2. Машинно-реализуемый способ по п. 1, согласно которому определение оптимально согласующегося результата моделирования псевдофазовой добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины, включает вычисление коэффициента корреляции для каждого результата псевдофазового моделирования добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины.
3. Машинно-реализуемый способ по п. 1, согласно которому определение оптимально согласующегося результата моделирования псевдофазовой добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины, включает вычисление относительной погрешности для каждого результата моделирования псевдофазовой добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины за все время моделирования для определения разности между дебитами скважины в заданные моменты времени.
4. Машинно-реализуемый способ по п. 1, согласно которому совокупность кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче представляет собой совокупность ступенчатых кривых относительной проницаемости, которые отражают течение одной фазы при наличии другой неподвижной фазы текучей среды.
5. Машинно-реализуемый способ по п. 4, согласно которому совокупность ступенчатых кривых относительной проницаемости имеет места перехода в различных точках вдоль исходной кривой относительной проницаемости.
6. Машинно-реализуемый способ по п. 1, согласно которому совокупность петрофизических реализаций содержит реализации Р90, Р50 и Р10.
7. Машинно-реализуемый способ по п. 1, согласно которому получение одной или большего количества кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций содержит определение минимальной относительной погрешности по совокупности псевдофаз для каждой петрофизической реализации за заданный временной интервал.
8. Машинно-реализуемый способ по п. 7, дополнительно содержащий выбор интерполированного псевдофазового смоделированного дебита нефти, который соответствует минимальной относительной погрешности, для получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита.
9. Система, содержащая
по меньшей мере один процессор; и
по меньшей мере одно запоминающее устройство, соединенное по меньшей мере с одним процессором и хранящее машиноисполняемые инструкции для аппроксимации при моделировании многофазового течения в разрабатываемом коллекторе для ранжирования множества петрофизических реализаций, причем машиноисполняемые инструкции содержат инструкции для
генерации совокупности псевдофазовых кривых относительной проницаемости при добыче;
приема хронологических данных дебита скважины;
приема минимальных параметров конфигурации моделирования;
выполнения моделирования течения с использованием совокупности кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче для совокупности петрофизических реализаций; и определения оптимально согласующегося результата псевдофазового моделирования добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины; получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций; и
определения ранга для петрофизических реализаций в пределах совокупности петрофизических реализаций на основании площади между совмещенной кривой дебита для петрофизической реализации и хронологической кривой дебита.
10. Система по п. 9, в которой инструкции для определения оптимально согласующегося результата моделирования псевдофазовой добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины, содержат вычисление коэффициента корреляции для каждого результата моделирования псевдофазовой добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины.
11. Система по п. 9, в которой инструкции для определения оптимально согласующегося результата псевдофазового моделирования добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины, содержат вычисление относительной погрешности для каждого результата псевдофазового моделирования добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины за все время моделирования для определения разности между дебитами скважины в заданные моменты времени.
12. Система по п. 9, в которой совокупность кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче представляет собой совокупность ступенчатых кривых относительной проницаемости, которые отражают течение одной фазы при наличии другой неподвижной фазы текучей среды, причем совокупность ступенчатых кривых относительной проницаемости имеет места перехода в различных точках вдоль исходной кривой относительной проницаемости.
13. Система по п. 9, в которой инструкции для получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций содержат определение минимальной относительной погрешности по совокупности псевдофаз для каждой петрофизической реализации за заданный временной интервал.
14. Система по п. 13, в которой инструкции для получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций дополнительно содержат выбор интерполированного псевдофазового смоделированного дебита нефти, который соответствует минимальной относительной погрешности, для получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита.
15. Энергонезависимый машиночитаемый носитель, содержащий машиноисполняемые инструкции для аппроксимации при моделировании многофазового течения в разрабатываемом коллекторе для ранжирования множества петрофизических реализаций, причем машиноисполняемые инструкции при их исполнении обуславливают выполнение одной или большим количеством машин операций, которые содержат
генерацию совокупности кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче;
прием хронологических данных дебита скважины;
прием минимальных параметров конфигурации моделирования;
выполнение моделирования течения с использованием совокупности кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче для совокупности петрофизических реализаций; и
определение оптимально согласующегося результата псевдофазового моделирования добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины;
получение одной или большего количества совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций; и
определение ранга для петрофизических реализаций в пределах совокупности петрофизических реализаций на основании площади между совмещенной кривой дебита для петрофизической реализации и хронологической кривой дебита.
16. Энергонезависимый машиночитаемый носитель по п. 15, в котором машиноисполняемые инструкции при их исполнении дополнительно обуславливают выполнение одной или большим количеством машин операций, которые содержат вычисление коэффициента корреляции для каждого результата псевдофазового моделирования добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины.
17. Энергонезависимый машиночитаемый носитель по п. 15, в котором машиноисполняемые инструкции при их исполнении дополнительно обуславливают выполнение одной или большим количеством машин операций, которые содержат вычисление относительной погрешности для каждого результата псевдофазового моделирования добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины за все время моделирования для определения разности между дебитами скважины в заданные моменты времени.
18. Энергонезависимый машиночитаемый носитель по п. 15, в котором совокупность петрофизических реализаций содержит реализации Р90, Р50 и Р10.
19. Энергонезависимый машиночитаемый носитель по п.15, в котором исполняемые вычислительным устройством инструкции при их исполнении дополнительно обуславливают выполнение одной или большим количеством машин операций, содержащих получение одной или большего количества совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций, содержащих определение минимальной относительной погрешности по совокупности псевдофаз для каждой петрофизической реализации за заданный временной интервал.
20. Энергонезависимый машиночитаемый носитель по п. 19, в котором исполняемые вычислительным устройством инструкции при их исполнении дополнительно обуславливают выполнение одной или большим количеством машин операций, которые содержат выбор интерполированного псевдофазового смоделированного дебита нефти, который соответствует минимальной относительной погрешности, для получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US2013/059983 WO2015038162A1 (en) | 2013-09-16 | 2013-09-16 | Pseudo phase production simulation: a signal processing approach to assess quasi-multiphase flow production via successive analogous step-function relative permeability controlled models in reservoir flow simulation in order to rank multiple petro-physical realizations |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2016105167A true RU2016105167A (ru) | 2017-08-22 |
Family
ID=52666104
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016105167A RU2016105167A (ru) | 2013-09-16 | 2013-09-16 | Псевдофазовое моделирование добычи: способ обработки сигнала для оценки квази-многофазового течения при добыче с помощью управляемых моделей последовательной аналоговой ступенчатой функции относительной проницаемости при моделировании течения в коллекторе для ранжирования множества петрофизических реализаций |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10060228B2 (ru) |
CN (1) | CN105683494A (ru) |
AU (1) | AU2013400128B2 (ru) |
CA (1) | CA2921390C (ru) |
DE (1) | DE112013007434T5 (ru) |
GB (1) | GB2535038B (ru) |
MX (1) | MX2016002054A (ru) |
RU (1) | RU2016105167A (ru) |
SG (1) | SG11201601104TA (ru) |
WO (1) | WO2015038162A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
MX2016001887A (es) * | 2013-09-16 | 2016-07-26 | Landmark Graphics Corp | Simulacion de produccion de pseudofase: un enfoque de procesamiento de señales para evaluar la produccion de flujo de cuasi multiples fases mediante modelos controlados de permeabilidad relativa escalonados analogos y sucesivos en la simulacion de flujos en yacimientos. |
CA2921492C (en) * | 2013-09-16 | 2020-03-31 | Landmark Graphics Corporation | Relative permeability inversion from historical production data using viscosity ratio invariant step-function relative permeability approximations |
DE112013007434T5 (de) * | 2013-09-16 | 2016-06-09 | Landmark Graphics Corporation | Pseudophasen-Fördersimulation: Ein Signal verarbeitender Ansatz, um Quasi-Mehrphasenströmungsförderung über aufeinanderfolgende analoge stufenfunktionsförmige, von relativerPermeabilität gesteuerte Modelle in Lagerstättenströmungssimulationen zu bestimmen, um mehrerepetrophysikalische Realisierungen in einer Rangfolge einzuordnen |
CA2972391C (en) * | 2015-01-30 | 2019-08-06 | Landmark Graphics Corporation | Integrated a priori uncertainty parameter architecture in simulation model creation |
US20170286882A1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-10-05 | Demand Energy Networks, Inc. | Control systems and methods for economical optimization of an electrical system |
CN111241688B (zh) * | 2020-01-15 | 2023-08-25 | 北京百度网讯科技有限公司 | 复合生产工艺过程监控方法及装置 |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8131526B2 (en) * | 2007-04-14 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for evaluating petroleum reservoir using forward modeling |
US8543364B2 (en) | 2008-09-19 | 2013-09-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for optimizing well production in reservoirs having flow barriers |
EP2361414A2 (en) * | 2008-10-09 | 2011-08-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Iterative multi-scale method for flow in porous media |
US9176252B2 (en) * | 2009-01-19 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating petrophysical parameters and invasion profile using joint induction and pressure data inversion approach |
EP2261459A1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-15 | BP Exploration Operating Company Limited | Method and system for configuring crude oil displacement system |
US9703006B2 (en) * | 2010-02-12 | 2017-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for creating history matched simulation models |
US8412501B2 (en) * | 2010-06-16 | 2013-04-02 | Foroil | Production simulator for simulating a mature hydrocarbon field |
AU2011283191A1 (en) | 2010-07-29 | 2013-02-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for machine-learning based simulation of flow |
MX350511B (es) * | 2011-07-12 | 2017-09-04 | Ingrain Inc | Método para simular flujo de fase múltiple/componente múltiple fraccional a través de medios porosos. |
GB2514715B (en) * | 2012-03-12 | 2019-02-06 | Total Sa | Method for simulating fluid flows, a computer program and a computer readable medium |
MX2016001887A (es) | 2013-09-16 | 2016-07-26 | Landmark Graphics Corp | Simulacion de produccion de pseudofase: un enfoque de procesamiento de señales para evaluar la produccion de flujo de cuasi multiples fases mediante modelos controlados de permeabilidad relativa escalonados analogos y sucesivos en la simulacion de flujos en yacimientos. |
DE112013007434T5 (de) * | 2013-09-16 | 2016-06-09 | Landmark Graphics Corporation | Pseudophasen-Fördersimulation: Ein Signal verarbeitender Ansatz, um Quasi-Mehrphasenströmungsförderung über aufeinanderfolgende analoge stufenfunktionsförmige, von relativerPermeabilität gesteuerte Modelle in Lagerstättenströmungssimulationen zu bestimmen, um mehrerepetrophysikalische Realisierungen in einer Rangfolge einzuordnen |
US9790770B2 (en) * | 2013-10-30 | 2017-10-17 | The Texas A&M University System | Determining performance data for hydrocarbon reservoirs using diffusive time of flight as the spatial coordinate |
-
2013
- 2013-09-16 DE DE112013007434.6T patent/DE112013007434T5/de not_active Withdrawn
- 2013-09-16 GB GB1603620.4A patent/GB2535038B/en active Active
- 2013-09-16 WO PCT/US2013/059983 patent/WO2015038162A1/en active Application Filing
- 2013-09-16 CA CA2921390A patent/CA2921390C/en active Active
- 2013-09-16 AU AU2013400128A patent/AU2013400128B2/en not_active Ceased
- 2013-09-16 MX MX2016002054A patent/MX2016002054A/es unknown
- 2013-09-16 US US14/894,971 patent/US10060228B2/en active Active
- 2013-09-16 CN CN201380078910.5A patent/CN105683494A/zh active Pending
- 2013-09-16 RU RU2016105167A patent/RU2016105167A/ru unknown
- 2013-09-16 SG SG11201601104TA patent/SG11201601104TA/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2535038A (en) | 2016-08-10 |
SG11201601104TA (en) | 2016-03-30 |
CA2921390A1 (en) | 2015-03-19 |
GB201603620D0 (en) | 2016-04-13 |
CN105683494A (zh) | 2016-06-15 |
GB2535038B (en) | 2020-02-19 |
AU2013400128B2 (en) | 2017-07-27 |
US20160177681A1 (en) | 2016-06-23 |
WO2015038162A1 (en) | 2015-03-19 |
DE112013007434T5 (de) | 2016-06-09 |
CA2921390C (en) | 2021-04-27 |
AU2013400128A1 (en) | 2016-03-10 |
MX2016002054A (es) | 2016-08-17 |
US10060228B2 (en) | 2018-08-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2016105167A (ru) | Псевдофазовое моделирование добычи: способ обработки сигнала для оценки квази-многофазового течения при добыче с помощью управляемых моделей последовательной аналоговой ступенчатой функции относительной проницаемости при моделировании течения в коллекторе для ранжирования множества петрофизических реализаций | |
RU2016104901A (ru) | Псевдофазовое моделирование добычи: способ обработки сигнала для оценки квази-многофазового течения при добыче с помощью управляемых моделей последовательной аналоговой ступенчатой функции относительной проницаемости при моделировании течения в коллекторе | |
US10534877B2 (en) | Adaptive multiscale multi-fidelity reservoir simulation | |
EA201591370A1 (ru) | Машинореализуемый способ, устройство и машиночитаемый носитель для управляемого данными моделирования потоков нефти, газа и воды | |
RU2017131249A (ru) | Способ и система автоматического распознавания центра залежи в карстовой пещере | |
RU2016105337A (ru) | Инверсия относительной проницаемости по хронологическим данным добычи с использованием аппроксимаций ступенчатых функций относительной проницаемости при неизменном отношении вязкостей | |
RU2014128517A (ru) | Система и способ для выбора фациальной модели | |
GB2535343A (en) | Formation evaluation using stochastic analysis of log data | |
RU2016110907A (ru) | Способ и системы историко-геологического моделирования для получения оценочного распределения углеводородов, заключенных в подповерхностных клатратах | |
RU2017106160A (ru) | Поиск формы пирамидального векторного квантователя | |
RU2015106854A (ru) | Способ и система, относящиеся к развитию стратегии извлечения углеводородов | |
RU2014109943A (ru) | Система и способ для определения характеристик геологической среды, включая оценивание неопределенности | |
RU2016115039A (ru) | Решающее устройство эйконала для квази продольных волн в анизотропной среде | |
RU2016102698A (ru) | Способ и система для калибровки статической модели геологической среды с использованием исследования проницаемости | |
RU2018108649A (ru) | Система и инструмент для увеличения точности прогноза модели зрелых месторождений | |
RU2015142104A (ru) | Бессеточное моделирование условий речно-дельтовой среды | |
RU2015111449A (ru) | Система и способ для определения метрики значения информации, полученной из апостериорного распределения, генерированного через стохастическую инверсию | |
FR3040809A1 (ru) | ||
RU2015134392A (ru) | Способ моделирования подземного объема | |
RU2015136466A (ru) | Определение пути движения флюида | |
RU2010122168A (ru) | Оценка потока текучей среды в пласте-коллекторе | |
RU2015111519A (ru) | Система и способ для определения вероятности успешности скважины с использованием стохастической инверсии | |
Lagasca et al. | Modelling Gas Injection for Enhanced Oil Recovery in Deepwater Fields | |
Basos et al. | Bathymetry interpolation for hydrodynamic modeling | |
Calderón | Spatio-temporal modeling of environmental processes derived from the economic activity |