RU2281384C2 - Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара - Google Patents
Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара Download PDFInfo
- Publication number
- RU2281384C2 RU2281384C2 RU2002122397/03A RU2002122397A RU2281384C2 RU 2281384 C2 RU2281384 C2 RU 2281384C2 RU 2002122397/03 A RU2002122397/03 A RU 2002122397/03A RU 2002122397 A RU2002122397 A RU 2002122397A RU 2281384 C2 RU2281384 C2 RU 2281384C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- block
- data
- production
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 126
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 109
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 71
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 230000006872 improvement Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 284
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 231
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 79
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 59
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 54
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 53
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 38
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 35
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 32
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 27
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 26
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims description 24
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 21
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 16
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 claims description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 14
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 claims description 13
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 10
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims description 9
- 238000010206 sensitivity analysis Methods 0.000 claims description 7
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000013589 supplement Substances 0.000 claims description 2
- 101100377706 Escherichia phage T5 A2.2 gene Proteins 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 22
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 11
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract description 7
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 71
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 69
- 230000008569 process Effects 0.000 description 50
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 34
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 238000012552 review Methods 0.000 description 30
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 29
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 27
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 18
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 15
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 14
- 238000012502 risk assessment Methods 0.000 description 14
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 12
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 12
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 11
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 9
- 230000009471 action Effects 0.000 description 8
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 7
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 7
- 230000006870 function Effects 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 5
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 5
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000005272 metallurgy Methods 0.000 description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 230000000779 depleting effect Effects 0.000 description 3
- 238000000892 gravimetry Methods 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000013439 planning Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 238000012384 transportation and delivery Methods 0.000 description 3
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 238000012550 audit Methods 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 2
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000008571 general function Effects 0.000 description 2
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000013211 curve analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000011234 economic evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000004973 liquid crystal related substance Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000000135 prohibitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000012958 reprocessing Methods 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000001953 sensory effect Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003442 weekly effect Effects 0.000 description 1
- -1 well bores Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
- G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q10/00—Administration; Management
- G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
- G01V2210/612—Previously recorded data, e.g. time-lapse or 4D
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/80—Management or planning
- Y02P90/84—Greenhouse gas [GHG] management systems
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Strategic Management (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Economics (AREA)
- Human Resources & Organizations (AREA)
- Entrepreneurship & Innovation (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Tourism & Hospitality (AREA)
- Marketing (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Game Theory and Decision Science (AREA)
- Educational Administration (AREA)
- Development Economics (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Animal Husbandry (AREA)
- Agronomy & Crop Science (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Primary Health Care (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Supply Devices, Intensifiers, Converters, And Telemotors (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Metal-Oxide And Bipolar Metal-Oxide Semiconductor Integrated Circuits (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Control Of Vehicles With Linear Motors And Vehicles That Are Magnetically Levitated (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам всеобъемлющей оптимизации пластового резервуара. Техническим результатом является максимизация добычи из пластового резервуара газа и/или нефти. Для этого способ включает а) определение первоначальных параметров пластового резервуара путем выполнения, по меньшей мере, одного этапа осуществления геологического моделирования, b) анализ полученных параметров пластового резервуара для генерирования первоначального плана разработки пластового резервуара, с) определение количества скважин, которые нужно пробурить, и определение их расположения на основе указанного плана, d) бурение скважин в определенных положениях, е) осуществление первого набора измерений в пластовом резервуаре при помощи систем сбора данных повторного ввода или/и измерителей постоянного давления, или/и датчиков оценки месторождения, расположенных внутри и снаружи обсаженных скважин для получения высокоинтенсивных данных мониторинга для текущего контроля рабочих характеристик пластового резервуара, f) осуществление второго набора измерений в пластовом резервуаре с получением низкоинтенсивных данных мониторинга для дополнительного текущего контроля рабочих характеристик резервуара, причем второй набор измерений производят путем редких (случайных) измерений промежутков времени, g) суммирование высокоинтенсивных данных мониторинга и низкоинтенсивных данных мониторинга, при этом по полученному результату судят о необходимости усовершенствования первоначального плана разработки пластового резервуара, h) повторение этапов b)-g) после формирования усовершенствованного плана до получения результата измерений, свидетельствующего об истощении резервуара. 5 з.п. ф-лы, 16 ил.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ ДЛЯ СОЗДАНИЯ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способу, известному как "Всеобъемлющая оптимизация пластового резервуара", который предусматривает текущий контроль и корректировки добычи жидких и газовых отложений из подповерхностных геологических формаций. Он предусматривает текущий контроль состояния отложений флюидов и газа в подповерхностных геологических формациях и контроль местоположения и использования материальных ресурсов и темпов добычи для максимизации добычи таких отложений из подповерхностных геологических формаций.
В течение промыслового цикла нефти и газа, добываемых из месторождений пластового резервуара в геологических формациях, следуют определенные стадии, которые включают в себя поисково-разведочные работы, экспертизу, разработку пластового резервуара, снижение добычи и упразднение пластового резервуара. Для того чтобы правильно распределить ресурсы и гарантировать соответствие пластового резервуара его производственному потенциалу, на каждой из этих стадий должны быть сделаны правильные решения. На ранних стадиях цикла периода эксплуатации почти полностью игнорируют распределение внутренних свойств в пластовом резервуаре. По мере продолжения разработки собирают разные виды данных пластового резервуара, например сейсмические данные, каротажные диаграммы и промысловые данные. Эти данные пластового резервуара комбинируют для получения понимания распределения свойств пластового резервуара в земной формации. Таким образом, осмысление данных пластового резервуара является ключом к принятию адекватных решений в части менеджмента пластового резервуара.
Различные способы, соответствующие предшествующему уровню техники, которые используются для менеджмента пластового резервуара, описаны в многочисленных книгах и статьях технических журналов, указанных, например, в литературном обзоре, приведенном в конце описания этой заявки.
Например, в способе менеджмента пластового резервуара, описанного в книге Сэттера и Такура, указанной в литературном обзоре, приведенном ниже, сначала идентифицируют кратковременные и долгосрочные цели менеджмента газового или нефтяного пластового резервуара. Множество данных, которые затем собирают о пластовом резервуаре, используют для разработки плана менеджмента пластового резервуара, называемого также планом разработки. Затем план разработки реализуют путем бурения скважин, установки темпов нагнетания и добычи для пластового резервуара и выполнения технологических операций ремонтных работ. По мере добычи нефти и/или газа из пластового резервуара получают новые данные и цели и планы разработки по менеджменту пластового резервуара периодически переоценивают для максимизации добычи газа и/или нефти из резервуара. Когда пластовый резервуар истощается, цели и планы разработки изменяют и пластовый резервуар фактически упраздняют.
В некоторых патентах США, например, описаны и заявлены различные этапы определения местоположения и разработки пластовых резервуаров, но без ограничения сбором данных о пластовом резервуаре, например сейсмических данных, каротажных диаграмм и промысловых данных, определением места бурения скважин, контролированием производительности добычи из скважин и максимизиции темпа добычи из отдельных скважин и из пластового резервуара в целом. Некоторые из этих патентов описаны в следующих разделах.
В патенте США №5992519, выданном Рамакришнану и др., описан способ и технические средства для текущего контроля и управления множеством эксплуатационных нефтяных скважин для удовлетворения заданных обновляемых критериев добычи. Модель нефтяного пластового резервуара используют вместе с инструментом моделирования коллектора для определения стратегии добычи, с помощью которой нефть контролируемо добывают из пластового резервуара при использовании проточных клапанов. Информацию, собираемую в результате регулировок проточных клапанов, используют для усовершенствования модели пластового резервуара. Нефтяные скважины бурят на основе установленной стратегии добычи, а скорости движения флюидов из скважин регулируют на основе поддающейся изменению стратегии добычи.
В патенте США №5706896, выданном Табелу и др., описана система для управления и/или текущего контроля множества эксплуатационных скважин из удаленного местоположения. Система управления состоит из множества размещаемых в скважине электронно-управляемых электромеханических устройств и множества поверхностных компьютерных систем, управляемых из множества местоположений. Эта система имеет способность прогнозирования будущего профиля потока множества скважин и текущего контроля и регулирования движения флюидов или газа из формации в скважину или из скважины к поверхности. Эта система управления способна также принимать и передавать данные из множества удаленных местоположений, например, в скважине, или от других платформ, или из местоположения, отстоящего от любого места бурения скважины.
В патенте США №5732776, выданном Табелу и др., описана другая аналогичная система для управления и/или текущего контроля множества эксплуатационных скважин из удаленного местоположения. Многозонная и/или многоскважинная система управления состоит из множества размещаемых в скважине электронно-управляемых электромеханических устройств и множества поверхностных компьютерных систем, управляемых из множества местоположений. Эта система имеет способность прогнозирования будущего профиля потока множества скважин и текущего контроля и регулирования движения флюидов или газа из формации в скважину или из скважины к поверхности. Эта система управления способна также принимать и передавать данные из множества удаленных местоположений, например, в скважине, или от других платформ, или из местоположения, отстоящего от любого места бурения скважины.
В патенте США №5975204, выданном Табелу и др., описана и заявлена устанавливаемая в эксплуатационной скважине система управления для автоматического управления скважинными инструментами в ответ на измеряемые выбранные скважинные параметры без начального управляющего сигнала с поверхности или из некоторого другого внешнего источника.
В патенте США №4757314, выданном Аубину и др., описано устройство для управления и текущего контроля оборудованием устья скважины, погруженным в воду. Эта система содержит множество датчиков, множество электромеханических клапанов и электронных систем управления, которые имеют связь с датчиками и клапанами. Электронная система управления установлена в водонепроницаемой оболочке, а водонепроницаемая оболочка погружена под воду. Электроника, расположенная в погруженной оболочке, контролирует и управляет работой электромеханических клапанах на основе входных сигналов, поступающих от датчиков. В частности, электроника в оболочке использует решение, дающее возможность микропроцессору осуществлять текущий контроль целостности кабеля от поверхности к оборудованию в устье скважины так, чтобы автоматическое открывание или закрывание клапанов прерывало имеющуюся линию.
В патенте США №4633954, выданном Диксону и др., описан полностью программируемый микропроцессорный контроллер, который осуществляет текущий контроль скважинных параметров, например давления и потока, и управляет технологической операцией нагнетания газа в скважину, выходного потока флюидов из скважины или запиранием скважины для максимизиции выхода из скважины. Эта особая система, содержащая батарею, обеспечивающую электропитание твердотельных схем, имеет клавиатуру, программируемую память, микропроцессор, схемы управления и жидкокристаллический дисплей.
В патенте США №5132904, выданном Лэмпу, описана система, аналогичная системе, описанной в патенте США №4633954, в которой контроллер содержит последовательные и параллельные каналы связи, через которые проходят все коммуникации к контроллеру и от него. Переносные устройства или портативные компьютеры могут получать доступ к контроллеру. Телефонный модем или телеметрическая связь с центральным компьютером также могут быть использованы для обеспечения возможности дистанционного доступа к нескольким контроллерам.
В патенте США №4969130, выданном Вейсону и др., описана система текущего контроля содержания флюидов нефтяного пластового резервуара, в которой модель пластового резервуара используют для прогнозирования движения флюидов в пластовом резервуаре, осуществляют проверку модели пластового резервуара путем сравнения синтетических сейсмограмм с наблюдаемыми сейсмическими данными. Если синтетический выход, прогнозируемый моделью, согласуется с наблюдаемыми сейсмическими данными, то считают, что пластовый резервуар смоделирован правильно. А если нет, то модель пластового резервуара, в частности его описание, обновляют до тех пор, пока не будет прогнозироваться наблюдаемая сейсмическая реакция. Сейсмический обзор может периодически повторяться в течение всего времени эксплуатации пластового резервуара и методики, используемой для обновления модели коллектора, для того, чтобы гарантировать, что исправленное описание пластового резервуара прогнозирует наблюдаемые изменения в сейсмических данных и, следовательно, отражает текущее состояние насыщенностей флюидами.
В патенте США №5586082, выданном Андерсену и др., описан способ идентификации подповерхностной миграции флюидов и пути дренажа в пластовых резервуарах нефти и газа и среди пластовых резервуаров нефти и газа при использовании получения трехмерных и четырехмерных сейсмических изображений. В этом способе используют как отдельные сейсмические разведки (трехмерные), так и множественные сейсмические разведки, разделенные по времени (четырехмерные) интересующей области для определения путей крупномасштабной миграции в седиментационных бассейнах и мелкомасштабной дренажной структуры и областей нефть-вода-газ в отдельных нефтяных пластовых резервуарах.
В патенте США №5798982, выданном Хи и др., описан способ картографирования и количественного представления доступных углеводородов в пластовом резервуаре, являющийся полезным для разведки углеводородов и менеджмента пластового резервуара.
Хотя в этих патентах отдельно описаны различные аспекты, связанные с определением местоположения пластовых резервуаров, определением местоположения мест для бурения скважин, управлением производительностью добычи из скважин и с попытками максимизации темпа добычи для отдельных скважин и пластового резервуара в целом, ни в одном из процитированных выше патентов, соответствующих предшествующему уровню техники, или в других патентах или другой литературе не предлагается или описывается интегрирование всех этих многих функций в более комплексный способ для максимизации добычи газа и/или нефти из всего пластового резервуара.
Таким образом, имеется потребность в новом и более комплексном способе менеджмента нефтяного и/или газового пластового резервуара для максимизации добычи из пластового резервуара газа и/или нефти.
Кроме того, на предшествующем уровне техники план разработки создавался для первого месторождения пластового резервуара, оператор принимал решение из ряда альтернатив доступных для него в отношении первого месторождения пластового резервуара и затем оператор выполнял конкретный технологический процесс в первом месторождении пластового резервуара. В этом месте оператор фокусировал свое внимание на втором месторождении пластового резервуара или второй характеристике, позволяя в то же самое время первому месторождению пластового резервуара управляться служебным персоналом месторождения и обслуживающим техническим персоналом. Первое месторождение пластового резервуара не привлекало какого-либо особого внимания в течение нескольких лет, если начатые дела шли плохо в этом первом месторождении пластового резервуара. Оператор затем вновь фокусировал свое внимание на первом месторождении пластового резервуара и отвечал на вопрос, как результирующая активность или результаты, полученные из первого месторождения пластового резервуара, или характеристики отличаются от первоначальных ожиданий оператора в отношении этого первого месторождения пластового резервуара. Помимо этого, оператор начинал исследование, чтобы установить, что случилось с первым месторождением пластового резервуара. Такой процесс типа "удачи и промаха" отражает только спорадический интерес к характеристике первого месторождения пластового резервуара.
Соответственно, в вышеуказанной потребности получения нового и более комплексного способа менеджмента нефтяного и/или газового пластового резервуара имеется дополнительная необходимость в обеспечении более организованного, эффективного и автоматизированного технологического процесса автоматического обновления на периодической основе первоначального плана разработки для первой характеристики месторождения пластового резервуара, когда первоначально приняты результирующая активность или результаты, полученные из первой характеристики. Как результат, может быть создан новый план разработки для первой характеристики и новый план разработки может быть реализован в связи с тем, что первая характеристика следует за получением результатов или результирующей активности из первой характеристики.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ
В соответствии с этим первичной задачей настоящего изобретения является разработка нового и более комплексного способа менеджмента пластового резервуара флюидов или газа.
В соответствии с вышеуказанной первичной задачей настоящего изобретения разработан более комплексный способ менеджмента пластового резервуара флюидов или газа. Новый способ, соответствующий настоящему изобретению, менеджмента пластового резервуара флюидов или газа будет максимизировать добычи нефти или газа из пластового резервуара путем сведения вместе всех доступных данных для выполнения функции, которая отныне будет называться "всеобъемлющей оптимизацией пластового резервуара" или "IRO" (товарный знак Шлумбергера). Способ "всеобъемлющей оптимизации пластового резервуара", соответствующий настоящему изобретению, для менеджмента пластового резервуара флюидов и/или газа предусматривает реализацию технологического процесса, включающего в себя непрерывное усилие максимизации величины свойств пластового резервуара. Эту задачу максимизации величины свойств осуществляют путем разработки первоначального плана разработки, частичным выполнением первоначального плана разработки, исследованием набора результатов, полученного из этапа выполнения, и подтверждения того, что набор результатов фактически согласуется с первоначальным набором прогнозов. Если результаты согласуются с первоначальным набором прогнозов, то следующий этап предусматривает продолжение выполнения первоначального плана разработки. Когда первоначальный план разработки выполнен, выполняют этап повседневного текущего контроля и технического надзора для отслеживания и текущего контроля свойств. В качестве части выполнения первоначального плана разработки сбор подробных данных и программу сбора данных реализуют для генерирования нового набора данных для получения как можно больше информации относительно реакции свойств пластового резервуара на действия, оказываемые операторами на свойства. Устанавливается петля обратной связи, благодаря которой новый набор данных (который был собран в течение вышеуказанного этапа сбора данных) доступен для частей, которые первоначально предназначались для первоначального плана разработки с целью: (1) объединения нового набора данных в предварительных интерпретациях, (2) получение новых интерпретаций, которые являются необходимыми и затем (3) изменение первоначального плана разработки в "действующем и итеративном процессе" для генерирования другого плана разработки. Таким образом, "действующий и итеративный процесс" включает в себя этапы: (1) разработку первоначального плана разработки пластового резервуара, (2) исполнение первоначального плана разработки, (3) улучшение путем осуществления сбора и получения данных для получения новых данных в ответ на этап исполнения, (4) повторную разработку нового плана разработки пластового резервуара на основе вновь собранных данных в процессе осуществления этапа исполнения, (5) повторное исполнение нового плана разработки, (6) повторное улучшение путем выполнения дополнительного сбора и получения данных для получения новых данных в ответ на этап повторного исполнения и так далее. Таким образом, первоначальный план разработки не отбрасывают, а делают усовершенствования первоначального плана разработки, поскольку первоначальный план разработки изменяют и модифицируют в ответ на вновь полученные данные. Например, первоначальный план разработки может быть изменен или модифицирован на основе того, как завершены скважины, или как пробурены многие скважины или где расположены скважины и так далее. Однако в соответствии с одним элементом настоящего изобретения "различные типы данных" получают в ответ на измерения, сделанные на пластовом резервуаре в процессе ресурса пластового резервуара. Диапазон этих "различных типов данных" от "первого типа данных", которые получают из нерегулярных цейтраферных измерений, которые делают "редко", до "второго типа данных", которые получают из непрерывных измерений, которые делают "часто" посредством постоянно установленных систем. На предшествующем уровне техники работу пластовых резервуаров подвергали текущему контролю только на основе измерений, которые делают "редко", и результаты использовали для изменения плана разработки пластового резервуара с некоторыми временными интервалами. В противоположность этому, в соответствии с настоящим изобретением работу пластовых резервуаров подвергают текущему контролю и данные собирают на основе измерений, которые делают "часто" (для скважин и технических средств) и "редко" (для повторного каротажа и макроскопических измерений пластового резервуара). Кроме того, эти "различные типы данных" также классифицируют в пространственном масштабе от "данных локального текущего контроля скважины/поверхности" до "измерений более глобального текущего контроля в масштабе пластового резервуара". Примеры систем или оборудования, которые собирают "данные локального текущего контроля скважины/поверхности", включают в себя системы для повторного каротажа, постоянные манометры, датчики оценки формации, устанавливаемые внутри и вне обсаженных скважин. Следует отметить, что такое оборудование описано в работах Бэбура, Табела, Джонсона и Бусси, которые указаны в литературном обзоре, приведенном в конце этого описания. Примеры систем или оборудования, которые осуществляют "измерения глобального текущего контроля в масштабе пластового резервуара", включают в себя системы, использующие цейтраферные или сейсмические данные, системы, использующие гравиметрию, системы, использующие электрические и акустические измерения в глубь и поперек скважин, как описано в ссылках на Педерсена, Бэбура и Хи, которые указаны в Литературном обзоре, приведенном в конце этого описания. В соответствии с этим входящие потока "различных типов данных", которые получают из измерений, сделанных на пластовом резервуаре в течение ресурса этого пластового резервуара, получены из измерений, сделанных в процессе: (1) отличающихся временных масштабов сбора и (2) отличающихся пространственных масштабов охвата. Способы, описанные в работе Сэттера (ссылка 17 в литературном обзоре) и соответствующих публикациях, не являются полностью адекватными, поскольку такие способы не ассимилируют все эти "различные типы данных". Способ "всеобъемлющей оптимизации пластового резервуара", соответствующий настоящему изобретению, для менеджмента пластового резервуара флюидов и/или газа будет ассимилировать все эти "различные типы данных" для оптимизации общих характеристик нефтяных и газовых пластовых резервуаров. В дополнении к "плану разработки пластового резервуара" существует "повседневный рабочий план". Долгосрочный "плана разработки пластового резервуара" постоянно усовершенствуется в ответ на данные, получаемые на основе (1) измерений на пластовом резервуаре, которые делают "редко" (то есть нерегулярных цейтраферных измерений) и (2) измерений на пластовом резервуаре, которые делают "часто" (то есть непрерывных измерений, делаемых с помощью постоянно установленных систем). Кроме того, "повседневный рабочий план" постоянно усовершенствуется в ответ на долгосрочный "план разработки пластового резервуара". Как результат непрерывно совершенствующегося "повседневного рабочего плана" из "плана разработки пластового резервуара" в ответ на два типа вышеуказанных измерений, делаемых "часто" и "редко", получают более точное определение "двух параметров": (1) местоположение подземных отложений углеводородов и (2) распределение давления в подповерхностных геологических формациях. Когда эти "два параметра" оптимизированы, оптимизируют также следующие "дополнительные параметры": число скважин, завершения скважин, взаимное влияние скважин и планы добычи. Если эти "дополнительные параметры" оптимизированы, максимизируется добыча нефти и/или газа из нефтяного или газового пластового резервуара.
В соответствии с этим первым аспектом настоящего изобретения является способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара, в котором выполняют следующие этапы:
a) определения первоначальных параметров пластового резервуара путем выполнения, по меньшей мере, одного этапа осуществления геологического моделирования (геометризации);
b) анализа полученных параметров пластового резервуара для генерирования первоначального плана разработки пластового резервуара;
c) определения количества скважин, которые нужно пробурить, и определение их расположения на основе указанного плана;
d) бурения скважин в определенных положениях;
e) осуществления первого набора измерений в пластовом резервуаре при помощи систем сбора данных повторного ввода или/и измерителей постоянного давления, или/и датчиков оценки месторождения, расположенных внутри и снаружи обсаженных скважин для получения высокоинтенсивных данных мониторинга для текущего контроля рабочих характеристик пластового резервуара;
f) осуществления второго набора измерений в пластовом резервуаре с получением низкоинтенсивных данных мониторинга для дополнительного текущего контроля рабочих характеристик резервуара, причем второй набор измерений производят путем редких (случайных) измерений промежутков времени;
g) суммирования высокоинтенсивных данных мониторинга и низкоинтенсивных данных мониторинга, при этом по полученному результату судят о необходимости усовершенствования первоначального плана разработки пластового резервуара;
h) повторения этапов b)-g) после формирования усовершенствованного плана до получения результата измерений, свидетельствующего об истощении резервуара.
Кроме того, в указанном способе на этапе (е) осуществления первого набора измерений в пластовом резервуаре для получения высокоинтенсивных данных мониторинга для текущего контроля рабочих характеристик пластового резервуара выполняют следующие этапы:
(е1) получения, аккумулирования и контроля качества данных высокоинтенсивного текущего контроля;
(е2) использования указанных данных высокоинтенсивного текущего контроля для оценки одной скважины или области из нескольких скважин и возврата на этап (b);
(е3) использования указанных данных высокоинтенсивного текущего контроля для оценки глобального месторождения или пластового резервуара, и выполняют этап (f), если план разработки пластового резервуара должен быть усовершенствован или если должны быть получены новые данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара, и возвращаются на этап (b), если план разработки пластового резервуара не должен быть усовершенствован или если не должны быть получены новые данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара.
Дополнительно в указанном способе на этапе (f) осуществления второго набора измерений в пластовом резервуаре с получением низкоинтенсивных данных мониторинга для дополнительного текущего контроля выполняют следующие этапы:
(f1) определения, 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,
(f2) получения новых данных низкоинтенсивного текущего контроля, если определено, что данные низкоинтенсивного текущего контроля должны быть получены и новые измерения введут новую информацию,
(f3) усовершенствования модели пластового резервуара, если новые данные низкоинтенсивного текущего контроля не должны быть получены посредством новых измерений,
(f4) обновления прогноза добычи и экономического анализа, если модель пластового резервуара усовершенствована или если в процессе осуществления этапа (f2) получены данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара.
Кроме того, на этапе (а) определения первоначальных параметров пластового резервуара выполняют этап (а1) выполнения сбора, контроля качества и анализа данных, который включает в себя следующие стадии:
(а1.1) сбора вместе первого набора данных, относящихся к исследуемому месторождению конкретного пластового резервуара, в плане исследования, и затем сбора 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,
(а1.2) подтверждения, что множество данных в базе данных совместимы друг с другом, и генерируют в соответствии с этим верифицированную базу данных, имеющую множество данных,
(а1.3) подтверждения 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 корректируют объем указанного плана исследования.
Дополнительно, на этапе (а) определения первоначальных параметров пластового резервуара выполняют этап (а2) выполнения предварительного проектирования, который включает в себя следующие стадии:
(а2.1) узнавания "набора свойств флюидов" в модели свойств флюидов пластового резервуара, сравнения давлений пластового резервуара в наборе данных обзора давлений пластового резервуара, если известен "набор свойств флюидов", и корректирования давлений пластового резервуара до общего уровня приведения, и получают скорректированную "картину изменения во времени давления пластового резервуара", которая отражает картину изменения во времени давления пластового резервуара, скорректированную до общего уровня приведения,
(a2.2) генерирования скорректированной "картины изменения во времени добычи и нагнетания" скважины в ответ на набор свойств флюидов и сообщаемую добычу пластового резервуара,
(а2.3) проведения 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,
(а2.4) определения набора картин изменения по времени характеристик бурения и завершения скважин, которые определяют, где набор скважин пробурен и как скважины пробурены и завершены,
(а2.5) определения совокупности возможностей увеличения добычи в ответ на испытания скважин этапа (а2.3) и картин изменения во времени бурения и завершения скважин этапа (а2.4) для идентификации того, какие немедленные возможности существуют для стимулирования скважины или монтажа насоса, которые приведут к более высоким темпам добычи,
(а2.6) выполнения 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,
Кроме того, на этапе (а2) выполнения предварительного проектирования дополнительно выполняют следующие этапы:
(а2.7) определения потенциала возрастающего темпа и добычи для оценки возрастающих темпов добычи нефти и потенциала добычи нефти, связанных с возможностями увеличения добычи,
(а2.8) определения необходимости проведения ремонта завершения и руководящих принципов загущения, приспособленных для текущего контроля влияния ремонта завершения или рабочего плана загущения, генерирования дополнительных промысловых данных, определения того, корректны ли возможности увеличения добычи, и повторного проектирования проведения ремонта завершения и руководящих принципов загущения в ответ на это,
(а2.9) определения в модели относительной проницаемости и насыщения капиллярного давления, реологических свойств нефти, газа и воды, когда они все одновременно существуют в пластовом резервуаре,
(а2.10) исследования, в "секторной модели" одной скважины или пластового резервуара, характерных механизмов пластового резервуара и влияния механизмов на структуру модели всего месторождения,
(а2.11) использования в связи с чувствительностью механизма пластового резервуара, альтернативных сетчатых описаний с помощью одной из "секторных моделей" и определения того, какое "конкретное альтернативное сетчатое описание" лучше представляет механизм, который существует в месторождении пластового резервуара,
(а2.12) относительно критериев проектирования модели пластового резервуара определения, что должно быть сделано для правильного проектирования модели пластового резервуара, и получения 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".
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Полное понимание настоящего изобретение будет получено из детализированного описания предпочтительного варианта осуществления, приведенного ниже и сделанного со ссылкой на сопроводительные чертежи, которые даны только для иллюстрации и не предназначены для ограничения настоящего изобретения.
Фиг.1 - иллюстрация одного способа, соответствующего предшествующему уровню техники, менеджмента газового или нефтяного пластового резервуара.
Фиг.2 - иллюстрация детализированной структуры блока 11 плана разработки, приведенного на фиг.1.
Фиг.3 - иллюстрация альтернативной структуры блока 24 блока плана разработки, приведенного на фиг.2.
Фиг.4 - иллюстрация нового способа по отношению к способу, соответствующему предшествующему уровню техники, иллюстрируемому на фиг.1, менеджмента газового или нефтяного пластового резервуара, соответствующего описанию настоящего изобретения.
Фиг.5 - иллюстрация детализированной структуры блока 44 "работа/текущий контроль", показанного на фиг.4.
Фиг.6 - иллюстрация детализированной структуры блока 45 "текущий контроль, ассимиляция данных и усовершенствование модели пластового резервуара ", показанного на фиг.4.
Фиг.7 имеет верхнюю половину и нижнюю половину, разделенные треугольником решения "числовая модель прогноза", причем верхняя половина фиг.7 представляет собой иллюстрацию детализированной структуры блока 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара", показанного на фиг.4, а нижняя половина фиг.7 представляет собой иллюстрацию детализированной структуры блока 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара", показанного на фиг.4.
Фиг.8 - иллюстрация детализированной структуры блока "сбор, контроль качества и анализ данных", показанного на фиг.7.
Фиг.9А и фиг.9В - иллюстрация детализированной структуры блока "предварительное проектирование", показанного на фиг.7.
Фиг.10А и фиг.10В - иллюстрация детализированной структуры блока "геологическое моделирование", показанного на фиг.7.
Фиг.11А и фиг.11В - иллюстрация детализированной структуры блока "исследование числовой модели", показанного на фиг.7.
Фиг.12А и фиг.12В - иллюстрация детализированной структуры блока "исследование теоретической модели", показанного на фиг.7.
Фиг.13А и фиг.13В - иллюстрация детализированной структуры блока "прогнозы добычи и резервов", показанного на фиг.7.
Фиг.14А и фиг.14В - иллюстрация детализированной структуры блока "требования технических средств", показанного на фиг.7.
Фиг.15А и фиг.15В - иллюстрация детализированной структуры блока "рассмотрения окружающей среды", показанного на фиг.7.
Фиг.16А и фиг.16В - иллюстрация детализированной структуры блока "анализ экономики и риска", показанного на фиг.7.
ДЕТАЛИЗИРОВАННОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОГО ВАРИАНТА ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ
На фиг.1 иллюстрируется один способ, соответствующий настоящему изобретению, менеджмента газового или нефтяного пластового резервуара (как описано в книге Скаттера и Такура, на которую имеется ссылка в литературном обзоре, приведенном ниже). На фиг.1 показана последовательность основных этапов, предусматривающих менеджмент пластового резервуара. Эти этапы предусматривают этап 10 установки стратегии, этап 11 генерирования плана разработки, этап 12 приведения (плана) в исполнение, этап 13 текущего контроля, этап 14 оценки, этап 16 определения, согласуются ли рабочие характеристики пластового резервуара с планом, этап 15 изменения и этап 17 завершения. Ниже будет детализировано описан каждый из этих этапов или блоков, показанных на фиг.1.
Блок 10, установка стратегии
Как следует из фиг.1, процесс начинается с этапа 10 установки стратегии, в котором устанавливают кратковременные и долгосрочные стратегии и цели менеджмента пластового резервуара. Это предусматривает анализ основных элементов характеристик пластового резервуара, как, в общем, определяется из данных, получаемых в результате проведения сейсмокаротажных работ, общих данных об окружающей среде пластового резервуара и доступной технологии для разработки пластового резервуара. Хотя нельзя иметь постоянной стратегии, тем не менее, можно умозрительно иметь несколько альтернативных стратегий, каждая из которых будет направлена на достижение одной цели: добывать конкретно число баррелей или миллионов кубических футов в день нефти или газа из конкретного пластового резервуара. Кроме того, можно иметь конкретный план-график для достижения вышеуказанных темпов добычи.
Блок 11, план разработки
Как следует из фиг.1, на этапе, указанном в блоке 11, план разработки, составляют план разработки. Он предусматривает интегрирование различных данных, которые имеются о пластовом резервуаре (например, сейсмические данные, каротажные диаграммы (диаграммы геофизических исследований скважин), образцы кернов, геологическая информация, промысловые данные) и разработку логичного технического плана будущего менеджмента пластового резервуара. В связи с блоком 11, план разработки, получают любую информацию, доступную в отношении конкретного источника или оцениваемого пластового резервуара, пополняют эту информацию данными, доступными из аналогичных систем для выработки комплексного плана разработки, который представляет собой план разработки этого конкретного источника на основе стратегии, установленной в течение этапа, указанного в блоке 10, установка стратегии.
Блок 12, приведение в исполнение
В блоке 12, приведение в исполнение, приводят в исполнение вышеупомянутый план разработки. Этот "этап приведения в исполнение" предусматривает проектирование и бурение новых скважин, установку дебитов скважин или выполнения технологических операций по увеличению дебита скважин, например цементирование под давлением, кислотная обработка, гидравлический разрыв пласта нагнетанием жидкости под большим давлением, обработки гелем и трубчатый ремонт, которые известны на предшествующем уровне техники. В течение этапа приведения плана разработки в исполнение осуществляют выход в месторождение и предпринимают действия, которые необходимы для установления системы подготовки продукции скважин, стволов скважин, транспортных средств, которые будут способны удовлетворять осуществлению вашей стратегии.
Блок 13, текущий контроль, и блок 14. оценивание
Когда план разработки реализуют в течение выполнения этапа 12 приведения плана разработки в исполнение, получают и собирают новые данные в течение этапа, указанного в блоке 13, текущего контроля, и, следуя этапу сбора данных, план разработки непрерывно переоценивается в процессе выполнения этапа оценивания, указанного в блоке 14. Всякий раз когда бурят новую скважину или всякий раз когда в пластовый резервуар вводят что-либо новое, получают больше информации о характеристиках пластового резервуара. Этап 13 текущего контроля является очень важным на ранних стадиях, поскольку на них принимают решения о капиталовложениях и делают заключение о том, как эффективно ваш капитал может быть использован. В течение этапа оценивания, указанного в блоке 14, принимают данные, полученные в процессе выполнения этапа текущего контроля, указанного в блоке 13, делают попытку "связать все данные вместе". То есть все полученные данные ассимилируются и "связываются вместе" для получение картины того, как выглядит пластовый резервуар, или иными словами для определения характеристик пластового резервуара. Например, в течение этапа оценивания, указанного в блоке 14, мы спрашиваем "как мы согласовываем то, как работают наши скважины со всей другой информацией, которую мы получили из других источников, включая сейсмические данные, скважины, завершение испытания скважин на продуктивность.
Треугольный блок 16 принятия решения, согласование плана с рабочими характеристиками
Как следует из фиг.1, в том случае, если конечные рабочие характеристики пластового резервуара больше не согласуются с планом разработки пластового резервуара или если изменяются другие условия, то принимают решение о возврате через блок 15 этапа изменения к более раннему этапу разработки плана, указанному в блоке 11 для изменения и повторного генерирования нового плана разработки пластового резервуара. Как результат из треугольного блока 16 принятия решения согласования плана с рабочими характеристиками принимается решение "Нет". Более конкретно, из этапа оценивания, указанного в блоке 14, изучается первоначальный план разработки. В соответствии с первоначальным планом разработки нам необходимо выполнять некоторые действия для реализации нашей стратегии получения первого числа баррелей в день из пластового резервуара. Однако пластовый резервуар фактически дает второе число баррелей в день из пластового резервуара, которое не равно первому числу баррелей в день. Получив набор новых данных о пластовом резервуаре, мы задумываемся о том, как мы изменяем первоначальный план разработки, принимая во внимание эту новую информацию. То есть при оценке новых данных или информации возникает необходимость в новой разработке пластового резервуара, которая отличается от первоначальной разработки, описанной в первоначальном плане разработки. Следовательно, первоначальный план разработки должен быть изменен, чтобы получить новый план разработки так, чтобы новый план разработки мог быть приведен в соответствие с новыми данными или информацией. Иначе говоря, хотя пластовый резервуар сам по себе никогда не изменяется, изменяется ваша интерпретация пластового резервуара. Когда в пластовом резервуаре пробурены первые три скважины, ваше понимание характеристик пластового резервуара (то есть на что похож пластовый резервуар), очевидно, меньше, чем это будет позднее, когда вы пробурите дополнительные скважины и проведете множество сейсмических испытаний на пластовом резервуаре и получите дополнительные данные, которые определяют параметры пластового резервуара. Таким образом, при получении в отношении характеристик пластового резервуара дополнительных данных, знаний и понимания план разработки должен быть соответственно изменен.
В результате, как следует из фиг.1, в треугольном блоке 16 принятия решения на этапе согласования плана с рабочими характеристиками принимается решение "Нет" и приводится в исполнение этап изменения, указанный в блоке 15, для осуществления изменения первоначального плана разработки для получения нового плана разработки.
Этап 17, завершение
Позднее, если дополнительные новые данные или информация, оцененные в процессе выполнения этапа оценивания, указанного в блоке 14, согласуются с новым планом разработки, осуществляется переход к этапу завершения, указанному в блоке 17. То есть в процессе реализации этапа завершения, указанного в блоке 17, пластовый резервуар истощается и, как результат, пластовые резервуар фактически покидают. Каждый из этих блоков может содержать значительное количество работы и активности. Некоторые подробности этой работы и активности описаны в работе Сеттера, указанной в литературном обзоре. Однако рекомендуется, чтобы этап завершения, указанный в блоке 17, не заканчивался почти до конца ресурса пластового резервуара. То есть петля, иллюстрируемая на фиг.1 (состоящая из треугольного блока 16 принятия решения, этапа 15 изменения и других этапов петли, включающей в себя блоки 11, 12, 13, 14 и 16), будет пройдена множество раз на непрерывной основе в течение ресурса месторождения пластового резервуара перед истощением и оставлением пластового резервуара.
На фиг.2 иллюстрируются этапы, соответствующие предшествующему уровню техники, вовлеченные в генерирование плана разработки пластового резервуара, имеющиеся в блоке 11 плана разработки, показанном на фиг.1.
В блоке 20 "стратегии разработки и исчерпания запасов ископаемого ", показанном на фиг.2, сначала определяются этапы для реализации всей стратегии при генерировании плана разработки пластового резервуара. Более важным аспектом плана разработки пластового резервуара являются стратегии, относящиеся к исчерпанию запасов ископаемого пластового резервуара для максимизации извлечения нефти с помощью применимых способов первичного, вторичного и повышенного извлечения нефти, которые хорошо известны на предшествующем уровне техники. Эти стратегии зависят от стадии в ресурсе пластового резервуара. Когда пластовый резервуар только что обнаружен, самыми важными проблемами являются такие проблемы, как число скважин, расстановка скважин и способы добычи. Как только становится понятным механизм исчерпания запасов ископаемого пластового резервуара, если представляется нужным, необходимо исследовать вторичные и третичные способы добычи. Таким образом, стратегии разработки и исчерпания запасов ископаемого блока 20 связаны не только с размером месторождения пластового резервуара, то также с тем, где физически находится месторождение, с политической стабильностью в регионе и с любыми проблемами окружающей среды, связанными с местоположением месторождения пластового резервуара.
В блоке 21 "рассмотрения окружающей среды", показанном на фиг.2, данные, относящиеся к окружающей среде в области, где расположено месторождение пластового резервуара, собирают для определения этапов, требуемых для генерирования плана разработки пластового резервуара. Эти "рассмотрения окружающей среды" включают в себя (1) рассмотрения окружающей среды и (2) руководящие принципы и постановления федеральных и/или районных правительственных и регулятивных органов, которые должны быть удовлетворены. Например, если пластовый резервуар требует, чтобы в скважину нагнеталась вода, то рассмотрение окружающей среды горной области, окружающей скважину, связанное с тесным правительственным контролем водных ресурсов вокруг скважины, повлияет на стратегии, которые доступны для конкретного месторождения пластового резервуара.
В блоке 22 "сбор и анализ данных", приведенном на фиг.2, первоначальные данные пластового резервуара подвергаются регистрации и анализу. Эти первоначальные данные пластового резервуара получают из сейсмических данных, каротажных диаграмм (диаграмм геофизических исследований скважин), образцов кернов, геологической информации о месте расположения пластового резервуара и из другой геологической и геофизической и другой информации, собранной в процессе проведения изысканий в окрестности пластового резервуара. На ранних стадиях пластового резервуара данные, собранные из пластового резервуара, дополняют из внешних источников. Однако при реализации плана разработки вы имеет возможность собирать больше и больше данных из новых скважин или скважин, вводимых в эксплуатацию. Если план разработки совпадает с предполагаемыми темпами добычи из стволов скважин в месторождении пластового резервуара, то собранные данные, которые характеризуют месторождение пластового резервуара, включают в себя сейсмические интерпретации и интерпретации стволов скважин, измерения давления и данные измерения темпов добычи. В некоторый момент должна быть создана единая база данных, которая содержит и хранит все данные, полученные из измерений, сделанных в пластовом резервуаре в течение ресурса месторождения пластового резервуара.
В блоке 23 "геологическое моделирование", показанном на фиг.2, все вышеуказанные данные, которые были собраны в течение реализации этапов блоков 20, 21, и 22, показанных на фиг.2, интегрируют и комбинируют в блоке 23 "геологическое моделирование", представленном на фиг.2, для генерирования структурной и стратегической геологической модели пластового резервуара. Геологическую модель пластового резервуара создают из "информации", полученной из измерений образцов кернов, сейсмических данных и каротажных диаграмм. Однако эту "информацию" расширяют путем приложения известных концепций, например, условий отложения пород, последовательной стратиграфии, тектонической активности и диагенеза. Этап, указанный в блоке 23 "геологическое моделирование", осуществляют для описания характеристик пластового резервуара (то есть для описания или выяснения того, как выглядит резервуар). Например, петрофизик смотрит на данные анализа образцов кернов и коротажных диаграмм для интерпретации таких свойств, как пористость и профили насыщения водой или нефтью, геомеханики смотрят на геомеханические силы, развиваемые в пластовом резервуаре, геологи смотрят образцы кернов, взятых в пластовом резервуаре и так далее. Фаза "предварительное проектирование" (смотри фиг.7) приводит в соответствие рабочую характеристику, полученную из пластового резервуара, с характеристиками пластового резервуара, интерпретированную петрофизиком. Должно быть стремление создать когерентную модель пластового резервуара, которая соответствует всем доступным источникам данных.
В блоке 25 "исследование числовой модели", показанном на фиг.2, геологическую модель пластового резервуара, полученную в блоке 23, затем используют в блоке 25 "исследование числовой модели" для получения числовой модели потока пластового резервуара, которую используют для оценки распределения газа и/или нефти в пластовом резервуаре и его промысловый потенциал. Вспомним, что и петрофизик, и геолог, и геофизик интерпретируют данные и каждый вносит вклад в описание пластового резервуара, которое является основой для "изучения числовой модели". Петрофизик делает вклад в интерпретации данных ствола скважины. Геолог принимает эти данные ствола скважины и свои знания условий отложения пород и сейсмические интерпретации использует для определения распределения этих свойств в "пространственном описании пластового резервуара". Это "пространственное описание пластового резервуара" (которое по существу является описанием свойств) затем вводят в качестве "входных данных" в блок 25 "изучение числовой модели". После этого блок 25 "изучения числовой модели", чувствительный к этому описанию свойств, конструирует числовую модель потока, состоящую из множества сетчатых блоков, которые представляют дискретные части пластового резервуара. Фактически, сетчатая система расположена поверх вышеуказанного "пространственного описания пластового резервуара" (далее "модели"). Каждому блоку сетчатой системы, расположенному поверх "пространственного описания пластового резервуара", затем присваивают характерную совокупность свойств для представления характерной части пластового резервуара. Затем в модель встраивают стволы скважин, которые были пробурены в пластовом резервуаре. Эту модель затем тестируют с помощью соответствующего набора исторических данных пластового резервуара в процессе испытания на согласование с историей образования пластового резервуара. Если модель ведет себя не так, как показали наблюдения в месторождении, то описание модели необходимо изменить на итеративной основе так, чтобы модель, в конечном счете, воспроизводила то, что имело место в пластовом резервуаре в прошлом. В этой точке мы имеем "исторически согласованную модель пластового резервуара". Эту "исторически согласованную модель пластового резервуара" затем используют в качестве входных данных в блок 26 "прогнозирования добычи и резервов", показанного на фиг.2.
В блоке 26 "прогнозирования добычи и резервов", показанном на фиг.2, из информации в "исторически согласованной модели пластового резервуара", полученной в блоке 25 "изучение числовой модели", в блоке 26 "прогнозирования добычи и резервов", показанном на фиг.2, моделируют будущие темпы добычи. Хорошо известные способы баланса твердого стока, объемные, статистические (например, анализ кривой падения добычи), композиционные и другие числовые модели пластового резервуара с добычей при искусственном изменении физико-химических свойств нефти являются некоторыми из средств, используемых для этой цели. Из "исторически согласованной модели пластового резервуара" концептуально проектируют план разработки и устанавливают ограничения в модели. Получив идентифицированные ограничения модели, дают "прогноз добычи", используя модель, причем "прогноз добычи" представляет "производительность пластового резервуара" при конкретном плане исчерпания запасов ископаемого. После этого взглянем на "производительность пластового резервуара", которая была получена посредством использования модели, и затем определим, где имеется дефицит производительности (например, общий темп добычи может падать слишком быстро). В этот момент может существовать десять или двенадцать стратегий, которые должны быть исследованы. Из этих десяти или двенадцати альтернативных стратегий идентифицируют одну или две стратегии, которые являются наиболее обещающими, и концентрируют внимание на одной или двух этих стратегиях. После этого находят способы оптимизации деталей реализации плана разработки, связанного с одной или двумя стратегиями. Эти "прогнозы добычи и связанные с ними планы капиталовложений" являются основой реализации блока 27 "требование технических средств", показанного на фиг.2.
В блоке 27 "требование технических средств", показанном на фиг.2, "прогнозы добычи и связанные с ними планы капиталовложений" (то есть информация о будущих темпах добычи) являются необходимыми для установления требований постоянных устройств, например, но без ограничения, скважинных и поверхностных колонн насосно-компрессорных труб, насосов, сепараторов, очистительных аппаратов и наземного хранилища, которые будут необходимы для добычи нефти и/или газа из пластового резервуара. Таким образом, из вышеуказанных данных "прогнозов добычи и связанных с ними планов капиталовложений" известными становятся объемы, которые вы должны транспортировать, а также становятся известными уровни давления. Как результат становятся также известными технические средства, которые необходимы для этих конкретных объемов и уровней давления.
В блоке 28 "экономическая оптимизация", показанном на фиг.2, анализируют информацию, полученную из предшествующих блоков, для оптимизации будущего экономического дохода из пластового резервуара. То есть "экономическая оптимизация" относится к процессу принятия решения того, которая из стратегий оптимизации лучше всего совпадает с вашей общей корпоративной стратегией для конкретного источника или месторождения пластового резервуара. Как правило, более высокая эффективность добычи для данного пластового резервуара может быть достигнута с более высокой себестоимостью добычи для каждого добавочного барреля. Следовательно, процесс экономической оптимизации включает в себя следующие рассмотрения: являются ли финансовыми источниками компании основное имущество или продукт, пользующийся спросом для генерирования потока наличности, какие процессы отвечают вашей минимальной норме требований дохода, что является чувствительным к термическому бурению скважины для добычи нефти и связанное с экономической оптимизацией является рассмотрением риска (то есть то, что если истинный объем пластового резервуара составляет только 75% от того, что мы думаем, является объемом пластового резервуара).
В блоке 29 "оптимизированный план разработки", показанном на фиг.2, оптимизированные экономические данные из блока 28 выражают как план разработки, предназначенный для использования для экспертизы и одобрения менеджмента и затем для разработки пластового резервуара. Одобренный план разработки затем реализуют с помощью команды актива месторождения или пластового резервуара. То есть, выполнив вышеуказанный анализ риска и экономические проекты для различных альтернатив исчерпания запасов ископаемого, получают ряд расчетных номограмм для каждого случая разработки, представляющие дополнительные соображения, которые необходимо принять во внимание. Например, одним таким дополнительным соображением может быть "максимизация вашей чистой приведенной стоимости путем добычи меньше нефти". Таким образом, эти дополнительные соображения накладываются на вышеуказанные соображения, связанные с "экономической оптимизацией". В этот момент план разработки пластового резервуара завершается и этот план разработки теперь должен быть представлен для рассмотрения для одобрения менеджмента.
В блоке 30 "одобрение менеджмента", показанном на фиг.2, менеджмент подвергается тщательной экспертизе и одобряется вышеуказанный план разработки пластового резервуара, созданный в процессе осуществления предшествующих этапов, и теперь начинается работа по извлечению нефти или газа из пластового резервуара. Если изменения плана разработки резервуара являются обоснованными, то повторяют предварительно описанные этапы в блоках 20-28 для генерирования измененного оптимизированного плана разработки пластового резервуара для повторной экспертизы менеджмента.
Хотя на фиг.2 этапы блоков 25-28 иллюстрируются как выполняемые последовательно в соответствии со ссылкой на Сэттера, их часть осуществляют параллельно или итеративно. Один пример этого образует группу активностей, описанную в блоках 25-28, которые заключены в пунктирный блок 24. Как следует из фиг.2, в статьях Кюри, Биттенкурта, Бекнера и Закирова, указанных в литературном обзоре, расположенном в конце этого детализированного описания, описана итеративная серия этапов для выполнения этапов 25-28.
На фиг.3 иллюстрируется другая структура блока 24, показанного на фиг.2. На фиг.3 блок 24А представляет структуру, которая отличается от структуры блока 24, приведенного на фиг.2. На фиг.2 блок 24 иллюстрирует каскадный линейный процесс, в котором один блок ведет к следующему блоку. Однако на фиг.3 блок 24А иллюстрирует итеративный процесс. То есть блок 24А, показанный на фиг.3, иллюстрирует вариант способа, соответствующего предшествующему уровню техники, выполнения некоторых этапов в менеджменте нефтяных или газовых пластовых резервуаров непоследовательным способом. Непоследовательные этапы в блоке 24А, приведенном на фиг.3, заменят последовательные этапы в блоке 24, приведенном на фиг.2.
На фиг.3, иллюстрирующей блок 24А, геологическая модель 23 поступает в моделирующее устройство движения флюидов блока 31, которое имеет ряд ограничений, блок 32, прикладываемых к нему. Моделирующее устройство 31 движения флюидов предпочтительно калибровали или исторически согласовывали. Таким образом, моделирующее устройство 31 движения флюидов, имеющее ограничения 32 в качестве входа, даст прогноз добычи, блок 34. Прогноз 34 добычи также включает в себя: технические средства, которые были введены, скважины, которые были пробурены, и соответствующие капитальные и эксплуатационные расходы, которые затем поступают в пакет экономического моделирования, блок 35. В блоке 36 критерия оптимизации исследуются результаты, полученные из пакета 35 экономического моделирования, для определения того, насколько этот случай экономически эффективен по сравнению с вашими критериями для выбора экономического процесса (который может включать представленные величину и скорость возврата или комбинацию величины и скорости возврата, и риск). Из блока 36 критерия оптимизации вы можете предложить способ изменения плана разработки в блоке 37 метода оптимизации. Должны быть приняты во внимание некоторые переменные решения, блок 33. В этот момент мы вновь входим в моделирующее устройство 31 движения флюидов, делаем новый прогноз и повторяем процесс. На фиг.3 иллюстрируется более хорошее отображение активностей, имеющих место между геологическим описанием пластового резервуара и результирующей добычей плана разработки ввиду этого геологического описания.
Как следует из фиг.3, аналогично блоку 24, показанному на фиг.2, блок 24А имеет вход, который исходит из блока 23 геологического моделирования, и блок 24А обеспечивает выход к блоку 29 оптимизированного плана разработки. Геологическую модель пластового резервуара, которая разработана в блоке 23 геологического моделирования, вводят в блок 31 "моделирующее устройство движения флюидов" вместе с другими входами. Выход из блока 31 "моделирующее устройство движения флюидов" представляет расчетную имитацию движения флюидов пластового резервуара. Одним из других входов в блок 31 является информация в отношении физических ограничений, касающихся пластового резервуара, исходящих из блока 32 "ограничения", например, пропускная способность существующей или планируемой наземной сети трубопроводов сбора. Последним входом в блок 31 является набор допущений о том, как пластовый резервуар будет управляться, будучи представленным набором переменных решения или параметров в блоке 33 "переменные решения". "Переменные решения" блока 33 являются сценариями разработки, которые предусматривают следующее: детали будущей программы бурения (например, размещение скважин), общее число скважин, которые необходимо пробурить, последовательность бурения, ориентации в вертикальном и горизонтальном направлениях и критерии проектирования технических средств. Критерии проектирования технических средств будут включать в себя, например, размер технических средств для сбора и транспортировки нефти, газа и воды. Имитация расчетного движения флюидов из блока 31 "модулирующее устройство движения флюидов" является входом в блок 34 "прогноз добычи", который использует его и всю информацию, описанную в предшествующем абзаце, из блоков 32 и 33 для предсказания потенциала или гипотетических прогнозов добычи из скважины и пластового резервуара для каждого сценария разработки. Результирующее семейство прогнозов добычи, которые являются выходом из блока 34, оценивают в блоке 35 "пакет экономического моделирования". Блок 35 "пакет экономического моделирования" оценивает результирующее семейство прогнозов добычи путем использования процессов экономического моделирования для вычисления среди других параметров чистую приведенную стоимость и общие экономно извлекаемые запасы пластового резервуара для каждого из сценариев разработки. Данные экономического моделирования, полученные в блоке 35, являются входом в блок 35 "критерий оптимизации", где выбирают критерий для использования в оптимизации плана разработки пластового резервуара. В блоке 37 "способ оптимизации" процедура оптимизации определяет наилучший сценарий менеджмента пластового резервуара, соответствующие переменные решения, оптимальный план разработки и соответствующий набор требований технических средств. После того как оптимизация была достигнута (однако необходимо множество повторных итераций обработки данных, проводимых в блоках 31-37), оптимизированный сценарий менеджмента пластового резервуара и другая информация являются выходом в блок 29 "оптимизированный план разработки", где эту оптимизированную информацию относят к плану разработки и согласовывают с планом разработки. Этот план разработки принимают к менеджменту для экспертизы менеджмента и одобрения и затем используют для всех других хорошо известных активностей в разработке конкретного резервуара.
На фиг.4 иллюстрируется новый способ, соответствующий настоящему изобретению, менеджмента газового или нефтяного пластового резервуара. Новый способ, соответствующий настоящему изобретению, менеджмента газового или нефтяного пластового резервуара, как следует из фиг.4, является улучшением способа, соответствующего предшествующему уровню техники, менеджмента газового или нефтяного пластового резервуара, как следует из фиг.1.
Ниже со ссылкой на фиг.4 приведено описание нового способа, соответствующего настоящему изобретению, менеджмента пластового резервуара флюидов (например, нефти) или газа посредством непрерывного измерения, сбора и ассимилирования различных видов данных, получаемых из различных видов измерений (ниже "различных данных") для конечной цели получения более хорошего понимания конкретного пластового резервуара. В процессе и в результате ассимиляции вышеуказанных "различных данных" получают непрерывно усовершенствуемый план разработки пластового резервуара. Непрерывно усовершенствуемый план разработки обеспечивает в результате ведущуюся оптимизацию ресурсов пластового резервуара, как описано ниже со ссылкой на фиг.5-16.
Вышеуказанные "различные данные" содержат данные, получаемые с различными скоростями, при этом диапазон "различных данных" составляет от данных, получаемых из "цейтраферных измерений", до данных, получаемых из "непрерывных измерений", которые создают потоки данных, которые получают с помощью постоянно установленных систем сбора данных, известных на предшествующем уровне техники. "Различные данные" охватывают диапазон в пространственных границах от "данных текущего контроля локальной скважины и поверхности" до "глобальных измерений текущего контроля в масштабе пластового резервуара". Примеры "данных текущего контроля локальной скважины и поверхности" включают в себя (1) данные, получаемые в процессе повторного каротажа в обсаженной буровой скважине, и (2) данные, получаемые измерением посредством постоянных манометров и датчиков оценки формации, расположенных внутри и вне обсаженных скважин. Эти способы и устройства для сбора данных текущего контроля отдельной локальной скважины и поверхности описаны в работах Бейкера, Бабура, Тубела, Джонсона, Буссира и в других ссылках, указанных в литературном обзоре, приведенном в конце этого детализированного описания. Примеры "глобальных измерений текущего контроля в масштабе пластового резервуара" (то есть более пространственно расширенные измерения текущего контроля пластового резервуара) включают в себя (1) цейтраферные или четырехмерные сейсмические измерения, (2) гравиметрию и (3) считываемые на глубине и поперек скважины электрические и акустические измерения пластового резервуара. Эти способы и аппаратура для измерения текущего контроля отдельного пластового резервуара описаны в работах Педерсена, Бабура, Хи и в других ссылках, указанных в литературном обзоре.
Промышленность все больше сталкивается с проблемой определения того, как ассимилировать растущее количество входных потоков "различных данных", которые характеризуют и представляют пластовый резервуар. Ассимиляция "различных данных" необходима для (1) обновления оценки пространственного распределения свойств пластового резервуара, (2) для улучшения распределения содержания предельных углеводородов в нефтепродукте и давления углеводородов в пластовом резервуаре и (3) для соответственной модификации соответствующих планов разработки пластового резервуара в пределах ограничений, полученных в результате реализации предшествующей разработки. Это особенно перспективно, поскольку изобилие входных потоков данных, связанных с "различными данными", часто содержит смесь масштабов времени и пространственных масштабов сферы действия. Методологии менеджмента пластового резервуара, представленные в указанной ссылке на Сэттера и в других указанных родственных публикациях и ссылках, не являются адекватными для ассимиляции различных совокупностей "различных данных" скважины и пластового резервуара.
На фиг.4 иллюстрируется общая блок-схема множества этапов способа, соответствующего настоящему изобретению, для систематической ассимиляции "различных данных" (то есть различных видов измеренных данных, собранных из конкретного пластового резервуара. Систематическая ассимиляция "различных данных" требуется для (1) улучшения нашего понимания конкретного пластового резервуара, (2) получения непрерывно усовершенствуемого плана разработки, соответствующего конкретному пластовому резервуару, и (3) реализации непрерывно изменяющегося плана в предварительно установленных ограничениях для оптимизации множества ресурсов, связанных с конкретным пластовым резервуаром, в ответ на непрерывно усовершенствуемые планы разработки.
Иллюстрируемый на фиг.4 способ оптимизации пластового резервуара, соответствующий настоящему изобретению, для ассимиляции "различных данных", имеющих различные масштабы времени регистрации и пространственные масштабы сферы действия, существенно отличается от способов менеджмента пластового резервуара, описанных на предшествующем уровне техники. То есть в соответствии с одним элементом настоящего изобретения, новый способ оптимизации пластового резервуара, соответствующий настоящему изобретению и иллюстрируемый на фиг.4, предусматривает параллельное выполнение ассимиляции локальных ("региональной оценки скважины") и глобальных ("оценки месторождения пластового резервуара") данных, как детализировано показано на фиг.5.
Блок 11 "план разработки", показанный на фиг.1, содержит блок 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара", показанный на фиг.4, и блок 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара", показанный на фиг.4.
На фиг.4 процесс начинается с блока 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара", который функционально связан с блоком 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара". В блоке 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара" осуществляют первоначальное определение параметров пластового резервуара, в результате чего получают модель пластового резервуара. Общая функция блока 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара", в общем, аналогична общей функции, выполняемой блоком 22 "сбор и анализ данных" и блоком 23 "геологическое моделирование", показанных на фиг.2. Однако в соответствии с другим элементом настоящего изобретения со ссылкой на фиг.7-10 детализированно описывается новый способ, с помощью которого блок 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара" выполняет первоначальное определение параметров пластового резервуара.
В блоке 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара" первоначальный план разработки пластового резервуара получают при использовании зарегистрированных собранных данных. Кроме того, в блоке 42 делают первоначальный прогноз добычи и первоначальный экономический анализ пластового резервуара. Общая функция блока 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара", в общем, аналогичен общим функциям, выполняемым блоками 25-28, показанными на фиг.2. Однако в соответствии с другим элементом настоящего изобретения со ссылкой на фиг.7, 11-16 детализированно описывается новый способ, с помощью которого блок 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара" создает первоначальный план разработки пластового резервуара при использовании зарегистрированных данных и делает первоначальный прогноз добычи и первоначальный экономический анализ пластового резервуара.
Таким образом, в соответствии с другим элементом настоящего изобретения со ссылкой на фиг.7-16 ниже будет описана детализированная структура блока 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара" и детализированная структура блока 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара".
Как следует из фиг.4, следующим этапом является блок 43 "программа возрастающего повышения расходов". Этот этап, в общем, аналогичен этапу, выполняемому в блоке 12 "приведение плана в исполнение", соответствующем предшествующему уровню техники, показанном на фиг.1, и предусматривает такие активности, как проектирование, бурение и завершение скважин и реализацию наземных технических средств. В блоке 43 "программа возрастающего повышения расходов" мы имеем уже завершенный процесс определения параметров пластового резервуара и генерирования плана разработки для месторождения. Однако мы еще понимаем, что имеются некоторые нерешенные неопределенности. Когда месторождение пластового резервуара становится старше, а скважин пробуривают все больше и больше, то количество неопределенностей изменяется существенно. Но если мы находимся на ранних стадиях разработки месторождения пластового резервуара, то на план разработки пластового резервуара будет оказывать строгое влияние бурение и промысловый успех первоначальных нескольких скважин разработки. При требовании плана разработки бурения скважин, например, первоначальный бюджет может потребовать бурения только 10 из этих скважин. Таким образом, этот процесс требует возрастающего повышения расходов на средства производства в соответствии с планом развития, но в то же самое время признавая, что вам может потребоваться корректировка плана разработки.
На фиг.4 следующие два этапа включают в себя блок 44 "работа/текущий контроль" и блок 45 "текущий контроль, ассимиляция данных и усовершенствование модели пластового резервуара ", каждый из которых расширен на фиг.5 и фиг.6 соответственно. Как следует из фиг.4, путем увеличения программы расходов в блоке 43 "программа возрастающего повышения расходов" в течение этапа работы и текущего контроля в блоке 44 "работа/текущий контроль" получают все больше данных. Кроме того, информация, которую получают в результате из этапа текущего контроля пластового резервуара, ассимиляции данных и усовершенствования модели в блоке 45 " текущий контроль, ассимиляция данных и усовершенствование модели пластового резервуара " возвращается к началу цикла на вход блока 43 "программа возрастающего повышения расходов". В результате этого любые новые интерпретации, которые создаются, могут впоследствии повлиять на темп, с которым вы продолжаете увеличивать вашу программу разработки. Например, если ваш первоначальный план разработки требует бурения 10 скважин в первый год в месторождении пластового резервуара и затем бурения еще 20 скважин во второй год, то результаты, полученные из бурения первоначальных 10 скважин, могут изменить ваш первоначальный план разработки. Например, вместо бурения еще 20 скважин во второй год, как требует первоначальный план разработки, вы вместо этого можете переписать план разработки, чтобы требовать бурения только 8 скважин из 20 скважин и затем, кроме того, выполнения трехмерной сейсмической программы.
В блоке 44 "работа/текущий контроль", показанном на фиг.4, повседневные полевые работы проводятся в соответствии с повседневным рабочим планом, который предусматривает проведения работ в стволе скважины и на поверхности, например установку дросселя в скважине и технологические операции по увеличению дебита скважины. Повседневный рабочий план получают путем трансформирования долгосрочного плана разработки пластового резервуара в последовательность повседневных технологических операций, которые соответствуют набору основных приборов для определения рабочих характеристик. Кроме того, в блоке 44 постоянный текущий контроль рабочих характеристик пластового резервуара необходим при использовании данных высокоинтенсивного текущего контроля из блока 62 "данные высокоинтенсивного текущего контроля" для определения того, согласуются ли рабочие характеристики пластового резервуара с планом разработки пластового резервуара.
В блоке 45 "текущий контроль, ассимиляция данных и усовершенствование модели пластового резервуара" разные рабочие характеристики пластового резервуара измеряют при использовании данных низкоинтенсивного текущего контроля из блока 68 "данные низкоинтенсивного текущего контроля". Ассимилируют и используют данные высокоинтенсивного текущего контроля и данные низкоинтенсивного текущего контроля для определения того, должна ли быть усовершенствована модель пластового резервуара. Если решают, что модель пластового резервуара необходимо усовершенствовать, то модель пластового резервуара затем соответственно усовершенствуют.
На фиг.4 со ссылкой на блоки 43-45 необходимо сделать два замечания в отношении новых методологий, описанных выше со ссылкой на блоки 43-45. Во-первых, данные, собранные при быстром отборе проб, обрабатываются по-разному. Зарегистрированные данные, полученные при быстром отборе проб (то есть данные 62 высокоинтенсивного текущего контроля), например данные, полученные из ствола скважины и наземных постоянных манометров, датчиков температуры и расходомеров, обрабатываются иначе, чем зарегистрированные данные, полученные при низких скоростях отбора проб (то есть данные 68 низкоинтенсивного текущего контроля), например цейтраферные сейсмические данные. Во-вторых, данные, зарегистрированные с очень разными степенями пространственного масштаба, обрабатываются по-разному. То есть зарегистрированные данные, которые относятся к скважинной или поверхностной системе доставки углеводородов (например, данные давления и добычи), обрабатываются отлично от зарегистрированных данных, которые относятся к процессу дренирования пластового резервуара (например, цейтраферные сейсмические данные, данные гравиметрии, электрические данные глубинного зондирования пластового резервуара).
Этапы способа, выполняемого посредством блоков 43-45, являются новым расширением этапов, выполняемых в блоке 12 "приведение плана в исполнение", в блоке 13 текущего контроля и в блоке 14 оценивания в соответствии с настоящим изобретением.
На предшествующем уровне техники рабочие характеристики пластовых резервуаров контролируют постоянно, то зарегистрированные данные редко ассимилируют в описание модели и планы разработки для изменения долгосрочного плана разработки пластового резервуара. Из долгосрочного плана разработки изменения в оборудовании и скоростях откачки делают только раз в месяц, квартал, полугодие или даже реже. В противоположность этому в соответствии с настоящим изобретением рабочие характеристики пластовых резервуаров подвергают текущему контролю не только редко для получения данных низкоинтенсивного текущего контроля (блок 68 на фиг.4), но также часто для получения данных высокоинтенсивного текущего контроля (блок 62 на фиг.4).
Как следует из фиг.6, существует как план разработки пластового резервуара, так и повседневный рабочий план. Данные низкоинтенсивного текущего контроля и данные высокоинтенсивного текущего контроля используют для непрерывного обновления плана разработки пластового резервуара в блоке 66 "обновление прогнозов добычи и экономический анализ", показанном на фиг.6, и в блоке 67 "обновление плана разработки пластового резервуара", показанном на фиг.6, а из обновленного плана разработки пластового резервуара также непрерывно обновляется повседневный рабочий план. Результатом является более комплексный способ большей максимизации добычи газа и/или нефти из пластового резервуара. Примеры источников данных высокоинтенсивного текущего контроля, блок 62 и данных низкоинтенсивного текущего контроля, блок 68, детализированно описаны выше.
Этапы способа, соответствующего настоящему изобретению, выполняемые в блоке 44 "работа/текущий контроль", показанном на фиг.4, описываются ниже со ссылкой на фиг.5. Кроме того, этапы способа, соответствующего настоящему изобретению, выполняемые в блоке 45 "текущий контроль, ассимиляция данных и усовершенствование модели пластового резервуара ", показанном на фиг.4, описываются ниже со ссылкой на фиг.6.
На фиг.5 иллюстрируется более детальное расширение этапов способа, соответствующего настоящему изобретению, представленных в блоке 44 "работа/текущий контроль". Как следует из фиг.5, имеется четыре основные этапа способа, содержащиеся в блоке 44 "работа/текущий контроль". Эти этапы показаны как блоки 51, 52, 53 и 47.
Как следует из фиг.5, первым основным этапом в блоке 44 "работа/текущий контроль" является блок 51 "установка основных индикаторов рабочих характеристик и генерирование повседневного рабочего плана". Основные индикаторы рабочих характеристик могут включать в себя, например, планы поставки нефти и/или газа отдельной скважиной или набором скважин и наземная сеть трубопроводов к пункту поставки.
Как следует из фиг.5, вторым основным этапом в блоке 44 "работа/текущий контроль" должна быть частая и периодическая (например, ежедневная или еженедельная) экспертиза основных индикаторов рабочих характеристик и определение и обновление соответствующего повседневного рабочего плана, как показано в блоке 52 "экспертиза плана". Основные индикаторы рабочих характеристик периодически оценивают для определения того, являются ли они соответствующими, то есть для определения того, отвечают ли текущие темпы добычи углеводородов пластового резервуара планируемым уровням добычи. Если нет, то обновляют повседневный рабочий план (например, для вмешательства и устранения проблем добычи, ограничивающих добычу из одной или более скважин) и затем повторяют цикл. Повседневный рабочий план создают путем трансформирования плана разработки пластового резервуара для соответствия набору основных индикаторов рабочих характеристик, определенных в блоке 51 "установка основных индикаторов рабочих характеристик...". Повседневный рабочий план может предусматривать, например, (а) кислотную обработку или технологические операции гидравлического разрыва пласта нагнетанием жидкости под большим давлением для увеличения производительности скважины, (б) цементирование под давлением, нагнетание геля или переперфорирование для изменения связности ствола скважины с разными слоями пластового резервуара, (в) улучшение дренирования, (г) корректировка дебита скважины и/или (д) корректировка оборудования устья скважины и установок поверхностной системы сбора с помощью умных систем заканчивания скважин, которые содержат набор устройств для корректировки дебита скважины, встроенные в устройства заканчивания скважин. Эти отдельные технологии (а)-(д) описаны в ссылках на предшествующий уровень техники, например, на работу Табела, указанную в литературном обзоре, приведенном в конце этого детализированного описания.
Как следует из фиг.5, третий основной этап в блоке 44 "работа/текущий контроль" должен непрерывно выполнять текущий измененный повседневный рабочий план, как показано в блоке 53 "выполнение плана", и извлекать углеводороды из пластового резервуара оптимальным образом.
Как следует из фиг.5, четвертый основной этап в блоке 44 "работа/текущий контроль" должен осуществлять текущий контроль данных продуктивности скважины и ассимилировать данные, получаемые на этапах, выполняемых в блоке 47 "текущий контроль скважины, ассимиляция данных". Для гарантии того, что кратковременные индикаторы рабочих характеристик соответствуют требованиям, и для корректировки повседневного рабочего плана для соответствия кратковременным индикаторам рабочих характеристик, с помощью различных типов аппаратуры для текущего контроля, хорошо известной на предшествующем уровне техники, осуществляют текущий контроль данных интенсивности подачи нефти и/или газа из различных скважин в пластовом резервуаре. Затем эти данные обрабатывают в блоке 47 "текущий контроль скважины, ассимиляция данных" для определения, соответствуют ли кратковременные индикаторы рабочих характеристик требованиям, и для изменения повседневного рабочего плана, если это необходимо, для соответствия этих основных индикаторов рабочих характеристик. Для осуществления этого сначала регистрируют, накапливают и проверяют качество в блоке 54 "сбор, аккумуляция и контроль качества данных", показанном на фиг.5, данные высокоинтенсивного текущего контроля, полученные из скважины (смотри блок 62 "данные высокоинтенсивного текущего контроля"). "Данные высокоинтенсивного текущего контроля", как правило, являются считываниями наземных давлений и расходов нефть-вода-газ для каждой скважины, которые измеряют при использовании хорошо известных манометров, датчиков температуры, расходомеров и сепараторов. Данные "высокоинтенсивного текущего контроля" используют в двух очень разных способах в технологическом процессе, выполняемом в блоке 47 "текущий контроль скважины, ассимиляция данных". Эти два разных использования описаны в следующих параграфах: (а) оценка "локальной" или одной скважины или региональных/нескольких скважин в области блоке 55 "оценка скважины-региональных скважин" и (б) оценка глобального месторождения или пластового резервуара в блоке 58 "оценка месторождения-пластового резервуара".
Как следует из фиг.5, этап оценки одной скважины или региональных/нескольких скважин осуществляют в блоке 55 "оценка скважины-региональных скважин". Для осуществления этого этапа в технологическом процессе сначала определяют тенденции в накопленных и проверенных данных высокоинтенсивного текущего контроля, а затем анализируют в контексте рабочих характеристик одной скважины или региональных/нескольких скважин в блоке 56 "анализ тенденций и рабочих характеристик скважины-региональных скважин". Это предусматривает, например, анализ давления в скважинах и на поверхности, скоростей многофазного потока и так далее, результаты которого используют для индикации степени, в которой одна скважина или несколько скважин отвечают требованию промыслового потенциала. Такие данные дают различную диагностическую информацию, включая прорыв воды и/или газа в зоны добычи нефти, уменьшение перепада давления в разных слоях и наращивание наружного слоя, которое ускоряет движение флюидов вблизи ствола скважины. В оценку также включают анализ данных, поступающих от датчиков оценки формации пластового резервуара внутри и вне обсадных труб, например, от матрицы электрических резистивных электродов для текущего контроля движения воды формации за обсадными трубами. Такие матрицы описаны в работе Бэбура, указанной в литературном обзоре.
Как следует из фиг.5, производственную модель одной скважины или региональных/нескольких скважин затем подтверждают и/или усовершенствуют в блоке 57 "подтверждение/усовершенствование модели скважины-региональных скважин и плана". Модель скважины или локального пластового резервуара усовершенствуют для включения самых последних измерений распределения содержания предельных углеводородов в нефти, газе и воде вокруг скважины, а также для более хорошего понимания фактора наружного слоя ствола скважины, хранения и архитектуры связности, подтверждаемой неравномерным уменьшением давления.
Как следует из фиг.5, этап оценки глобального месторождения или пластового резервуара осуществляют в блоке 59 "анализ тенденций и рабочих характеристик месторождения-пластового резервуара". Для осуществления этого этапа в этом технологическом процессе сначала определяют тенденции в данных высокой интенсивности из блока 62 "данные высокоинтенсивного текущего контроля", а затем анализируют в контексте рабочих характеристик месторождения или пластового резервуара в блоке 59 "анализ тенденций и рабочих характеристик месторождения-пластового резервуара". Это предусматривает измерение давлений в закрытой скважине и/или кратковременных реакций при проведении испытаний, скорости многофазного потока и так далее, которые показывают степень, до которой пластовый резервуар или сектор пластового резервуара дренируется в процессе добычи.
Как следует из фиг.5, глобальную модель месторождения или пластового резервуара затем подтверждают в блоке 60 "подтверждение/усовершенствование модели месторождения-пластового резервуара". Могут быть обнаружены расхождения между моделью глобального месторождения-резервуара и рабочими характеристиками месторождения-резервуара, например, различные распределения содержания предельных углеводородов в нефтепродукте и/или различные распределения давления в пластовом резервуаре и/или между зонами пластового резервуара, предполагая, что модель пластового резервуара и/или план разработки пластового резервуара должны быть усовершенствованы или обновлены.
Как следует из фиг.5, на основе результатов оценки в блоке 58 "оценка месторождения-пластового резервуара" может быть решено обновить план разработки пластового резервуара и/или рассмотреть получение дополнительных данных низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара, это делают в треугольнике 61 принятия решения "обновление плана разработки пластового резервуара или рассмотрение получения новых данных низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара", показанном на фиг.5. План разработки пластового резервуара может нуждаться в изменении, например, если обнаружено, что давление в пластовом резервуаре неравномерно падает, предполагая нарушение уплотнения с недренируемой составляющей пластового резервуара, что требует дополнительного бурения. Или дополнительные/новые данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара могут быть рассмотрены, если прошло достаточно времени после получения последних данных (например, цейтраферных сейсмических данных) текущего контроля пластового резервуара и необходим другой анализ. Если принято решение обновить план разработки пластового резервуара или рассмотреть получение новых данных текущего контроля пластового резервуара, то процесс переходит в блок 45 "текущий контроль, ассимиляция данных и усовершенствование модели пластового резервуара ", показанного на фиг.4, детализированный этап (этапы) которого описаны со ссылкой на фиг.6. Если принято решение не обновлять план разработки пластового резервуара или не рассматривать получение новых данных текущего контроля пластового резервуара, то процесс переходит в блок 43 "программа возрастающего повышения расходов", показанный на фиг.4.
Как иллюстрируется на фиг.4, результаты на выходе из блока 44 "работа/текущий контроль" могут непрерывно возвращаться к началу цикла на вход в блок 43 "программа возрастающего повышения расходов" для повторной обработки в нем прежде, чем снова подвергнуться обработке в блоке 44 "работа/текущий контроль", в котором повторно выполняется этап в блоке 51 "установка основных индикаторов рабочих характеристик", показанном на фиг.5, для гарантии достижения кратковременных оперативных целей менеджмента пластового резервуара. Если в блоке 61 треугольника принятия решения, показанном на фиг.5, твердо решено обновить план разработки пластового резервуара или рассмотреть получение новых данных низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара, то процесс перемещается к относительно более редкой низкоинтенсивной (например, ежемесячной или ежегодной) активности обновления, иллюстрируемой в виде множества этапов в блоке 45 "текущий контроль, ассимиляция данных и усовершенствование модели пластового резервуара ", показанном на фиг.4, детализированые этапы которого описаны в этой заявке со ссылкой на фиг.6.
Вход в этапы процесса анализа, показанные на фиг.6, имеет место в двух обстоятельствах. Либо данные высокоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара, полученные из блока 62 и обработанные в блоках 54 и 58, показанных на фиг.5, показали, что модель пластового резервуара и сопроводительный план разработки пластового резервуара нуждаются в изменении, или целесообразно рассмотреть получение новых данных низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара. В соответствии с этим в треугольнике 49 принятия решения "рассмотрение новых данных" принимают решение получать или не получать новые данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара. Эти данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара содержат, например, цейтраферные сейсмические данные, данные повторной обсадки ствола скважины, полученные, например, из глубинного считывания вертикальных сейсмических профилей, гравиметрии, акустической визуализации и из глубинного считывания измерений текущего контроля поперек скважины или за обсадной трубой. Как указано ранее, измерения электрических сопротивлений описаны в работе Бэбура, указанной в литературном обзоре.
Как следует из фиг.6, если в треугольнике 49 принятия решения "рассмотрение новых данных" принято решение "Да", то первым этапом должно быть выполнение исследования в блоке 69 "анализ чувствительности, оценка предварительного проектирования". Целями этих технологических этапов в блоке 69 являются, во-первых, гарантирование перед осуществлением затрат на разработку ресурсов и выполнением операций текущего контроля пластового резервуара, что измерения проводят для получения необходимой информации. В частности, цейтраферную систему текущего контроля пластового резервуара получают числовым моделированием для прогнозирования того, что сенсорные измерения будут гипотетически обеспечены такой системой, если она будет реализована. Этот этап позволяет пользователю идентифицировать, является ли ожидаемый сигнал достаточно большим, чтобы быть обнаруженным, и имеет потенциал для обеспечения ожидаемых преимуществ. Второй задачей в блоке 69, показанном на фиг.6, является использование аналогичных процедур числового моделирования текущего контроля пластового резервуара для оптимизации конструкции технических средств датчика текущего контроля и системы сбора данных.
Как следует из фиг.6, на основе "анализа чувствительности, оценки предварительного проектирования" в блоке 69, в треугольнике 63 принятия решения "продолжение" принимают решение, продолжать или не продолжать сбор и анализ данных низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара. Если решением в треугольнике 63 принятия решения "продолжение" является "Нет", то процесс переходит в блок 43 "программа возрастающего повышения расходов". Если решением в треугольнике 63 принятия решения "продолжение" является "Да", то процесс переходит в блок 64 "контроль качества, обработка, прямая интерпретация", где сбор новых данных низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара осуществляют, проверяют, обрабатывают и интерпретируют. Для этой цели используют вход на этот этап данных низкоинтенсивного (нечастого) текущего контроля пластового резервуара из блока 68 "данные низкоинтенсивного текущего контроля". Более конкретно, в блоке 64 сначала проверяют качество низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара, а также обрабатывают и интерпретируют. Для сейсмических данных эта активность аналогична активности трехмерной сейсмической обработке. Для электрических измерений резистивной матрицы такой активностью является прямая обработка электрических данных, например, посредством методов обращения числа. В благоприятных условиях выходом этого этапа является "моментальная фотография" или вид зондируемой части пластового резервуара в период сбора данных. Этот вид пластового резервуара может дать информацию о конфигурациях или пространственном распределении флюидов в пластовом резервуаре, например, нефти, воды и газа. Этап прямой интерпретации в блоке 64, показанном на фиг.6, может потребовать использования данных существующей модели пластового резервуара, например модели, разработанной в процессе определения параметров (пластового резервуара) в блоке 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара", показанном на фиг.4, или усовершенствованной модели из предшествующей итеративной активности в блоке 65 "усовершенствование модели пластового резервуара и неопределенности", показанном на фиг.6.
Как следует из фиг.6, в некоторых случаях результат этапа прямой интерпретации в блоке 64, показанном на фиг.6, является сам по себе достаточным для определения возможностей увеличения дренирования пластового резервуара, например, идентификация посредством цейтраферных сейсмических данных дефектного блока, который не имеет дренирования, или идентификация посредством цейтраферного электрического картографирования слоя с несвипированной нефтью. В этом случае процесс может продолжаться непосредственно до этапов, выполняемых в блоке 66 "обновление прогнозов добычи и экономический анализ", показанном на фиг.6, где экономический анализ для подтверждения инвестиций выполняют перед обновлением плана разработки пластового резервуара в блоке 67 "обновление плана разработки пластового резервуара" для включения соответствующих планов, например, для бурения дополнительной скважины (скважин), предназначенных для дренирования дефектного блока.
В других случаях необходима более продвинутая обработка данных из блока 68 "данные низкоинтенсивного текущего контроля" для усовершенствования модели в блоке 65 "усовершенствование модели пластового резервуара и неопределенности" для распределения свойств пластового резервуара и соответствующих неопределенностей. Это может иметь место в очень гетерогенных пластовых резервуарах или в пластовых резервуарах, в которых более чем одно свойство изменяется во времени и собирают множество видов измерения данных. Это описано в работе Юу, указанной в литературном обзоре. В этом случае, в блоке 65 "усовершенствование модели пластового резервуара и неопределенности" обработанные данные низкоинтенсивного текущего контроля из блока 64 "контроль качества, обработка, прямая интерпретация" комбинируют со всеми другими доступными данными пластового резервуара, включающими в себя "данные высокоинтенсивного текущего контроля" из блока 62, показанного на фиг.5. Активность в блоке 65 "усовершенствование модели пластового резервуара..." усовершенствования модели пластового резервуара и связанных с ним неопределенностей может, как показано, в альтернативном случае поступить непосредственно из блока треугольника 49 принятия решения "рассмотрение новых данных". Модель имитатора движения флюидов изменяют для воспроизведения собранных данных добычи пластового резервуара путем согласования истории, как описано в работах Гурилла, Штейна и Вэйсона, указанных в литературном обзоре. Степерь неопределенности в параметрах имитатора пластового резервуара вновь вычисляют для учета новых измерений пластового резервуара.
Как следует из фиг.6, усовершенствованная модель пластового резервуара и данные неоднородностей, полученные из блока 65 "усовершенствование модели пластового резервуара...", используют для повторного вычисления прогнозов добычи в блоке 66 "обновление прогнозов добычи и экономический анализ", приведенном на фиг, 4, и затем в блоке 67 "обновление плана разработки пластового резервуара" обновляют план разработки пластового резервуара. Детали этой процедуры аналогичны процессу, описанному ранее со ссылкой на фиг.3.
Как следует из фиг.4 и фиг.6, "выходом" из блока 67 "обновление плана разработки пластового резервуара", показанного на фиг.6, является периодически обновляемый план разработки пластового резервуара и описание рабочих характеристик пластового резервуара, неопределенностей и прогнозы будущей добычи. Как показано на фиг.4, выход блока 67 фиг.6 продолжает возврат к началу цикла на вход блока 43 "программа возрастающего повышения расходов" для продолжения выполнения этапа "программа возрастающего повышения расходов" в блоке 43 и этапа "работа/текущий контроль" в блоке 44.
Таким образом, в отличие от чего-либо известного или описанного на предшествующем уровне техники, "различные данные", имеющие разные временные масштабы сбора и пространственные масштабы сферы действия, систематически ассимилируются для улучшенного понимания пластового резервуара, что благодаря этому гарантирует постоянно обновляемый план разработки пластового резервуара для проводящейся оптимизации ресурсов пластового резервуара.
На фиг.7 иллюстрируется детализированная структура блока 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара", показанного на фиг.4, и детализированная структура блока 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара" фиг.4.
Как следует из фиг.7, в соответствии с другим элементом настоящего изобретения блок 11 "план разработки", показанный на фиг 1, содержит блок 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара", который описывает пластовый резервуар, треугольник 70 принятия решения "числовая модель прогнозирования" и блок 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара", который генерирует план разработки (имея в виду специальные характеристики пластового резервуара), который обеспечивает наилучшую возможность использовать ресурс в пластовом резервуаре. Блок 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара", показанный на фиг.4, содержит следующие блоки: блок 41а "стратегии разработки и исчерпания запасов ископаемого", блок 41b "задачи всеобъемлющего исследования", блок 41с "сбор, контроль качества и анализ данных", блок 41d "предварительное проектирование" и блок 41е "геологическое моделирование". Выходы блока 41d "предварительное проектирование" и блока 41 "геологическое моделирование" предусмотрены как входы в треугольник 70 принятия решения "числовая модель прогнозирования". Выход треугольника 70 принятия решения функционально соединен с блоком 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара". Блок 42 "генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара", показанный на фиг.4, содержит следующие блоки: блок 42а "исследования числовой модели" и блок 42b "исследования теоретической модели", каждый из которых соединен с выходами треугольника 70 принятия решения "числовая модель прогнозирования", блок 42 с "прогнозы добычи и резервов", блок 42d "рассмотрения окружающей среды", блок 42е "требования технических средств", блок 42f "анализ экономики и риска" и блок 42g "оптимизированный план разработки".
Что касается фиг.2 и фиг.7, вспомним, что фиг.2 представляет способ генерирования плана разработки, соответствующий предшествующему уровню техники, а фиг.7 - способ генерирования плана разработки, соответствующий настоящему изобретению. При сравнении фиг.2 и фиг.7 в соответствии с другим элементом настоящего изобретения становится очевидным, что между фиг.7 и фиг.2 существуют различия.
В соответствии с фиг.7 в блоке 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара" блок 41d "предварительное проектирование" работает параллельно с блоком 41е "геологическое моделирование" для определения единой интерпретации того, что фактически представляет собой пластовый резервуар. То есть блок 41d работает параллельно с блоком 41е, используя динамические данные (рабочие характеристики скважины, темпы добычи и нагнетания, давление пластового резервуара) в попытке подтверждения интерпретаций, сделанных группой геофизический исследований, основанных на статических данных (то есть измерений, сделанных в специальный момент времени при проведении геофизических и сейсмических исследований). То есть на фиг.7 блок 41d работает параллельно с блоком 41е (прежде, чем мы создадим первую версию числового имитатора) для приведения в соответствие геофизический интерпретаций, сделанных при использовании статических данных, с инженерными интерпретациями, сделанными при использовании динамических данных или промысловых данных. Это отличается от предшествующего уровня техники, иллюстрируемого на фиг.2, поскольку на фиг.2 в большинстве случаев предшествующий уровень техники осуществляли линейным ступенчатым образом, то есть геологическое моделирование делали в специальной последовательности перед обработкой, интерпретацию которой инженеры делали для корректировки плана разработки пластового резервуара.
В соответствии с фиг.7, блок 41d "предварительное проектирование" и блок 41е "геологическое моделирование" являются входом в треугольник 70 принятия решения "числовая модель прогнозирования". Треугольник 70 принятия решения запрашивает, хочу ли я использовать строгий научный метод для создания числового имитатора для генерирования прогноза добычи (выход "Да" из треугольника 70 принятия решения), или хочу ли я использовать различные стандартные теоретические методы (то есть, например, анализ кривой истощения пласта) для генерирования прогноза добычи (выход "Нет" из треугольника 70 принятия решения)? Этот треугольник 70 принятия решения признает, что для планирования разработки некоторого месторождения в некоторых местоположениях в зависимости от стадии разработки по времени вы не можете пройти через весь процесс моделирования для получения плана разработки. Для ресурса, который меньше по размеру, для которого вы имеете ограниченные данные, вы можете обнаружить, что имеется соседнее месторождение, которое использовали 15 лет раньше, для которого имеется много данных добычи, и что вы должны сделать, это создать план разработки на основе рабочих характеристик, которые вы получили из соседнего месторождения. Скорее, чем идти через длинный процесс создания расширенного имитатора для составления прогноза, мы можем исследовать соседнее месторождение, посмотреть, как работали скважины с этом месторождении, сделать некоторые регулировки, чтобы признать уникальный характер нашего геологического описания по сравнению с соседним месторождением, определить прогнозы добычи (используя основной инженерный анализ) для различных сценариев разработки и из этих прогнозов провести экономические анализы и выбрать наилучший из таких экономических анализов. Таким образом, это альтернативный способ определения прогноза добычи и резервов без прохождения через весь процесс числового моделирования.
В соответствии с фиг.7 выход "Да" из треугольника 70 принятия решения является входом в блок 42а "исследования числовой модели", а выход "Нет" из треугольника 70 принятия решения является входом в блок 42b "исследования теоретической модели". В любом случае, если выполняются этапы в блоке 42а "исследования числовой модели" или в блоке 42b "исследования теоретической модели", то в блоке 42с "прогноз добычи и резервов" будет генерироваться прогноз добычи и резервов.
В соответствии с фиг.2 и фиг.7, вначале, что касается фиг.2, следует отметить, что блок 21 "рассмотрения окружающей среды" на фиг.2 расположен между блоком 20 "стратегии разработки и исчерпания запасов ископаемого" и блоком 22 "сбор и анализ данных", однако на фиг.7 блок 42d "рассмотрения окружающей среды" расположен между блоком 41а "стратегии разработки и исчерпания засов ископаемого" и блоком 42f "анализ экономики и риска". С качественной точки зрения, на фиг.2 правильно размещать блок 21 "рассмотрения окружающей среды" между блоком 20 "стратегии разработки и исчерпания запасов ископаемого" и блоком 22 "сбор и анализ данных", поскольку рассмотрения окружающей среды могут функционировать как фильтр при определении, какие стратегии разработки и исчерпания запасов ископаемого следует выбрать. Однако на фиг.7 большая часть влияния рассмотрений окружающей среды в блоке 42d "рассмотрения окружающей среды" приходится на блок 42f "анализ экономики и риска" предпочтительного механизма исчерпания запасов ископаемого. То есть на фиг.7 блок 42d "рассмотрения окружающей среды" имеет влияние на оптимизацию экономики (то есть анализ экономики и риск, блок 42f), поскольку различные планы исчерпания запасов ископаемого, связанные с конкретным проектом, могут иметь различные рассмотрения окружающей среды, связанные с ними.
В соответствии с фиг.7 следует отметить, что блок 42с "прогнозы добычи и резервов" имеет два выхода. Один выход проходит непосредственно к блоку 42f "анализ экономики и риска" для вычислений дохода, поскольку прогноз добычи и резервов является основой вычисления движения денежной наличности в потоке вашего дохода. Другой выход проходит к блоку 42 "требования технических средств", поскольку прогноз добычи и резервов оказывает влияние на требования капиталовложений в технические средства (то есть какой вид технических средств вам необходим, который относится к будущим капиталовложениям). Выход из блока 42е "требования технических средств" проходит к блоку 42f "анализ экономики и риска", поскольку, когда вы определяете размер и технические условия на технические средства, которые вам необходимы, то размер/технические условия требуемых технических средств будут представлять вашу оценку капиталовложений, которые требуются блоком 42f "анализ экономики и риска".
I. Первоначальное определение параметров пластового резервуара (блок 41, показанный на фиг.7)
А. Задачи всеобъемлющего исследования (блок 41 b)
В соответствии с фиг.7, начиная с блока 41 "первоначальное определение параметров пластового резервуара", первый блок, который соединен с блоком 41а "стратегии разработки и исчерпания запасов ископаемого", является блоком 41b "задачи всеобъемлющего исследования". В связи с блоком 41b "задачи всеобъемлющего исследования", после того, как вы определили ваши альтернативные стратегии разработки и исчерпания запасов ископаемого (блок 41а) для конкретного месторождения пластового резервуара, но перед тем, как вы начнете сбор данных, вы должны сначала определить задачи и объем исследования, которое вы собираетесь провести. То есть ваши различные потребности и доступность требуемых данных столкнутся с вашими задачами или ожиданиями, для чего вы собираетесь провести исследование.
В. Сбор, контроль качества и анализ данных (блок 41с)
В соответствии с фиг.8 иллюстрируется детализированная структура блока 41с "сбор, контроль качества и анализ данных", показанного на фиг.7.
В соответствии с фиг.2, 7 и 8, блок 41с "сбор, контроль качества и анализ данных", показанный на фиг.7, соответствует блоку 22 "сбор и анализ данных", показанному на фиг.2. Однако в соответствии с фиг.8 детализированная структура блока 41с "сбор, контроль качества и анализ данных", показанного на фиг.7, является новой и что детализированная структура, показанная на фиг.8, описывает новый элемент настоящего изобретения.
В соответствии с фиг.8 теперь, когда с помощью блока 41b "задачи всеобъемлющего исследования" были определены задачи и ожидания исследования, важно гарантировать, чтобы были доступными все необходимые источники данных. Первым источником данных являются каротажные диаграммы и сейсмические измерения на месторождении, для которого вы проводите планирование разработки; то есть вы должны собрать вместе все данные, которые вы можете обнаружить для исследуемого конкретного месторождения пластового резервуара. Таким образом, блок 41с1 "данные месторождения на цифровых и бумажных носителях информации" представляет все такие данные, включая каротажные диаграммы и сейсмические данные, которые были собраны вместе для этого исследуемого месторождения этого конкретного пластового резервуара. Затем в связи с треугольником 41с2 принятия решения "подтверждение достаточности", показанном на фиг.8, вы должны спросить "достаточно ли данных, которые вы предполагаете использовать в исследовании, для решения поставленных задач?". Если этих данных не достаточно, то выход "Нет" из треугольника 41с2 принятия решения ведет к блоку 41с3 "источники дополнительных данных и информации". В блоке 41с3 вы ищете дополнительные данные из альтернативных источников (например, сходных месторождений, аналогичных формаций и/или аналогичных технологических режимов) и затем пополняете данные вашего конкретного месторождения внешними источниками. При комбинировании данных, собранных вместе в блоке 41с1, с дополнительными данными, собранными вместе в блоке 41с3, результатом является блок 41с4 "унифицированная проектная цифровая база данных". С другой стороны, если данных, собранных вместе в блоке 41с1, достаточно, то выходом из треугольника 41с2 принятия решения будет "Да" и результатом является "унифицированная проектная цифровая база данных". Эта база данных содержит все, что, как вы думаете, необходимо для решения ваших задач, причем некоторые из этих данных получены из вашего месторождения, а некоторые - из литературных источников.
Как указано ранее, детализированная структура блока 41с "сбор, контроль качества и анализ данных", показанного на фиг.7, иллюстрируемая на фиг.8, является новой, и эта детализированная структура описывает третий новый элемент настоящего изобретения. Например, в соответствии с фиг.8 этап "источники дополнительных данных и информации", описанный в блоке 41с3 представляется новым, и, следовательно, блок 41с3 "источники дополнительных данных и информации", показанный на фиг.8, составляет другой элемент настоящего изобретения.
В соответствии с фиг.8, теперь, когда была создана "унифицированная проектная цифровая база данных", необходимо начать подтверждение того, что различные элементы информации совместимы друг с другом, как описано в треугольнике 41с5 принятия решения "подтверждение совместимости", показанном на фиг.8. Например, вы можете иметь собранные пробы флюидов пластового резервуара, полученные из пластового резервуара с помощью различных технологий и из местоположений различных скважин и вы подвергаете их всех ряду лабораторных испытаний. Однако лабораторные испытания дают вам разные результаты. Который из них правильный или все они правильные? Вы движетесь через этот процесс для идентификации базовых значений, которые вы собираетесь использовать в ваших будущих вычислениях, и в то же самое время вы идентифицируете неопределенности, связанные с некоторыми из этих свойств. Следовательно, в соответствии с фиг.8, блок 41с6 "неопределенности для анализа чувствительности и риска" будет идентифицировать эти неопределенности. Например, "неопределенностями" может быть факт, что вы точно не знаете свойств флюидов, объемный фактор или содержание газа. Затем вы сохраняете эти неопределенности, которые позднее могут быть обращены к более поздним этапам в течение фазы калибрования модели или исторического согласования или может быть к еще более поздним этапам прогнозирования добычи. Когда все проверки совместимости выполнены (блок 41с5) на всех ваших источниках входных данных и приведены в соответствие или выбраны базовые значения или идентифицированы диапазоны ошибок, вы приходите в блок 41с7 "верифицированная проектная цифровая база данных", показанный на фиг.8. В этот момент в связи с вашей исходной концепцией плана исследования для обращения к задачам вы должны задать вопрос, можете ли вы еще выполнять задание достаточно хорошо при данной величине, количестве, качестве и количестве данных, которые вы имеете или вы должны изменить план исследования или вы должны сделать что-либо другое в исследовании, чтобы компенсировать дефицит или избыток данных. Таким образом, в соответствии с фиг.8 в связи с треугольником 41с8 принятия решения "подтверждение плана исследования", если исходный план исследования еще остается имеющим силу, то принять выход "Да" и начать работу в соответствии с блоком 41d "предварительное проектирование" и блоком 41е "геологическое моделирование". Однако если исходный план исследования не остается имеющим силу (необходимы корректировки), то принять выход "Нет" из треугольника 41с8 принятия решения и войти в блок 41с9, показанный на фиг.8 "требуемый объем проекта или изменений технологического процесса". В блоке 41с9, начинающегося идентификацией предложенных изменений, которые должны быть введены или включены в объем исследования, и, зная эти предложенные изменения в объеме исследования, начать ваш технический анализ с корректированными изменениями в объеме исследования.
С. Предварительное проектирование (блок 41d)
На фиг.9А и фиг.9В иллюстрируется детализированная структура блока 41d "предварительное проектирование", показанного на фиг.7 и фиг.8. Детализированная структура блока 41d "предварительное проектирование", показанного на фиг.7 и фиг.8, как иллюстрируется на фиг.9А и фиг.9В, является новой, соответствующей настоящему изобретению и являющейся четвертым элементом настоящего изобретения.
В соответствии с фиг.9А и фиг.9В базовыми данными, вводимыми в блок 41d "предварительное проектирование", являются: (1) блок 41d1 "база эксплутационных данных добычи и нагнетания", (2) лабораторные испытания или оценки свойств флюидов пластового резервуара в блоке 41d2 "модель свойств флюидов пластового резервуара" и (3) измерения давления пластового резервуара, которые были сделаны, когда скважины были только что пробурены и периодически после этого, в блоке 41 d3 "данные контроля давления пластового резервуара". Вышеуказанные данные в блоках 41d1, 41d2, 41d3 необходимо обработать или скорректировать для последующих вычислений при проектировании. Например, данные блока 41d1 будут зарегистрированы из измерений, сделанных на цистернах или манометрах. Свойства флюидов пластового резервуара из блока 41d2 должны давать соответствующую пористость в формации для каждой единицы измеренной добычи на поверхности. В соответствии с "моделью свойств флюидов пластового резервуара" блока 41d2 в ассоциации с "данными контроля давления пластового резервуара" блока 41d3, при сравнении давлений пластового резервуара (смотри блок 41d3 "данные контроля давления пластового резервуара"), они должны быть скорректированы до уровня приведения. Таким образом, вы должны знать свойства флюидов (смотри блок 41d2 "модель свойств флюидов пластового резервуара") для вычисления градиенты давления в пластовом резервуаре и должным образом сделать корректировки до общего уровня приведения. Следовательно, что касается блока блок 41d3 "данные контроля давления пластового резервуара", если вы делаете корректировки, принимая во внимание свойства флюидов пластового резервуара, результатом является блок 41d4 "скорректированная картина изменения давления пластового резервуара во времени", который отражает картину изменения давления пластового резервуара во времени, скорректированную до некоторого уровня приведения. Кроме того, беря свойства пластового резервуара в блоке 41d2 "модель свойств флюидов пластового резервуара" в комбинации с данными блока 41d1 "база эксплуатационных данных добычи и нагнетания", результатом является скорректированная во времени картина изменения добычи скважины в блоке 41d5 "скорректированная во времени картина изменения добычи и нагнетания скважины". В связи с блоком 41d6 "интерпретации анализа добычи и давления", при монтаже испытательного оборудования в скважину для измерения уровня добычи или статического давления в окрестности скважины, вы будете проводить испытание скважины и собирать данные о давлении и производительности в зависимости от времени за период от нескольких часов до пары недель. В этом случае вы должны брать данные свойств флюидов пластового резервуара из блока 41d2 "модель свойств флюидов пластового резервуара" для обеспечения возможности интерпретации данных испытаний. В результате этого выход блока 41d6 "интерпретации анализа давления и добычи" служит в качестве входа в блок 41d7 "возможности увеличения добычи". То есть анализ испытаний скважины, который является выходом из блока 41d6 "интерпретации анализа давления и добычи", даст вам представление (при сравнении результатов этого анализа с сообщаемыми темпами добычи) о том, работает ли скважина в соответствии с вашими ожиданиями. Другой вход в блок 41d7 "возможности увеличения добычи" (который идентифицирует возможности добычи) поступает из блока 41 d8 "картины изменения во времени бурения и завершения скважины", который исследует, где скважина была пробурена и как скважины были пробурены и завершены. Таким образом, путем связывания данных о том, где были пробурены скважины, как они были завершены, какие были получены результаты испытаний и какова основная природа пластового резервуара, вы можете идентифицировать, какие непосредственные возможности вы имеете (в блоке 41d7 "возможности увеличения добычи") для моделирования скважины или монтажа насоса, что в результате приведет к более высоким темпам добычи. Как следует из блока 41d9 "объем баланса твердого стока и интерпретации водоносной формации", картина изменения во времени давления пластового резервуара, скорректированная до общего уровня приведения из блока 41d4, и картина изменения во времени добычи и нагнетания из блока 41d5 могут обеспечить двойные входы в блок 41d9 "объем баланса твердого стока и интерпретации водоносной формации". Блок 41d9 представляет согласование баланса твердого стока флюидов по месту; то есть блок 41d9 используют для оценки и определения (после извлечения и нагнетания в формацию), какие были исходные объемы по месту в формации. Эти объемы, выход из блока 41d9, служат в качестве входа в треугольник 41d10 принятия решения "совместимы ли объемы" для обеспечения проверки вычислений из геологических интерпретаций, которые являются выходом из блока 41е "геологическое моделирование". Вычисления из геологических интерпретаций блока 41е позволяют полагать, какими по месту являются флюиды в формации. В соответствии с фиг.9а и фиг.9В следует отметить, что блок 41d8 "картины изменения во времени бурения и завершения скважин " обеспечивает вход в блок 41d7 "возможности увеличения добычи" (как описано выше), однако блок 41d8 "картины изменения во времени бурения и завершения скважин " и блок 41d7 "возможности увеличения добычи" обеспечиваю вход в блок 41d11 "возрастающий потенциал темпа и добычи". Блок 41d11 пытается оценить возрастающий темп добычи нефти и потенциал добычи, связанные с возможностями увеличения добычи в блоке 41d7 "возможности увеличения добычи" после согласования данных испытания с практическими результатами бурения и завершения скважин. Например, мы должны добыть из скважины дополнительные 100 тысяч баррелей нефти. Идентифицировав возрастающий потенциал и подтвердив, что он дает результат, как следует из блока 41d11 "возрастающий потенциал темпа и добычи", выход из блока 41d11 "возрастающий потенциал темпа и добычи" обеспечивает вход в блок 41d12 "руководящие принципы капитального ремонта завершения и загущения проектной сетки". В блоке 41d12 мы осуществляем текущий контроль влияния капитального ремонта завершения или рабочего плана загущения проектной сетки и, контролируя это влияние, генерируем дополнительные данные добычи, причем в этом месте мы возвращаемся в начало цикла в блок 41d7 "возможности увеличения добычи" для определения, правильной ли была наша оценка возможности увеличения добычи или она нуждается в коррекции, и если необходима коррекция, то капитальный ремонт завершений блока 41d12 будет переделан. Как следует из блока 41d13 "критерии проектирования модели пластового резервуара", к блоку 41d13 предусмотрено "множество входов", причем каждый из этих входов оказывает влияние на "критерии проектирования модели пластового резервуара". Блок 41d13 "критерии проектирования модели пластового резервуара" определяет, что должно быть сделано для правильного проектирования модели пластового резервуара. Например, "множество входов" в блок 41d13 "критерии проектирования модели пластового резервуара" включает в себя следующее: вам необходимо рассмотреть свойства флюидов пластового резервуара из блока 41d2, картину изменения во времени добычи и нагнетания из блока 41d5, который накладывает некоторые ограничения на то, как вы проектируете модель месторождения, картину изменения во времени давления пластового резервуара из блока 41d4, скорректированную до общего уровня приведения, которая повлияет на критерии проектирования, согласование объемов баланса твердого стока и геологического моделирования из блока 41d10, и неопределенности, которые вы оставляете, если те объемы не точно сбалансированы из блока 41d14 "неопределенности в анализе чувствительности/риска" (например, давление ведет себя неправильно). Эти неопределенности должны быть исследованы с помощью модели и оказать влияние на критерии проектирования в блоке 41d13 "критерии проектирования модели пластового резервуара". В блоке 41d15 "модель относительной проницаемости и капиллярного давления (насыщения)", в местоположениях в пластовом резервуаре, где одновременно могут существовать нефть, газ и вода, определяют, каковы реологические свойства каждого из них. Если вы перемещаете нефть посредством газа или воды, то каковы характеристики движения? Блок 41d15 будет определять эти реологические свойства и характеристики движения. В связи с блоком 41d16 "модель одной скважины или сектора пластового резервуара" свойства флюидов пластового резервуара из блока 41d2 относительная проницаемость из блока 41d15 и геологическое описание из блока 41е сходятся вместе в блоке 41d16 "модель одной скважины или сектора пластового резервуара", который представляет предварительные модели. Если вам нужна "полная модель месторождения" как распространяющаяся на все месторождение, то блок 41d16 "модель одной скважины или сектора пластового резервуара" будет исследовать специальные структуры пластового резервуара и влияние этих структур на проектирование полной модели месторождения. По этой причине выход из блока 41d16 "модель одной скважины или сектора пластового резервуара" проходит в блок 41d17 "чувствительность механизма пластового резервуара", где вы можете использовать альтернативные описания сетки с помощью одной из этих секторных моделей из блока 41d16 "модель одной скважины или сектора пластового резервуара" и определить, которая из альтернативного описания сетки лучше представляет структуру, которую вы ожидаете иметь в месторождении. Выход из блока 41d17 " чувствительность механизма пластового резервуара " является входом в блок 41d13 "критерии проектирования модели пластового резервуара". В связи с блоком 41d18 "критерии и псевдофункции сетчатой модели месторождения" некоторые структуры потребуют очень детального проектирования сетки для достоверного представления движения множества флюидов в одно и то же время. В очень больших пластовых резервуарах, если вы, скажем, исследуете секторную модель, то вам потребуются блоки очень небольшой сетки, при этом размер модели является слишком большим, чтобы использовать ее на какой-либо компьютерной системе. Необходимо взять эти секторные модели и скорректировать основные функции относительной проницаемости, чтобы использовать некоторые так называемые "псевдофункции".
D. Геологическое моделирование (блок 41е)
На фиг.10А и фиг.10В иллюстрируется детализированная структура блока 41е "геологическое моделирование", показанного на фиг.7 и фиг.8. Детализированная структура блока 41е "геологическое моделирование", показанного на фиг.7 и фиг.8, иллюстрируемая на фиг.10А и фиг.10В, является новой, соответствующей настоящему изобретению и являющейся элементом новизны настоящего изобретения.
В соответствии с фиг.10А и фиг.10В конкретный пластовый резервуар расположен в конкретном бассейне и имеется конкретная региональная геология, связанная с формацией в бассейне в этой области мира. Следовательно, мы начинаем с "региональной геологической модели" в блоке 41е1, которая дает нам диапазон характеристик. Эта модель в блоке 41 е1 "региональная геологическая модель" является начальной точкой, из которой мы создаем более детальное и специфическое описание пластового резервуара, из которого мы пытаемся генерировать план разработки. В "предварительной петрофизической модели" блока 41 е2 эта модель, в общем, основана на данных каротажных диаграмм. Следовательно, блок 41е2 "предварительная петрофизическая модель" представляет собой способ преобразования каротажных диаграмм, проб бурового шлама и, возможно, специальных исследований керна в расчетный профиль свойств пластового резервуара в каждом местоположении скважины. Таким образом, для каждого фута глубины, проходимого стволом скважины, известными методами может быть обработано множество данных измерения, например плотности формации, электросопротивления, радиоактивности, скорости звука и других параметров, для получения свойств пластового резервуара (например, пористости, насыщения углеводородов и типа скальной породы) для ввода в блок 41е2 "предварительная петрофизическая модель". В соответствии с фиг.10А и фиг.10В один новый элемент блока 41е2 "предварительная петрофизическая модель" относится к новой связи 72 между блоком 41d "предварительное проектирование" и блоком 41е3 "конечная петрофизическая модель". Имеется необходимость введения результатов из блока 41d "предварительное проектирование" посредством связи 72 для подтверждения различных аспектов геологической модели. Одна особая проблема относится к калиброванию петрофизической модели. Такое калибрование петрофизической модели необходимо, например, при различении различия между насыщением воды и насыщением нефти в пластовом резервуаре. Таким образом, имеется вход из инженерных исследований в блоке 41е2 "предварительная петрофизическая модель" для получения конечной петрофизической модели в блоке 41е3. В связи с блоком 41е4 "седиментологический и стратиграфический анализы" геологическую модель в блоке 41е "геологическое моделирование", показанном на фиг.10А и фиг.10В, получают в рамках проведения седиментологического и стратиграфического анализов. Кроме того, блоком 41е5 "детализированные стратиграфические корреляции", имеющий вход из блока 41е4 "седиментологический и стратиграфический анализы", дает геологам возможность проводить детализированные стратиграфические корреляции между скважинами и устанавливать непрерывность геологических горизонтов в пластовом резервуаре. В связи с блоком 41е6 "геофизические интерпретации" имеется также вход из блока 41е6 "геофизические интерпретации" для идентификации в блоке 41е5 "детализированные стратиграфические корреляции" структурных корреляций в пластовом резервуаре. В связи с блоком 41е7 "геомеханический анализ" геомеханический анализ и геомеханические свойства скальной породы дают возможность конверсии сейсмических данных, полученных в зависимости от времени, в измерения глубины. Кроме того, это также характеризует механические напряжения пластового резервуара, которые могут быть вычислены из геомеханических свойств, причем механические напряжения пластового резервуара позволяют вам интерпретировать, следует ли ожидать разрушение и растрескивание в этом пластовом резервуаре. Таким образом, блок 41е7 "геомеханический анализ" обеспечивает также вход в блок 41е6 "геофизические интерпретации". В связи с блоком 41е8 "структурная основа ", блок 41е8 "структурная основа" описывает "общую конфигурацию" пластового резервуара. Одним примером "общей конфигурации" пластового резервуара является ответ на вопрос, имеет ли пластовый резервуар трещины. Блок 41е8 "структурная основа" (и, в частности, конструктивная верхняя часть и конструктивная нижняя часть "структурной основы") чувствительны к "множеству входов", которые определяют общую основу пластового резервуара, и эти "множество входов" поступают из блока 41е7 "геометрический анализ", блока 41е6 "геофизические интерпретации" и блока 41е5 "стратиграфические корреляции". В связи с блоком 41е9 "краткое описание свойств скважины и интервала" "информацию, относящуюся к набору более детализированных свойств пластового резервуара" в "структурной основе" блока 41е8, получают из петрофизического анализа в отдельных стволах скважин (блок 41е3 "конечная петрофизическая модель") и геологических корреляций (блок 41е5 "детализированные стратиграфические корреляции"), которые получают из стратиграфии и седиментологии (блок 41е4 "седиментологический и стратиграфический анализы") и профилей стволов скважин. Вышеуказанная "информация, относящаяся к набору более детализированных свойств пластового резервуара" будет предусмотрена как вход в блок 41е9 "краткое описание свойств скважины и интервала". Кроме того, блок 41е10 "сейсмические атрибутные анализы " также обеспечит вход в блок 41е9 "краткое описание свойств скважины и интервала". Блок 41е10 "сейсмические атрибутные анализы " обеспечивает сейсмическую информацию, которая позволяет соотнести сейсмическую реакцию (исходящую из частей пластового резервуара, которые расположены между стволами скважин) с набором измеренных свойств из множества каротажных диаграмм (полученных из измерений в самом стволе скважины). Это устанавливает руководство для того, как распределять свойства в местоположениях между стволами скважин, где отсутствуют данные скважин. Блок 41е9 "краткое описание свойств скважины и интервала", блок 41е10 "сейсмические атрибутные анализы " и блок 41е8 являются входами в блок 41е11 "модель структуры и свойств пластового резервуара". Определив все эти свойства в трехмерном пространстве (положение, объем пустот или пористость), такие свойства могут быть использованы для расчетной "с геологической точки зрения" локальной оценки флюидов в пластовом резервуаре. Это вычисление, которое называют "объемным вычислением" и которое выполняют в блоке 41е12 "объемные вычисления пластового резервуара", показанном на фиг.10, является входом из блока 41е12 "объемные вычисления пластового резервуара" в блок 41е13 "совместимые объемы". Другая линия 41е14 из блока 41d "предварительное проектирование" также является входом в блок 41е13 "совместимые объемы". В блоке 41е13 "совместимые объемы" вышеуказанные "объемные вычисления" подвергаются проверке совместимости путем сравнения "объемных вычислений" с "балансом твердого стока" из блока 41d "предварительное проектирование". В проверке совместимости в том случае, если объемы являются совместимыми, то геофизическая интерпретация пластового резервуара согласуется с вашей интерпретацией пластового резервуара с точки зрения рабочих характеристик, и как результат вы можете продолжать разработку системы прогнозирования добычи. Если они не являются совместимыми, то в блоке 41е15 "очевидные коррекции" должна быть сделана корректировка в одном или другом случае. То есть геологические интерпретации могут быть скорректированы для получения более хорошего согласования. Если вы не можете сделать какие-либо коррекции, то в блоке 41е16 "неопределенности в анализе чувствительности/риска" идентифицируются неопределенности, неразрешенные в этом момент. Эти неопределенности могут приниматься во внимание в исследовании чувствительности в модели предсказания или в анализе риска в течение экономических исследований.
II. Генерирование первоначального плана разработки пластового резервуара (блок 42 на фиг.4 и фиг.7)
А. Исследования числовой модели (блок 42а)
На фиг.11А и фиг.11В иллюстрируется детализированнная структура блока 42а "исследования числовой модели", показанного на фиг.7. Детализированная структура блока 42а "исследования числовой модели", показанного на фиг.7, как иллюстрируется на фиг.11А и фиг.11В, является новым элементом, являющимся шестым элементом, соответствующим настоящему изобретению.
В соответствии с фиг.11А и фиг.11В после проведения предварительного проектирования и описания пластового резервуара с геологической точки зрения, мы входим в треугольник 70 принятия решения "числовая модель прогнозирования" для решения того, делать ли исследования числовой модели 42а или исследования теоретической модели 42b. В течение осуществления этой части процесса будут выполнены операции в соответствии с блоком 42а "исследования числовой модели" или блока 42b "исследования теоретической модели", показанных на фиг.7. На фиг.11А и фиг.11В сначала фокусируется внимание на блоке 42а "исследования числовой модели", причем исследование числовой модели будет проводиться в связи с комплексным пластовым резервуаром с манипуляцией множеством данных, и этот пластовых резервуар имеет значительный неиспользованный потенциал или возможности. Блок 42а "исследование числовой модели" поможет идентифицировать специфические потенциалы или возможности, связанные с этим пластовым резервуаром. Допустим, что решением, которое является выходом из блока 70 "числовая модель прогнозирования", является "Да". При решении делать исследование числовой модели одним входом является блок 42а1 "числовая трехмерная модель структуры и свойств", который получается из геологических исследований и который обеспечивает хорошую первую оценку того, как выглядит пластовый резервуар. Для числового моделирования пластового резервуара должен быть создан "строительный блок" для обработки реологических свойств. Это выполняют путем построения горизонтальной сетки и наслаиваний, которые накладывают на трехмерную структуру и распределение свойств. Структурное позиционирование и свойства пластового резервуара интерпретируют для каждого из блоков сетки горизонтальной сетки. Следовательно, комбинация блока 42а2 "сетчатая система трехмерного имитатора" (которая является созданной вами сетчатой системой) и блока 42а1 "числовая трехмерная модель структуры и свойств" (которая представляет распределение свойств) определяет модель скальной породы в имитаторе пластового резервуара, представленного в блоке 42а3 "первоначальный трехмерный имитатор пластового резервуара". Кроме того, блок 42а4 "модель свойств и насыщения флюидов " предусмотрен как вход в имитатор пластового резервуара блока 42а3, "распределение содержания предельных углеводородов" накладывается на модель скальной породы в имитаторе пластового резервуара. "Распределение содержания предельных углеводородов" определяет то, где в пластовом резервуаре находится нефть, вода и газ, оно определяет свойства этих флюидов и способ, с помощью которого эти флюиды перемещаются в пластовом резервуаре, когда подвергаются воздействию перепада давления. Кроме того, в связи с блоком 43а5 "первоначальная модель состояний пластового резервуара и водоносной формации" должны быть определены внешние влияния. То есть аккумуляция нефти или газа может находиться в связи с системой большой водоносной формации, и интерпретация величины водоносной формации приходит из региональной работы, сделанной при геологическом моделировании. Кроме того, размер водоносной формации может быть использован при вычислениях (блок 41d9) баланса твердого стока "предварительного проектирования" (смотри фиг.9А и фиг.9В). Таким образом, величина или размер водоносной формации из блока 42а5 или фиг.11а/11В (и из блока 41d9, показанного на фиг.9А/9В) предусматривают как вход в блок 42а3 "первоначальный трехмерный имитатор пластового резервуара". Создав первоначальную модель пластового резервуара в блоке 42а3 "первоначальный трехмерный имитатор пластового резервуара", необходимо проверить следующий этап, выполняемый в блоке 42а6 "совместимые объемы", показанном на фиг.11А, совместимы ли объемы, содержащиеся в этой модели, с "другой информацией", которую вы определили. Эта "другая информация" содержит объемы, которые вы вычислили из геологического описания в связи с блоком 41е12 "объемными вычислениями пластового резервуара", показанном на фиг.10А/10В. Эта "другая информация" также включает в себя оценки баланса твердого стока, которые были проведены в связи с блоком 41d9 "объем баланса твердого стока и интерпретации водоносной формации", показанного на фиг.9А/9В. Таким образом, сравнение, имеющее место в треугольнике 42а6 принятия решения "совместимые объемы", определяет, является ли сетчатая система, которую вы наложили на трехмерную модель скальной породы, надежным представлением описания свойств, полученного в результате геологического исследования. Кроме того, в связи с треугольником 42а6 принятия решения "совместимые объемы" должна быть совместимость с первоначальными объемами. Если они совместимы, то блок 42а7 "скорректированная объемная модель" индицирует правильную объемную модель (смотри ниже более подробную информацию об этом). Если они не совместимы, то сетчатая система отказывается воспроизводить геологическое описание. В этом случае, в блоке 42а8 "корректировка свойств модели" сетка может быть вручную скорректирована для гарантии того, что имеется правильное представление между сетчатой системой в имитаторе пластового резервуара и геологическим описанием, как показано линией 42а9 обратной связи на фиг.11А, проходящей между блоком 42а8 и блоком 42а3 (имитатор пластового резервуара). Сделав эти корректировки, как необходимо в блоке 42а8, спустимся в блок 42а10 "неопределенности в анализе чувствительности и риска", который идентифицирует оставшиеся неопределенности. Если не могут быть определены или идентифицированы причины наличия неопределенности между различными объемными вычислениями, вы должны идентифицировать эту неопределенность, попытаться взять ее в скобки и разобраться с ней позднее при анализе чувствительности и риска. В любом случае, при ссылке на треугольник 42а6 принятия решения "совместимые объемы", если вы имеете совместимые объемы, то можете двигаться в блок 42а7 "скорректированная объемная модель". В этот момент в связи с блоком 42а11 "исторические ограничения темпа добычи/нагнетания" вам необходимо добавить следующие "ограничения" в "правильную объемную модель": (1) данные, связанные с историей скважины, для обеспечения возможности пользования моделью в течение исторического периода добычи, (2) позиционирование скважины, (3) траектории скважины, (4) где скважины были завершены и (5) картину изменения во времени добычи и закачки скважины. Если эти "ограничения" были введены в блок 42а7 "скорректированная объемная модель", то практически реализуются этапы способа, описанные в блоке 42а12 "реакция модели на исторические ограничения темпа". В этом блоке 42а12 "реакция модели на исторические ограничения темпа" реализуемыми этапами способа являются обкатывание модели на всем историческом периоде и получение набора реакций модели на стимулы добычи и нагнетания, которые затем могут быть сравнены с действительными измеренными рабочими характеристиками. Пропустив модель через картину изменения информации во времени и сохраненную информацию, сохраняющую реакцию модели, обратимся теперь к треугольнику 42а13 принятия решения "модель воспроизводит картину изменения во времени". В этом треугольнике 42а13 вы сравниваете рабочие характеристики модели с историческими данными. Если вы не имеете надежного представления измеренных рабочих характеристик, то делаете корректировки рабочих характеристик модели в блоке 42а14 "корректировки свойств модели". Сделав эти корректировки свойств модели, возвращаемся по линии 42а15 назад в блок 42а12 " реакция модели на исторические ограничения темпа" и вновь пропускаем модель через исторический период. Этот "итеративный процесс" (прохождения через картину изменений во времени сравнения измеренных данных и корректировки свойств модели) продолжается до тех пор, пока вы не имеете того, что вы чувствуете, является удовлетворительным представлением того, как пластовый резервуар действительно работал. В этот момент, поскольку вы теперь действительно получили "калиброванную модель картины изменения во времени", осуществляется ответвление из треугольника 42а13 принятия решения "модель воспроизводит картину изменения во времени" в блок 42а16 "калиброванная модель картины изменения во времени". Кроме того, хотя выполнение вышеуказанного "итеративного процесса" прохождения через картину изменения во времени, сравнение с измеренными данными и корректировка свойств модели (ниже называемая "корректировки", в блоке 42а10 "неопределенности в анализе чувствительности и риска" прослеживаются эти "корректировки". Кроме того, сохраняем эти "корректировки" там для будущих анализов чувствительности в течение фазы прогнозирования или позднее, если делается прогноз добычи. Достигнув в блоке 42а16 стадии "калиброванная модель картины изменения во времени" и идентифицировав "различные неопределенности", которые вы еще не способны решить или согласовать в блоке 42а10, "калиброванная модель картины изменения во времени" и "различные неопределенности" обеспечиваются как входы в блок 42с "прогноз добычи и резервов".
В. Исследования теоретической модели (блок 42b)
На фиг.12А и фиг.12В иллюстрируется детализированная структура блока 42b "исследования теоретической модели", показанного на фиг.7. Детализированная структура блока 42b "исследования теоретической модели", показанного на фиг.7, как иллюстрируется на фиг.12А и фиг.12В, является новой детализированной структурой, иллюстрируемой на фиг.12А и фиг.12В, соответствующей настоящему изобретению, и описывает седьмой новый элемент настоящего изобретения.
В соответствии с фиг.12А и фиг.12В в течение этой фазы будут выполняться "исследования числовой модели" блока 42а или "исследования теоретической модели" блока 42b. Допустим, что выходом из треугольника 70 принятия решения "числовая модель прогнозирования" является "Нет", тогда мы попадем в блок 42b "исследования теоретической модели", иллюстрируемый на фиг.12А и фиг.12В. Следовательно, на фиг.12А и фиг.12В теперь мы будем использовать аналитический способ прогнозирования добычи из скважины в противоположность моделированию скважины для прогнозирования добычи из скважины. Таким образом, один вход в блок 42b "исследования теоретической модели" на фиг.12А/12В, где существует большая часть вашего доверия, включает в себя блок 42b1 "рабочие характеристики аналогичного пластового резервуара". При выполнении исследований теоретической модели вы полагаете, что доступная вам информация о вашем специфическом пластовом резервуаре может не быть достаточно надежной для описания имитатора всего пластового резервуара. Таким образом, при использовании данных, относящихся к специфическому пластовому резервуару, вы пытаетесь использовать тенденции, которые доступны в отношении системы аналогичного пластового резервуара, для прогноза для скважин в вашем специфическом пластовом резервуаре. То есть вы можете нормализовать наблюдения, полученные из месторождения аналогичного пластового резервуара, и использовать их в качестве руководящих материалов для содействия в генерировании прогноза из вашей исходной точки в месторождении вашего специфического пластового резервуара. Другой вход в блок 42b "исследования теоретической модели", показанный на фиг.12А/12В, где существует большая часть вашего доверия, включает в себя блок 42b2 "картины изменения во времени бурения и завершения скважины". Еще один вход, который предусмотрен в блоке 42b "исследования теоретической модели", включает в себя блок 42b3 "исторические тенденции рабочих характеристик скважины". В этом случае вы имеете одинаково измеренные исторические рабочие характеристика (то есть темпы добычи и уровни давления). Еще одним входом, который предусмотрен в блоке 42b "исследования теоретической модели", является блок 42b4 "карты свойств и структуры пластового резервуара ", который вы генерируете из трехмерной геологической модели. Еще один такой вход включает в себя блок 42b5 "модель объемов и водоносной формации баланса твердого стока", который включает в себя ваши вычисления баланса твердого стока и оценивает прочность водоносной формации. Начиная с блока 42b3 "исторические тенденции рабочих характеристик скважины" и ссылаясь на блок 42b6 "характеристики падения добычи скважины", из диаграмм или графиков "тенденций добычи" вы можете установить характеристики падения или характеристики производительности месторождения. В ряде случаев ваши скважины будут иметь ряд тенденций падения добычи скважины", которые известны из технической литературы для прогнозирования будущих тенденций добычи и отдачи из скважин. Из "исторических тенденций рабочих характеристик скважины" блока 42b3 вы можете также картографировать в блоке 42b7 "вывод данных на экран в виде карты индикаторов рабочих характеристик скважины" несколько индикаторов рабочих характеристик, например максимальные темпы добычи скважины или общие объемы флюидов, добываемых из различных буровых площадок, для исследования того, какие области месторождения пластового резервуара лучше или хуже средней или лучше или хуже их соседей. Если вы картографируете эти индикаторы рабочих характеристик в блоке 42b7, то вы можете сравнить в треугольнике 42b8 принятия решения "соответствие" эту карту индикаторов рабочих характеристик блока 42b7 с геологической интерпретацией, описанной в блоке 42b4 "карты свойств и структуры пластового резервуара " для определения местоположения и выявления какого-либо несоответствия. Например, вы можете иметь некоторые скважины, которые имеют очень хорошие рабочие характеристики, расположены в очень хорошей части пластового резервуара и совместимы с геологической интерпретацией, однако в то же самое время поведение одной или более из этих скважин фактически не является очень хорошим. Следовательно, эти скважины должны быть детально проанализированы для определения того, что, например, было неправильно сделано в процессе бурения или фазы завершения и так далее. Однако при выходе "Нет" в блоке 42b8 принятия решения "соответствие" и отсутствии полного согласования сравнение в блоке 42b8 принятия решения "согласование" качества добычи (из блока 42b7 "вывод данных на экран в виде карты индикаторов рабочих характеристик скважины") с геологической интерпретацией (из блока 42b4 "карты свойств и структуры пластового резервуара ") предназначено для идентификации любых " потенциальных возможностей загущающей скважины" из блока 42b9 (или действий предпринятых в отдельных скважинах, как описано в блоке 42b10 "кандидаты на капитальный ремонт и механизированную добычу"). Блок 42b9 " потенциальные возможности загущающей скважины" отражает любые возможности необходимости бурения некоторых загущающих скважин. Однако если имеется всеобщее согласование и имеет место выход "Да" из блока 42b8 принятия решения, то опустимся в блок 42b11 "объемные измерения и флюиды баланса твердого стока в месте оценок". В этом блоке 42b11 необходимо определить, как тенденции рабочих характеристик скважины соответствуют вашим оценкам флюидов по месту и поддерживающему давлению из вычислений баланса твердого стока. В соответствии с блоком 42b6 "характеристики падения добычи скважины" этот блок 42b6 пытается предсказать путем признания теоретических способов будущие тенденции рабочих характеристик, которые вы можете ожидать от существующих скважин. Добыча скважины и характеристики падения вместе со способом вашего бурения и завершения скважин являются входом с блок 42b10 "кандидаты на капитальный ремонт и механизированную добычу". В блоке 42b10 "кандидаты на капитальный ремонт и механизированную добычу" вы можете искать кандидатов на капитальный ремонт и действия, которые вы можете предпринять в конкретной скважине. То есть в блоке 42b10 "кандидаты на капитальный ремонт и механизированную добычу", если вы пробурили и завершили две скважины одинаковым способом, но они показали разные характеристики падения добычи, то худшая из таких скважин может представлять возможность для капитального ремонта. С другой стороны, более плохая скважина может находиться в части месторождения пластового резервуара, которая не имеет достаточного поддерживающего давления, что означает, что вам может оказаться необходимым в этом случае использовать некоторый вид механизированной добычи. Вспомним, что блок 42b6 "характеристики падения добычи скважины" пытается прогнозировать будущие тенденции рабочих характеристик, которые вы можете ожидать от существующих скважин. Эти прогнозы вместе со способом вашего бурения и завершения скважин являются входом в блок 42b12 "статистический анализ индикаторов скважин". Блок 42b12 "статистический анализ индикаторов скважин" включает в себя способы, которые используют в двух типах исследования, целью которых является идентификация из действительных рабочих характеристик скважины средней рабочей характеристики, которую вы можете ожидать и сравнить отдельные скважины с этой средней рабочей характеристикой. В результате этого сравнения мы можем определить, где в месторождении пластового резервуара вы можете иметь превосходных исполнителей и где вы имеете худших исполнителей, и из этого определения вы можете выбрать посредством блока 42b9 "потенциальные возможности загущающей скважины" возможности улучшения существующих стволов скважин или бурения новых скважин. Вернемся снова к блоку 42b6 "характеристики падения добычи скважины", этот блок 42b6 "характеристики падения добычи скважины" функционально связан с блоком 42b13 "прогнозы добычи и резервов существующей скважины". В блоке 42b13 "прогнозы добычи и резервов существующей скважины", установив, что характеристики падения характерны для существующих скважин, блок 42b13 "прогнозы добычи и резервов существующей скважины" использует метод теоретического прогнозирования для группы скважин того, какие тенденции будущих рабочих характеристик месторождения будут, если вы не предпримете соответствующих действий. В связи с блоком 42b14 "прогнозы возрастающей добычи" помимо получения характеристик падения блока 42b6, блок 42b14 "прогнозы возрастающей добычи" также получает вход из блока 42b10 "кандидаты на капитальный ремонт и механизированную добычу". В блоке 42b10 "кандидаты на капитальный ремонт и механизированную добычу" вы можете идентифицировать действия, которые вы можете предпринять в конкретных скважинах, в которых, если вы сделаете капитальный ремонт с конкретной скважине, вы можете получить некоторую возрастающую добычу. Величина возрастающей добычи может быть получена из сравнения возможности, которую вы идентифицируете с капитальным ремонтом, который вы уже сделали на аналогичной скважине в этом месторождении и вы увидели некоторый успех. Когда вы рассматриваете все эти возможности и вашу оценку того, чего вы можете достичь, если вы сделаете эти капитальные ремонты, то это позволяет вам генерировать эти "прогнозы возрастающей добычи" блока 42b14. Кроме того, обратясь к блоку 42b15 "прогнозы добычи и резервов загущения проектной сетки скважин", с помощью аналогичного аналитического процесса вы можете иметь идентифицированные возможности для бурения с целью загущения проектной сетки скважин, то есть областей месторождения, где не имеется достаточно скважин, основанных на ваших геологических интерпретациях или где существующие скважины не обеспечивают адекватного дренажа. Таким образом, имея идентифицированные местоположения загущающих скважин, если вам придется бурить загущающую скважину в этих местоположениях, то какой добычи можно ожидать? Чтобы ответить на этот вопрос, мы должны снова обратиться к блоку 42b6 "характеристики падения добычи скважины" (то есть к характеристикам падения, которые были генерированы для существующих скважин). Эти основные характеристики падения добычи из блока 42b6 позволяют нам сделать прогноз добычи для существующих скважин (в блоке 42b13). Однако в блоке 42b10 мы также идентифицировали некоторых кандидатов на капитальный ремонт или механизированную добычу. Мы можем использовать существующие характеристики падения добычи для оценки того, какие возрастающие объемы можно добывать, предприняв определенные действия в месторождении. И в этом случае мы можем использовать характеристики падения добычи существующих скважин для получения прогноза того, какую дополнительную скважину в конкретном местоположении можно пробурить. При комбинировании выходов из блока 42b14 "прогнозы возрастающей добычи", блока 42b13 "прогнозы добычи и резервов существующей скважины" и блока 42b14 "прогнозы добычи и резервы загущения проектной сетки скважин" в различных сочетаниях в одном входе в блок 42b16 треугольника принятия решения "соответствие" мы может сделать прогноз того, что может дать месторождение. Если мы делаем несколько капитальных ремонтов, то мы может определить возрастающую добычу. Таким образом, в формате данных в виде динамической электронной таблицы вы можете дать руководящие указания и способы интеграции отдельных прогнозов скважин и прогнозировать, что добыча может быть осуществлена в соответствии с различными планами разработки. В этот момент вы можете проверить соответствие ваших прогнозов оценкам общего количества нефти вместо того, чтобы быть уверенным в том, что кривые падения не являются чрезмерно оптимистичными на основе того, что вы будете справедливо ожидать от месторождения. Если имеются некоторые расхождения (выход "Нет" из треугольника 42b16 принятия решения "соответствие"), когда имеются расхождения в некоторых областях месторождения, то это может быть результатом неспособности теоретических способов к правильной оценке эффектов взаимных влияний между скважинами. Таким образом, в связи с блоком 42b17 "неопределенности в анализе чувствительности и риска" эти неопределенности являются видами неопределенностей, которые существуют, если вы проверяете наличие соответствия с помощью блока 42b16. Установив соответствие (выход "Да" из блока 42b16) и оставшиеся неопределенности (блок 42b17), мы теперь готовы перейти к блоку 42 с "прогнозирование добычи и резервов", показанному на фиг.7 и фиг.13А и фиг.13В.
С. Прогноз добычи и резервов (блок 42 с)
На фиг.13А и фиг.13В иллюстрируется детализированная структура блока 42с "прогноз добычи и резервов", показанного на фиг.7. Детализированная структура блока 42с "прогноз добычи и резервов", показанного на фиг.7, как иллюстрируется на фиг.13А и фиг.13В, является новой и соответствующей настоящему изобретению детализированной структурой, являющейся восьмым новым элементом настоящего изобретения.
На фиг.13А и фиг.13В слева иллюстрируется процесс генерирования "прогнозов добычи и резервов" в ответ на "исследования числовой модели" блока 42а. Блок 42 "исследования числовой модели" обеспечивает вход к блоку 42с1 "калиброванная модель картины изменения во времени". Блок 42с1 "калиброванная модель картины изменения во времени" в свою очередь обеспечивает вход к блоку 42с2 "прогноз добычи и резервов имитатора", который является фактическим средством имитации. То есть блок 42с2 "прогноз добычи и резервов имитатора" будет представлять реакции скважины и реакции месторождения на различные действия, которые предпринимают в месторождении (ниже "модель"). Мы не можем определить требуемые темпы добычи нефти в будущем. Следовательно, необходимо установить перекрестную систему ограничений на скважину и пластовый резервуар, которые представляют условия, существующие в месторождении. Затем позволим модели возобновить действие и прогнозировать самой по себе следующее: когда вы сообщаете эти условия, могут ли быть достигнуты темпы добычи нефти и/или газа, которых вы хотите достичь. Таким образом, имеется множество "ограничений", которые прикладываются к модели, и эти ограничения показаны и представлены на фиг.13А и фиг.13В следующими блоками: блоком 42с3 "задачи добычи", блоком 42с4 "ограничения продажи и транспортировки", блоком 42с5 "доступность буровых установок и оборудования", блоком 42с6 "ограничения инжектанта", блоком 42с7 "ограничения обработки", блоком 42с8 "ограничения производительности скважины" и блоком 42с9 "предложенный план разработки". Блок 42с3 "задачи добычи" представляет целевые темпы добычи для месторождения пластового резервуара или темпы, которые вы пытаетесь достичь или желаете сохранить пологий участок кривой добычи в течение некоторого периода времени в процессе ресурса пластового резервуара. Блок 42с7 "ограничения обработки" представляет технические средства, которые существуют на поверхности в то время, в которое, например, можно добыть только конкретный объем воды в день. Когда модель подходит к точке, где она стремится превысить этот конкретный объем добычи воды в данный день для удовлетворения требования целевого темпа добычи нефти, будет инициирован блок 42с7 "ограничения обработки". Это в результате приведет к падению темпа добычи нефти, которое требуется для предотвращения превышения добычи конкретного объема воды в день. Блок 42с8 "ограничения производительности скважины" регулируют следующими параметрами: поверхностное давление доставки, которое вам необходимо удовлетворить, давление пластового резервуара в системе, пропускная способность существующего завершения. Все эти параметры предусмотрены для модели (блок 42с2 "прогноз добычи и резервов имитатора"). Как результат, если модель знает давление верхнего отверстия и давление нижнего отверстия, то модель узнает свойства пластового резервуара и она может определить то, как много флюидов она может подать. Блок 42с4 " ограничения продажи и транспортировки", который должен быть приложен к некоторой части месторождения, содержит некоторый вид ограничения, которое относится к существующим трубопроводам и которое может быть изменено для других прогнозов. Например, если мы должны увеличить диаметр трубы и потребовать производительность 500 баррелей/день вместо 300 баррелей/день, то каковы будут отличия в течение длительного срока эксплуатации? В связи с блоком 42с5 "доступность буровых установок и оборудования" мы можем осуществлять разработку месторождения с намного большим числом скважин, но мы будем бурить скважины в стремлении поддерживать целевой темп добычи. Скорость, с которой вы можете бурить и завершать скважины, относится к количеству доступного оборудования. Например, если две буровые установки берут из соседнего месторождения и делают доступными для этого месторождения, то как это повлияет на нашу способность поддерживать целевой темп добычи нефти? В блоке 42с6 "ограничения инжектанта" вы можете оказаться в положении, в котором вы должны поддерживать давление в месторождении для сохранения его пропускной способности, но имеете только ограниченную подачу инжектанта. Таким образом, необходимо также в ваших прогнозах добычи признать эти ограничения в подаче инжектанта. Блок 42с9 "предложенный план разработки" относится к календарному планированию. В этом случае для этой модели необходимо отразить действительное время исполнения в противоположность времени исполнения, которое начинается от мнимой точки. Таким образом, все эти ограничения (блоки 42с3, 42с4, 42с5, 42с6, 42с7, 42с8 и 42с9) подаются в блок 42с2 "прогноз добычи и резервов имитатора" как механизм для генерирования прогноза добычи. При использовании блока 42с2 "прогноз добычи и резервов имитатора" вы будете использовать модель и получать прогноз (то есть ваши результаты), как весь пластовый резервуар реагирует на ваш план разработки. Эти результаты подвергают исследованию. В связи с блоком 42с10 треугольника принятия решения "оптимизация механизма" для "механизма", который вы выбрали (где слово "механизм" определено как процесс, который является активным в пластовом резервуаре, например, при нагнетании в пластовый резервуар воды или газа), имеется ли способ для выполнения оптимизации механизма? Например, при осуществлении заводнения или нагнетания имеется ли для исследования другая совокупность мест нагнетания? Из треугольника 42с10 принятия решения "оптимизация механизма", если имеются другие случаи, которые вы полагаете надо исследовать, переходите в блок 42с11 "корректировки ограничений/плана", измените ваш план или ограничения и затем вернитесь в блок 42с2 "прогноз добычи и резервов имитатора" и сделайте другой прогноз. Теперь вы можете иметь прогноз заводнения номер два. Продолжайте переходить из блоков 42с10, 42с11, 42с2 и 42с10 до тех пор, пока вы не почувствуете, что вы достигли точки, в которой вы исследовали все целесообразные альтернативы для конкретного механизма. В этой точке возьмите выход "Нет" из треугольника 42с10 принятия решения "оптимизация механизма" и опуститесь в треугольник 42с12 принятия решения "изменить механизм". Теперь возникает вопрос: мы рассмотрели все возможности заводнения, имеется ли что-либо другое, что мы можем сделать в месторождении? Например, можем ли мы нагнетать газ в качестве альтернативы? Это будет другой "механизм".
Идентифицировав другой механизм, примите выход "Да" из треугольника 42с12 принятия решения "изменить механизм" и вернитесь в блок 42с9 "предложенный план разработки". Здесь скорректируйте план исполнения для вашей новой разработки и затем вернитесь в блок 42с2 "прогноз добычи и резервов имитатора", вновь используйте имитатор для этого нового механизма и затем возобновите вышеуказанные проверки. Из результатов, которые вы получили из реакции пластового резервуара на этот план исполнения, в треугольнике 42с10 принятия решения "оптимизация механизма" возникает вопрос, имеется ли способ его оптимизации с большим или меньшим числом скважин, другими темпами нагнетания, другим позиционированием или другими планами завершения? Допуская, что мы завершили все альтернативные механизмы в треугольнике 42с12 принятия решения "изменить механизм", обратимся теперь к треугольнику 42с13 принятия решения "параметрическая чувствительность". Рассмотрев, например, три разных механизма и пять разных прогнозов для каждого механизма, мы уже рассмотрели пятнадцать случаев использования исторически согласованной модели. Из этих пятнадцати случаев три, например, могут оказаться самыми выгодными вследствие полученных уровней добычи и отдачи. Что случается при изменении некоторых параметров неопределенности? Как это влияет на рабочие характеристики этой модели? Таким образом, необходимо некоторое исследование параметрической чувствительности. Идентифицировав необходимость исследования параметрической чувствительности, возьмите выход "Да" из треугольника 42с13 принятия решения "параметрическая чувствительность", который приводит нас к блоку 42с14 "неопределенности в анализе чувствительности и риска". Блок 42с14 "неопределенности в анализе чувствительности и риска" содержит неопределенности. Вернувшись в блок 42с1 "калиброванная модель картины изменения во времени", сделайте изменения в описании пластового резервуара, что приводит к получению новой модели. Новую модель отправляют в блок 42с2 "прогноз добычи и резервов имитатора" вместе со всеми ограничениями (блок 42с3-блок 42с9). Используйте эту модель для выбранных случаев, которые вы хотите исследовать. Однако если имеется необходимость анализа параметрической чувствительности, то выберите выход "Нет" из треугольника 42с13 принятия решения "параметрическая чувствительность", который ведет нас теперь к блоку 42е "требования технических средств". Например, если мы изменили ограничения (блоков 42с3-42с9) для обеспечения дополнительных 100К баррелей/день водного числа, то, как это изменение повлияет на "требования технических средств" при увеличении производительности добычи на 100К баррелей/день? Следовательно, если вы изменяете ограничения, то вы должны изменить требования к параметрам проектирования. В блоке 42b "исследования теоретической модели", иллюстрируемом на фиг.13А, путем анализа фактических картин изменения во времени рабочих характеристик скважины, сравнения практических случаев завершения, практических случаев капитального ремонта и сравнения качества скважин в зависимости от геологической модели, блок 42b "исследования теоретической модели", иллюстрируемый на фиг.13А, генерировал следующие блоки "выходных данных": (1) блок 42с15 "прогнозы добычи и резервов существующей скважины", представляющий тенденции падения добычи для существующих скважин (первый прогноз), (2) блок 42с16 "прогнозы повышенной добычи скважины", представляющий возможности капитального ремонта и что дополнительная нефть может быть добыта благодаря этим капитальным ремонтам (второй прогноз), и (3) блок 42с17 "прогнозы добычи и резервов загущения проектной сетки", представляющий кандидатов потенциальных загущающих скважин (третий прогноз). "Первый прогноз" (то есть блок 42с15 "прогнозы добычи и резервов существующей скважины") дает нам возможность сделать первый прогноз добычи и резервов для существующих скважин (из тенденций падения добычи в прошлом). "Второй прогноз" (то есть блок 42с16 "прогнозы повышенной добычи скважины") дает нам возможность сделать второй прогноз, который мы называем прогнозами повышенной добычи скважины в случаях, когда мы делаем капитальные ремонты. "Третий прогноз" (то есть блок 42с17 "прогнозы добычи и резервов загущения проектной сетки") дает нам возможность сделать третий прогноз, который либо включает улучшенные скважины и загущающие скважины или только существующие скважины с некоторыми дополнительными скважинами. Первый, второй и третий прогнозы делают из крупноформатной электронной таблицы, где мы имеем существующие скважины и их ожидания из кривых падения добычи. Вышеуказанные первый, второй и третий прогнозы получают из блоков 42с15-42с17, показанных на фиг.13А, соединенных с блоком 42с18 "теоретический прогноз добычи и резервов", который дает нам возможность делать теоретический прогноз конкретного набора ограничений разработки. Следует также отметить, что все из множества "ограничений" в блоках 42с3, 42с4,42с5, 42с6, 42с7, 42с8 и 42с9 также предусмотрены как входные данные в блок 42с18 "теоретический прогноз добычи и резервов", поскольку все эти самые "ограничения" должны быть также использованы в фазе теоретического моделирования. Фазу теоретического моделирования осуществляют в блоке 42с18 "теоретический прогноз добычи и резервов". При создании теоретического прогноза для месторождения пластового резервуара вы не можете бурить, например, 50 скважин в год, если вы знаете, что пригодность вашей буровой установки ограничена. Генерируя прогноз для конкретного механизма, остальная часть этого описания, изложенная в блоках 42с19, 42с20, 42с21, 42с22 и 32с23, точно такая же, как числовая модель. Единственным отличием является то, что в числовой модели вы корректируете ограничения и позволяете модели делать прогноз вашего темпа добычи; однако в случае исследований теоретической модели вы должны корректировать способ, которым ваша крупноформатная электронная таблица суммирует отдельные вклады в достижение прогноза месторождения. В случае исследований теоретической модели на фиг.13 в отношении блоков 42с19, 42с20, 42с21, 42с22 и 32с23 вы можете исследовать различные механизмы добычи, различные способы их выполнения, различные режимы их выполнения и вы также можете обратиться к неопределенностям, делая также прогноз чувствительности. И в этом случае результаты будут поступать в блок 42е "требования технических средств", представляющий анализ того, что вам необходимо со стандартной точки зрения из технических средств обработки и перевозки.
D. Требования технических средств (блок 42е)
На фиг.14А и фиг.14В иллюстрируется детализированная структура блока 42е "требования технических средств", показанного на фиг.7. Детализированная структура блока 42е "требования технических средств", показанного на фиг.7, как иллюстрируется на фиг.14А и фиг.14В, является новой, соответствующей настоящему изобретению и описывающей новый элемент настоящего изобретения.
В соответствии с фиг.14А и фиг.14В, из блока 42с "прогнозы добычи и резервов" генерируется план-график темпов добычи и нагнетания, который был спрогнозирован для следующих двенадцати лет (например) на годовой или шестимесячной основе. Эти прогнозы генерировались на основе набора ограничений на технические средства. В этом случае мы должны оценивать технические средства, которые должны требоваться для механизма исчерпания запасов ископаемого или оптимизации разработки. Основными входами, которые поступают из блока 42с "прогнозы добычи и резервов", являются блок 42е1 "темпы и давления добычи флюидов пластового резервуара " (то есть "промысловая сторона") и блок 42е2 "общие темпы и давления нагнетания флюидов " (то есть "нагнетательная сторона". В этот момент рассмотрим сначала "промысловую сторону". На "промысловой стороне" блок 42е3 "оптимизированные условия сепаратора" включает в себя условия, которые создают для существующего разделительного оборудования. В треугольнике 42е4 принятия решения "необходимо больше производственной мощности" осуществляется первая проверка того, совместимы ли условия из блока 42е3 вашего сепаратора и темпы добычи, которые вы закладываете в проекте. То есть в блоке 42е4 определяют, имеете ли в настоящее время достаточно производственной мощности, чтобы соответствовать прогнозу темпов добычи (то есть необходимо ли вам больше производственной мощности). Если вам необходимо больше производственной мощности, то из треугольника 42е4 принятия решения выбирайте выход "Да", который ведет в блок 42е5 "исправленная конфигурация агрегата сепаратора". В этом блоке 42е5 исследуется конфигурация существующих технических средств сепаратора и добавляется новый агрегат или один из существующих агрегатов заменяют (и оценивают капитальные затраты). Теперь в треугольнике 43е6 принятия решения "новые компоненты в агрегате" делают вторую проверку. Например, технические средства месторождения пластового резервуара в настоящее время могут не содержать каких-либо технических средств системы водообработки, следовательно, возникает вопрос "собираетесь ли вы монтировать такие технические средства системы водообработки"? Если да, то в треугольнике 42е6 принятия решения "новые компоненты в агрегате" принимается выход "Да", который ведет в блок 42е7 "добавление компонента к существующему агрегату". Если необходимо, то добавьте компоненты, где они монтируются в технологическую цепочку, и оцените затраты, связанные с этим. Теперь в треугольнике 42е8 принятия решения "необходимо отведение побочного продукта" делают третью проверку. В этом треугольнике 42е8 принятия решения определяют, необходимо ли вам какое-либо дополнительное отведение побочного продукта? Если да, то в треугольнике 42е8 принятия решения выбирают выход "Да", который ведет к блоку 42е9 "технические средства отведения побочного продукта". В блоке 42е9, если, например, вы производите существенные количества воды, то, что вы собираетесь делать со всей этой водой? Насосы высокого давления могут потребоваться для нагнетания воды в подпочву. Вам необходимо монтировать технические средства для обработки побочных продуктов? Теперь в треугольнике 42е10 "необходима большая емкость" принятия решения выполняют четвертую проверку. В этом треугольнике 42е10 принятия решения, если вы увеличиваете темпы добычи из месторождения, то вам необходимо увеличить емкость для основного продукта (например, нефти), или если вашим побочным продуктом является вода, то вам может потребоваться дополнительная емкость для воды. Таким образом, если необходимо большая емкость, то в треугольнике 42е10 принятия решения выбирают выход "Да", который ведет к блоку 42е11 "дополнительная емкость хранилища и соединение". Пятую проверку осуществляют в треугольнике 42е12 принятия решения "необходимы насосы или компрессор". Если необходимы насосы или компрессор, то в треугольнике 42е12 принятия решения выбирают выход "Да", который ведет к блоку 42е13 "общие требования высокого давления и технологической подготовки". В блоках 42е12 и 42е13, если вы в какой-то момент в будущем собираетесь переключиться на программу сопутствующих продаж нефти и газа и иметь идентифицированный рынок для газа, то понадобится ли вам сжимать газ для поставки сжатого газа на торговый терминал? Какова производительность вашего существующего компрессора? Вам может оказаться необходимым добавить больше сжатия. Если степень сжатия очень высока, то необходимо ли вам ставить компрессоры? Каждый из вышеуказанных изменений существующих технических средств в связи с блоками 42е4, 42е6, 42е8, 42е10 и 42е12 несет капитальные затраты и возможно возрастающие эксплуатационные расходы (ниже "факторы"), и эти "факторы" поступают в блок 42f "анализ экономики и риска". Теперь рассмотрим "нагнетательную сторону". На "нагнетательной стороне" существуют подобные проверки. Первую проверку осуществляют в треугольнике 42е14 принятия решения "рециклируемые объемы адекватны". Если рециклируемые объемы не являются адекватными, то в треугольнике 42е14 принятия решения выбирают выход "Нет", который ведет к блоку 42е15 "внешние способность и условие обеспечения бесперебойной поставки". В блоках 42е14 и 42с15, если вы предложили схему, где вы нагнетаете добываемый газ и вы сделали допущение, что вы собираетесь нагнетать определенный объем инжектанта (например, флюидов или газа) для сохранения давления пластового резервуара для поддержания ожидаемых вами целевых темпов добычи нефти, является ли объем газа, который вы будете добывать из месторождения, достаточным для удовлетворения ваших требований или вам нужно искать внешнюю поставку такого инжектанта? Нужно ли вам покупать инжектант (например, газ) из соседнего трубопровода. Инжектант может быть газом или им может быть вода или любой другой инжектант. Достаточно ли вам собственных ресурсов или вам необходимо покупать ресурсы (то есть инжектант) у внешнего поставщика? Если вам необходимо покупать ресурсы у внешнего поставщика, как указано в блоке 42е15 "внешние способность и условие обеспечения бесперебойной поставки", то обратитесь в треугольник 42е16 принятия решения "химическая совместимость". В этом треугольнике 42е16 принятия решения "химическая совместимость" вы отвечаете на вопросы: имеете ли вы совместимость инжектанта (например, воды) с системой, которую вы обрабатываете (например, в программах нагнетания воды, имеете ли вы совместимость воды между вашим пластовым резервуаром и альтернативным источником)? Если нет совместимости, то в треугольнике 42е16 принятия решения "химическая совместимость" выбираете выход "Нет", который ведет к блоку 42е17 "технологическое и очистное оборудование". В блоке 42е17 "технологическое и очистное оборудование" в дополнении к монтажу промыслового оборудования вы решаете, необходимо ли вам также монтировать технологическую установку для вашего ижектанта? Вторую проверку осуществляют в треугольнике 42е18 принятия решения "достаточна производительность очистного оборудования". Что касается треугольника 42е18 принятия решения "достаточна производительность очистного оборудования", если ваш прогноз показывает, что вы имеете достаточно собственных объемов, то имеете ли вы достаточно производительности для обработки этих объемов? Например, если в будущем темпы добычи газа будут в десять раз больше сегодняшних, вы можете нагнетать газ сегодня при сегодняшних темпах добычи газа, но в будущем, имеете ли вы способность нагнетать при увеличении темпа добычи в десять раз? Если в треугольнике 42е18 принятия решения "достаточна производительность очистного оборудования" вы не имеете достаточной производительности, то выбираете выход "Нет", который ведет в блок 42e19 "увеличение производительности очистки". В блоке 42е19 "увеличение производительности очистки" требуется увеличение производительности очистки инжектанта. Третью проверку осуществляют в треугольнике 42е20 принятия решения "постоянная композиция инжектанта". В треугольнике 42е20 принятия решения " постоянная композиция инжектанта" вы решаете, делаете ли вы изменения в нагнетаемом потоке? Например, ваш механизм, который вы используете, может содержать двуокись углерода в существенных количествах. Поскольку двуокись углерода является веществом, вызывающим коррозию, то окажет ли это влияние на некоторые требования к металлургии оборудования, которое вам придется использовать в среде двуокиси углерода? Необходимо ли вам изменить металлургию этого оборудования на нержавеющую сталь или вам необходимо использовать пластмассовую облицовку в разделительных контейнерах? Эти изменения металлургии оборудования будут произведены в блоке 42е21 "требования к контейнеру и металлургии". Четвертую проверку делают в треугольнике 42е22 принятия решения "давление нагнетания адекватно". В блоке 42е22 принятия решения "давление нагнетания адекватно" решают, адекватна ли ваша способность нагнетания? В связи с этой нагнетательной системой, если вы имеете ситуацию, в которой пластовый резервуар истощился, и вы пытаетесь установить новые технические средства и новое давление пластового резервуара, какой требуется вид мощностей для давления нагнетания в этом случае. В блоке 42е23 "требования высокого давления и технологической подготовки" и в блоке 42е24 "требования дополнительной мощности" отвечают на вопрос: какая требуется степень сжатия, какие требования к системе нагнетания и каково влияние требования сжатия и нагнетания на ваше энергоснабжение? Например, монтаж скважинных насосов интенсивного откачивания может потребовать мощности, которое не требуется остальному монтажу. Таким образом, если вы выбираете монтаж такого типа насосов, вы должны купить и установить насосы и должны также удовлетворить требования в отношении энергоснабжения, для обеспечения адекватного привода. Каждое из вышеуказанных изменений существующих технических средств в связи с блоками 42е14, 42е18, 42е20 и 42е22 несет с собой капитальные затраты и возможно возрастающие эксплуатационные расходы (ниже "дополнительные факторы"), и эти "дополнительные факторы" поступают в блок 42f "анализ экономики и риска".
Е. Рассмотрения окружающей среды (блок 42d)
На фиг.15А и фиг.15В иллюстрируется детализированная структура блока 42d "рассмотрения окружающей среды", показанного на фиг.7. Детализированная структура блока 42d "рассмотрения окружающей среды", показанного на фиг.7, как иллюстрируется на фиг.15А и фиг.15В, является новой, соответствующей настоящему изобретению и описывающей десятый новый элемент настоящего изобретения.
На фиг.15А и фиг.15В термин "рассмотрения окружающей среды" включает в себя рассмотрения качества воздуха и воды, но также включает в себя деловую окружающую среду и географическую окружающую среду. Они являются проблемами, которые возникнут в зависимости от того, где расположен пластовый резервуар, находится на некотором расстоянии от берега в море, или на берегу, какой вид правления доминирует в этой области, эти проблемы оказывают влияние на планирование, экономическое обеспечение и риск, который должен быть рассмотрен при решении реализации конкретного плана разработки пластового резервуара. Имеются проблемы, которые будут рассмотрены отдельно от технических оценок основного потока. Таким образом, "рассмотрения окружающей среды" должны приниматься во внимание при проведении анализа риска и экономических оценок. На фиг.15А и фиг.15В идентифицированы четыре более широкие категории "рассмотрении окружающей среды": блок 42d1 "планы и обеспечения специальной экстренной реакции", блок 42d2 "требования исследования влияния предварительного строительства на окружающую среду", блок 42d3 "прерывистый или ограниченный доступ к скважинам/техническим средствам" и блок 42d4 "обеспечения одобрения и аудита правительством или нормативными актами". В блоке 42d1 "планы и обеспечения специальной экстренной реакции" имеется несколько проблем, которые необходимо рассмотреть. Например, одна проблема относится к блоку 42d5 "ограничения проливов получаемых жидких химических веществ". В связи с блоком 42d5 в наземных установках наиболее производительные рабочие площадки потребуют окружения земляными валами, имеющими способность содержать определенное число дней добычи. Однако эти типы рассмотрений будут намного более запретительными при офшорном монтаже, поскольку в офшорном монтаже вы должны обеспечить правление с достаточным обеспечением для содержания потенциальных химических веществ или производимых разливов флюидов. Другая проблема относится к блоку 42d6 "контроль выбросов в атмосферу". В блоке 42d6 "контроль выбросов в атмосферу" это в первую очередь относится к естественному выходу сернистого нефтяного газа в сопровождении нефти. Различные правительства очень беспокоятся о том, как много сероводорода сжигается или не обрабатывается и освобождается в атмосферу. Эти обеспечения, как правило, относятся к системе подготовки продукции скважин, связанной с планом разработки нефтяного месторождения. Другая проблема относится к блоку 42d7 "отведение опасных сточных вод". Она относится к отведению химических веществ, используемых для очистки скважин, или химических веществ, используемых в процессе выполнения технологических операций бурения и капитального ремонта, или химических веществ, используемых при добыче и обработке флюидов. Для каждого из этих химических веществ должен существовать некий вид программы отведения опасных сточных вод для правильного отведения этих химических веществ. В соответствии с блоком 42d2 "требования исследования влияния предварительного строительства на окружающую среду" необходимо рассмотреть несколько дополнительных проблем. Блок 42d2 "требования исследования влияния предварительного строительства на окружающую среду" идентифицирует специальные нужды и необходимости в зависимости от геологического местоположения и местных нормативных актов (которые будут изменяться от одного местоположения к другому). В блоке 42d8 "ограничения выбора буровой площадки" одним таким ограничением является выбор буровой площадки. В некоторых случаях вам не позволено бурить в определенных областях вследствие миграции некоторых видов диких животных. В других случаях от вас могут потребовать бурить в одном месте для минимизации влияния на окружающую среду или от вас могут потребовать прямого бурения, что будет представлять затратное бремя на план разработки. В соответствии с блоком 42d9 "требования к подготовке рабочей площадки для скважины/технических средств" определяют, что требуется для минимизации ущерба для окружающей среды в результате монтажа технических средств. В блоке 42d10 "требования устранения урона окружающей среде от скважины/технических средств" отвечают на вопрос, что требуется для устранения урона окружающей среде от технических средств рабочей площадки после истощения нефтяного месторождения? В блоке 42d11 "требования к конструкции трубопровода" отвечают на вопрос, какие подготовительные работы вам придется провести и какой вид устранений урону окружающей среде от трубопровода вам придется сделать, чтобы соответствовать правительственным ограничениям и ограничениям местных нормативных актов? В блоке 42d12 "требование отведения побочного продукта" продуцирование потоков нефтесодержащего сернистого нефтяного газа дает большое содержание сероводорода в газе. Технологические установки будут иметь несколько агрегатов, которые восстановят сероводород до элементарной серы, но элементарная сера может создать оператору большую проблему хранения. Однако имеются только ограниченные применения серы вне этой отрасли промышленности. Должна быть соблюдена осторожность для предотвращения восстановления элементарной серы до порошкового состояния и распространения ее ветром по местности. Таким образом, должен быть естественный способ хранения серы в открытом виде без вредного воздействия ветра/дождя и так далее. В блоке 42d3 "прерывистый или ограниченный доступ к скважинам/техническим средствам" необходимо рассмотреть несколько дополнительных проблем, относящихся к прерывистому или ограниченному доступу к скважинам и техническим средствам. В блоке 42d13 "специальные меры против враждебной окружающей среды" некоторые месторождения затопляются в течение части года и могут быть доступны только посредством лодки или баржи. Для других месторождений в течение весны некоторые дороги находятся в плохом состоянии для обеспечения транспортировки тяжелого оборудования к буровой площадке. В блоке 42d14 "обеспечения экстренного доступа", если что-то случилось, какие обеспечения должны быть сделаны для получения доступа к удаленной буровой площадке? Например, офшорные платформы часто дистанционно управляются посредством электронных клапанов и управляющих механизмов. Если клапаны выходят из строя, то, что необходимо предусмотреть для получения доступа к отказавшему клапану? Блок 42d15 "дистанционный текущий контроль и регулирование технических средств" тесно связан с блоком 42d14, но каждый блок 42d14 и блок 42d15 имеет немного отличающийся вклад в затраты, которые необходимы для аккумулирования в блоке 42f "анализ экономики и риска". В блоке 42d4 "обеспечения одобрения и аудита правительством или нормативными актами" необходимо рассмотреть несколько проблем. Правительственные постановления имеют влияние на исполнение плана разработки, поскольку получение правительственного одобрения занимает время. Например, если в блоке 42d16 "влияние на исполнение плана-графика", если вы проводите исследование, которое может занять год, которое приводит в результате к генерированию плана разработки месторождения, и если вы даете этот план разработки месторождения на одобрение правительству, то, как много времени займут все эти одобрения? Для конкретного плана не является необычным то, что одобрение занимает от двух до пяти лет. Эти факторы также оказывают влияние на экономику, поскольку, например, каждый год проект откладывается, изменяются затраты на проектирование, что влияет на капиталовложения в исполнение плана разработки.
Таким образом, все вышеописанные факторы, которые идентифицированы в блоках 42d1-42d16, показанных на фиг.15А и фиг.15В, должны быть рассмотрены в блоке 42f "анализ экономики и риска", иллюстрируемом на фиг.16А и фиг.16В (подробно описанных ниже).
F. Анализ экономики и риска (блок 42f)
На фиг.16А и фиг.16В иллюстрируется блок 42f "анализ экономики и риска", показанный на фиг.7. Детализированная структура блока 42f "анализ экономики и риска", показанного на фиг.7, иллюстрируемая на фиг.16А и фиг.16В, является новой, соответствующей настоящему изобретению и описывающей одиннадцатый новый элемент настоящего изобретения.
В блоке 42f "анализ экономики и риска", иллюстрируемом на фиг.16А и фиг.16В, необходимо попытаться оценить экономику каждого плана из альтернативных планов, которые вы думаете, являются выгодными. Затем необходимо включить в оценку указанной экономики любую чувствительную работу, которая была сделана на каких-либо плохо определенных параметрах пластового резервуара. Также необходимо идентифицировать обеспечения, которые относятся к риску, связанному с каждым планом. Блок 42f1 "план разработки пластового резервуара" обеспечивает следующее: полученный план-график продуцируемых флюидов или добычи в блоке 42f2 "план-график добычи из пластового резервуара", план-график нагнетаемых флюидов в блоке 42f3 "план-график нагнетания флюидов" и план-график требований технических средств (например, скважин, вмешательства или новых скважин) в блоке 42f4 "план-график технических средств и скважин". Из данных план-графика добычи в блоке 42f2, план-графика нагнетания в блоке 42f3, план-графика скважин в блоке 42f4 мы были способны разработать блок 42е "требования технических средств". Блок 42е "требования технических средств" будет включать в себя планы обработки, бурения и капитального ремонта, каждый из которых будет иметь блок 42f5 "модель капитальных затрат" и связанный с ним блок 42f6 "модель эксплуатационных расходов". Кроме того, соображения, которые являются результатом из блока 42d "рассмотрения окружающей среды", могут добавить блок 42f7 "стоимость специального проекта", связанный с тем, где расположен пластовый резервуар, каково правительство, может ли быть реализован механизм исчерпания запасов ископаемого. Блоки 42f2, 42f3, 42f4, 42f5, 42f6 и 42f7 сходятся в блоке 42f8 "экономический профиль плана", который даст экономический профиль плана разработки, который был выбран (ниже "выбранный план разработки"). Этот блок 42f8 обеспечит также сводку движения денежной наличности, из которой вы можете решить, насколько с экономической точки зрения является "выбранный план разработки". Разработав "экономический профиль плана" в блоке 42f8, мы можем теперь решить в треугольнике 42f9 принятия решения "риск разработки и эксплуатации", имеются ли значительные риски разработки и эксплуатации, которые вам необходимо рассмотреть, связанные с "выбранным планом разработки". Если имеются большие риски разработки и эксплуатации, то перейдем в блок 42f10 "корректировки планов-графиков прогнозируемой добычи", где вы сделаете корректировки ваших планов-графиков прогнозируемой добычи. Первый вход в треугольник 42f9 принятия решения "риск разработки и эксплуатации" и второй вход в треугольник 42f11 принятия решения "риск эксплуатации пластового резервуара" исходят из блока 42f13 принятия решения "факторы риска пластового резервуара". Теперь рассмотрим разные примеры "факторов риска пластового резервуара". Например, "риск разработки и эксплуатации" в блоке 42f9 может включать проектирование в "выбранном плане разработки", показывающее необходимость 100 скважин для эффективного использования месторождения. Каков риск потери конкретного ствола скважины после того, как сделаны основные инвестиции в бурение ствола скважины? Или, может быть, мы можем потерять приборы в стволе скважины. Эти риски могут быть определены как возможные "риски разработки". Что касается термина "риск эксплуатации", то, как часто будет необходимо останавливать установку для выполнения специальной работы в результате отказа контейнера? Какова частота отказов трубопровода, если мы транспортируем на рынок добытый нами продукт по трубопроводу? Рассмотрев все это, можно сделать корректировки план-графиков прогнозируемой добычи. Если эти корректировки сделаны в блоке 42f10 "корректировки планов-графиков прогнозируемой добычи" и если все остальное одновременно сохраняется неизменным и может быть образована обратная связь из выхода блока 42f10 на вход блока 42f8, то может быть повторно получен блок 42f8 "экономический профиль плана", который даст вам оценку затрат, связанных с риском. После рассмотрения треугольника 42f9 принятия решения "риск разработки и эксплуатации" может быть рассмотрен также треугольник 42f11 принятия решения "риск эксплуатации пластового резервуара". Треугольник 42f11 принятия решения "риск эксплуатации пластового резервуара" относится к характеру и природе пластового резервуара, которые вы не способны были надежно установить из согласования исследования картины изменения пластового резервуара во времени и геологических исследований. В блоке 42f12 "корректировки планов-графиков прогнозируемой добычи" может оказаться необходимым корректировка некоторым образом вашего прогноза добычи, возможно, на основе вашего прогноза чувствительности, который был выполнен в теоретической или числовой моделях. Когда мы генерировали прогнозы добычи, то мы говорили о способах, которыми вы можете оперировать чувствительностью параметров пластового резервуара. С каждым из них вы будете иметь различные план-графики добычи и нагнетания для каждого из планов разработки, на которых вы оцениваете экономику. Включив эти корректировки в блок 42f12, мы переделываем экономические профили в блоке 42f8 "экономический профиль плана". В треугольнике 42f14 принятия решения "экологический риск" имеются различные способы учесть эти типы рисков в диапазоне от ожидаемых рисков до катастрофических рисков. Если существуют экологические риски, то со ссылкой на блок 42f16 "корректировки планов-графиков прогнозируемой добычи" и блок 42f8 "экономический профиль плана" вы можете захотеть переделать экономические профили в блоке 42f8 "экономический профиль плана" аналогичным образом, как было прежде показано в связи с блоками 42f9 и 42f11. Вы можете также захотеть сделать обеспечение рисков/катастрофических потерь посредством чистой приведенной стоимости выше конкретного темпа возврата. Например, при выполнении большого числа проектов в мире вы можете принять по одному катастрофическому отказу на многие сотни миллионов баррелей добычи и, таким образом, вы можете захотеть потребовать, чтобы каждый проект нес свою справедливую долю таких катастрофических отказов. Вам может быть придется генерировать чистую приведенную стоимость, по меньшей мере, 50 миллионов долларов при учетной ставке 20%. Таким образом, имеются различные способы учета "факторов экологического риска", как описано в блоке 42f15 "факторы экологического риска". В треугольнике 42f17 принятия решения "альтернативный план разработки" вы можете экономически оценить альтернативный план разработки. Если имеются альтернативные планы разработки, как показано в блоке 42f18 "измененное исполнение разработки", необходимо вернуться на вход блока 42f1 "план разработки пластового резервуара", который представляет начало этого процесса, и повторить генерирование экономического профиля для нового плана разработки и исчерпания запасов ископаемого, принимая в то же самое время во внимание его риски и неопределенности. Альтернативные планы разработки будут иметь свои собственные планы-графики добычи и нагнетания, необходимые технические средства и стволы скважин, обеспечения капитальных и эксплуатационных затрат и некоторые изменения в затраты на специальные проекты. Если вы имеете дело со всеми альтернативными планами разработки, то возьмите выход "Нет" из треугольника 42f17 принятия решения "альтернативный план разработки" и перейдите в блок 42f19 "сравнение экономических профилей альтернативных планов разработки, сбалансированных по риску". В этом блоке вы сравните различные экономические профили альтернативных планов разработки и чувствительных к этому сравнению экономических профилей, вы оцените риск, который связан с каждым из различных экономических профилей. Например, допустим, что существует два альтернативных плана разработки. Допустим, что первый альтернативный план разработки имеет на своей верхней стороне дополнительный потенциал прибыли, но на своей нижней стороне он имеет больше риска. Дополнительно далее, что второй альтернативный план разработки имеет меньший уровень риска и меньший уровень риска и затрат, но он также дает меньший годовой доход. Решение относительно более высокого уровня менеджмента требуется, чтобы решить, какой альтернативный план разработки должен быть выбран, первый или второй. Однако, как правило, альтернативные планы разработки будут взяты вместе, подвергнуты целесообразному сравнению и будет вполне очевидно, который из альтернативных планов разработки следует выбрать. "Адекватным планом разработки" для выбора будет "оптимизированный план разработки" блока 42g. "Оптимизированный план разработки" будет одним для условий и информации, которые являются доступными для вас в это время. Нет необходимости в оптимизированном плане разработки на все время.
G. Оптимизированный план разработки (блок 42g)
На фиг.16В показан блок 42g "оптимизированный план разработки". Он представляет блок 42, показанный на фиг.4, "оптимизированный план разработки". В соответствии с фиг.4, сделав выбор "адекватного плана разработки" в качестве блока 42 "план разработки пластового резервуара", вы переходите в блок 43 "программа возрастающего повышения расходов", показанный на фиг.4. Теперь вы начинаете тратить деньги в месторождении пластового резервуара в ответ на выбранный "адекватный план разработки пластового резервуара" блока 42 и в соответствии с этим планом. В соответствии с фиг.4 вы осуществляете текущий контроль и работу блока 44 "работа/текущий контроль", собирая в то же самое время "данные высокоинтенсивного текущего контроля" блока 62. Собрав новые данные посредством блока 44, реализуете блок 45 "текущий контроль, ассимиляция данных и усовершенствование модели пластового резервуара ", показанный на фиг.4. Через некоторый период времени дополнительная информация может показать, что ваши интерпретации пластового резервуара неадекватны и что необходимо изменить ваш "оптимизированный план разработки" 42g, основанный на прежнем описании. В соответствии с фиг.4 в этом случае было бы необходимо вернуться в начало цикла из выхода блока 45 (текущий контроль, ассимиляция данных и усовершенствование модели пластового резервуара) на вход блока 42 (первоначальное определение параметров пластового резервуара). В этом момент собирают новые данные и генерируют новый план разработки. Однако новый план разработки не генерируют более часто, чем через несколько лет, поскольку: (1) необходимы большие капиталовложения каждый раз при генерировании нового плана разработки и (2) правильное поведение пластового резервуара не может наблюдаться до тех пор, пока пластовый резервуар не достигнет полуразработанного состояния. Слишком быстро реагируя для корректировки плана разработки, вы не видите всего, то есть вы не получаете достаточно данных для гарантированного изменения плана разработки. Для ресурса пластового резервуара, составляющего 25-30 лет, вы можете иметь 3 или 4 изменения основного плана разработки.
Источники информации
1. Андерсен Р. и др. Способ идентификации подповерхностной миграции флюидов и пути дренирования в и среди нефтяных и газовых пластовых резервуаров при использовании трехмерного и четырехмерного сейсморазведочного построения, патент США №5586082, выданный 17 декабря 1996 года.
2. Бэйкер А. и др. Постоянный текущий контроль-наблюдение динамики пластового резервуара в течение его ресурса, обзор нефтяного месторождения Шламбергера, зима 1955 год, стр.32-46.
3. Бэбур К., Белани А. и Дж. Пила. Способ и устройство для осмотра и текущего контроля пластового резервуара посредством электродов, гидравлически изолированных в скважине, патент США №5642051, выданный 24 июня 1997 года.
4. Бэбур К., Белани А. и Дж. Пила. Способ и устройство для долговременного текущего контроля пластовых резервуаров, патент США №5467823, выданный 21 ноября 1995 года.
5. Бимер А. и др. От скважины до трубопровода, решения в масштабе месторождения, обзор нефтяного месторождения Шламбергера, лето 1998 года, стр.2-19.
6. Бекнер Б.Л. и X.Сонг. Планирование разработки месторождения при использовании моделированного обжига - оптимального экономического планирования и размещения, Proc. Annual SPE Tech. Conf., Dallas, 22-25 Oct. 1995, рр 209-221. SPE-30650.
7. Биттенкурт А.С. Разработка пластового резервуара и оптимизация проектирования, Proc. Annual SPE Tech. Conf., San Antonio, 5-8 Oct. 1997, рр.545-558, SPE-38895.
8. Бриггс П. и др. Тенденции в менеджменте пластового резервуара, обзор нефтяного месторождения Шламбергера, январь 1992 года, стр.8-24.
9. Буссир Т. и Б.Вейтман, программно-управляемые скважинные инструменты для управления эксплуатационной скважиной, патент США №5803167, выданный 8 сентября 1998 года.
10. Карри Дж.С. Дж.Ф. Новонак, Б.Т. Асбоу и С.Дж. Кеннеди. Оптимизированный менеджмент пластового резервуара при использовании смешанного линейного программирования, Proc. SPE Hydrocarbon Есоп. & Evaluation Symp., Dallas, 16-18 March 1997, рр 235-241, SPE-37963.
11. Гавит Д.Е. и П.А.Гаттеридж. Моделирование пластового резервуара, направленное на принятие решения: следующее большое дело, Proc. SPE Reservoir Simulation Symposium, 14-17 feb. 1999, Houston. TX, pp.131-134, SPE-51890.
12. Гаррилот Д. и Ф.Роггеро, Метод предсказания (посредством технологии инверсии) эволюции добычи из пластового резервуара, патент США №5764515, выданный 9 июня 1998 года.
13. Хи В. и Р.Андерсон. Способ инверсии данных следов отражения из трехмерной и четырехмерной сейсмических разведок и идентификации подповерхностных флюидов и путей в и среди углеводородных пластовых резервуаров на основе моделей импеданса, патент США №5798982, выданный 25 августа 1998 года.
14. Джонсон М. Способ и устройство для испытания, завершения и/или поддержания стволов скважин при использовании датчиков, патент США №5829520, выданный 3 ноября 1998 года.
15. Педерсен Л. и др. Сейсмические фотографии для текущего контроля пластового резервуара, обзор нефтяного месторождения Шламбергера, зима 1996 года, стр.32-43.
16. Рамакришнан Т.С. и Качак Ф. Испытание и интерпретация нагнетательных скважин при использовании данных темпа и давления, SPE Form. Eval. 9, pp.228-236 (1994).
17. Сэттер А. и Г.Такур. Всеобъемлющий менеджмент нефтяного пластового резервуара, A Team Approach, Penn Well Publishing Co., 1994, 335 страниц.
18. Трейнер П.М. Определение критических технологических процессов для всеобъемлющей оптимизации пластового резервуара, SPE India Oil and Gas Conference Exhibition, New Delhi, India, 17-19 Feb. 1998, SPE-39576.
19. Табел П. и др. Способ и устройство для дистанционного управления и текущего контроля эксплуатационных скважин, патент США №5975204, выданный 2 ноября 1999 года.
20. Табел П. и др. Эксплуатационные скважины, имеющие постоянные скваженные датчики для оценки формации, патент США №5730219, выданный 24 марта 1998 года.
21. Щтейн М. и Ф.Карлсон. Способ определения параметров подземных пластовых резервуаров, патент США №5305209, выданный 9 апреля 1994 года.
22. Вэйсон С. и др. Система для текущего контроля изменений в содержании флюидов нефтяного пластового резервуара, патент США №4969130, выданный 6 ноября 1990 года.
23. Юу Г. и др. Устройство и способ комбинированных акустических и сейсмоэлектрических каротажных измерений, патент США №5841280, выданный 24 ноября 1998 года.
24. Закиров И.C., Е.С.Закиров, С.И.Аанонсен и Б.М.Палатник. Оптимизация рабочих характеристик пластового резервуара путем автоматического распределения темпов добычи из скважины, Proc. 5 Math. Of Oil Recovery Europe Conf., Leoben, Austria, 3-6 Sept. 1996, pp 375-384, ISBN 3-9500542-0-0.
Из приведенного описания очевидно, что изложенное может быть изменено самым различным образом. Такие изменения не относятся к отклонению от сущности и объема настоящего изобретения, и все такие модификации будут очевидными для квалифицированного специалиста в этой области техники для включения в объем следующей формулы изобретения.
Claims (6)
1. Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара, в котором выполняют следующие этапы:
a) определение первоначальных параметров пластового резервуара путем выполнения, по меньшей мере, одного этапа осуществления геологического моделирования (геометризации);
b) анализ полученных параметров пластового резервуара для генерирования первоначального плана разработки пластового резервуара;
c) определение количества скважин, которые нужно пробурить, и определение их расположения на основе указанного плана;
d) бурение скважин в определенных положениях;
e) осуществление первого набора измерений в пластовом резервуаре при помощи систем сбора данных повторного ввода или/и измерителей постоянного давления, или/и датчиков оценки месторождения, расположенных внутри и снаружи обсаженных скважин для получения высокоинтенсивных данных мониторинга для текущего контроля рабочих характеристик пластового резервуара;
f) осуществление второго набора измерений в пластовом резервуаре с получением низкоинтенсивных данных мониторинга для дополнительного текущего контроля рабочих характеристик резервуара, причем второй набор измерений производят путем редких (случайных) измерений промежутков времени;
g) суммирование высокоинтенсивных данных мониторинга и низкоинтенсивных данных мониторинга, при этом по полученному результату судят о необходимости усовершенствования первоначального плана разработки пластового резервуара;
h) повторение этапов b)-g) после формирования усовершенствованного плана до получения результата измерений, свидетельствующего об истощении резервуара.
2. Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара по п.1, в котором на этапе (е) осуществления первого набора измерений в пластовом резервуаре для получения высокоинтенсивных данных мониторинга для текущего контроля рабочих характеристик пластового резервуара выполняют этапы
(е1) получения, аккумулирования и контроля качества данных высокоинтенсивного текущего контроля;
(е2) использования указанных данных высокоинтенсивного текущего контроля для оценки одной скважины или области из нескольких скважин и возврата на этап (b); и
(е3) использования указанных данных высокоинтенсивного текущего контроля для оценки глобального месторождения или пластового резервуара, и выполняют этап (f), если план разработки пластового резервуара должен быть усовершенствован или если должны быть получены новые данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара, и возвращаются на этап (b), если план разработки пластового резервуара не должен быть усовершенствован или если не должны быть получены новые данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара.
3. Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара по п.2, в котором на этапе (f) осуществления второго набора измерений в пластовом резервуаре с получением низкоинтенсивных данных мониторинга для дополнительного текущего контроля выполняют этапы
(f1) определения, 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,
(f2) получения новых данных низкоинтенсивного текущего контроля, если определено, что данные низкоинтенсивного текущего контроля должны быть получены и новые измерения введут новую информацию,
(f3) усовершенствования модели пластового резервуара, если новые данные низкоинтенсивного текущего контроля не должны быть получены посредством новых измерений, и
(f4) обновления прогноза добычи и экономического анализа, если модель пластового резервуара усовершенствована или если в процессе осуществления этапа (f2) получены данные низкоинтенсивного текущего контроля пластового резервуара.
4. Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара по п.1, в котором на этапе (а) определения первоначальных параметров пластового резервуара выполняют этап (а1) выполнения сбора, контроля качества и анализа данных, который включает в себя стадии
(а 1.1) сбора вместе первого набора данных, относящихся к исследуемому месторождению конкретного пластового резервуара, в плане исследования, и затем сбора набора дополнительных данных из альтернативных источников для дополнения указанного первого набора данных, если указанного первого набора данных недостаточно, для генерирования базы данных, данные которой содержат много информации,
(а1.2) подтверждения, что множество данных в базе данных совместимы друг с другом, и генерируют в соответствии с этим верифицированную базу данных, имеющую множество данных, и
(а1.3) подтверждения 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 корректируют объем указанного плана исследования.
5. Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара по п.1, в котором на этапе (а) определения первоначальных параметров пластового резервуара выполняют этап (а2) выполнения предварительного проектирования, который включает в себя стадии
(а2.1) узнавания "набора свойств флюидов" в модели свойств флюидов пластового резервуара, сравнения давлений пластового резервуара в наборе данных обзора давлений пластового резервуара, если известен "набор свойств флюидов", и корректирования давлений пластового резервуара до общего уровня приведения, и получают скорректированную "картину изменения во времени давления пластового резервуара", которая отражает картину изменения во времени давления пластового резервуара, скорректированную до общего уровня приведения,
(а2.2) генерирования скорректированной "картины изменения во времени добычи и нагнетания" скважины в ответ на набор свойств флюидов и сообщаемую добычу пластового резервуара,
(а2.3) проведения 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,
(а2.4) определения набора картин изменения по времени характеристик бурения и завершения скважин, которые определяют, где набор скважин пробурен и как скважины пробурены и завершены,
(а2.5) определения совокупности возможностей увеличения добычи в ответ на испытания скважин этапа (а2.3) и картин изменения во времени бурения и завершения скважин этапа (а2.4) для идентификации того, какие немедленные возможности существуют для стимулирования скважины или монтажа насоса, которые приведут к более высоким темпам добычи,
(а2.6) выполнения 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,
6. Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара по п.5, в котором на этапе (а2) выполнения предварительного проектирования дополнительно выполняют этапы
(а2.7) определения потенциала возрастающего темпа и добычи для оценки возрастающих темпов добычи нефти и потенциала добычи нефти, связанных с возможностями увеличения добычи,
(а2.8) определения необходимости проведения ремонта завершения и руководящих принципов загущения, приспособленных для текущего контроля влияния ремонта завершения или рабочего плана загущения, генерирования дополнительных промысловых данных, определения того, корректны ли возможности увеличения добычи, и повторного проектирования проведения ремонта завершения и руководящих принципов загущения в ответ на это,
(а2.9) определения в модели относительной проницаемости и насыщения капиллярного давления, реологических свойств нефти, газа и воды, когда они все одновременно существуют в пластовом резервуаре,
(а2.10) исследования, в "секторной модели" одной скважины или пластового резервуара, характерных механизмов пластового резервуара и влияния механизмов на структуру модели всего месторождения,
(а2.11) использования в связи с чувствительностью механизма пластового резервуара, альтернативных сетчатых описаний с помощью одной из "секторных моделей" и определения того, какое "конкретное альтернативное сетчатое описание" лучше представляет механизм, который существует в месторождении пластового резервуара, и
(а2.12) относительно критериев проектирования модели пластового резервуара определения, что должно быть сделано для правильного проектирования модели пластового резервуара, и получения 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".
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US18383600P | 2000-02-22 | 2000-02-22 | |
| US60/183,836 | 2000-02-22 | ||
| US09/659,951 US6980940B1 (en) | 2000-02-22 | 2000-09-12 | Intergrated reservoir optimization |
| US09/659,951 | 2000-09-12 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002122397A RU2002122397A (ru) | 2004-01-20 |
| RU2281384C2 true RU2281384C2 (ru) | 2006-08-10 |
Family
ID=26879562
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002122397/03A RU2281384C2 (ru) | 2000-02-22 | 2001-02-14 | Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара |
Country Status (16)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US6980940B1 (ru) |
| EP (6) | EP1679424A3 (ru) |
| JP (1) | JP4593051B2 (ru) |
| KR (1) | KR100756684B1 (ru) |
| CN (2) | CN101221634A (ru) |
| AT (1) | ATE324327T1 (ru) |
| AU (1) | AU2001235010A1 (ru) |
| BR (3) | BRPI0108571B1 (ru) |
| CA (3) | CA2602280A1 (ru) |
| DE (1) | DE60119087D1 (ru) |
| KZ (1) | KZ19059A (ru) |
| MX (1) | MXPA02008197A (ru) |
| NO (1) | NO333783B1 (ru) |
| RU (1) | RU2281384C2 (ru) |
| SG (1) | SG127743A1 (ru) |
| WO (1) | WO2001062603A2 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2484242C2 (ru) * | 2007-04-19 | 2013-06-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система и способ контроля и регулирования дебита скважин |
| RU2594405C2 (ru) * | 2012-05-30 | 2016-08-20 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Способ добычи нефти или газа с применением компьютерного моделирования нефтяного или газового месторождения и эксплуатационного оборудования |
| RU2597229C2 (ru) * | 2014-12-09 | 2016-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТатАСУ" | Система идентификации межскважинных проводимостей |
| RU2669948C2 (ru) * | 2014-01-06 | 2018-10-17 | Геоквест Системз Б.В. | Оптимизация многоступенчатого проекта нефтяного месторождения в условиях неопределенности |
| RU2738558C1 (ru) * | 2020-06-10 | 2020-12-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемых коллекторов |
| RU2758278C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-10-28 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения |
Families Citing this family (515)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080262737A1 (en) * | 2007-04-19 | 2008-10-23 | Baker Hughes Incorporated | System and Method for Monitoring and Controlling Production from Wells |
| US6853921B2 (en) | 1999-07-20 | 2005-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for real time reservoir management |
| JP2002099674A (ja) * | 2000-09-21 | 2002-04-05 | Ricoh Co Ltd | 環境負荷情報システム及び環境負荷情報提供方法 |
| US20020049575A1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-04-25 | Younes Jalali | Well planning and design |
| FR2842321B1 (fr) * | 2002-07-11 | 2008-12-05 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour contraindre un champ de permeabilite heterogene representant un reservoir souterrain par des donnees dynamiques |
| FR2831917B1 (fr) * | 2001-11-08 | 2004-01-02 | Schlumberger Services Petrol | Procede de determination de la variation de la permeabilite relative a au moins un fluide d'un reservoir contenant des fluides en fonction de la saturation en l'un d'entre eux |
| US7512543B2 (en) * | 2002-05-29 | 2009-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Tools for decision-making in reservoir risk management |
| US20030229476A1 (en) * | 2002-06-07 | 2003-12-11 | Lohitsa, Inc. | Enhancing dynamic characteristics in an analytical model |
| US7725301B2 (en) * | 2002-11-04 | 2010-05-25 | Welldynamics, B.V. | System and method for estimating multi-phase fluid rates in a subterranean well |
| US7584165B2 (en) | 2003-01-30 | 2009-09-01 | Landmark Graphics Corporation | Support apparatus, method and system for real time operations and maintenance |
| US7200540B2 (en) * | 2003-01-31 | 2007-04-03 | Landmark Graphics Corporation | System and method for automated platform generation |
| WO2004095077A1 (en) * | 2003-04-23 | 2004-11-04 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | Method for predicting pore pressure |
| CA2527864C (en) * | 2003-04-30 | 2016-05-24 | Landmark Graphics Corporation | Stochastically generating facility and well schedules |
| US7835893B2 (en) * | 2003-04-30 | 2010-11-16 | Landmark Graphics Corporation | Method and system for scenario and case decision management |
| FR2855631A1 (fr) * | 2003-06-02 | 2004-12-03 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour optimiser la production d'un gisement petrolier en presence d'incertitudes |
| NL1024444C2 (nl) * | 2003-10-03 | 2005-04-08 | J O A Beheer B V | Werkwijze, inrichting, computerprogramma en gegevensdrager voor het met een digitale verwerkingseenheid modelleren van een meerdimensionale heterogene structuur. |
| US8126689B2 (en) * | 2003-12-04 | 2012-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for geomechanical fracture modeling |
| CA2492422C (en) | 2004-01-13 | 2008-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | A system for evaluating over and underbalanced drilling operations |
| US7844430B2 (en) * | 2004-01-30 | 2010-11-30 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Reservoir model building methods |
| WO2005076124A1 (en) * | 2004-01-30 | 2005-08-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir evaluation methods |
| GB2413403B (en) * | 2004-04-19 | 2008-01-09 | Halliburton Energy Serv Inc | Field synthesis system and method for optimizing drilling operations |
| US7627461B2 (en) * | 2004-05-25 | 2009-12-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for field scale production optimization by enhancing the allocation of well flow rates |
| BRPI0512548A (pt) * | 2004-06-25 | 2008-03-25 | Shell Int Research | método de controle de produção de fluido de hidrocarboneto a partir de uma formação subterránea |
| US20060045461A1 (en) * | 2004-08-06 | 2006-03-02 | Microsoft Corporation | Methods and apparatus for project management |
| US7636671B2 (en) * | 2004-08-30 | 2009-12-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining, pricing, and/or providing well servicing treatments and data processing systems therefor |
| US7870047B2 (en) * | 2004-09-17 | 2011-01-11 | International Business Machines Corporation | System, method for deploying computing infrastructure, and method for identifying customers at risk of revenue change |
| US7809537B2 (en) * | 2004-10-15 | 2010-10-05 | Saudi Arabian Oil Company | Generalized well management in parallel reservoir simulation |
| US7859943B2 (en) * | 2005-01-07 | 2010-12-28 | Westerngeco L.L.C. | Processing a seismic monitor survey |
| US20060153005A1 (en) * | 2005-01-07 | 2006-07-13 | Herwanger Jorg V | Determination of anisotropic physical characteristics in and around reservoirs |
| US7398159B2 (en) * | 2005-01-11 | 2008-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods of deriving differential fluid properties of downhole fluids |
| US7305306B2 (en) * | 2005-01-11 | 2007-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods of deriving fluid properties of downhole fluids and uncertainty thereof |
| US7596480B2 (en) * | 2005-04-14 | 2009-09-29 | Saudi Arabian Oil Company | Solution method and apparatus for large-scale simulation of layered formations |
| US8209202B2 (en) | 2005-04-29 | 2012-06-26 | Landmark Graphics Corporation | Analysis of multiple assets in view of uncertainties |
| BRPI0611500A2 (pt) * | 2005-05-26 | 2011-02-22 | Exxonmobil Upstream Res Co | método para analisar a qualidade conectada de um reservatório de hidrocarbonetos |
| US20070016389A1 (en) * | 2005-06-24 | 2007-01-18 | Cetin Ozgen | Method and system for accelerating and improving the history matching of a reservoir simulation model |
| BRPI0613857B1 (pt) * | 2005-07-27 | 2018-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Método e aparelho associado com a produção de hidrocarbonetos |
| EP1922669A2 (en) * | 2005-07-27 | 2008-05-21 | ExxonMobil Upstream Research Company | Well modeling associated with extraction of hydrocarbons from subsurface formations |
| EA200800434A1 (ru) | 2005-07-27 | 2008-10-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Моделирование скважины, связанное с добычей углеводородов из подземных формаций |
| US7280918B2 (en) * | 2005-08-08 | 2007-10-09 | Knowledge Systems, Inc. | Method and system for combining seismic data and basin modeling |
| US8145463B2 (en) * | 2005-09-15 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Gas reservoir evaluation and assessment tool method and apparatus and program storage device |
| CN101361080B (zh) * | 2005-11-21 | 2011-12-14 | 切夫里昂美国公司 | 油气田规模生产优化的方法 |
| US7966164B2 (en) * | 2005-12-05 | 2011-06-21 | Shell Oil Company | Method for selecting enhanced oil recovery candidate |
| US20070174154A1 (en) * | 2005-12-30 | 2007-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for aligning business interests |
| US7809538B2 (en) * | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
| US8195401B2 (en) | 2006-01-20 | 2012-06-05 | Landmark Graphics Corporation | Dynamic production system management |
| CN101379498B (zh) * | 2006-01-31 | 2012-05-30 | 兰德马克绘图公司 | 使用物理和代理仿真器的用于快速更新油气田生产模型的方法和系统 |
| US8504341B2 (en) * | 2006-01-31 | 2013-08-06 | Landmark Graphics Corporation | Methods, systems, and computer readable media for fast updating of oil and gas field production models with physical and proxy simulators |
| US20070179766A1 (en) * | 2006-01-31 | 2007-08-02 | Landmark Graphics Corporation | Methods, systems, and computer-readable media for real-time oil and gas field production optimization using a proxy simulator |
| US8812334B2 (en) * | 2006-02-27 | 2014-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Well planning system and method |
| CA2643911C (en) * | 2006-03-02 | 2015-03-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for quantifying reservoir connectivity using fluid travel times |
| US7346457B2 (en) * | 2006-03-24 | 2008-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method for identification of inhibited wells in the mature fields |
| US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
| US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| US8050867B2 (en) * | 2006-05-03 | 2011-11-01 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Data adaptive vibratory source acquisition method |
| WO2007130205A2 (en) * | 2006-05-04 | 2007-11-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Time lapse analysis with electromagnetic data |
| US7716028B2 (en) * | 2006-05-24 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for modeling a reservoir using a 3D wettability map generated from a wettability logging tool |
| US8620715B2 (en) * | 2006-06-10 | 2013-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method including a field management framework for optimization of field development and planning and operation |
| EP2038809B1 (en) * | 2006-06-26 | 2019-07-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for comparing and back allocating production |
| NO325315B1 (no) * | 2006-08-29 | 2008-03-25 | Abb As | Fremgangsmåte i et system for produksjon av olje og/eller gass |
| US9043188B2 (en) * | 2006-09-01 | 2015-05-26 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for forecasting production from a hydrocarbon reservoir |
| WO2008028122A2 (en) * | 2006-09-01 | 2008-03-06 | Chevron U.S.A. Inc. | History matching and forecasting in the production of hydrocarbons |
| US20080065362A1 (en) * | 2006-09-08 | 2008-03-13 | Lee Jim H | Well completion modeling and management of well completion |
| US7877246B2 (en) * | 2006-09-22 | 2011-01-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield simulation operations |
| US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
| US7895241B2 (en) * | 2006-10-16 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for oilfield data repository |
| GB2457823B (en) * | 2006-10-30 | 2012-03-21 | Logined Bv | System and method for performing oilfield simulation operations |
| US20100318337A1 (en) * | 2006-10-30 | 2010-12-16 | Bailey William J | Method, apparatus and system for modeled carbon sequestration |
| EP2100218B1 (en) | 2006-10-31 | 2013-05-15 | ExxonMobil Upstream Research Company | Modeling and management of reservoir systems with material balance groups |
| US8145464B2 (en) * | 2006-11-02 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield operational system and method |
| US20080126168A1 (en) * | 2006-11-15 | 2008-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield management system |
| US20080114630A1 (en) * | 2006-11-15 | 2008-05-15 | Accenture Global Services Gmbh | Aerospace and defense program analysis tool |
| US7860593B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-12-28 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Well prog execution facilitation system and method |
| CA2671367C (en) * | 2006-12-07 | 2016-07-12 | Schlumberger Canada Limited | A method for performing oilfield production operations |
| US7953584B2 (en) * | 2006-12-07 | 2011-05-31 | Schlumberger Technology Corp | Method for optimal lift gas allocation |
| US8078444B2 (en) * | 2006-12-07 | 2011-12-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method for performing oilfield production operations |
| US8122965B2 (en) * | 2006-12-08 | 2012-02-28 | Horton Wison Deepwater, Inc. | Methods for development of an offshore oil and gas field |
| US8244471B2 (en) * | 2006-12-27 | 2012-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield analysis system and method |
| US8700370B2 (en) * | 2006-12-28 | 2014-04-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Method, system and program storage device for history matching and forecasting of hydrocarbon-bearing reservoirs utilizing proxies for likelihood functions |
| US7533725B2 (en) * | 2006-12-29 | 2009-05-19 | Schlumberger Technology Corp. | Method and system for altering pore pressure in a fracturing operation |
| US7577527B2 (en) * | 2006-12-29 | 2009-08-18 | Schlumberger Technology Corporation | Bayesian production analysis technique for multistage fracture wells |
| US8086479B2 (en) * | 2006-12-29 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield management system and method |
| US7467044B2 (en) * | 2007-01-15 | 2008-12-16 | Chevron U.S.A. Inc | Method and system for assessing exploration prospect risk and uncertainty |
| US7606666B2 (en) * | 2007-01-29 | 2009-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield drilling operations using visualization techniques |
| US9135475B2 (en) | 2007-01-29 | 2015-09-15 | Sclumberger Technology Corporation | System and method for performing downhole stimulation operations |
| US8412500B2 (en) | 2007-01-29 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation |
| US8170801B2 (en) | 2007-02-26 | 2012-05-01 | Bp Exploration Operating Company Limited | Determining fluid rate and phase information for a hydrocarbon well using predictive models |
| US8131470B2 (en) * | 2007-02-26 | 2012-03-06 | Bp Exploration Operating Company Limited | Managing flow testing and the results thereof for hydrocarbon wells |
| AU2008221491A1 (en) * | 2007-02-27 | 2008-09-04 | Schlumberger Technology B.V. | System and method for waterflood performance monitoring |
| WO2008112929A1 (en) * | 2007-03-13 | 2008-09-18 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for managing information |
| US8346695B2 (en) * | 2007-03-29 | 2013-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for multiple volume segmentation |
| US8014987B2 (en) * | 2007-04-13 | 2011-09-06 | Schlumberger Technology Corp. | Modeling the transient behavior of BHA/drill string while drilling |
| US8688487B2 (en) * | 2007-04-18 | 2014-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for measuring technology maturity |
| US8285531B2 (en) * | 2007-04-19 | 2012-10-09 | Smith International, Inc. | Neural net for use in drilling simulation |
| US8117016B2 (en) * | 2007-04-19 | 2012-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for oilfield production operations |
| CA2614669C (en) * | 2007-05-03 | 2008-12-30 | Imperial Oil Resources Limited | An improved process for recovering solvent from asphaltene containing tailings resulting from a separation process |
| EP2153246B1 (en) * | 2007-05-09 | 2015-09-16 | ExxonMobil Upstream Research Company | Inversion of 4d seismic data |
| US7814989B2 (en) * | 2007-05-21 | 2010-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing a drilling operation in an oilfield |
| US8005658B2 (en) * | 2007-05-31 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Automated field development planning of well and drainage locations |
| US9175547B2 (en) * | 2007-06-05 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield production operations |
| US20080319726A1 (en) | 2007-06-19 | 2008-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield simulation operations |
| CA2592725C (en) * | 2007-06-26 | 2009-04-14 | Imperial Oil Resources Limited | A method for cleaning fouled vessels in the paraffinic froth treatment process |
| FR2918178B1 (fr) * | 2007-06-29 | 2009-10-09 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour ajuster un modele de vitesse d'ondes sismiques en fonction d'informations relevees aux puits |
| GB2464003B (en) * | 2007-07-02 | 2013-11-27 | Logined Bv | System and method for performing oilfield simulation operations |
| US8775141B2 (en) * | 2007-07-02 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield simulation operations |
| US8214243B2 (en) * | 2007-07-18 | 2012-07-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for managing large oil field operations |
| WO2009012454A1 (en) * | 2007-07-18 | 2009-01-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for increasing safety and efficiency in oil field operations |
| CA2594205C (en) * | 2007-07-20 | 2009-11-24 | Imperial Oil Resources Limited | Use of a fluorocarbon polymer as a surface of a vessel or conduit used in a paraffinic froth treatment process for reducing fouling |
| US8046314B2 (en) * | 2007-07-20 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, method and system for stochastic workflow in oilfield operations |
| US8332194B2 (en) * | 2007-07-30 | 2012-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system to obtain a compositional model of produced fluids using separator discharge data analysis |
| CA2595336C (en) * | 2007-07-31 | 2009-09-15 | Imperial Oil Resources Limited | Reducing foulant carry-over or build-up in a paraffinic froth treatment process |
| US8073800B2 (en) * | 2007-07-31 | 2011-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Valuing future information under uncertainty |
| US8244509B2 (en) * | 2007-08-01 | 2012-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method for managing production from a hydrocarbon producing reservoir in real-time |
| US7900700B2 (en) * | 2007-08-02 | 2011-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for cleat characterization in coal bed methane wells for completion optimization |
| FR2919932B1 (fr) * | 2007-08-06 | 2009-12-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour evaluer un schema de production d'un gissement souterrain en tenant compte des incertitudes |
| US8612194B2 (en) * | 2007-08-08 | 2013-12-17 | Westerngeco L.L.C. | Updating a subterranean model using at least electromagnetic data |
| EP2179338A1 (en) * | 2007-08-14 | 2010-04-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and methods for continuous, online monitoring of a chemical plant or refinery |
| GB2466390B (en) * | 2007-08-17 | 2011-08-24 | Shell Int Research | Method for virtual metering of injection wells and allocation and control of multizonal injection wells |
| WO2009029135A1 (en) * | 2007-08-24 | 2009-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for predicting well reliability by computer simulation |
| US8548782B2 (en) | 2007-08-24 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for modeling deformation in subsurface strata |
| WO2009029133A1 (en) * | 2007-08-24 | 2009-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for multi-scale geomechanical model analysis by computer simulation |
| US8768672B2 (en) | 2007-08-24 | 2014-07-01 | ExxonMobil. Upstream Research Company | Method for predicting time-lapse seismic timeshifts by computer simulation |
| US9070172B2 (en) * | 2007-08-27 | 2015-06-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for data context service |
| US8156131B2 (en) * | 2007-08-27 | 2012-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Quality measure for a data context service |
| US20100191516A1 (en) * | 2007-09-07 | 2010-07-29 | Benish Timothy G | Well Performance Modeling In A Collaborative Well Planning Environment |
| NO327688B1 (no) | 2007-09-07 | 2009-09-14 | Abb As | Fremgangsmåte og system for forutsigelse i et olje-/gassproduksjonssystem |
| US20090076632A1 (en) * | 2007-09-18 | 2009-03-19 | Groundswell Technologies, Inc. | Integrated resource monitoring system with interactive logic control |
| US8892221B2 (en) * | 2007-09-18 | 2014-11-18 | Groundswell Technologies, Inc. | Integrated resource monitoring system with interactive logic control for well water extraction |
| US20090076873A1 (en) * | 2007-09-19 | 2009-03-19 | General Electric Company | Method and system to improve engineered system decisions and transfer risk |
| US20110161133A1 (en) * | 2007-09-29 | 2011-06-30 | Schlumberger Technology Corporation | Planning and Performing Drilling Operations |
| US8103493B2 (en) * | 2007-09-29 | 2012-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield operations |
| RU2486336C2 (ru) | 2007-11-01 | 2013-06-27 | Лоджинд Б.В. | Способы имитации разрыва пласта-коллектора и его оценки и считываемый компьютером носитель |
| US8024123B2 (en) * | 2007-11-07 | 2011-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Subterranean formation properties prediction |
| EP2605191A3 (en) * | 2007-11-10 | 2013-08-21 | Landmark Graphics Corporation, A Halliburton Company | Systems and methods for workflow automation, adaptation and integration |
| US8121790B2 (en) * | 2007-11-27 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Combining reservoir modeling with downhole sensors and inductive coupling |
| WO2009070365A1 (en) * | 2007-11-27 | 2009-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for determining the properties of hydrocarbon reservoirs from geophysical data |
| US7668707B2 (en) * | 2007-11-28 | 2010-02-23 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for the determination of active constraints in a network using slack variables and plurality of slack variable multipliers |
| US20090151933A1 (en) * | 2007-12-12 | 2009-06-18 | Conocophillips Company | Lost profit reduction process and system |
| EP2223157A4 (en) | 2007-12-13 | 2016-12-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | ITERATIVE TANK SURVEILLANCE |
| CA2702965C (en) | 2007-12-13 | 2014-04-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Parallel adaptive data partitioning on a reservoir simulation using an unstructured grid |
| US8396826B2 (en) | 2007-12-17 | 2013-03-12 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for optimization of real time production operations |
| US7878268B2 (en) * | 2007-12-17 | 2011-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield well planning and operation |
| AU2008338833B2 (en) * | 2007-12-18 | 2013-08-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Determining connectivity architecture in 2-D and 3-D heterogeneous data |
| FR2925726B1 (fr) * | 2007-12-20 | 2010-04-23 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour optimiser l'exploitation d'un gisement de fluide par prise en compte d'un terme d'echange geologique et transitoire entre blocs matriciels et fractures |
| US8738341B2 (en) * | 2007-12-21 | 2014-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reservoir characterization and monitoring including deep reading quad combo measurements |
| US8751164B2 (en) * | 2007-12-21 | 2014-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Production by actual loss allocation |
| US8744817B2 (en) * | 2007-12-21 | 2014-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method for upscaling a reservoir model using deep reading measurements |
| AU2008340399B2 (en) | 2007-12-21 | 2013-09-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for analyzing three-dimensional data |
| US20110087471A1 (en) * | 2007-12-31 | 2011-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and Systems For Determining Near-Wellbore Characteristics and Reservoir Properties |
| US8099267B2 (en) * | 2008-01-11 | 2012-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Input deck migrator for simulators |
| US9074454B2 (en) * | 2008-01-15 | 2015-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | Dynamic reservoir engineering |
| CA2708967A1 (en) * | 2008-01-22 | 2009-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dynamic connectivity analysis |
| US9223041B2 (en) | 2008-01-23 | 2015-12-29 | Schlubmerger Technology Corporation | Three-dimensional mechanical earth modeling |
| US8255816B2 (en) * | 2008-01-25 | 2012-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Modifying a magnified field model |
| US7894991B2 (en) * | 2008-02-01 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Corp. | Statistical determination of historical oilfield data |
| GB2469252B (en) * | 2008-02-05 | 2012-11-14 | Logined Bv | Integrating field data |
| US20090200210A1 (en) * | 2008-02-11 | 2009-08-13 | Hommema Scott E | Method Of Removing Solids From Bitumen Froth |
| US7963327B1 (en) * | 2008-02-25 | 2011-06-21 | QRI Group, LLC | Method for dynamically assessing petroleum reservoir competency and increasing production and recovery through asymmetric analysis of performance metrics |
| US8073665B2 (en) * | 2008-03-07 | 2011-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Analyzing an oilfield network for oilfield production |
| US8705318B2 (en) | 2008-03-10 | 2014-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Data aggregation for drilling operations |
| WO2009114211A1 (en) | 2008-03-10 | 2009-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for determing distinct alternative paths between two object sets in 2-d and 3-d heterogeneous data |
| US20090234623A1 (en) * | 2008-03-12 | 2009-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Validating field data |
| US8285532B2 (en) * | 2008-03-14 | 2012-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Providing a simplified subterranean model |
| EP2279329A2 (en) * | 2008-03-20 | 2011-02-02 | BP Corporation North America Inc. | Management of measurement data being applied to reservoir models |
| US8592351B2 (en) * | 2008-03-20 | 2013-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhancing emulsion stability |
| US8803878B2 (en) * | 2008-03-28 | 2014-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Visualizing region growing in three dimensional voxel volumes |
| US10552391B2 (en) | 2008-04-04 | 2020-02-04 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for real time data management in a collaborative environment |
| CA2719937C (en) | 2008-04-04 | 2017-03-28 | Landmark Graphics Corporation, A Halliburton Company | Systems and methods for correlating meta-data model representations and asset-logic model representations |
| US8504335B2 (en) * | 2008-04-17 | 2013-08-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Robust optimization-based decision support tool for reservoir development planning |
| US8793111B2 (en) * | 2009-01-20 | 2014-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Automated field development planning |
| US8527248B2 (en) | 2008-04-18 | 2013-09-03 | Westerngeco L.L.C. | System and method for performing an adaptive drilling operation |
| US7966166B2 (en) * | 2008-04-18 | 2011-06-21 | Schlumberger Technology Corp. | Method for determining a set of net present values to influence the drilling of a wellbore and increase production |
| US8775347B2 (en) * | 2008-04-18 | 2014-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Markov decision process-based support tool for reservoir development planning |
| EP2291799A4 (en) * | 2008-04-21 | 2013-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | DECISION SUPPORT TOOL BASED ON STOCHASTIC PROGRAMMING FOR TANK DEVELOPMENT PLANNING |
| US8185311B2 (en) * | 2008-04-22 | 2012-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Multiuser oilfield domain analysis and data management |
| CA2717353C (en) * | 2008-04-22 | 2016-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Functional-based knowledge analysis in a 2d and 3d visual environment |
| AU2009244721B2 (en) | 2008-05-05 | 2013-09-26 | Exxonmobile Upstream Research Company | Systems and methods for connectivity analysis using functional obejects |
| US8898017B2 (en) * | 2008-05-05 | 2014-11-25 | Bp Corporation North America Inc. | Automated hydrocarbon reservoir pressure estimation |
| WO2009137181A1 (en) | 2008-05-05 | 2009-11-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Modeling dynamic systems by visualizing and narrowing a parameter space |
| BRPI0911801A2 (pt) * | 2008-05-22 | 2015-10-06 | Exxonmobil Upstream Res Co | método para regular escoamento em um poço de hidrocarbonetos. |
| US8061444B2 (en) * | 2008-05-22 | 2011-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to form a well |
| US7924001B2 (en) * | 2008-05-23 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corp. | Determination of oil viscosity and continuous gas oil ratio from nuclear magnetic resonance logs |
| US8527203B2 (en) | 2008-05-27 | 2013-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method for selecting well measurements |
| US8095349B2 (en) * | 2008-05-30 | 2012-01-10 | Kelkar And Associates, Inc. | Dynamic updating of simulation models |
| US8825408B2 (en) * | 2008-06-13 | 2014-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Using models for equilibrium distributions of asphaltenes in the prescence of GOR gradients to determine sampling procedures |
| US9488044B2 (en) | 2008-06-23 | 2016-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Valuing future well test under uncertainty |
| US8252170B2 (en) | 2008-06-27 | 2012-08-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimizing feed mixer performance in a paraffinic froth treatment process |
| US9830563B2 (en) | 2008-06-27 | 2017-11-28 | International Business Machines Corporation | System and method for managing legal obligations for data |
| US8484069B2 (en) * | 2008-06-30 | 2013-07-09 | International Business Machines Corporation | Forecasting discovery costs based on complex and incomplete facts |
| US8515924B2 (en) | 2008-06-30 | 2013-08-20 | International Business Machines Corporation | Method and apparatus for handling edge-cases of event-driven disposition |
| US7873476B2 (en) * | 2008-07-02 | 2011-01-18 | Chevron U.S.A. Inc. | Well log correlation |
| CA2729107C (en) * | 2008-07-03 | 2016-01-12 | Schlumberger Canada Limited | Generating an estimation of incremental recovery from selected enhanced oil recovery process |
| US8670966B2 (en) * | 2008-08-04 | 2014-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for performing oilfield production operations |
| US8499829B2 (en) * | 2008-08-22 | 2013-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield application framework |
| US8260595B2 (en) * | 2008-09-02 | 2012-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent completion design for a reservoir |
| US20100076740A1 (en) * | 2008-09-08 | 2010-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for well test design and interpretation |
| US8533152B2 (en) * | 2008-09-18 | 2013-09-10 | University Of Southern California | System and method for data provenance management |
| US8145427B1 (en) | 2008-09-29 | 2012-03-27 | QRI Group, LLC | Assessing petroleum reservoir production and potential for increasing production rate |
| US8145428B1 (en) | 2008-09-29 | 2012-03-27 | QRI Group, LLC | Assessing petroleum reservoir reserves and potential for increasing ultimate recovery |
| US8892407B2 (en) * | 2008-10-01 | 2014-11-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Robust well trajectory planning |
| US8280709B2 (en) * | 2008-10-03 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Fully coupled simulation for fluid flow and geomechanical properties in oilfield simulation operations |
| US8706541B2 (en) * | 2008-10-06 | 2014-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir management linking |
| US9228415B2 (en) * | 2008-10-06 | 2016-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Multidimensional data repository for modeling oilfield operations |
| US8306842B2 (en) * | 2008-10-16 | 2012-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Project planning and management |
| US8849640B2 (en) * | 2008-11-06 | 2014-09-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for planning a drilling operation |
| US8374836B2 (en) * | 2008-11-12 | 2013-02-12 | Geoscape Analytics, Inc. | Methods and systems for constructing and using a subterranean geomechanics model spanning local to zonal scale in complex geological environments |
| CA2743479C (en) | 2008-11-14 | 2016-06-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Forming a model of a subsurface region |
| US8301426B2 (en) * | 2008-11-17 | 2012-10-30 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for dynamically developing wellbore plans with a reservoir simulator |
| WO2010059288A1 (en) * | 2008-11-20 | 2010-05-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Sand and fluid production and injection modeling methods |
| US8849623B2 (en) * | 2008-12-16 | 2014-09-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for reservoir development and management optimization |
| AU2009333601B2 (en) | 2008-12-17 | 2014-08-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for imaging of targeted reflectors |
| US9146329B2 (en) | 2008-12-17 | 2015-09-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for reconstruction of time-lapse data |
| US8724429B2 (en) | 2008-12-17 | 2014-05-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for performing time-lapse monitor surverying using sparse monitor data |
| US8352228B2 (en) * | 2008-12-23 | 2013-01-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for predicting petroleum expulsion |
| US9552462B2 (en) * | 2008-12-23 | 2017-01-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for predicting composition of petroleum |
| US8914268B2 (en) | 2009-01-13 | 2014-12-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimizing well operating plans |
| CN102341729A (zh) * | 2009-03-05 | 2012-02-01 | 埃克森美孚上游研究公司 | 考虑不确定性优化储层性能 |
| WO2010104535A1 (en) | 2009-03-13 | 2010-09-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for predicting fluid flow |
| US20100243243A1 (en) * | 2009-03-31 | 2010-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Active In-Situ Controlled Permanent Downhole Device |
| US20100257004A1 (en) * | 2009-04-01 | 2010-10-07 | Chervon U.S.A. Inc. | Method and system for conducting geologic basin analysis |
| US20100256964A1 (en) * | 2009-04-07 | 2010-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and technique to quantify a fracture system |
| US9128212B2 (en) | 2009-04-20 | 2015-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for predicting fluid flow |
| US20100299123A1 (en) * | 2009-05-21 | 2010-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well placement in a volume |
| US8463585B2 (en) * | 2009-05-22 | 2013-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for modeling well designs and well performance |
| US8332154B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-12-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Estimating reservoir properties from 4D seismic data |
| US8781747B2 (en) * | 2009-06-09 | 2014-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining parameters of a layered reservoir |
| GB2471139A (en) * | 2009-06-19 | 2010-12-22 | Kongsberg Maritime As Oil And Gas | Method for providing reconciled estimates of three phase flow for individual wells and at individual locations in a hydrocarbon production process facility |
| WO2011002473A1 (en) * | 2009-07-01 | 2011-01-06 | Halliburton Energy Services | Estimating mineral content using geochemical data |
| CA2672004C (en) | 2009-07-14 | 2012-03-27 | Imperial Oil Resources Limited | Feed delivery system for a solid-liquid separation vessel |
| US9129256B2 (en) * | 2009-07-24 | 2015-09-08 | Oracle International Corporation | Enabling collaboration on a project plan |
| US9043189B2 (en) * | 2009-07-29 | 2015-05-26 | ExxonMobil Upstream Research—Law Department | Space-time surrogate models of subterranean regions |
| US8306801B2 (en) * | 2009-08-12 | 2012-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Virtual reservoir sensor |
| CN102713142B (zh) * | 2009-08-14 | 2015-12-16 | Bp北美公司 | 储层构型和连通性分析 |
| US8548783B2 (en) * | 2009-09-17 | 2013-10-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Computer-implemented systems and methods for controlling sand production in a geomechanical reservoir system |
| US20110067882A1 (en) * | 2009-09-22 | 2011-03-24 | Baker Hughes Incorporated | System and Method for Monitoring and Controlling Wellbore Parameters |
| US9482077B2 (en) * | 2009-09-22 | 2016-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlling fluid production from a wellbore by using a script |
| US8756038B2 (en) * | 2009-10-05 | 2014-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method, system and apparatus for modeling production system network uncertainty |
| US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
| WO2011043862A1 (en) | 2009-10-07 | 2011-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discretized physics-based models and simulations of subterranean regions, and methods for creating and using the same |
| AU2010308495A1 (en) | 2009-10-20 | 2012-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for quantitatively assessing connectivity for well pairs at varying frequencies |
| EP2499567A4 (en) | 2009-11-12 | 2017-09-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for reservoir modeling and simulation |
| US8898044B2 (en) * | 2009-11-25 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Simulating subterranean fracture propagation |
| US9176245B2 (en) | 2009-11-25 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Refining information on subterranean fractures |
| US20110131201A1 (en) * | 2009-11-30 | 2011-06-02 | Universal Carbon Control Technology Co., Ltd. | Supply Chain Digital Map Management System and Integrating Method Therefor |
| BR112012012817A2 (pt) | 2009-11-30 | 2020-08-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | método de newton adaptativo para simulação de reservatório |
| US8469090B2 (en) * | 2009-12-01 | 2013-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method for monitoring hydrocarbon production |
| WO2011071651A1 (en) | 2009-12-07 | 2011-06-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solvent surveillance in solvent-based heavy oil recovery processes |
| US8613312B2 (en) | 2009-12-11 | 2013-12-24 | Technological Research Ltd | Method and apparatus for stimulating wells |
| US8655856B2 (en) * | 2009-12-22 | 2014-02-18 | International Business Machines Corporation | Method and apparatus for policy distribution |
| US20120292025A1 (en) * | 2010-01-20 | 2012-11-22 | Werner Martin Stoll | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| CA2785569A1 (en) * | 2010-02-02 | 2011-08-11 | Hector Klie | Multilevel percolation aggregation solver for petroleum reservoir simulations |
| US8931580B2 (en) | 2010-02-03 | 2015-01-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for using dynamic target region for well path/drill center optimization |
| CN102754105B (zh) | 2010-02-12 | 2016-05-25 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于创建历史匹配模拟模型的方法和系统 |
| IN2012DN05167A (ru) | 2010-02-12 | 2015-10-23 | Exxonmobil Upstream Res Co | |
| CA2693640C (en) | 2010-02-17 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process |
| WO2011112221A1 (en) | 2010-03-12 | 2011-09-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dynamic grouping of domain objects via smart groups |
| CA2696638C (en) | 2010-03-16 | 2012-08-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery |
| BR112012025995A2 (pt) | 2010-04-30 | 2016-06-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | método e sistema para simulação de fluxo de volume finito |
| US8775142B2 (en) | 2010-05-14 | 2014-07-08 | Conocophillips Company | Stochastic downscaling algorithm and applications to geological model downscaling |
| US9243476B2 (en) | 2010-05-19 | 2016-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for simulating oilfield operations |
| CA2705643C (en) | 2010-05-26 | 2016-11-01 | Imperial Oil Resources Limited | Optimization of solvent-dominated recovery |
| BR112012032052A2 (pt) | 2010-06-15 | 2016-11-08 | Exxonmobil Upstream Res Co | método e sistema para estabilizr métodos de formulação. |
| US8412501B2 (en) * | 2010-06-16 | 2013-04-02 | Foroil | Production simulator for simulating a mature hydrocarbon field |
| US8532968B2 (en) * | 2010-06-16 | 2013-09-10 | Foroil | Method of improving the production of a mature gas or oil field |
| US8463586B2 (en) | 2010-06-22 | 2013-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Machine, program product, and computer-implemented method to simulate reservoirs as 2.5D unstructured grids |
| US8566903B2 (en) | 2010-06-29 | 2013-10-22 | International Business Machines Corporation | Enterprise evidence repository providing access control to collected artifacts |
| BR112012032060A2 (pt) | 2010-06-29 | 2016-11-08 | Exxonmobil Upstream Res Co | método e sistema para modelos de simulação paralela. |
| US8832148B2 (en) | 2010-06-29 | 2014-09-09 | International Business Machines Corporation | Enterprise evidence repository |
| US9058445B2 (en) | 2010-07-29 | 2015-06-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for reservoir modeling |
| CA2805446C (en) | 2010-07-29 | 2016-08-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for machine-learning based simulation of flow |
| AU2011283190A1 (en) | 2010-07-29 | 2013-02-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for machine-learning based simulation of flow |
| US9176979B2 (en) | 2010-08-10 | 2015-11-03 | X Systems, Llc | System and method for analyzing data |
| US9665916B2 (en) | 2010-08-10 | 2017-05-30 | X Systems, Llc | System and method for analyzing data |
| US9652726B2 (en) | 2010-08-10 | 2017-05-16 | X Systems, Llc | System and method for analyzing data |
| US8849638B2 (en) | 2010-08-10 | 2014-09-30 | X Systems, Llc | System and method for analyzing data |
| US9665836B2 (en) | 2010-08-10 | 2017-05-30 | X Systems, Llc | System and method for analyzing data |
| US9593558B2 (en) | 2010-08-24 | 2017-03-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for planning a well path |
| WO2012027553A2 (en) * | 2010-08-26 | 2012-03-01 | Bp Corporation North America Inc. | Hydrocarbon well information portal |
| US8433551B2 (en) | 2010-11-29 | 2013-04-30 | Saudi Arabian Oil Company | Machine, computer program product and method to carry out parallel reservoir simulation |
| US8386227B2 (en) | 2010-09-07 | 2013-02-26 | Saudi Arabian Oil Company | Machine, computer program product and method to generate unstructured grids and carry out parallel reservoir simulation |
| US20130179136A1 (en) * | 2010-09-10 | 2013-07-11 | Anupam Tiwari | System and method for simultaneous visualization of fluid flow within well completions and a reservoir |
| EP2431767A3 (en) | 2010-09-17 | 2016-11-30 | Services Pétroliers Schlumberger | Dynamic subsurface engineering |
| CA2807300C (en) | 2010-09-20 | 2017-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flexible and adaptive formulations for complex reservoir simulations |
| CA2714842C (en) | 2010-09-22 | 2012-05-29 | Imperial Oil Resources Limited | Controlling bitumen quality in solvent-assisted bitumen extraction |
| US10428626B2 (en) | 2010-10-18 | 2019-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Production estimation in subterranean formations |
| US8788252B2 (en) * | 2010-10-26 | 2014-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-well time-lapse nodal analysis of transient production systems |
| US8781879B2 (en) * | 2010-11-04 | 2014-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of facilitating petroleum engineering analysis |
| MX343535B (es) * | 2010-11-18 | 2016-11-09 | Suncor Energy Inc | Procedimiento para determinar la saturacion de agua libre en una formacion de deposito. |
| EP2643790A4 (en) * | 2010-11-23 | 2018-01-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Variable discretization method for flow simulation on complex geological models |
| KR101148835B1 (ko) * | 2010-11-29 | 2012-05-29 | 한국지질자원연구원 | 물리검층 자료의 통계분석을 이용한 오일샌드 저류층 암상 예측방법 및 이를 구현하는 시스템 |
| BR112013013422A2 (pt) | 2010-11-30 | 2016-10-11 | Landmark Graphics Corp | método para reduzir o tempo de execução do modelo do simulador de reservatório, e, dispositivo portador de programa |
| US20120143577A1 (en) * | 2010-12-02 | 2012-06-07 | Matthew Szyndel | Prioritizing well drilling propositions |
| WO2012078238A1 (en) * | 2010-12-09 | 2012-06-14 | Exxonmobil Upstream Company | Optimal design system for development planning of hydrocarbon resources |
| AU2011338852A1 (en) * | 2010-12-10 | 2013-07-18 | Conocophillips Company | Enhanced oil recovery screening model |
| MX2013007039A (es) * | 2010-12-20 | 2013-12-06 | Schlumberger Technology Bv | Método de utilización de datos de formaciones subterráneas para mejorar las operaciones de tratamiento. |
| US9229603B2 (en) * | 2010-12-28 | 2016-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, systems, apparatuses, and computer-readable mediums for provisioning petrotechnical workflows in a cloud computing environment |
| US20130140031A1 (en) * | 2010-12-30 | 2013-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing optimized downhole stimulation operations |
| CN103370494B (zh) | 2010-12-30 | 2017-02-22 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于执行井下增产作业的系统和方法 |
| US10318663B2 (en) | 2011-01-26 | 2019-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of reservoir compartment analysis using topological structure in 3D earth model |
| US8994549B2 (en) * | 2011-01-28 | 2015-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of facilitating oilfield operations utilizing auditory information |
| US20120215364A1 (en) * | 2011-02-18 | 2012-08-23 | David John Rossi | Field lift optimization using distributed intelligence and single-variable slope control |
| CA2822890A1 (en) | 2011-02-21 | 2012-08-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir connectivity analysis in a 3d earth model |
| US8924029B2 (en) * | 2011-02-23 | 2014-12-30 | Honeywell International Inc. | Apparatus and method for increasing the ultimate recovery of natural gas contained in shale and other tight gas reservoirs |
| US10534871B2 (en) * | 2011-03-09 | 2020-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and systems for reservoir modeling, evaluation and simulation |
| CA2734811C (en) | 2011-03-29 | 2012-11-20 | Imperial Oil Resources Limited | Feedwell system for a separation vessel |
| WO2012134497A1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-10-04 | QRI Group, LLC | Method for dynamically assessing petroleum reservoir competency and increasing production and recovery through asymmetric analysis of performance metrics |
| US9488047B2 (en) | 2011-04-04 | 2016-11-08 | Conocophillips Company | Reservoir calibration parameterization method |
| US20120278053A1 (en) * | 2011-04-28 | 2012-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Method of Providing Flow Control Devices for a Production Wellbore |
| WO2013006226A1 (en) | 2011-07-01 | 2013-01-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plug-in installer framework |
| CN103703425B (zh) * | 2011-07-11 | 2017-06-09 | 维美德自动化有限公司 | 监控工业过程的方法 |
| US20140195286A1 (en) * | 2011-08-30 | 2014-07-10 | Ronald Johannes Dirksen | Methods and systems for integrated control of subterranean operations |
| US20130056201A1 (en) * | 2011-09-02 | 2013-03-07 | William David Chandler, JR. | Method for evaluating hydrocarbon-containing subterrean formations penetrated by a directional wellbore |
| WO2013039606A1 (en) | 2011-09-15 | 2013-03-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimized matrix and vector operations in instruction limited algorithms that perform eos calculations |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| NO2748650T3 (ru) * | 2011-10-06 | 2018-02-10 | ||
| AU2012326277B2 (en) * | 2011-10-18 | 2015-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | 4D Saturation modeling |
| CN103975341B (zh) * | 2011-10-18 | 2017-03-15 | 沙特阿拉伯石油公司 | 基于4d饱和度模型和仿真模型的储层建模 |
| WO2013059079A1 (en) * | 2011-10-20 | 2013-04-25 | Schlumberger Canada Limited | Optimization of a multi-period model for valuation applied to flow control valves |
| US20130110474A1 (en) | 2011-10-26 | 2013-05-02 | Nansen G. Saleri | Determining and considering a premium related to petroleum reserves and production characteristics when valuing petroleum production capital projects |
| US9710766B2 (en) | 2011-10-26 | 2017-07-18 | QRI Group, LLC | Identifying field development opportunities for increasing recovery efficiency of petroleum reservoirs |
| US10508520B2 (en) | 2011-10-26 | 2019-12-17 | QRI Group, LLC | Systems and methods for increasing recovery efficiency of petroleum reservoirs |
| US9767421B2 (en) | 2011-10-26 | 2017-09-19 | QRI Group, LLC | Determining and considering petroleum reservoir reserves and production characteristics when valuing petroleum production capital projects |
| US9946986B1 (en) | 2011-10-26 | 2018-04-17 | QRI Group, LLC | Petroleum reservoir operation using geotechnical analysis |
| US20130110483A1 (en) * | 2011-10-31 | 2013-05-02 | Nikita V. Chugunov | Method for measurement screening under reservoir uncertainty |
| US20140081613A1 (en) * | 2011-11-01 | 2014-03-20 | Austin Geomodeling, Inc. | Method, system and computer readable medium for scenario mangement of dynamic, three-dimensional geological interpretation and modeling |
| US10450860B2 (en) | 2011-11-01 | 2019-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Integrating reservoir modeling with modeling a perturbation |
| US20130116994A1 (en) * | 2011-11-03 | 2013-05-09 | International Business Machines Corporation | Water management |
| US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
| US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
| US20130204534A1 (en) * | 2012-01-27 | 2013-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method Of Estimating A Subterranean Formation Property |
| US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
| US9753180B2 (en) | 2012-03-28 | 2017-09-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for multiphase flow upscaling |
| US9595129B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Canvas control for 3D data volume processing |
| CA2873722C (en) | 2012-05-14 | 2017-03-21 | Landmark Graphics Corporation | Method and system of predicting future hydrocarbon production |
| RU2593678C2 (ru) * | 2012-05-30 | 2016-08-10 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Система и способ для оптимизации имитационного моделирования пласта-коллектора |
| US20130325349A1 (en) * | 2012-05-31 | 2013-12-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for Generating Depofacies Classifications for Subsurface Oil or Gas Reservoirs or Fields |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
| US9619592B2 (en) | 2012-08-31 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Analysis of enhanced oil recovery (EOR) processes for naturally-fractured reservoirs |
| US9835017B2 (en) * | 2012-09-24 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic monitoring system and method |
| US20140088878A1 (en) * | 2012-09-27 | 2014-03-27 | Jinhong Chen | Isotherm and gas-in-place estimation considering capillary condensation in shale gas reservoir |
| WO2014051903A1 (en) | 2012-09-28 | 2014-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fault removal in geological models |
| US20140129296A1 (en) * | 2012-11-07 | 2014-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for offering and procuring well services |
| FR2997721B1 (fr) * | 2012-11-08 | 2015-05-15 | Storengy | Radonip : nouvelle methodologie de determination des courbes de productivite des puits d'exploitation de stockages et gisements de fluides compressibles |
| US20140157172A1 (en) * | 2012-11-30 | 2014-06-05 | Drillmap | Geographic layout of petroleum drilling data and methods for processing data |
| US10026133B2 (en) * | 2012-12-11 | 2018-07-17 | Landmark Graphics Corporation | Method and system of analyzing wells of a mature field |
| BR112015015307A2 (pt) * | 2013-01-28 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services Inc | método para obter informações sobre um ou mais fluidos num furo de poço numa formação subterrânea, e, sistema para monitorar fluido |
| US9798042B2 (en) * | 2013-02-01 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Simulating an injection treatment of a subterranean zone |
| US9229127B2 (en) * | 2013-02-21 | 2016-01-05 | Saudi Arabian Oil Company | Methods program code, computer readable media, and apparatus for predicting matrix permeability by optimization and variance correction of K-nearest neighbors |
| US9727928B2 (en) * | 2013-03-14 | 2017-08-08 | National Technology & Engineering Solutions Of Sandia, Llc | Financial methods for waterflooding injectate design |
| EP2984284A4 (en) * | 2013-04-12 | 2016-12-07 | Services Petroliers Schlumberger | ADVANCED OIL EFFICIENCY USING A DIGITAL DRILLING CORE PATTERN |
| WO2014197559A1 (en) * | 2013-06-06 | 2014-12-11 | Shell Oil Company | Deepwater low-rate appraisal production systems |
| EP2811107A1 (en) * | 2013-06-06 | 2014-12-10 | Repsol, S.A. | Method for selecting and optimizing oil field controls for production plateau |
| AU2014278645B2 (en) | 2013-06-10 | 2016-07-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Interactively planning a well site |
| CN105659294A (zh) * | 2013-07-02 | 2016-06-08 | 界标制图有限公司 | 用于离散网络网格化的3d视距算法 |
| EP2823952A1 (de) * | 2013-07-09 | 2015-01-14 | Siemens Aktiengesellschaft | Anpassungsverfahren und Herstellverfahren für mittels SLM gefertigte Bauteile |
| US20150032377A1 (en) * | 2013-07-29 | 2015-01-29 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for remaining resource mapping |
| US10465483B2 (en) * | 2013-08-13 | 2019-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Digital core sensitivity analysis |
| AR097375A1 (es) * | 2013-08-16 | 2016-03-09 | Landmark Graphics Corp | Conversión de estimaciones de las reservas en un modelo de yacimiento a un formato estándar de comparación dinámica |
| US10378329B2 (en) | 2013-08-20 | 2019-08-13 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Rig control system and methods |
| US10689965B2 (en) * | 2013-08-26 | 2020-06-23 | Repsol, S.A. | Field development plan selection system, method and program product |
| US20150062300A1 (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wormhole Structure Digital Characterization and Stimulation |
| US9864098B2 (en) | 2013-09-30 | 2018-01-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system of interactive drill center and well planning evaluation and optimization |
| WO2015050548A1 (en) * | 2013-10-03 | 2015-04-09 | Landmark Graphics Corporation | Sensitivity analysis for hydrocarbon reservoir modeling |
| US9569521B2 (en) | 2013-11-08 | 2017-02-14 | James W. Crafton | System and method for analyzing and validating oil and gas well production data |
| CN105683495A (zh) * | 2013-11-11 | 2016-06-15 | 哈利伯顿能源服务公司 | 设计井筒完井层段 |
| US9958571B2 (en) | 2013-12-30 | 2018-05-01 | Saudi Arabian Oil Company | Machines for reservoir simulation with automated well completions and reservoir grid data quality assurance |
| US9283674B2 (en) | 2014-01-07 | 2016-03-15 | Irobot Corporation | Remotely operating a mobile robot |
| US10119396B2 (en) | 2014-02-18 | 2018-11-06 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring behind casing hydraulic conductivity between reservoir layers |
| US9417970B2 (en) * | 2014-02-27 | 2016-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data file processing for a well job data archive |
| US20160253607A1 (en) * | 2014-03-11 | 2016-09-01 | Lu Xu | Risk Measure-Based Decision Support Tool For Reservoir Development |
| SG11201606196TA (en) * | 2014-03-12 | 2016-08-30 | Landmark Graphics Corp | Ranking drilling locations among shale plays |
| US9957781B2 (en) * | 2014-03-31 | 2018-05-01 | Hitachi, Ltd. | Oil and gas rig data aggregation and modeling system |
| CN103953854B (zh) * | 2014-04-02 | 2017-07-28 | 中国石油大学(北京) | 含蜡原油管道运行参数确定方法及装置 |
| CA2943970A1 (en) * | 2014-04-30 | 2015-11-05 | Landmark Graphics Corporation | Forecasting production data for existing wells and new wells |
| WO2015177653A2 (en) * | 2014-05-07 | 2015-11-26 | King Abdullah University Of Science And Technology | Multi data reservior history matching and uncertainty quantification framework |
| US9945703B2 (en) | 2014-05-30 | 2018-04-17 | QRI Group, LLC | Multi-tank material balance model |
| US11120371B2 (en) * | 2014-06-23 | 2021-09-14 | Sensia Netherlands B.V. | Systems and methods for cloud-based asset management and analysis regarding well devices |
| FR3023316B1 (fr) * | 2014-07-04 | 2016-08-19 | Ifp Energies Now | Procede d'exploitation d'un gisement petrolier a partir d'une technique de positionnement des puits a forer |
| US9816366B2 (en) * | 2014-07-14 | 2017-11-14 | Saudi Arabian Oil Company | Methods, systems, and computer medium having computer programs stored thereon to optimize reservoir management decisions |
| WO2016018723A1 (en) | 2014-07-30 | 2016-02-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for volumetric grid generation in a domain with heterogeneous material properties |
| US10359523B2 (en) | 2014-08-05 | 2019-07-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Exploration and extraction method and system for hydrocarbons |
| US10443358B2 (en) | 2014-08-22 | 2019-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield-wide production optimization |
| US9951601B2 (en) | 2014-08-22 | 2018-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed real-time processing for gas lift optimization |
| US10508532B1 (en) | 2014-08-27 | 2019-12-17 | QRI Group, LLC | Efficient recovery of petroleum from reservoir and optimized well design and operation through well-based production and automated decline curve analysis |
| DK3198113T3 (da) * | 2014-09-25 | 2020-07-13 | Total Sa | Produktion af carbonhydrider med måletæller |
| WO2016046455A1 (fr) * | 2014-09-25 | 2016-03-31 | Total S.A. | Production d'hydrocarbures avec séparateur de test |
| US10883364B2 (en) * | 2014-09-29 | 2021-01-05 | Ent. Services Development Corporation Lp | Seismic based fracking fluid disposal |
| US10331288B2 (en) * | 2014-10-02 | 2019-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for generating oilfield objects |
| US10221659B2 (en) * | 2014-10-08 | 2019-03-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Automated well placement for reservoir evaluation |
| US10288766B2 (en) * | 2014-10-09 | 2019-05-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Conditioning of object or event based reservior models using local multiple-point statistics simulations |
| EP3213127A1 (en) | 2014-10-31 | 2017-09-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Managing discontinuities in geologic models |
| AU2015339884B2 (en) | 2014-10-31 | 2018-03-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Handling domain discontinuity in a subsurface grid model with the help of grid optimization techniques |
| AU2015339883B2 (en) | 2014-10-31 | 2018-03-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods to handle discontinuity in constructing design space for faulted subsurface model using moving least squares |
| MX2017004831A (es) * | 2014-11-26 | 2017-07-20 | Halliburton Energy Services Inc | Determinacion de la profundidad de las zonas de perdida en las formaciones subterraneas. |
| KR101639693B1 (ko) * | 2014-11-28 | 2016-07-14 | 공주대학교 산학협력단 | 탄산염 유전의 회수율 예측방법 및 이를 이용한 탄산염 유전 평가방법 |
| US10392922B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring inter-reservoir cross flow rate between adjacent reservoir layers from transient pressure tests |
| US10815758B2 (en) * | 2015-01-16 | 2020-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield service selector |
| US10180057B2 (en) | 2015-01-21 | 2019-01-15 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring inter-reservoir cross flow rate through unintended leaks in zonal isolation cement sheaths in offset wells |
| US10401808B2 (en) * | 2015-01-28 | 2019-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and computing systems for processing and transforming collected data to improve drilling productivity |
| GB2549028B (en) * | 2015-01-30 | 2021-06-16 | Landmark Graphics Corp | Integrated a priori uncertainty parameter architecture in simulation model creation |
| WO2016126762A1 (en) * | 2015-02-03 | 2016-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling of fluid introduction and/or fluid extraction elements in simulation of coreflood experiment |
| US10094202B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | Saudi Arabian Oil Company | Estimating measures of formation flow capacity and phase mobility from pressure transient data under segregated oil and water flow conditions |
| KR101647921B1 (ko) * | 2015-03-27 | 2016-08-12 | 서울대학교산학협력단 | 유·가스 저류층의 실제 가스 생산량에 유사한 저류층 모델을 선정하는 방법 및 이를 이용한 생산량 예측 방법 |
| US10310136B2 (en) * | 2015-04-24 | 2019-06-04 | W.D. Von Gonten Laboratories Inc. | Lateral placement and completion design for improved well performance of unconventional reservoirs |
| KR101658730B1 (ko) * | 2015-05-22 | 2016-09-22 | 동아대학교 산학협력단 | 지하저수지 주입 양수 계통의 최적 설계 방법 |
| RU2017145776A (ru) * | 2015-06-05 | 2019-07-09 | Репсоль, С.А. | Способ создания стратегии добычи для разработки пласта углеводородов в естественной окружающей среде |
| CN105257252A (zh) * | 2015-06-08 | 2016-01-20 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 利用测井资料优选页岩气水平井分簇射孔井段的方法 |
| US10502047B2 (en) * | 2015-06-30 | 2019-12-10 | Magnetic Variation Services LLC | Reservoir recovery simulation process and system |
| CN106353804B (zh) * | 2015-07-14 | 2018-11-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 河道储层的地震属性的预测方法 |
| EP3329085B1 (en) * | 2015-07-31 | 2024-07-10 | Services Pétroliers Schlumberger | A method and apparatus of determining a state of a system |
| US10563914B2 (en) * | 2015-08-06 | 2020-02-18 | L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Methods and systems for integration of industrial site efficiency losses to produce LNG and/or LIN |
| US11578568B2 (en) * | 2015-08-07 | 2023-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Well management on cloud computing system |
| WO2017039660A1 (en) * | 2015-09-02 | 2017-03-09 | Hitachi, Ltd. | A method to compute composite distance matrix from a multitude of data attributes |
| CN105372716B (zh) * | 2015-10-28 | 2018-03-23 | 中国石油大学(华东) | 碳酸盐岩表生岩溶储层分布的评价方法 |
| US10337315B2 (en) * | 2015-11-25 | 2019-07-02 | International Business Machines Corporation | Methods and apparatus for computing zonal flow rates in reservoir wells |
| WO2017106867A1 (en) * | 2015-12-18 | 2017-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of performing a perforation using selective stress logging |
| JP6461779B2 (ja) * | 2015-12-21 | 2019-01-30 | 株式会社日立製作所 | 計画調整システムおよび計画調整方法 |
| KR101766917B1 (ko) * | 2015-12-23 | 2017-08-11 | 한국지질자원연구원 | 비투멘의 경제성 평가 장치 및 그 방법 |
| US20170200103A1 (en) * | 2016-01-08 | 2017-07-13 | Nature Conservancy, The | Techniques for positioning energy infrastructure |
| CN105719097A (zh) * | 2016-01-27 | 2016-06-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 缝洞型油藏动态分析与注水管理系统 |
| US10613488B2 (en) * | 2016-02-18 | 2020-04-07 | General Electric Co. | System and method for generating a schedule to extract a resource fluid from a reservoir |
| CA2958846C (en) * | 2016-02-23 | 2020-10-27 | Suncor Energy Inc. | Production of hydrocarbon product and selective rejection of low quality hydrocarbons from bitumen material |
| CN109072688B (zh) * | 2016-03-04 | 2021-05-11 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于储层模拟的具有三对角线矩阵结构的连续的全隐式井模型 |
| WO2017165949A1 (en) * | 2016-03-30 | 2017-10-05 | Nexen Energy Ulc | Methods, systems and devices for modelling reservoir properties |
| US10713398B2 (en) | 2016-05-23 | 2020-07-14 | Saudi Arabian Oil Company | Iterative and repeatable workflow for comprehensive data and processes integration for petroleum exploration and production assessments |
| RU2636821C1 (ru) * | 2016-05-27 | 2017-11-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения механических свойств породы пласта-коллектора |
| US10423915B2 (en) * | 2016-06-02 | 2019-09-24 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | System and method for well lifecycle planning visualization |
| US10458207B1 (en) | 2016-06-09 | 2019-10-29 | QRI Group, LLC | Reduced-physics, data-driven secondary recovery optimization |
| US10590752B2 (en) | 2016-06-13 | 2020-03-17 | Saudi Arabian Oil Company | Automated preventive and predictive maintenance of downhole valves |
| US10060227B2 (en) | 2016-08-02 | 2018-08-28 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for developing hydrocarbon reservoirs |
| CN106295210B (zh) * | 2016-08-16 | 2018-10-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种开展储量空白带勘探潜力的定量评价方法及系统 |
| AU2016427000B2 (en) * | 2016-10-19 | 2022-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Avoiding geological formation boundaries during drilling operations |
| US10678967B2 (en) * | 2016-10-21 | 2020-06-09 | International Business Machines Corporation | Adaptive resource reservoir development |
| US11725489B2 (en) | 2016-12-07 | 2023-08-15 | Landmark Graphics Corporation | Intelligent, real-time response to changes in oilfield equilibrium |
| HUE064459T2 (hu) | 2016-12-23 | 2024-03-28 | Exxonmobil Technology & Engineering Company | Eljárás és rendszer stabil és hatékony tározó szimulációhoz stabilitási proxyk alkalmazásával |
| CN106640084B (zh) * | 2017-01-25 | 2018-05-01 | 中国地质大学（武汉） | 一种基于ggd理念的深部智能采矿方法 |
| US11137514B2 (en) * | 2017-03-29 | 2021-10-05 | International Business Machines Corporation | Method for determining a drilling plan for a plurality of new wells in a reservoir |
| CN108729911A (zh) * | 2017-04-24 | 2018-11-02 | 通用电气公司 | 用于资源生产系统的优化装置、系统和方法 |
| WO2018210925A1 (en) * | 2017-05-16 | 2018-11-22 | Bp Corporation North America Inc | Tools for selecting and sequencing operating parameter changes to control a hydrocarbon production system |
| US11041976B2 (en) | 2017-05-30 | 2021-06-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for creating and using a subsurface model in hydrocarbon operations |
| US10612370B2 (en) | 2017-08-01 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Open smart completion |
| WO2019036135A1 (en) * | 2017-08-15 | 2019-02-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | LIMITS OF TANK MATERIALITY FROM SEISMIC INVERSION |
| KR101819957B1 (ko) | 2017-09-15 | 2018-01-19 | 한국지질자원연구원 | 셰일가스 채취장치 및 그 채취방법 |
| CN107762461B (zh) * | 2017-09-20 | 2019-09-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种聚合物驱采油技术风险评判方法 |
| US10597988B2 (en) * | 2017-11-28 | 2020-03-24 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for operating downhole inflow control valves |
| RU2670801C9 (ru) * | 2017-12-29 | 2018-11-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Система интегрированного концептуального проектирования месторождения углеводородов |
| WO2019147689A1 (en) | 2018-01-23 | 2019-08-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of evaluating drilling performance, methods of improving drilling performance, and related systems for drilling using such methods |
| CN110068862B (zh) * | 2018-01-24 | 2021-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 盐下超深断背斜油气藏优质储层的预测方法及装置 |
| US11126762B2 (en) | 2018-02-28 | 2021-09-21 | Saudi Arabian Oil Company | Locating new hydrocarbon fields and predicting reservoir performance from hydrocarbon migration |
| US11466554B2 (en) | 2018-03-20 | 2022-10-11 | QRI Group, LLC | Data-driven methods and systems for improving oil and gas drilling and completion processes |
| US10914140B2 (en) | 2018-04-04 | 2021-02-09 | Sim Tech Llc | Systems, methods, and apparatus for discrete fracture simulation of complex subsurface fracture geometries |
| US11506052B1 (en) | 2018-06-26 | 2022-11-22 | QRI Group, LLC | Framework and interface for assessing reservoir management competency |
| US20200059539A1 (en) * | 2018-08-20 | 2020-02-20 | Landmark Graphics Corporation | Cloud-native reservoir simulation |
| US20210374638A1 (en) * | 2018-09-19 | 2021-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Plan deviations visualization and interpretation |
| WO2020065374A1 (en) * | 2018-09-25 | 2020-04-02 | Abu Dhabi National Oil Company | Integrated reservoir management system |
| US11321788B2 (en) | 2018-10-22 | 2022-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for rig scheduling with optimal fleet sizing |
| CN109268005A (zh) * | 2018-10-30 | 2019-01-25 | 中国石油大学(华东) | 一种基于储层时变性的剩余油预测方法及工业化流程 |
| US11506805B2 (en) | 2018-12-07 | 2022-11-22 | Sim Tech Llc | Systems, methods, and apparatus for transient flow simulation in complex subsurface fracture geometries |
| US11499425B2 (en) * | 2018-12-12 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole gravity analysis for reservoir management |
| US10808517B2 (en) | 2018-12-17 | 2020-10-20 | Baker Hughes Holdings Llc | Earth-boring systems and methods for controlling earth-boring systems |
| KR102597540B1 (ko) | 2018-12-21 | 2023-11-03 | 동아대학교 산학협력단 | 인공신경망을 이용한 가스정 생산성을 고려한 플로우라인 네트워크 최적화 방법 |
| US11180976B2 (en) | 2018-12-21 | 2021-11-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for unconventional gas lift optimization |
| US20200211127A1 (en) * | 2018-12-31 | 2020-07-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and Systems for Performing Decision Scenario Analysis |
| US11441556B2 (en) * | 2019-04-12 | 2022-09-13 | Accenture Global Solutions Limited | Utilizing analytical models to identify wells in which to install plunger lift for improved well production |
| GB2596943A (en) * | 2019-04-25 | 2022-01-12 | Landmark Graphics Corp | Systems and methods for determining grid cell count for reservoir simulation |
| US11105944B2 (en) * | 2019-04-30 | 2021-08-31 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for lateral statistical estimation of rock and fluid properties in a subsurface formation |
| WO2020256738A1 (en) * | 2019-06-21 | 2020-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Field development planning based on deep reinforcement learning |
| US11487032B2 (en) * | 2019-07-16 | 2022-11-01 | Saudi Arabian Oil Company | Characterizing low-permeability reservoirs by using numerical models of short-time well test data |
| CN110609319B (zh) * | 2019-08-20 | 2021-12-10 | 中国石油大学(华东) | 一种利用沉积正演模拟建立时间域层序地层剖面的方法 |
| US11591936B2 (en) | 2019-09-04 | 2023-02-28 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for proactive operation of process facilities based on historical operations data |
| US11372123B2 (en) | 2019-10-07 | 2022-06-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for determining convergence in full wavefield inversion of 4D seismic data |
| CN110700821B (zh) * | 2019-10-24 | 2023-03-07 | 中国海洋石油集团有限公司 | 海上储层连通性评价方法及其在储量计算的应用 |
| CA3159346A1 (en) | 2019-10-28 | 2021-05-06 | Schlumberger Canada Limited | Drilling activity recommendation system and method |
| US11442974B2 (en) * | 2019-11-01 | 2022-09-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Aggregation and presentation of information for well analysis |
| CN110821453B (zh) * | 2019-11-07 | 2021-11-23 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 基于三维地质数值模型的注气油藏开发方案设计方法 |
| CA3204793A1 (en) * | 2019-11-25 | 2021-06-03 | Cold Bore Technology Inc. | Automated detection of plug and perforate completions, wellheads and wellsite operation status |
| US11846278B2 (en) * | 2019-12-31 | 2023-12-19 | Schneider Electric Systems Usa, Inc. | Systems and methods for centralized optimization of reservoir production |
| US11754746B2 (en) | 2020-02-21 | 2023-09-12 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for creating 4D guided history matched models |
| US11668165B2 (en) * | 2020-03-04 | 2023-06-06 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for simulating well performance using wellhead measurements |
| US11815650B2 (en) | 2020-04-09 | 2023-11-14 | Saudi Arabian Oil Company | Optimization of well-planning process for identifying hydrocarbon reserves using an integrated multi-dimensional geological model |
| US11486230B2 (en) * | 2020-04-09 | 2022-11-01 | Saudi Arabian Oil Company | Allocating resources for implementing a well-planning process |
| US11693140B2 (en) | 2020-04-09 | 2023-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Identifying hydrocarbon reserves of a subterranean region using a reservoir earth model that models characteristics of the region |
| US11180982B2 (en) | 2020-04-21 | 2021-11-23 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods to safeguard well integrity from hydraulic fracturing |
| US11231520B2 (en) | 2020-05-06 | 2022-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Dynamic hydrocarbon well skin modeling and operation |
| US11352873B2 (en) | 2020-05-11 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | System and method to identify water management candidates at asset level |
| US11802989B2 (en) * | 2020-05-11 | 2023-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for generating vertical and lateral heterogeneity indices of reservoirs |
| US11867054B2 (en) | 2020-05-11 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for estimating well parameters and drilling wells |
| US11549359B2 (en) * | 2020-05-11 | 2023-01-10 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods to identify and quantify field development opportunities through integration of surface and sub-surface data |
| US11713666B2 (en) | 2020-05-11 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for determining fluid saturation associated with reservoir depths |
| US11193370B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-12-07 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for transient testing of hydrocarbon wells |
| US11320555B2 (en) | 2020-06-08 | 2022-05-03 | Sim Tech Llc | Systems and methods for calibration of indeterministic subsurface discrete fracture network models |
| US11692415B2 (en) | 2020-06-22 | 2023-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Hydrocarbon well stimulation based on skin profiles |
| US11790320B2 (en) * | 2020-06-25 | 2023-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Approaches to creating and evaluating multiple candidate well plans |
| US11341830B2 (en) | 2020-08-06 | 2022-05-24 | Saudi Arabian Oil Company | Infrastructure construction digital integrated twin (ICDIT) |
| CN111946311B (zh) * | 2020-08-13 | 2022-04-22 | 海默潘多拉数据科技(深圳)有限公司 | 分注分采仿真模拟方法 |
| CN111878074A (zh) * | 2020-08-24 | 2020-11-03 | 西南石油大学 | 一种页岩油藏开发方案的优选方法 |
| CN111794743B (zh) * | 2020-08-28 | 2022-10-21 | 四川长宁天然气开发有限责任公司 | 一种页岩气井工程跟踪推演方法 |
| CN112199456B (zh) * | 2020-09-17 | 2022-03-25 | 西南科技大学 | 一种基于供给型水文生态系统服务的流域水资源管理方法 |
| US11668847B2 (en) | 2021-01-04 | 2023-06-06 | Saudi Arabian Oil Company | Generating synthetic geological formation images based on rock fragment images |
| CN112727440B (zh) * | 2021-01-11 | 2022-02-01 | 西南石油大学 | 一种基于钻时数据的缝洞性油气藏的储层识别方法 |
| US20220228483A1 (en) * | 2021-01-20 | 2022-07-21 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for updating reservoir static models |
| US11687053B2 (en) | 2021-03-08 | 2023-06-27 | Saudi Arabian Oil Company | Intelligent safety motor control center (ISMCC) |
| US11674379B2 (en) | 2021-03-11 | 2023-06-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for managing gas supplies |
| CN113065705B (zh) * | 2021-04-07 | 2023-12-08 | 中海石油(中国)有限公司 | 海上薄互层砂岩油藏多层合采加密井可采储量预测方法 |
| CN112983397B (zh) * | 2021-05-14 | 2021-09-14 | 西南石油大学 | 一种高温高压产水气井结垢离子来源物理模拟装置 |
| US11680480B2 (en) | 2021-05-25 | 2023-06-20 | Saudi Arabian Oil Company | Multi-layer gas reservoir field development system and method |
| US11905807B2 (en) | 2021-06-30 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Workflow to model and condition water distribution in a hydrocarbon reservoir |
| US11613957B1 (en) | 2022-01-28 | 2023-03-28 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for high shut-in pressure wells |
| US11913333B2 (en) | 2022-02-08 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Determination of three-phase fluid saturations from production and pressure measurements from a well |
| US12024985B2 (en) | 2022-03-24 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Selective inflow control device, system, and method |
| US20230351527A1 (en) * | 2022-04-28 | 2023-11-02 | Conocophillips Company | Integrated development optimization platform for well sequencing and unconventional reservoir management |
| WO2024006412A1 (en) * | 2022-06-30 | 2024-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for optimizing hydraulic fracturing |
| WO2024103101A1 (en) * | 2022-11-17 | 2024-05-23 | Deepgreen Engineering Pte. Ltd | A computer-implemented process for processing an extraction plan and associated hardware and systems |
| WO2024108062A1 (en) * | 2022-11-18 | 2024-05-23 | University Of Kansas | Smart physics-inspired compositional dimensionless type curves for enhanced oil recovery |
| CN115759786A (zh) * | 2022-12-09 | 2023-03-07 | 昆仑数智科技有限责任公司 | 油气藏开发方案的确定方法、装置、设备和存储介质 |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4501325A (en) * | 1981-09-25 | 1985-02-26 | Texaco Inc. | Method for predicting workovers and shut-ins from analyzing the annulus effluent of a well |
| US4435756A (en) | 1981-12-03 | 1984-03-06 | Burroughs Corporation | Branch predicting computer |
| US4633954A (en) | 1983-12-05 | 1987-01-06 | Otis Engineering Corporation | Well production controller system |
| FR2582048B1 (fr) | 1985-05-15 | 1988-09-16 | Elf Aquitaine | Dispositif de commande et de surveillance d'une tete de puits immergee dans un liquide |
| US5148365A (en) | 1989-08-15 | 1992-09-15 | Dembo Ron S | Scenario optimization |
| FR2652180B1 (fr) | 1989-09-20 | 1991-12-27 | Mallet Jean Laurent | Procede de modelisation d'une surface et dispositif pour sa mise en óoeuvre. |
| US4969130A (en) | 1989-09-29 | 1990-11-06 | Scientific Software Intercomp, Inc. | System for monitoring the changes in fluid content of a petroleum reservoir |
| US5132904A (en) | 1990-03-07 | 1992-07-21 | Lamp Lawrence R | Remote well head controller with secure communications port |
| US5305209A (en) | 1991-01-31 | 1994-04-19 | Amoco Corporation | Method for characterizing subterranean reservoirs |
| WO1993012443A1 (fr) | 1991-12-16 | 1993-06-24 | Istitut Français Du Petrole | Systeme de surveillance active et/ou passive d'un gisement souterrain installe a poste fixe |
| US5251286A (en) * | 1992-03-16 | 1993-10-05 | Texaco, Inc. | Method for estimating formation permeability from wireline logs using neural networks |
| JPH06167406A (ja) * | 1992-11-27 | 1994-06-14 | Oyo Corp | 差圧式圧力変動測定装置 |
| US5444619A (en) * | 1993-09-27 | 1995-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of predicting reservoir properties |
| FR2712626B1 (fr) | 1993-11-17 | 1996-01-05 | Schlumberger Services Petrol | Procédé et dispositif pour la surveillance et le contrôle de formations terrestres constituant un réservoir de fluides . |
| FR2712627B1 (fr) | 1993-11-17 | 1996-01-05 | Schlumberger Services Petrol | Procédé et dispositif pour surveiller et/ou étudier un réservoir d'hydrocarbures traversé par un puits. |
| US6003365A (en) | 1995-01-23 | 1999-12-21 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Characterization of organic contaminants and assessment of remediation performance in subsurface formations |
| US5730219A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Production wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
| US5706896A (en) | 1995-02-09 | 1998-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells |
| GB2334281B (en) | 1995-02-09 | 1999-09-29 | Baker Hughes Inc | A downhole inflation/deflation device |
| US5732776A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
| US5829520A (en) | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
| US5586082A (en) | 1995-03-02 | 1996-12-17 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for identifying subsurface fluid migration and drainage pathways in and among oil and gas reservoirs using 3-D and 4-D seismic imaging |
| FR2734069B1 (fr) | 1995-05-12 | 1997-07-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour predire, par une technique d'inversion, l'evolution de la production d'un gisement souterrain |
| JPH0946833A (ja) * | 1995-08-03 | 1997-02-14 | Toshiba Corp | 変電設備 |
| US5794210A (en) | 1995-12-11 | 1998-08-11 | Cybergold, Inc. | Attention brokerage |
| FR2742794B1 (fr) | 1995-12-22 | 1998-01-30 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser les effets des interactions entre puits sur la fraction aqueuse produite par un gisement souterrain d'hydrocarbures |
| US5946662A (en) | 1996-03-29 | 1999-08-31 | International Business Machines Corporation | Method for providing inventory optimization |
| US5823262A (en) * | 1996-04-10 | 1998-10-20 | Micro Motion, Inc. | Coriolis pump-off controller |
| US5798982A (en) | 1996-04-29 | 1998-08-25 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for inverting reflection trace data from 3-D and 4-D seismic surveys and identifying subsurface fluid and pathways in and among hydrocarbon reservoirs based on impedance models |
| US5897620A (en) | 1997-07-08 | 1999-04-27 | Priceline.Com Inc. | Method and apparatus for the sale of airline-specified flight tickets |
| WO1998037465A1 (en) | 1997-02-21 | 1998-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Adaptive objet-oriented optimization software system |
| US6002985A (en) * | 1997-05-06 | 1999-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling development of an oil or gas reservoir |
| US5841280A (en) | 1997-06-24 | 1998-11-24 | Western Atlas International, Inc. | Apparatus and method for combined acoustic and seismoelectric logging measurements |
| US5992519A (en) | 1997-09-29 | 1999-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Real time monitoring and control of downhole reservoirs |
| US6266619B1 (en) * | 1999-07-20 | 2001-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for real time reservoir management |
| US6549879B1 (en) * | 1999-09-21 | 2003-04-15 | Mobil Oil Corporation | Determining optimal well locations from a 3D reservoir model |
| AU6860201A (en) * | 2000-06-19 | 2002-01-02 | Halliburton Energy Serv Inc | Apparatus and methods for applying time lapse vsp to monitor a reservoir |
-
2000
- 2000-09-12 US US09/659,951 patent/US6980940B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-02-14 AT AT01907207T patent/ATE324327T1/de active
- 2001-02-14 CA CA002602280A patent/CA2602280A1/en not_active Abandoned
- 2001-02-14 EP EP06008449A patent/EP1679424A3/en not_active Withdrawn
- 2001-02-14 BR BRPI0108571A patent/BRPI0108571B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-02-14 CN CNA2007101849059A patent/CN101221634A/zh active Pending
- 2001-02-14 MX MXPA02008197A patent/MXPA02008197A/es active IP Right Grant
- 2001-02-14 EP EP06008414A patent/EP1691031A3/en not_active Withdrawn
- 2001-02-14 CA CA002605860A patent/CA2605860A1/en not_active Abandoned
- 2001-02-14 CN CN01807228A patent/CN1419677A/zh active Pending
- 2001-02-14 BR BRBR122013023852-2A patent/BR122013023852B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-02-14 JP JP2001561626A patent/JP4593051B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2001-02-14 RU RU2002122397/03A patent/RU2281384C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-02-14 WO PCT/US2001/004620 patent/WO2001062603A2/en active IP Right Grant
- 2001-02-14 BR BRBR122013023833-6A patent/BR122013023833B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-02-14 KZ KZ20021550A patent/KZ19059A/xx unknown
- 2001-02-14 SG SG200407253A patent/SG127743A1/en unknown
- 2001-02-14 AU AU2001235010A patent/AU2001235010A1/en not_active Abandoned
- 2001-02-14 CA CA002400796A patent/CA2400796A1/en not_active Abandoned
- 2001-02-14 EP EP06008415A patent/EP1701001A1/en not_active Withdrawn
- 2001-02-14 EP EP01907207A patent/EP1263653B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-02-14 EP EP06008431A patent/EP1684096A3/en not_active Withdrawn
- 2001-02-14 DE DE60119087T patent/DE60119087D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-02-14 KR KR1020027011007A patent/KR100756684B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2001-02-14 EP EP06008430A patent/EP1691032A3/en not_active Withdrawn
-
2002
- 2002-08-16 NO NO20023904A patent/NO333783B1/no not_active IP Right Cessation
-
2005
- 2005-03-02 US US11/070,457 patent/US7478024B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-03-05 US US11/714,033 patent/US7953585B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2007-10-26 US US11/978,062 patent/US7739089B2/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2484242C2 (ru) * | 2007-04-19 | 2013-06-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система и способ контроля и регулирования дебита скважин |
| RU2594405C2 (ru) * | 2012-05-30 | 2016-08-20 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Способ добычи нефти или газа с применением компьютерного моделирования нефтяного или газового месторождения и эксплуатационного оборудования |
| RU2669948C2 (ru) * | 2014-01-06 | 2018-10-17 | Геоквест Системз Б.В. | Оптимизация многоступенчатого проекта нефтяного месторождения в условиях неопределенности |
| RU2597229C2 (ru) * | 2014-12-09 | 2016-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТатАСУ" | Система идентификации межскважинных проводимостей |
| RU2738558C1 (ru) * | 2020-06-10 | 2020-12-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемых коллекторов |
| RU2758278C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-10-28 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ добычи природного газа на поздней стадии разработки месторождения |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2281384C2 (ru) | Способ получения жидкости или/и газа из пластового резервуара | |
| US8103493B2 (en) | System and method for performing oilfield operations | |
| US8849639B2 (en) | Dynamic subsurface engineering | |
| MX2011003545A (es) | Sistema y metodo para simular operaciones en el campo petrolero. | |
| AU2006235884B2 (en) | Integrated reservoir optimization | |
| EP2431767A2 (en) | Dynamic subsurface engineering | |
| Saidu | Integrated evaluation of wet gas reservoir: minimizing volumetric uncertainties using dynamic analysis | |
| Lorentzen | History Matching a Full Field Reservoir Simulation Model-The Jette Field | |
| Akamura et al. | Dry-run of site investigation planning using the manual for preliminary investigation in Japan |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170215 |