Способ динамической оценки соответствия техническим требованиям нефтяного коллектора и увеличения добычи и нефтеотдачи с помощью асимметричного анализа показателей работы

Изобретение относится к области проектирования нефтяного коллектора управления им и его отдачей. Технический результат - более точная оценка фактических условий в существующем коллекторе, разработка и реализация разумного плана мероприятий для увеличения краткосрочных рабочих дебитов и долгосрочной нефтеотдачи коллектора. Информацию собирают с использованием уникальных комплексных методик сбора и анализа системы показателей и информации в адресном режиме с помощью весовой обработки данных в контексте конкретного коллектора и целей производителя. Рейтинг коллектора генерируют с использованием асимметричного анализа системы показателей и последующего использования для формирования плана мероприятий. Архитектура добычи (например, число, местоположение и способ строительства нефтяных и нагнетательных скважин) затем строится согласно плану мероприятий. Может осуществляться непрерывный мониторинг показателей работы коллектора и использоваться для подтверждения целевых показателей добычи и нефтеотдачи и/или обеспечения срабатывания пусковых или тревожных схем для замены оборудования добычи. 7 н. и 19 з.п. ф-лы, 35 ил., 5 прим., 24 табл.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Изобретение относится к области нефтедобычи, конкретнее к области проектирования нефтяного коллектора управления им и его отдачей.

2. РЕЛЕВАНТНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ

Нефть является важнейшим источником топлива, и кровью современной экономики. Экономические перспективы разведки и добычи нефти грандиозны. Вследствие разнообразных технических и геологических препятствий, в общем, невозможно извлечь всю нефть, содержащуюся в коллекторе.

До 1965 обычные коэффициенты нефтеотдачи нефтяного коллектора составляли приблизительно 25%. Данный коэффициент показывает долю нефти в коллекторе, которую можно экономически оправданно и/или целесообразно извлечь. Остальные 75% остаются, по существу, неизвлеченными вследствие технологических и/или экономических преград. С этого времени с развитием технологий и увеличением экономических стимулов вследствие более высоких цен на товарную нефть, средний коэффициент нефтеотдачи увеличился до около 35%. Хотя это представляет значительное увеличение в средней общей добыче, это также означает, что около 65% нефти, обнаруженной в обычном коллекторе, остается неизвлеченной по экономическим и/или техническим причинам.

С учетом высокой стоимости разведки, постоянно уменьшающихся шансов найти новые нефтяные коллекторы и растущей стоимости нефти, как сырьевого товара, в настоящее время существуют грандиозные экономические возможности для значительного увеличения как краткосрочной, так и долгосрочной эксплуатации нефтяного коллектора. Тот факт, что большая часть нефти в обычном коллекторе остается неизвлекаемой, несмотря на высокие экономические выгоды увеличивающегося извлечения означает, что в настоящее время не существует технологически и/или экономически прогнозируемых путей увеличения добычи.

Хотя фактически технология для увеличения текущей добычи и/или увеличения общего долгосрочного извлечения для нефтяного коллектора может существовать, затруднения при реализации разумного долгосрочного плана максимизации текущей отдачи, продления срока эксплуатации данного коллектора, и увеличения общего извлечения возникают вследствие невозможности точно оценить техническое состояние и снижение эффективности коллектора. Например, некоторые или все из добывающих скважин коллектора могут показывать снижающийся дебит, что может приводить к заключению об истощении коллектора. Вместе с тем, коллектор может, фактически, содержать гораздо больший объем извлекаемой нефти, но может иметь низкую продуктивность просто вследствие несовершенного расположения и/или управления существующими скважинами и неспособности определить места бурения новых скважин. Невозможность надлежащей диагностики неэффективности и неудач и неспособность реализовать разумный план добычи может давать в результате уменьшенную краткосрочную продуктивность и долгосрочную нефтеотдачу.

В общем, операторы оборудования и сооружений добычи обычно концентрируют усилия на профилактическом ремонте нефтяных скважин и могут даже реализовать последние технологические разработки для максимизации дебита скважины. Они, вместе с тем, не понимают общей картины технического состояния и продолжительного срока службы коллектора, который может обслуживаться несколькими скважинами. Скважины являются трудными и дорогими в бурении и эксплуатации. После ввода в эксплуатацию заданного числа скважин может оказаться, что экономически нецелесообразно бурить дополнительные скважины для увеличения добычи коллектора (т.е. предельные затраты могут превышать предельную выгоду). Кроме того, может отсутствовать ясная причина закрытия добывающих скважин, хотя исполнение указанного может фактически увеличить краткосрочную добычу и улучшить долгосрочную нефтеотдачу. Знание сроков и причин для закрытия или замены добывающих скважин и/или надлежащего строительства новых скважин часто отсутствует даже у наиболее опытных операторов промыслов и эксплуатационников скважин. Неудача в реализации надлежащего управления существующими скважинами и/или в размещении и строительстве новых скважин может увеличивать капитальные затраты с одновременным уменьшением добычи и нефтеотдачи.

Основным препятствием для максимизации добычи и нефтеотдачи коллектора является неспособность сбора, разумного анализа и правильного понимания релевантных данных. Диагностика технического состояния нефтяного коллектора не является прямолинейной и больше напоминает расшифровку состояния здоровья человека, но на площадке глубоко под землей или морским дном. Кроме того, накопление и анализ собранных данных может занимать годы, при этом, данные могут динамически изменяться, создавая трудности, если вообще не исключают возможность сформулировать и реализовать экономически и/или технически обоснованный производственный план. Результатом является остающаяся низкая краткосрочная продуктивность и низкая долгосрочная нефтеотдача нефтяного коллектора.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение направлено на преодоление существующих технических, экономических и институциональных препятствий, которые уменьшают добычу и нефтеотдачу нефтяного коллектора с помощью более точной оценки фактических условий в существующем коллекторе и реализации разумного плана мероприятий для увеличения краткосрочных рабочих дебитов и долгосрочной нефтеотдачи коллектора. Указанное выполняют с помощью сбора информации с использованием уникальных методик сбора комплекса системы показателей и информации и анализа собранной информации в адресном режиме с помощью надлежащей весовой обработки данных в контексте конкретного заданного коллектора и целевых задач производителя.

Все углеводородные активы несут индивидуальный "ДНК", отражающий их подземные и наземные признаки. Вместе с тем, обычные способы не дают полезных инструментов для надлежащего понимания уникальных признаков и требований каждого конкретного нефтяного коллектора. Изобретенный способ создает инструмент, обеспечивающий разработку и применение способов добычи, которые оптимизируют для специфических условий каждого индивидуальный нефтяного коллектора. Успех способа в выходе на оптимальные решения основан на возможности отфильтровывать некритичные параметры и идентифицировать специфические причины снижения показателей работы коллектора. Способ содействует постепенному приращению как добычи, так и запасов, превосходящему уровни, получаемые с использованием стандартных промышленных методик.

Способ интегрирует широкий спектр информации с использованием специфической системы показателей. Некоторые являются известными, другие являются уникальными для способа изобретения. Система показателей включают в себя как лидирующие, так и запаздывающие индикаторы продуктивности нефтяного коллектора. Хотя производители, в общем концентрируют внимание на запаздывающих индикаторах, таких как снижение добычи и/или увеличение обводненности продукции, настоящее изобретение делает существенным использование лидирующих индикаторов, которые являются больше прогнозными, для будущего снижения добычи или других проблем до их возникновения. Указанное обеспечивает формирование и реализацию плана мероприятий до того, как ухудшение технического состояние коллектора зайдет слишком далеко. Аналогом является сравнение профилактического лечения и медицинской помощи. В последнем случае ищут лекарство для больного пациента, а в первом случае предотвращают заболевание пациента. Запаздывающие индикаторы могут, вместе с тем, являться хорошим инструментом для обеспечения индивидуальной ответственности.

Релевантную информацию по условиям коллектора собирают более широко и комплексно в сравнении с обычными методиками. Изобретение реализует использование интенсивно сфокусированного жесткого способа сбора информации для получения и комплексного анализа всей имеющейся информации, которая может являться релевантной для условий коллектора. Все известные источники релевантной информации могут быть выявлены во время периода интенсивного сбора информации.

Изобретение анализирует собранную информацию и точно оценивает условия данного коллектора с помощью надлежащей весовой обработки данных различных типов. Процесс весовой обработки данных различных типов с приданием им увеличенного или уменьшенного значения называется "асимметричной оценкой". Имеется некоторая система показателей, в общем, лидирующих индикаторов, которые более полезны, чем другие (например, запаздывающие индикаторы) в реалистичной оценке настоящих и будущих условий нефтяного коллектора. Кроме того, способ, в котором некоторые показатели умножают на весовые коэффициенты, может зависеть от конкретного рассматриваемого коллектора и/или специфических целевых задач, стоящих перед производителем.

План мероприятий формируется на основе надлежащего сбора, анализа данных и присвоения весовых коэффициентов для конкретного коллектора. План мероприятий может требовать умеренных или существенных изменений в способе извлечения нефти из коллектора. В любом случае, поскольку план мероприятий основывается на точной оценке краткосрочных, среднесрочных и долгосрочных условий коллектора и приспособлен к специфическим условиям коллектора и/или требованиям производителя, план мероприятий имеет увеличенные шансы на успех и получение результата в виде улучшения краткосрочной, среднесрочной и долгосрочной добычи и прибыли в сравнении с возможностями использования обычных способов.

План мероприятий реализуют для увеличения краткосрочной добычи и/или долгосрочной нефтеотдачи (например, подтвержденных запасов). План мероприятий может включать в себя одно или несколько из следующего: (1) модификацию и/или обработку для интенсификации притока одной или нескольких существующих скважин, (2) строительство новых скважин, (3) нагнетание текучих сред под давлением и/или газа в более разумном и плановом режиме, и (4) закрытие или уменьшение добычи в одной или нескольких существующих скважинах. В общем, предпочтительным является (1) максимизация контакта между стволом скважины и коллектором, (2) уменьшение газовых факторов и/или обводненности и/или вытесняющих давлений среди смежных и/или аналогично расположенных и/или аналогично сконструированных скважин, и (3) оптимизация скоростей извлечения для более строгого соответствия поровым коэффициентам вытеснения и местам накопления в стволе скважины.

Когда действующие эксплуатационные скважины коллектора работают в оптимизированном режиме, краткосрочная добыча увеличивается и долгосрочная отдача максимизируется.

Наконец, можно осуществлять мониторинг нефтяного коллектора для обеспечения соответствия схеме и целям добычи, например, установленными асимметричной оценкой соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™). Можно создавать тревожные уровни или уставки пусковых схем, при переходе которых с превышением установленного максимума или падением ниже установленного минимума происходит реагирование системы. Реагирование может являться уведомлением управляющего или другой заинтересованной стороны, или может представлять собой автоматическую корректировку некоторых параметров добычи.

Патентоспособные способы изобретения с асимметричной оценкой соответствия техническим требованиям коллектора можно применять для увеличения краткосрочной, среднесрочной и долгосрочной продуктивности и нефтеотдачи на около 5-40%. В некоторых вариантах способы изобретения должны допускать экономически и технически обоснованное извлечение в коллекторе известного объема, в некоторых случаях до около 80-85%. Данный результат является неожиданным и не прогнозным с учетом огромного не вскрытого экономического потенциала, который в настоящее время существует, но который не могут использовать для наращивания добычи даже большинства коллекторов известного объема с учетом сегодняшних знаний по эксплуатации нефтяного коллектора и нефтеотдаче.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для дополнительного разъяснения изложенных выше и других преимуществ и признаков настоящего изобретения ниже приведено описание вариантов осуществления изобретения с прилагаемыми чертежами. На данных чертежах показаны только типичные варианты осуществления изобретения, не ограничивающие его объем. Изобретение описано ниже с дополнительными подробностями и конкретикой с использованием прилагаемых чертежей на которых показано следующее.

На Фиг.1А и 1B показаны две половины блок-схемы примера комплексного плана реализации одного способа динамической оценки соответствия техническим требованиям нефтяного коллектора и увеличения добычи и нефтеотдачи с помощью асимметричного анализа показателей работы.

На Фиг.2 показан пример графика разницы между добычей и нефтеотдачей коллектора до и после реализации способов изобретения.

На Фиг.3А-3D показан пример панелей мониторинга в создаваемым и отображаемым компьютером посту управления и контроля, где осуществляется мониторинг и анализируют данные с действующих эксплуатационных скважин нефтяного коллектора.

На Фиг.4 схематично показан пример компьютерной архитектуры, которую можно использовать для сбора, анализа и/или отображения данных, собранных по нефтяному коллектору.

На Фиг.5А-5F показаны графики различных лидирующих индикаторов, используемых для оценки и/или увеличения соответствия техническим требованиям коллектора.

На Фиг.6А-6I показаны графики различных запаздывающих индикаторов, используемых для оценки и/или увеличения соответствия техническим требованиям коллектора.

На Фиг.7А-7C показаны графики различных единичных показателей разработки, используемых для оценки и/или увеличения соответствия техническим требованиям коллектора.

На Фиг.8А-8C показаны графики различных показателей рабочей нагрузки, используемые для оценки и/или увеличения соответствия техническим требованиям коллектора.

На Фиг.9А-9B показаны графики различных показателей бизнес плана, используемые для оценки и/или увеличения соответствия техническим требованиям коллектора.

На Фиг.10А-10C показаны графики различных сверхплановых целей, используемые для оценки и/или увеличения соответствия техническим требованиям коллектора.

На Фиг.11 показан пример скважины максимального контакта с коллектором (MRC), используемой для увеличения продуктивности одной действующей эксплуатационной нефтяной скважины.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ

ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

I. ВВЕДЕНИЕ

Настоящее изобретение направлено на создание комплексного способа увеличения текущей добычи и конечной отдачи нефти из коллектора. Данный способ можно называть асимметричной оценкой соответствия техническим требованиям коллектора (или RCAA™). RCAA™ включает в себя несколько тесно взаимосвязанных этапов способа или модулей, которые используют совместно и последовательно. Ими являются: (I) анализ и диагностика специфических и уникальных признаков коллектора (т.е. его "ДНК") с использованием адресной системы показателей, (II) разработка плана мероприятий для максимизации текущей добычи и суммарной нефтеотдачи коллектора, (III) реализация плана мероприятий для увеличения текущей добычи и суммарной нефтеотдачи, и (IV) мониторинг или отслеживание показателей работы нефтяного коллектора с использованием адресной системы показателей и выполнение корректировок параметров добычи, по мере необходимости, для поддержания требуемой продуктивности и нефтеотдачи.

Каждый из модулей способа основывается на глубоком знании методик сбора, которые включают в себя выполнение прямых измерений физических параметров, изучение геологии и других уникальных условий и аспектов коллектора и, где применимо, учет типа, числа, местоположения и производительности любых работающих скважин, или скважин, иначе связанных с коллектором (например, действующих эксплуатационных скважин, заглушенных скважин и параметрических скважин), анализ текущих условий или состояния коллектора с использованием асимметричной весовой обработки данных различных систем показателей, и прогнозирование будущей добычи, нефтеотдачи и других переменных на основе комплексного понимания специфического ДНК коллектора в соединении с асимметричной весовой обработкой и анализом данных. В некоторых вариантах собранная информация может относиться к измерениям и данным, вырабатываемым другими способами.

II. СБОР ИНФОРМАЦИИ И СИСТЕМА ПОКАЗАТЕЛЕЙ

А. Обзор

В общем, асимметричная оценка соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™) является способом оценки, который направляет обе фазы, планирования и реализации добычи нефти. Все углеводородные запасы несут индивидуальный "ДНК", являющийся отражением их подземных и наземных признаков. RCAA™ является инструментом, обеспечивающим развитие и применение способов добычи, которые оптимально разработаны по подробным описаниям индивидуальных углеводородных коллекторов. Его главная ценность состоит в содействии реализации увеличения объема запасов и добычи, превышающих уровни, получаемые с использованием стандартных промышленных методик. При этом, в свою очередь, можно уменьшить долгосрочные капитальные затраты и эксплуатационные расходы.

Согласно одному варианту осуществления реализация асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™) осуществляется по шести взаимосвязанным и взаимозависимым направлениям: I) Системы знания; II) Исследования Q6; III) Совещания для углубленного понимания; IV) Диагностика показателя добротности; V) Анализ разрыва; и VI) План мероприятий. Информацию, собранную по данным направлениям интегрируют с использованием современных средств обмена знаниями, включающих в себя доступные системы в сети и профессиональные сообщества. Комплексная блок-схема с концептуальной и временной взаимосвязью по шести направлениям показана на Фиг.1А и 1B (т.е. две половины одной блок-схемы). Хотя общая бизнес-модель включает в себя как технические, так и не технические средства сбора релевантной информации, способ нельзя реализовать без использования физических процессов и устройств для сбора ключевой информации. Кроме того, реализация плана мероприятий включает в себя компьютеризованный мониторинг работы скважин. И улучшенные показатели работы коллектора получают в результате физической трансформации самого коллектора.

Физические способы, использующие технику для сбора данных включают в себя, например, 1) отбор керна для получения образцов горной породы в скважине (как обычный, так и специальный отбор керна), 2) отбор образцов текучей среды, нефти, воды и газа в скважине, 3) измерение начального давления многоразовым испытателем пласта или т.п. устройствами, и 4) определение насыщенности текучей средой из скважинных каротажных диаграмм (как для обсаженного, так и для необсаженного ствола). Кроме того, после реализации плана мероприятий и увеличения добычи и/или нефтеотдачи из коллектора, коллектор трансформируется из менее продуктивного в более продуктивное основное средство. На Фиг.2 показано, как способ изобретения физически трансформирует нефтяной коллектор и/или систему добычи с увеличением текущей добычи и общей долгосрочной нефтеотдачи.

Мониторинг показателей работы коллектора до, во время и/или после реализации плана мероприятий включает в себя использование компьютеризованной системы (т.е. части "поста управления и контроля"), которая принимает, анализирует и отображает релевантные данные (например, между одним или несколькими компьютерами, связанными сетью и/или соединяющимися между собой с помощью интернета). Примеры системы показателей, мониторинг которой можно осуществлять, включают в себя 1) давление и насыщенность текучей средой коллектора и их изменения с помощью каротажных устройств, 2) дебит скважины и его уменьшение с помощью каротажных устройств, профиль притока текучей среды в эксплуатационных и расхода в нагнетательных скважинах с помощью каротажных устройств, и дебиты по нефти, газу и воде для притока добычи и расхода нагнетания. Релевантная система показателей может отображаться в интернете. Системы с доступом к сети могут обмениваться такими данными. На Фиг.3А-3D показан пример "панелей мониторинга", которые можно использовать для графического отображения некоторых систем показателей (например, лидирующих и запаздывающих) компилированных по постоянно действующему отбору данных действующих эксплуатационных скважин. Панели мониторинга могут создавать быстродействующий инструмент визуальной диагностики для оценки прошлых и будущих показателей работы.

B. Компьютеризованный сбор и анализ информации

На Фиг.4 показан пример компьютерной системы 400, осуществляющей мониторинг показателей работы коллектора, анализирующей информацию по показателям работы коллектора, отображающей систему показателей панели мониторинга, и, если необходимо создающей управляемые компьютером модификации для поддержания оптимальных показателей работы нефтяной скважины. Система 400 мониторинга включает в себя собирающую данные основную компьютерную систему 402 состоящую из одного или нескольких компьютеров, расположенных вблизи коллектора, с каналами связи с датчиками 404 коллектора.

Компьютерная система 402 может содержать множество подключенных к сети компьютеров (например, каждый из который выполнен с возможностью анализа части общих данных, вырабатываемых датчиками и принятых с датчиков 404). Датчики 404 коллектора, в общем, установлены на действующих эксплуатационных нефтяных скважинах, и могут включать в себя как наземные, так и подземные датчики. Датчики 404 могут также устанавливаться на нагнетательных скважинах, параметрических скважинах, и т.д. Данные, собранные датчиками 404, можно использовать для генерирования показателей работы (например, лидирующих и запаздывающих индикаторов добычи и нефтеотдачи). Компьютерная система 402 может поэтому включать в себя модуль 406 анализа данных программируемый для генерирования системы показателей по принятым с датчиков данным. Интерфейс 408 пользователя обеспечивает работу с пользователем. Запоминающее устройство 410 данных или системы можно использовать для долгосрочного сохранения данных датчиков и/или системы показателей.

Согласно одному варианту осуществления компьютерная система 402 может обеспечивать, по меньшей мере, одну ручную и/или автоматическую корректировку 412 добычи с помощью блоков 414 добычи коллектора (например, действующие эксплуатационные нефтяные скважины, нагнетательные скважины воды, газонагнетательные скважины, инжекторы тепла и т.п., и их вспомогательные компоненты). Корректировки могут включать в себя, например изменения в объеме, давлении, температуре, траектории ствола скважины (например, с помощью закрытия или открытия боковых стволов скважин). Интерфейс 408 пользователя допускает ручные корректировки 412 добычи. Компьютерная система 402 может, в дополнение, включать в себя аварийные уровни или уставки пусковых схем, которые, когда некоторые условия выполняются, обеспечивают автоматические корректировки 412 добычи.

Система 400 мониторинга может также включать в себя один или несколько удаленных компьютеров 420, которые обеспечивают пользователю, группе пользователей, или нескольким сторонам доступ к информации, генерируемой основной компьютерной системой 402. Например, каждый удаленный компьютер 420 может включать в себя модуль 422 отображения панели мониторинга, который преобразует и отображает панели мониторинга (например, как показано на Фиг.3А-3D), систему показателей, или другую информацию, относящуюся к добыче коллектора. Каждый удаленный компьютер 420 может также включать в себя интерфейс 424 пользователя, который обеспечивает пользователю выполнение корректировки 412 добычи с помощью блоков 414 добычи коллектора. Каждый удаленный компьютер 420 может также включать в себя запоминающее устройство данных (не показано).

Индивидуальный компьютерные системы в системе 400 мониторинга (например, основная компьютерная система 402 и удаленные компьютеры 420) могут соединяться с сетью 430 такой, например, как локальная вычислительная сеть ("ЛВС"), глобальная сеть ("WAN") или даже интернет. Различные компоненты могут принимать и передавать данные друг друга, а также других компонентов, соединенных с сетью. Сетевые компьютерные системы и сами компьютеры составляют "компьютерную систему" для данного изобретения.

Сети, осуществляющие связь между компьютерными системами и другими электронными устройствами могут использовать любой из широкого спектра (потенциально взаимодействующих) протоколов, включающих в себя, без ограничения этим, модуль IEEE 802 протоколов беспроводной связи, протоколы радиочастотной идентификации ("RFID"), ультразвуковые протоколы, инфракрасные протоколы, протоколы сотовой связи, протоколы односторонней и двусторонней беспроводной пейджинговой связи, протоколы глобальной системы позиционирования ("GPS"), протоколы проводной и беспроводной широкополосной связи, протоколы связи со сверхширокой полосой пропускания, протоколы "кольцевой схемы" и т.д. Соответственно, компьютерные системы и другие устройства могут создавать блоки передаваемых данных и обмениваться блоками передаваемых данных (например, дейтаграммами протокола ("IP") сети интернет и других протоколов верхнего уровня с использованием IP дейтаграм, таких как, протокол ("TCP") управления передачей данных, протокол ("RDP") удаленного рабочего стола, протокол ("HTTP") передачи гипертекста, упрощенный протокол ("SMTP") электронной почты, простой протокол ("SOAP") доступа к объектам и т.д.) в сети.

Компьютерные системы и электронные устройства могут быть выполнены с возможностью использования протоколов на основе функциональности соответствующих компьютерных систем и электронных устройств. Компоненты в архитектуре могут быть выполнены с возможностью конвертации между различными протоколами для осуществления совместимой связи. Компьютерные системы и электронные устройства могут быть выполнены в конфигурации с несколькими протоколами и с использованием различных протоколов для реализации различной функциональности. Например, датчик 404 на нефтяной скважине может передавать данные с помощью проводного соединения, инфракрасного или другого беспроводного протокола на приемник (не показано), связанный через интерфейс с компьютером, который может затем направлять данные через высокоскоросной вариант Ethernet на основную компьютерную систему 402 для обработки данных. Аналогично, блоки 414 добычи коллектора могут соединяться с основной компьютерной системой 402 и/или удаленными компьютерами 420 проводным соединением или беспроводным протоколом.

C. Номенклатура и определения

В асимметричной оценке соответствия техническим требованиям коллектора используют множество показателей работы коллектора, включающих в себя как лидирующие, так и запаздывающие индикаторы, которые могут давать информацию, касающуюся "ДНК" коллектора. В дополнение в оценке используют показатели объединенной разработки, показатели рабочей нагрузки, показатели бизнес плана и сверхплановых целей. Данные индикаторы и система показателей, в общем, используют специализированную терминологию и переменные, которые могут являться непростыми для понимания неспециалиста. Следующая номенклатура и определения даны для разъяснения и улучшения понимания раскрытой системы показателей и их связи со свойства коллектора.

В_О - Объемный коэффициент нефтяного пласта. Объем в условиях коллектора, разделенный на объем в стандартных условиях, безразмерный.

B_W - Объемный коэффициент водяного пласта. Объем в условиях коллектора, разделенный на объем в стандартных условиях, безразмерный.

С - Темп падения добычи нефти, год^-1

E_A - Площадной коэффициент охвата вытеснением. Площадь коллектора в контакте с нагнетаемой текучей средой, разделенная на общую площадь, безразмерный

E_D - Коэффициент микроскопического вытеснения нефти. Объем вытесненной нефти, разделенный на общий объем нефти в пласте, безразмерный

E_I - Коэффициент охвата по мощности вытеснением. Мощность коллектора в контакте с нагнетаемой текучей средой, разделенная на общую продуктивную мощность, безразмерный

E_R - Коэффициент нефтеизвлечения или коэффициент нефтеотдачи. Расчетная извлекаемая доля начального объема углеводорода в пласте, безразмерный

E_RM - Коэффициент нефтеотдачи подвижной нефти (MORE). Расчетная извлекаемая доля начальных запасов нефти в пласте, безразмерный

E_RT - Теоретический максимальный коэффициент нефтеотдачи (TMRF). Максимальная доля начальных запасов нефти в пласте, которую можно извлечь с помощью конкретного способа вытеснения, безразмерный

E_V - Коэффициент охвата по объему или объемный охват. Объем коллектора в контакте с нагнетаемой текучей средой, разделенный на общий объем, безразмерный

E_W - Коэффициент обводнения. Полученная доля объема подвижной нефти вначале в пласте, разделенная на текущую обводненность продукта, безразмерный

EUR - Оценка суммарной добычи. Сумма подтвержденной и накопленной добычи в конкретный момент времени, stb (нефтяной баррель, 159 л)

EUR - Темп истощения Ежегодный объем добычи, выраженный как доля EUR, безразмерный.

G_p - Суммарный объем добытого газа, scf (кубический фут, 28л)

ΔG_p - Приращение добытого газа для конкретного периода времени scf (кубический фут, 28л)

II - - Индекс приемистости. Интенсивность нагнетания, разделенная на избыточное давление выше давления в коллекторе, stb/psi (баррель (159 л)/фунт/дюйм² (6,9 КПа)

II_M Медианный индекс приемистости. Срединная величина II для всех скважин, прошедших заканчивание в конкретном коллекторе, stb/psi (баррель (159 л)/фунт/дюйм² (6,9 КПа)

I_VI - Идеальный индекс вертикальной приемистости. II вертикального заканчивания полной проходки без скин эффекта, stb/psi (баррель (159 л)/фунт/дюйм² (6,9 КПа)

II_DM - Безразмерный индекс приемистости. II_M, разделенный на медианный II_VI для конкретного коллектора, безразмерный

KPI - Ключевые индикаторы показателей работы

MER - Максимально эффективный уровень добычи. Интенсивность отбора в коллекторе, с превышением которой должно возникать значительное уменьшение EUR, stb/d (нефтяной баррель (159 л)/день)

L - Расстояние, фут (305 мм)

N - Начальные запасы нефти в пласте (OIIP), stb (нефтяной баррель, 159 л)

N_M - Подвижные начальные запасы нефти в пласте (MOIIP). Подвижный нефтяной объем при первичной и вторичной добыче (исключая EOR), stb (нефтяной баррель, 159 л)

N_P - Накопленная добытая нефть, stb (нефтяной баррель, 159 л)

N_PDe - Безразмерная величина накопленной нефти. Выражается, как доля прогнозной суммарной отдачи, безразмерный

N_PDm - Безразмерный объем накопленной нефти. Выражается, как доля подвижных начальных запасов нефти в пласте, безразмерный

N_PDo - Безразмерная величина накопленной нефти. Выражается, как доля начальных запасов нефти в пласте, безразмерный

ΔΝ_Ρ - Приращение добытой нефти для конкретного периода времени, stb (нефтяной баррель, 159 л)

p_c - Давление на внешней границе, psi (фунт/дюйм² (6,9 Кпа)

P_wf - Bottom hole flowing давлении, psi (фунт/дюйм² (6,9 Кпа)

Δp_dd - Депрессия на пласт. Давление на внешней границе минус динамическое давление на поверхности пласта в забойной зоне, psi (фунт/дюйм² (6,9 Кпа)

Δp_dd - (M) Медианная депрессия на пласт. Средняя величина депрессии на пласт для всех действующих эксплуатационных скважин, прошедших заканчивание в конкретном коллекторе, psi (фунт/дюйм² (6,9 Кпа)

Δp_{dd (IV) -} Идеальная вертикальная депрессия на пласт. Депрессия на пласт при гипотетическом вертикальном заканчивании полной проходки без скин эффекта, psi (фунт/дюйм² (6,9 Кпа)

Δp_{dd (DM)} - Безразмерная величина медианной депрессии на пласт. Медианная депрессия на пласт, разделенная на среднюю величину идеальной вертикальной депрессии на пласт для конкретного коллектора, безразмерный

PI - Индекс продуктивности. Общий рабочий дебит, разделенный на депрессию на пласт, bpd/psi (баррель (159 л)/день/фунт/дюйм² (6,9 Кпа)

PI_M - Медианный индекс продуктивности. Срединное значение PI для всех скважин, прошедших заканчивание в конкретном коллекторе, bpd/psi (баррель (159 л)/день/фунт/дюйм² (6,9 Кпа)

PIIV - Идеальный вертикальный индекс продуктивности. PI гипотетического вертикального заканчивания полной проходки без скин эффекта, bpd/psi (баррель (159 л)/день/фунт/дюйм² (6,9 Кпа)

PIDM - Безразмерный медианный индекс продуктивности. PI_M разделенный на срединное PI_IV для конкретного коллектора, безразмерный

PV - Поровый объем, stb (нефтяной баррель, 159 л)

1P* - Подтвержденные запасы. Расчетные объемы углеводородов, на которые указывают геологические и технические данные с удовлетворительной определенностью, которые могут стать извлекаемыми в будущие годы из известных коллекторов при существующих экономических условиях и условиях работы, stb (нефтяной баррель, 159 л)

IP - Темп истощения Ежегодный объем добычи, выраженный, как доля подтвержденных запасов, безразмерный

q_g - Темп добычи газа, mcfpd (млн.фут³ (28 тыс.м³)/день)

q_o - Темп добычи нефти, stbpd (нефтяной баррель (159 л)/день)

q_w - Темп отбора воды, stbpd (нефтяной баррель (159 л)/день)

R - Газовый фактор, соотношение газа к нефти в объеме добычи (ГФ), scf/stb (фут³ (28 л)/нефтяной баррель (159 л)

R_s - Газовый фактор при растворенном газе (растворимость газа в нефти), scf/stb (фут³ (28 л)/нефтяной баррель (159 л)

S_or - Остаточная нефтенасыщенность, доля порового объема

S_w - Водонасыщенность, доля порового объема

VRR - Коэффициент компенсации отбора. Объем нагнетания, разделенный на полученный объем добычи для конкретного периода времени. Определенный как в условиях на поверхности, так и в условиях коллектора, безразмерный

WC - Обводненность. Объем воды, разделенный на объем жидкости для конкретного периода времени, безразмерный

W_i - Суммарный объем воды, использованной в нагнетании, stb (нефтяной баррель, 159 л)

ΔW_i - Приращение объема нагнетаемой воды для конкретного периода времени, stb (нефтяной баррель, 159 л)

W_p - Суммарный отбор воды, stb (нефтяной баррель, 159 л)

AW_P - приращение объема отбора воды для конкретного периода времени, stb (нефтяной баррель, 159 л)

Уравнения

Методологии и определения, используемые в асимметричной оценке соответствия техническим требованиям коллектора, в общем, согласованы с промышленными стандартами и технологиями. Ключевым стандартом для определения подтвержденных запасов являются правила United States Securities and Exchange Commission Regulation S-X (17 CFR 210.4-10-1 1/88). Для вероятных и возможных запасов и для условных запасов эталонным стандартом является Petroleum Reserves and Resources Classification, Definitions and Guidelines of Society of Petroleum Engineers (SPE), American Associatuon of Oil Geologists (AAPG), World Oil Congress (WPB) и Society of Oil Evaluation Engineers (SPEE) (2006).

D. Показатели работы коллектора

Показатели работы коллектора, используемые в асимметричной оценке соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™), в общем, классифицируются, как лидирующие индикаторы, запаздывающие индикаторы, показатели объединенной разработки, показатели рабочей нагрузки, показатели бизнес плана, и сверхплановые цели. В общем, лидирующие индикаторы лучше служат для прогнозирования будущей продуктивности и/или нефтеотдачи, чем запаздывающие индикаторы. Запаздывающие индикаторы могут, вместе с тем, обеспечивать инструмент точного учета. Оба типа индикаторов можно использовать для идентификации разрывов между реальностью и идеальным случаем и для содействия улучшению добычи и нефтеотдачи.

Для каждой системы показателей, если иное специально не оговорено, условия, касающиеся специфических единиц или других аспектов являются следующими:

Условия

• Интервал времени: год

• Масштаб: Коллектор

• Условия давления/температуры: на поверхности

• Единицы измерения: английские

1. Лидирующие индикаторы

Ниже приведены примеры лидирующих индикаторов, которые можно использовать в асимметричной оценке соответствия техническим требованиям коллектора.

Первым лидирующим индикатором является "Индекс истощенных скважин" Связанным лидирующим индикатором является "Градиент истощенных скважин". Индекс истощенных скважин определяется делением числа истощенных скважин на сумму как истощенных, так и активных эксплуатационных скважин. Соотношение является поэтому безразмерным. Градиент истощенных скважин является нормализованной годовой скоростью изменения индекса истощенных скважин: . На Фиг.5А показана столбчатая диаграмма с примером сравнения по годам индекса истощенных скважин. Диаграмма также включает в себя линию, показывающую градиент истощенных скважин.

Вторым лидирующим индикатором является "Газовый фактор" (ГФ). Связанным лидирующим индикатором является "Градиент газового фактора", газовый фактор является соотношение газ/нефть при добыче: . Градиент газового фактора является скоростью изменения соотношения газ/нефть: . На Фиг.5B показана столбчатая диаграмма с примером сравнения по годам соотношения газ/нефть. Диаграмма также включает в себя линию, показывающую градиент газового фактора.

Третьим лидирующим индикатором является "Изменение давления в коллекторе". Изменение давления в коллекторе является объемным изменением средневзвешенного давления в коллекторе: . На Фиг.5C показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам изменения давления в коллекторе.

Четвертым лидирующим индикатором является "Темп падения добычи нефти". Связанным лидирующим индикатором является "Градиент темпа падения добычи нефти". Темп падения добычи нефти является нормализованным изменением в годовом объеме добычи нефти: . Градиент темпа падения добычи нефти является годовым изменением в темпе падения добычи нефти, или . На Фиг.5D показана столбчатая диаграмма с примером сравнения по годам темпа падения добычи нефти. Диаграмма также включает в себя линию, показывающую градиент темпа падения добычи нефти.

Пятым лидирующим индикатором является "Коэффициент заводнения". Связанным лидирующим индикатором является "Градиент коэффициента заводнения". Коэффициент заводнения определяется, как и является безразмерным. Градиент коэффициента заводнения является нормализованной годовой скоростью изменения коэффициента заводнения: .

На Фиг.5E показана столбчатая диаграмма с примером сравнения по годам коэффициента заводнения. Диаграмма также включает в себя линию показывающую градиент коэффициента заводнения.

Шестым лидирующим индикатором является "Обводненность". Связанным лидирующим индикатором является "Градиент обводненности". Обводненность является отношением объема воды к объему жидкости при добыче и поэтому безразмерна: . Градиент обводненности является нормализованной годовой скоростью изменения обводненности, или . На Фиг.5F показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам обводненности. Диаграмма также включает в себя линию, показывающую градиент обводненности.

2. Запаздывающие индикаторы

Ниже приведены примеры запаздывающих индикаторов, которые можно использовать в асимметричной оценке соответствия техническим требованиям коллектора. Первым запаздывающим индикатором являются "Средние дебиты по жидкости эксплуатационных скважин", которые включают в себя как "Дебит по нефти", так и "Дебит по воде". Дебит по нефти является темпом добычи нефти, отнесенным к числу скважин: (q₀)=ΔΝ_Ρ/365/число активных эксплуатационных скважин, bpd (нефтяной баррель, 159 л). Дебит по воде является темпом отбора воды, отнесенным к числу скважин: (q_w)=ΔW_P/365/Число активных эксплуатационных скважин, bpd (нефтяной баррель, 159 л). На Фиг.6А показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам дебита по нефти и дебита по воде.

Вторым запаздывающим индикатором является "Темп истощения". Первым типом темпа истощения является "Темп истощения прогнозной суммарной отдачи (EUR)", который равен ΔΝ_Ρ/EUR, и является безразмерным. Вторым типом темпа истощения является "Темп истощения подтвержденных запасов (1P)" и также является безразмерным: Темп истощения 1P=ΔΝ_Ρ/1P. На Фиг.6B показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам Темпа истощения прогнозной суммарной отдачи (EUR) и Темпа истощения 1P.

Третьим запаздывающим индикатором является "Состояние истощения". Первым типом состояния истощения является "Прогнозное Состояние истощения суммарной отдачи" и является безразмерным: (N_PDm)=N_p/EUR. Вторым типом состояния истощения является "Состояние истощения подвижных начальных запасов нефти в пласте (OIIP)" и является также безразмерным: (N_PDm)=N_p/N_M. Третьим типом состояния истощения является просто состояние истощения OIIP. На Фиг.6C показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам прогнозного состояния истощения суммарной отдачи, состояния истощения подвижного OIIP и состояния истощения OIIP.

Четвертым запаздывающим индикатором является "Безразмерная депрессия на пласт", безразмерная депрессия на пласт определяется делением медианной депрессии на пласт на медианную идеальную вертикальную депрессию на пласт, и является безразмерной: (ΔP_{dd (DM)} = ΔP_dd/ΔP_{dd (IV)})_М. На Фиг.6D показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам безразмерной депрессии на пласт.

Пятым запаздывающим индикатором является "Безразмерный индекс продуктивности". Безразмерный индекс продуктивности получают делением медианного индекса продуктивности (PI) на медианный идеальный вертикальный индекс продуктивности: (PI/PI_IV)_M. На Фиг.6E показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам безразмерного индекса продуктивности.

Шестым запаздывающим индикатором является "Безразмерный индекс приемистости". Безразмерный Индекс приемистости получают делением медианного индекса приемистости (II) на медианный идеальный вертикальный индекс приемистости: (II)_DM= (II/II_IV)_M. На Фиг.6F показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам безразмерного индекса приемистости.

Седьмым запаздывающим индикатором является "Дебит по газу". Дебит по газу является темпом добычи газа: (q_g)=AG_p/365, в mmsfcd млн.фут³ (28 тыс.м³/день). На Фиг.6G показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам дебита по газу.

Восьмым запаздывающим индикатором является "Дебит по жидкости". Первым типом дебита по жидкости является "Максимальная эффективная норма отбора", (MER), тыс.барр/д (159 м³/д), и является производительностью отбора из коллектора с превышением которой должно возникать значительное уменьшение расчетной суммарной отдачи. Вторым типом дебита по жидкости является "Дебит по нефти", который является темпом добычи нефти: (q_g)=ΔΝ_Ρ/365, тыс. барр/д (159 м³/д). Третьим типом дебита по жидкости является "Дебит по воде", который является темпом отбора воды: (q_w)=ΔW_p/365, тыс. барр/д (159 м³/д). На Фиг.6H показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам MER, дебита по нефти и дебита по воде.

Девятым запаздывающим индикатором является "Градиент давления". Градиент давления является медианным перепадом давления по расстоянию, например, результатом деления перепада давления между эксплуатационной скважиной и нагнетательной скважиной на расстояние, или Δр/L, фунт/дюйм²/фут.

Десятым запаздывающим индикатором является "Градиент индекса продуктивности". Градиент индекса продуктивности является изменением медианного индекса продуктивности в результате сжимания коллектора: I - (PI_M1/PI_MO), баррель/день/фунт/дюйм².

Одиннадцатым запаздывающим индикатором является "Ограничения по дебиту". Ограничения по дебиту представляют собой сумму потенциальных дебитов на устье скважин минус сумма ограниченных дебитов, тыс.барр/д (159м³/д). Вариации включают в себя безразмерные ограничения по дебиту, которые получают делением действующих ограничений на MSC, безразмерный.

Двенадцатым запаздывающим индикатором является "Коэффициент нефтеизвлечения". Первым типом коэффициента нефтеизвлечения является "Коэффициент нефтеотдачи": (ER)=EUR/N, безразмерный. Вторым типом коэффициента нефтеизвлечения является "Коэффициент нефтеотдачи подвижной нефти": (ERM)=EUR/NM, безразмерный. Третьим типом коэффициента нефтеизвлечения является теоретический максимальный коэффициент нефтеотдачи: (E_RT)=N_M/N, безразмерный.

Тринадцатым запаздывающим индикатором является "индекс передаточной способности". Индекс передаточной способности является произведением проницаемости на площадь сечения, разделенным на расстояние: kA/L, md-ft (миллидарси-фут).

Четырнадцатым запаздывающим индикатором является "Коэффициент компенсации отбора" (VRR). Первым типом коэффициента компенсации отбора является "Поверхностный коэффициент компенсации отбора", то есть VRR в условиях давления и температуры на поверхности: ΔW_i/(ΔΝ_Ρ+ΔW_P), безразмерный. Вторым типом коэффициента компенсации отбора является "Коэффициент компенсации отбора коллектора", то есть VRR в условиях давления и температуры коллектора: (ΔW_i×B_w)/((ΔΝ_Ρ×B₀)+(ΔW_P×B_w)), безразмерный. На Фиг.6I показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам коэффициента компенсации отбора на поверхности и коэффициента компенсации отбора коллектора.

3. Удельные показатели разработки

Первым удельным показателем разработки является "Коэффициент стоимости". Первым типом коэффициента стоимости является "коэффициент стоимости буровых работ", который является среднегодовым начальным темпом добычи нефти, разделенным на стоимость бурения и заканчивания, bpd/$ (барр (159 л)/день/долл. США). Вторым типом коэффициента стоимости является "Коэффициент стоимости капремонта", который является среднегодовым начальным темпом добычи нефти, разделенным на стоимость капремонта, bpd/$ (барр (159 л)/день/долл. США). На Фиг.7А показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам коэффициента стоимости буровых работ и коэффициент стоимости капремонта.

Вторым удельным показателем разработки является "коэффициент эффективности" (или коэффициент эффективности буровой установки). Первым типом коэффициента эффективности является "коэффициент эффективности бурения", который является среднегодовым начальным темпом добычи нефти, разделенным на число дней, требуемых для бурения и заканчивания скважины, bpd (барр (159 л)/д)/дни работы буровой установки. Вторым типом коэффициента эффективности является "Коэффициент эффективности капремонта", который является среднегодовым начальным рабочим дебитом по нефти, разделенным на число дней, требуемых для капремонта скважины, bpd (барр (159 л)/д)/дни работы буровой установки. На Фиг.7B показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам коэффициента эффективности бурения и коэффициента эффективности капремонта.

Третьим удельным показателем разработки является "Медианный контакт коллектора". Первый тип медианного контакта коллектора включает в себя эксплуатационные скважины, которые дают измерение медианного контакта с эксплуатационными скважинами в футах (305 мм). Первый тип медианного контакта коллектора включает в себя нагнетательные скважины, которые дают измерение медианного контакта нагнетательных скважин с коллектором в футах (305 мм). На Фиг.7C показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам медианного контакта коллектора, как эксплуатационных скважин, так и нагнетательных скважин.

4. Показатели рабочей нагрузки

Первым показателем рабочей нагрузки является профессиональная подготовка. Первым типом является документация или число документов, направляемых в сторонние организации для представления и/или публикации, сосчитанное за год. Вторым типом являются дни обучения или число таких дней, проведенных внутри компании или на курсах обучения третьей стороны, разделенные на общую численность профессионального персонала, подсчитанное за год. Третьим типом являются курсы обучения внутри компании, или число таких курсов внутри компании, подсчитанное за год. Четвертым типом являются курсы обучения третьей стороны, или число таких курсов, подсчитанное за год. На Фиг.8А показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам различных типов профессиональной подготовки.

Вторым показателем рабочей нагрузки является исследования. Первым типом являются краткосрочные, или текущие исследования (за исключением моделирования) продолжительностью меньше двенадцати месяцев, подсчитанное число за год. Вторым типом являются долгосрочные или текущие исследования (за исключением моделирования) продолжительностью больше двенадцати месяцев, подсчитанное число за год. Третьим типом является моделирование, или текущие исследования в виде численного моделирования, подсчитанное число за год. Четвертым типом является специальное тестирование, или текущие лабораторные/полевые испытания новых способов/технологий, подсчитанное число за год. На Фиг.8B показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам различных типов исследований.

Третьим показателем рабочей нагрузки является "Фонд скважин". Первым типом фонда скважин являются "новые скважины", то есть подсчитанное число новых скважин, построенных за год. Вторым типом фонда скважин являются "активные (горизонтальные/боковые стволы/наклонные отводы)", который дает среднее числом активных не вертикальных эксплуатационных скважин, работающих в году, подсчитанное число за год. Третьим типом фонда скважин является "общее число активных", которое является средним подсчитанным за год числом активных эксплуатационных скважин, работающих в году. На Фиг.8C показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам фонда скважин для каждой позиции, новых скважин, активных (горизонтальные/боковые стволы/наклонные отводы), и общего числа активных.

5. Система показателей бизнес плана

Первым показателем бизнес плана являются "темпы добычи по текучей среде". Первым типом темпа добычи по текучей среде является "темп добычи нефти", то есть прогнозный темп добычи нефти на пятилетний цикл бизнес планирования, тыс.барр/д (159м³/д). Вторым типом дебита по текучей среде является "темп отбора воды", то есть прогнозный темп отбора воды на пятилетний цикл бизнес планирования, тыс.барр/д (159м³/д). Третьим типом дебита по текучей среде является "обводненность", то есть прогнозная обводненность на пятилетний цикл бизнес планирования, тыс.барр/д (159м³/д). На Фиг.9А показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам темпа добычи по текучим средам для каждой следующей позиции: темпа добычи нефти, темпа отбора воды, и обводненности.

Первым показателем бизнес плана является "требования по бурению эксплуатационных скважин". Первой позицией требований по бурению эксплуатационных скважин является "новые скважины", или общее количество эксплуатационных скважин, требуемое для обеспечения прогнозного темпа добычи нефти, подсчитанное за год. Второй позицией требований по бурению эксплуатационных скважин является "боковые стволы", или общее количество боковых стволов от существующих эксплуатационных скважин для обеспечения прогнозного темпа добычи нефти, подсчитанное за год. На Фиг.9B показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам требований по бурению эксплуатационных скважин, как новых скважин, так и боковых стволов.

6. Сверхплановые цели

Первой позицией сверхплановых целей являются "компоненты". Первой позицией компонентов сверхплановых целей является "статистическая": показатели работы за последние пять лет учитывают в перспективном планировании. Второй позицией является "прогнозная": прогноз на пять лет бизнес плана, учитывающий имеющуюся скорость реализации новых технологий и передового опыта. Третьей позицией является "цель": прогноз на пять лет с учетом 10% ускорения в реализации новых технологий и передового опыта.

Второй позицией сверхплановых целей является "стоимость развития производства". Стоимость развития производства является результатом деления стоимости бурения и заканчивания скважин на общую стоимость, $/bpd (долл. США/барр (159 л)/д). На Фиг.10А показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам и прогнозов стоимости развития производства, в частности, статистика, прогноз и цель.

Третьей позицией сверхплановых целей является "Коэффициент компенсации отбора" (VRR). Одним видом является VRR на поверхности, то есть VRR в условиях на поверхности: ΔW_i/ (ΔΝ_Ρ+ΔW_P), безразмерный. На Фиг.10B показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам и прогнозов коэффициент компенсации отбора на поверхности, в частности, статистика, прогноз и цель.

Четвертой позицией сверхплановых целей является "Обводненность". Обводненность является соотношением произведенного объема воды к объему жидкости: ΔW_P/ (ΔΝ_Ρ+ΔW_P), безразмерный. На Фиг.10C показана столбчатая диаграмма примера сравнения по годам и прогнозы обводненности, в частности статистика, прогноз и цель.

7. Интегративная система показателей

В асимметричной оценке соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™) интегрируют большой массив информации; вместе с тем, успех оценки в получении оптимальных решений основан на возможности отфильтровывания не критичных параметров и выявления фундаментальных областей коллектора с низкими показателями работы. Указанное достигается благодаря системе показателей, называемых "интегративной системой показателей", Интегративная система показателей (также называемая "специальной системой показателей") включает в себя:

1) Рейтинг управления разработкой коллектора, (RMRTM);

2) Индекс прибыльности добычи, (PGI^ТМ); и

3) Индикатор снижения нефтеотдачи, (RDI^TM).

Интегративная система показателей обеспечивает численную оценку критических параметров работы коллектора, которая, в свою очередь, становится основой сплошной проверки для планирования и реализации оптимальных решений. Как пример, коллектор, который получает низкую оценку RDI^TM вследствие того факта, что его проектной нефтеотдачей неправильно управляют. Конкретный случай: коллектор, который истощается без поддержания давления или использования вторичных способов добычи должен иметь низкий количественный показатель RDI^TM. Мероприятия по устранению недостатков должны учитывать вторичную добычу (например, заводнение). Интегративная система показателей должна быстро указывать данное направление. В результате, правильное применение асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™) должно давать в результате увеличенную нефтеотдачу и темпы добычи, обеспечивая превосходное использование капитала.

а. Рейтинг управления разработкой коллектора (RMRTM)

RMR^TM является структурированным подходом к оценке качества разработки коллектора, используемой в добыче углеводородов из конкретного коллектора. Подход включает в себя использование и анализ уникальной системы показателей, индексов и результатов измерений качества, относящихся к физическому состоянию коллектора, расположению и эксплуатации скважин (например, эксплуатационных скважин и нагнетательных скважин), и управлению разработкой коллектора (т.е. долгосрочное плановое управления добычей и нефтеотдачей). Подробное описание RMR^TM дано в заявке U.S. Provisional Application No. 61/154,503, зарегистрирована 23 февраля 2009 г. Под названием "METHOD OF ASSESSING THE QUALITY OF RESERVOIR MANAGEMENT", включено в данный документ в виде ссылки.

Для реализации RMR^TM месторождение оценивают и рассматривают (дают численную оценку) по шести категориям с использованием системы буквенных оценок (А, B, C и D). [См. таблицу 2 ниже]. Буквенная оценка, присвоенная управлению разработкой коллектора, дает средство быстрого измерения для вынесения решения о возможности увеличения добычи и запасов нефти.

Шесть категорий и их определения являются следующими:

Схема управления разработкой коллектора: Технические расчеты извлечения запасов и темпа отбора (т.е. Проект разработки) согласно лучшей в своем классе практике управления разработкой коллектора.

Повышение стоимости запасов: Выполняют переработку проекта разработки для обеспечения максимального извлечения запасов (т.е. Проект разработки полного цикла).

План разработки и эксплуатации месторождения: Оценка текущего расчета извлечения и проекта разработки для выполнения требуемых показателей работы.

Обследование и мониторинг коллектора: создание комплексного плана измерения и оценки критических параметров коллектора для обеспечения максимально эффективной нефтеотдачи и оптимальных показателей работы коллектора.

Применение технологии: использование самой подходящей имеющейся технологии.

Управление использованием знаний: Выведение на нужный уровень соответствия техническим требованиям работников компании для достижения положительных результатов.

Шесть категорий можно оценивать согласно следующим критериям:

Схема управления разработкой коллектора

Имеются ли схема управления разработкой коллектора? Включают ли в себя схема принципы управления разработкой коллектора? Правильно ли применяются принципы?

Повышение стоимости запасов

Проверено ли определение компонентов запасов? Идентифицированы ли риски получения и повышения запасов? Подготовлены ли планы ликвидации аварий?

План разработки и эксплуатации месторождения.

Достигнуты ли поставленные планом цели?

Обследование и мониторинг коллектора

Удовлетворительно ли работают программы обследования (отслеживают ли нужные параметры надлежащим образом)?

Применение технологии

Реализованы ли приемлемые технологии для достижения целей схемы нефтеизвлечения? Какова готовность рассматривать и применять современные альтернативные технологии?

Управление использованием знаний

Имеются ли готовые системы для приема, коррелирования и передачи информации, критичной для выполнения миссии?

ОПРЕДЕЛЕНИЯ АББРЕВИАТУР ДЛЯ СИСТЕМЫ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РЕЙТИНГА УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ КОЛЛЕКТОРА, (RMRTM)

Ниже приведен перечень определений аббревиатур, использованных для системы показателей, использованных для RMRTM:

CTI: Индекс технологии заканчивания

DEI: Индекс эффективности вытеснения

DM1: Индекс управления депрессией на пласт

DPRI: Индекс риска способа вытеснения

DR: Риск вытеснения

DTI: Индекс технологии бурения

EUR: Расчетная суммарная добыча

FDI: Индекс истощения месторождения

FPDI: Индекс снижения продуктивности месторождения

GC: Сложность геологического строения

GMI: Индекс управления по газу

KMI: Индекс управления использованием знаний

OVI: Индекс подтверждения OIIP (начальный запас нефти в пласте)/GIIP (начальный запас газа в пласте)

PI: Индекс добычи

PMI: Индекс управления давлением

PPAI: Индекс выполнения плана добычи

PSI: Индекс осуществимости полки добычи

RDI: Индикатор снижения отдачи

RDTI: Индекс для оптимизационной технологии динамической интерпретации коллектора

RMF: Фактор управления рисками

RMI: Индекс снижения рисков (RMI)

RVI: Индекс подтверждения запасов

SEI: Индекс охвата заводнением

SPDI: Индекс дизайна плана обследования

SPII: Индекс реализации плана обследования

STI: Индекс технологии моделирования

VAG: Величина усиления

VAR: Величина риска

WMI: Индекс управления по воде

WRDI: Индекс Дебит скважины/Депрессия на пласт

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА

Количественная оценка дается с использованием следующих весовых коэффициентов:

Категории	Весовой коэффициент, %
Схема управления разработкой коллектора	25
Повышение стоимости запасов	25
План разработки и эксплуатации месторождения	20
Обследование коллектора	10
Применение технологии	15
Управление использованием знаний	5
ВСЕГО	100%

Приведенные выше весовые коэффициенты используют для генерирования матрицы рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM), в которой идентифицируют подкатегории использованной системы показателей для оценки соответствия техническим требованиям разработки коллектора в различных категориях. Систему показателей, в свою очередь, используют для генерирования количественных показателей. Матрица рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM) показана ниже в Таблице 1.

Таблица 1
Матрица рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM)
Категория	Схема управления разработкой коллектора (25%)	Повышение стоимости запасов (25%)	План разработки и эксплуатации Месторождения (20%)	Обследование Коллектора (10%)	Применение технологии (15%)
Подкатегории	Техническое решение по отбору	Подтверждение OIIP (начальный запас нефти в пласте)/GIIP (начальный запас газа в пласте)	Выполнение плана добычи	Техническое решение комплексного плана	Технология бурения
	Темп истощения место рождения	Охват заводнением	Продуктивность месторождения	реализация комплексного плана	Технология заканчивания
	Дебит скважины/депрессия на пласт	Эффективность вытеснения	Управление давлением		Технология моделирования
	Риск способа вытеснения	Подтверждение запасов	Управление по газу		Технология динамической интерпретации коллектора
	Осуществимость полки добычи	Снижение рисков	Управление по воде
		Управление депрессией на пласт
УПРАВЛЕНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗНАНИЙ (5%)

Шкала баллов для оценки управления разработкой коллектора согласно RMR^TM показана ниже в Таблице 2.

Таблица 2
Количественная оценка
оценка	рейтинг-информация о качественных требованиях	соответствующие очки в вычислительном анализе
А	****	86-100
В	***	76-85
С	**	61-75
D	*	60 или меньше

Схема управления разработкой коллектора

Схема управления разработкой коллектора имеет взвешенное значение 25% от общего рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM). Важными позициями являются: 1) имеются ли схема управления разработкой коллектора, 2) включают ли в себя схема принципы управления разработкой коллектора и 3) правильно ли применяются принципы. Как показано выше в Таблице 1, схема управления разработкой коллектора включает в себя пять подкатегорий равного весового значения по отношению друг к другу.

Подкатегории (равного весового значения):

1. Схема отбора

2. Темп истощения месторождения

3. Дебит скважины/депрессия на пласт

4. Риск способа вытеснения

5. Осуществимость полки добычи

Определение каждой из указанных выше подкатегорий, относящихся к схеме управления разработкой коллектора, должно быть описано более подробно.

Схема отбора

Показателем для схемы отбора является индикатор снижения отдачи (RDI^TM). Более подробное описание RDI^TM дано в заявке U.S. Provisional Application Number 61/101,008, зарегистрирована 29 сентября 2008 г. под названием "ASSESSING PETROLEUM RESERVOIR RESERVES AND POTENTIAL FOR INCREASE", включено в данный документ в виде ссылки. RDI^TM устанавливают или определяют следующим образом:

RDI^TM=RE/IRE*100

где RE проектный коэффициент нефтеизвлечения для текущего способа отбора

IRE (идеальный RE)=E_A*E_I*E_D=1*1*E_D=E_D

где E_A=доля площади порового объема с возможностью заводнения, охваченная вытесняющей текучей средой, идеальный случай предполагает охват 100%.

E_I=доля порового объема с возможностью заводнения по мощности пласта, охваченная вытесняющей текучей средой, идеальный случай предполагает охват 100%.

E_D=доля перемещающейся нефти (S_O-S_OR)/S_O

Темп истощения месторождения

Показателем для темпа истощения месторождения является индекс истощения месторождения (FDI). Индекс истощения месторождения устанавливают или определяют следующим образом:

FDI=(годовая добыча/EUR)*RMF*100

где EUR=Расчетная суммарная добыча, нефтяных баррелей (159 л)

RMF=Фактор управления рисками (определяется в следующих таблицах)

Таблица 3
Сложность геологического строения (GC)
Переменная	Степень	Результат
Петрофизическая изменчивость	Высокая = 0 Средняя = 1 Низкая = 2	0-2
стратификация	Высокая = 0 Средняя = 1 Низкая = 2	0-2
Дизъюнктивное нарушение	Высокая = 0 Средняя = 1 Низкая = 2	0-2
Сдвиг	Высокая = 0 Средняя = 1 Низкая = 2	0-2
	Всего	0-8

Таблица 4
Определение фактора управления рисками (RMFD)
Переменная	Количественный показатель	Результат
Геологическая сложность	GC/8*20	0-20
Газовая шапка	(1-газовая фракция НС объем)*20	0-20
Состав текучей среды	Однородный = 20 сложный = 0	0-20
Коэффициент подвижности	-15*Log (M)+10	0-20
	Всего	0-80
* коэффициент подвижности

Таблица 5
Фактор управления рисками (RMF)
Оценка риска	RMFD	Результат
Низкий	60-80	1
Средний	40-60	1,5
Высокий	0-40	2

Таблица 6
Индекс истощения месторождения (FDI)
FDI %	Количественный показатель
<2	85
2-5	95
6-10	75
>10	60

Дебит скважины/Депрессия на пласт

Показателем для дебита скважины/депрессии на пласт является индекс дебита скважины/депрессии на пласт (WRDI), который можно определить согласно факторам, перечисленным в Таблице 7.

Таблица 7
Индекс Дебита скважины/Депрессии на пласт (WRDI)
Критические вопросы	Количественный показатель
Использовались ли аналоги для разработки нормативов для депрессии на пласт и дебита индивидуальных скважин?	0-30
Использовались ли эмпирические вычисления для разработки нормативов для депрессии на пласт и дебита индивидуальных скважин?	0-30
Использовались ли исследования на моделях для разработки нормативов для депрессии на пласт и дебита индивидуальных скважин?	0-40
WRDI	0-100

Риск способа вытеснения

Показателем для Риска способа вытеснения является индекс риска способа вытеснения (DPRI), который установлен или определен ниже. (Условие: ЕСЛИ риск убытков добычи запасов 2Р не определен, ТОГДА присваиваем "60" данной подкатегории и переходим к следующей подкатегории).

DPRI*DR*Q*100

где DP = Риск вытеснения = (2P-V_AR_current)/2P

2P - Подтвержденные+Вероятные Запасы, нефтяных баррелей (159 л)

V_AR_current = объем запасов 2Р с риском при имеющемся механизме добычи, нефтяных баррелей (159 л)

Q = Качество анализа измеряет качество анализа 2P и VAR (см. таблицу 8)

Таблица 8
Качество анализа
анализ	Q
отлично	0,9-1,0
выше среднего	0,8-0,9
среднее	0,6-0,8
неудовлетворительное	<0,6

Осуществимость полки добычи

Показателем для Осуществимости полки добычи является индекс осуществимости полки добычи (PSI), который устанавливается или определяется ниже, и показан в Таблице 9. (Условие: ЕСЛИ проект разработки месторождения не предусматривает поддержание постоянной полки добычи, ТОГДА присваиваем "60" данной подкатегории и переходим к следующей подкатегории).

PSI = % EUR при вступлении процесса падения добычи * RMF

где

вступление процесса падения добычи = точка на которой никакие дополнительные мероприятия (например, бурение новых скважин или капремонты) не могут остановить естественное падение при текущем способе вытеснения.

RMF (См. Темп истощения месторождения для определения величины).

Таблица 9
Индекс осуществимости полки добычи (PSI)
% EUR при вступлении процесса падения добычи * RMF	Количественный показатель
>50	95
40-50	85
30-40	75
<30	60

Повышение стоимости запасов

Повышение стоимости запасов имеет взвешенное значение 25% от общего рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM), важными позициями являются 1) утверждено ли определение компонентов запасов, 2) идентифицированы ли риски получения и повышения стоимости запасов и 3) подготовлен ли план ликвидации аварий. Как указано в Таблице 1 выше, повышение стоимости запасов включает в себя пять подкатегорий, с равным взвешенным значением относительно друг друга.

Подкатегории (равного взвешенного значения) являются следующими:

1. Подтверждение OIIP (начальный запас нефти в пласте)/GIIP (начальный запас газа в пласте)

2. Охват заводнением

3. Эффективность вытеснения

4. Подтверждение запасов

5. Снижение рисков

Определение каждой из приведенных выше подкатегорий, связанное с повышением стоимости запасов, описано более подробно ниже.

Подтверждение OIIP (начальный запас нефти в пласте)/GIIP (начальный запас газа в пласте)

Показателем для подтверждения OIIP/GIIP является индекс подтверждения OIIP/GIIP (OVI). OVI определяется согласно следующим критериям, указанным в Таблице 10.

Таблица 10
Определение OVI
Критический вопрос	Результат	Диапазон
Какой является геологическая сложность?	GC/8*20	0-20
Каким является качество геологической/петрофизической модели?	Нет = 0 Отлично = 20	0-20
Каким является качество исследований по оценке критических параметров каротажных диаграмм?	Нет = 0 Отлично = 20	0-20
Каким является качество исследований/программ по подтверждению рентабельности продуктивной толщи, оконтуриванию месторождения, Swc и т.д.	Нет = 0 Отлично = 20	0-20
Каким является качество комплексного изучения OIIP/GIIP, включающего в себя петрофизические, геологические и геофизические данные	Нет = 0 Отлично = 20	0-20
	OVI	0-100

где

Сложность геологического строения (GC)
Переменная	Степень	Результат
Петрофизическая изменчивость	Высокая = 0 Средняя = 1 Низкая = 2	0-2
стратификация	Высокая = 0 Средняя = 1 Низкая = 2	0-2
Дизъюнктивное нарушение	Высокая = 0 Средняя = 1 Низкая = 2	0-2
Сдвиг	Высокая = 0 Средняя = 1 Низкая = 2	0-2
	Всего	0-8

Эффективность охвата заводнением

Показателем для эффективности охвата заводнением является индекс охвата заводнением (SEI). Индекс охвата заводнением устанавливают или определяют следующим образом (Условие: ЕСЛИ коллектор истощен или испытывает обжатие, тогда присваивают "НЕТ ДАННЫХ" данной подкатегории и переходят к следующей подкатегории):

Индекс охвата заводнением (SEI)=E_A*E_I*100

Где E_A = доля доля площади порового объема с возможностью к заводнения, охваченная вытесняющей текучей средой по текущему плану,

Ei = доля порового объема с возможностью к заводнения по мощности пласта, охваченная вытесняющей текучей средой по текущему плану.

Эффективность вытеснения

Показателем для эффективности вытеснения является индекс эффективности вытеснения (DEI). Индекс эффективности вытеснения устанавливают или определяют, как показано в Таблице 11. (Условие: ЕСЛИ коллектор истощен или испытывает обжатие, тогда присваивают "НЕТ ДАННЫХ" данной подкатегории и переходят к следующей подкатегории).

Таблица 11
Индекс эффективности вытеснения (DEI)
Критические вопросы	Количественный показатель
Каким является качество лабораторных экспериментов для подтверждения эффективности вытеснения (ED)?	Нет = 0 Отлично = 30
Каким является качество опытных работ в поле для подтверждения эффективности вытеснения (ED)?	Нет = 0 Отлично = 30
Каким является качество анализа лабораторных экспериментов и опытных работ в поле для подтверждения эффективности вытеснения (ED)?	Нет = 0 Отлично = 40
DEI	0-100

Подтверждение запасов

Показателем для подтверждения запасов является индекс подтверждения запасов (RVI). Индекс подтверждения запасов устанавливают или определяют, как показано в Таблице 12.

Таблица 12
Определение RVI
Критические вопросы	Результат	Количественный показатель
Каким является качество полевых и лабораторных данных обоснования запасов 2Р	Нет = 0 Отлично = 20	0-20
Каким является качество полевых данных показателей работ для обоснования запасов 2Р	Нет = 0 Отлично = 30	0-30
Какой является величина VAR (т.е. риска убытков) в связи с определенными запасами 2Р	Нет = 0 Отлично = 20	0-20
Какой является величина VAG (т.е. возможность повышения цены) в связи с определенными запасами 2Р	Нет = 0 Отлично = 10	0-10
Каким является качество комплексных исследований лабораторных данных, петрофизики и геологии и IOR/EOR обоснования запасов 2Р	Нет = 0 Отлично = 20	0-20
RVI	0-100

где:

VAR = объем запасов 2P при риске, создаваемом имеющимся механизмом добычи,

VAG = объем увеличения запасов 2P, которые можно извлечь в результате применения улучшенной схемы управления разработкой коллектора.

Снижение рисков

Показателем для Снижение рисков является индекс снижения рисков (RMI). Индекс снижения рисков устанавливают или определяют, как показано в Таблице 13.

Таблица 13
Индекс снижения рисков (RMI)
Критические вопросы	Количественный показатель
Насколько правильно идентифицированы и классифицированы ключевые неопределенности коллектора	(0-10)*3
Насколько правильно идентифицированы ведущие индикаторы или указатели по результатам порождающим пессимизм	(0-10)*1,5
Насколько хорошо подготовлены планы по устранения недостатков, порождающих пессимизм	(0-10)*1,5
Насколько правильно идентифицированы ведущие индикаторы или указатели по результатам, внушающим оптимизм	(0-10)*1,5
Насколько хорошо подготовлены планы по использованию результатов, внушающих оптимизм	(0-10)*1,5
Насколько хорошо извлечение уроков, и передовые методики отражены в технических решениях	(0-10)*1,0
RMI	0-100

На Фиг.1 на графике показано, как общие нефтяные запасы коллектора можно увеличивать, снижая риски в результате реализации RMRTM.

План разработки и эксплуатации

План разработки и эксплуатации имеет взвешенное значение 20% от общего рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM). Важным вопросом является, решаются ли требуемые задачи проекта и достигаются ли цели эксплуатации. Как показано в Таблице 1, приведенной выше, план разработки и эксплуатации включает в себя шесть подкатегорий, с равным взвешенным значением относительно друг друга.

Подкатегории (с равными взвешенными значениями):

1. Выполнение плана добычи

2. Продуктивность месторождения

3. Управление давлением

4. Управление по газу

5. Управление по воде

6. Управление дебитом скважин/депрессией на пласт

Определение каждой из приведенные выше подкатегорий, относящихся к плану разработки и эксплуатации, описано более подробно ниже.

Выполнение плана добычи

Показателем для выполнения плана добычи является индекс выполнения плана добычи (PPAI). Индекс выполнения плана добычи устанавливают или определяют следующим способом, дополнительно показанным в Таблице 14.

PPAI = Вариантность_{1 год} + Вариантность_{5 лет}

где

Вариантность_год=|(ΔNp_факт-ΔNp_план)/ΔNp_план|*100, для периодов 1 год и 5 лет.

Таблица 14
Индекс выполнения плана добычи (PPAI)
PPAI %	Количественный показатель
<10	95
11-20	85
21-30	75
>30	60

Продуктивность месторождения

Показателем продуктивности месторождения является индекс снижения продуктивности месторождения (FPDI). Индекс снижения продуктивности месторождения устанавливают или определяют следующим образом.

FPDI = (Σ J_факт/Σ J_план)*100, Максимум = 100

где

J = Индекс добычи (PI)

J_план = достижимый индекс добычи месторождения в условиях применяемых технологий и при текущих экономических условиях.

Управление давлением

Показателем для Управления давлением является индекс управления давлением (PMI). Индекс управления давлением устанавливают или определяют следующим образом (Условие: ЕСЛИ коллектор находится в начальном переходном периоде, ТОГДА присваиваем "НЕТ ДАННЫХ" данной подкатегории и переходим к следующей подкатегории):

PMI = (Давление в коллекторе_факт/Давление в коллекторе_план)*100, Максимум = 100

Управление по газу

Показателем для Управления по газу является индекс управления по газу (GMI). Индекс управления по газу устанавливают или определяют, как показано в Таблице 15. (Условие: ЕСЛИ нет газовой шапки или нагнетания газа, ТОГДА присваиваем "НЕТ ДАННЫХ" данной подкатегории и переходим к следующей подкатегории).

Таблица 15
Индекс управления по газу (GMI)
Критические вопросы	Количественный показатель
Каким является скорость изменения (ROC) газового фактора (ГФ) добычи?	(1-ROC)*30 Минимум = 0
Какой является доля скважин, эксплуатируемых на уровне газосодержания пластовой нефти или ниже?	Доля * 30
Какой является доля скважин, закрытых вследствие высокого ГФ?	(1-10 * доля)*40
GMI	0-100

где:

Скорость изменения (ROB)= (GOR_конец-GOR_старт)/GOR_старт

Управление по воде

Показателем для Управления по воде является индекс управления по воде (WMI). Индекс управления по воде устанавливают или определяют следующим образом.

WMI=(1-ROC_факт)*100, Максимум = 100, Минимум = 0

где:

ROC=(WC_конец-WC_старт)/WC_старт

WC_конец = измеренная средняя обводненность на конец года

C_старт = измеренная средняя обводненность на начало года

Управление дебитом скважин/депрессией на пласт

Показателем для управления дебитом скважин/депрессией на пласт (или управление депрессией на пласт) является индекс управления депрессией на пласт (DMI). Индекс управления депрессией на пласт is устанавливается или определяется, как показано в Таблице 16.

Таблица 16
Индекс управления депрессией на пласт (DMI)
Критические вопросы	Количественный показатель
% скважин, работающих с депрессией на пласт дебитами в пределах 10% проектного лимита	0-100
DMI	0-100

Обследование коллектора

Категория обследование коллектора имеет взвешенное значение 10% от общего рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM). Важным вопросом является адекватность программы обследования (отслеживание нужных параметров надлежащим способом в нужное время). К показано в Таблице 1, приведенной выше, обследование коллектора включает в себя две подкатегорий с равным взвешенным значением относительно друг друга

Подкатегории (с равным взвешенным значением):

1. Разработка комплексного плана

2. Реализация комплексного плана

Определение каждой из приведенные выше подкатегорий, связанной с обследованием коллектора, описано более подробно ниже.

Разработка комплексного плана

Показателем для разработки комплексного плана является индекс разработки плана обследования (SPDI). Индекс разработки плана обследования устанавливают или определяют, как показано в Таблице 17.

Таблица 17
Индекс разработки плана обследования (SPDI)
Критические вопросы	Количественный показатель
Имеется ли задокументированный комплексный план обследования?	Да = 100 Нет = 0
Учтены ли физические процессы в коллекторе на всех уровнях в дизайне плана?	Да = 100 Нет = 0
Учтены ли возможности сооружений и организации в разработке плана?	Да = 100 Нет = 0
Выполнен ли анализ стоимости-эффективности как часть разработки плана обследования для уменьшения и оптимизации неопределенности планов разработки и эксплуатации?	Да = 100 Нет = 0
Идентифицированы ли ключевые скважины для измерений давления и насыщения и определена ли частота выполнения измерений?	Да = 100 Нет = 0
Определены ли планом способ (способы) и частота выполнения измерений дебитов добычи и нагнетания?	Да = 100 Нет = 0
Интегрировано ли проведение ДОТ и петрофизических измерений в план (включает в себя отбор керна и специальный каротаж)?	Да = 100 Нет = 0
Учитывает ли план испытания и применение новых технологий обследования?	Да = 100 Нет = 0
SPDI	(0-800)/8

Реализация комплексного плана

Показателем для реализации комплексного плана является индекс реализации плана обследования (SPII). Индекс реализации плана обследования устанавливают или определяют, как показано в Таблице 18.

Таблица 18
Индекс реализации плана обследования (SPII)
Критические вопросы	Количественный показатель
Обновляется ли ежегодно комплексный план обследования?	Да = 100 Нет = 0
Принят ли план организацией, включая операции?	Да = 100 Нет = 0
Какой процент скважин, предусмотренных планом, используют?	процент
Какой процент отбора керна и специального каротажа предусмотрен в задачах плана перед принятием?	процент
Какой процент предусмотренных планом измерений дебитов добычи и нагнетания выполняется?	процент
Какой процент данных эффективно использует организация?	процент
SPII	(0-600)/6

Применение технологии

Категория Применение технологии имеет взвешенное значение 15% от общего рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM). Важными вопросами являются 1) реализуются ли самые подходящие технологии для достижения проектных целей по отбору и 2) насколько готов владелец коллектора или директор принимать современные или альтернативные подходящие технологии. Как показано в Таблице 1, приведенной выше, категория применение технологии включает в себя четыре подкатегории с равным взвешенным значением относительно друг друга.

Подкатегории (с равным взвешенным значением):

1. Технология бурения

2. Технология заканчивания

3. Технология моделирования

4. Оптимизационная технология динамической интерпретации коллектора

Определение каждой из приведенных выше подкатегорий, связанных с применение технологии, описано более подробно ниже.

Технология бурения

Показателем для технологии бурения является индекс технологии бурения (DTI).

Индекс технологии бурения устанавливают или определяют, как показано в Таблице 19.

Таблица 19
Индекс технологии бурения (DTI)
Критические вопросы	Результат	Количественный показатель
Проводилась ли оценка альтернативных технологий бурения в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 20	0-20
Проводилось ли полевое испытание альтернативных технологий бурения в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 40	0-40
Проводилось ли развертывание альтернативных технологий бурения в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 40	0-40
	DTI	0-100

Технология заканчивания

Показателем для Технологии заканчивания является индекс технологии заканчивания (CTI). Индекс технологии заканчивания устанавливают или определяют, как показано в Таблице 20.

Таблица 20
Индекс технологии заканчивания (CTI)
Критические вопросы	Результат	Количественный показатель
Проводилась ли оценка альтернативных технологий заканчивания в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 20	0-20
Проводилось ли полевое испытание альтернативных технологий заканчивания в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 40	0-40
Проводилось ли развертывание альтернативных технологий заканчивания в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 40	0-40
	CTI	0-100

Технология моделирования

Показателем для технологии моделирования является индекс технологии моделирования (STI). Индекс технологии моделирования устанавливают или определяют, как показано в Таблице 21.

Таблица 21
Индекс технологии моделирования (STI)
Критические вопросы	Результат	Количественный показатель
Проводилась ли оценка альтернативных технологий моделирования в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 20	0-20
Проводилось ли полевое испытание альтернативных технологий моделирования в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 40	0-40
Проводилось ли развертывание альтернативных технологий моделирования в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 40	0-40
	STI	0-100

Оптимизационная технология динамической интерпретации коллектора

Показателем для оптимизационной технологии динамической интерпретации коллектора является индекс для оптимизационной технологии динамической интерпретации коллектора (RDTI). Индекс для оптимизационной технологии динамической интерпретации коллектора устанавливают или определяют, как показано в Таблице 22.

Таблица 22
Индекс для оптимизационной технологии динамической интерпретации коллектора (RDTI)
Критические вопросы	Результат	Количественный показатель
Проводилась ли оценка альтернативных оптимизационных технологий динамической интерпретации коллектора в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 20	0-20
Проводилось ли полевое испытание альтернативных оптимизационных технологий динамической интерпретации коллектора в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 40	0-40
Проводилось ли полевое испытание альтернативных оптимизационных технологий динамической интерпретации коллектора в последние 3 года?	Нет = 0 Да = 40	0-40
	RDTI	0-100

где

Оптимизационная технология динамической интерпретации коллектора включает в себя технологии оценки пласта и характеризации коллектора, прогнозирования, обследования и тестирования.

Управление использованием знаний

Категория управления использованием знаний имеет взвешенное значение 5% от общего Рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM). Важными вопросами являются: 1) каковы обязательства организации по инициативам обмена знаниями, 2) являются ли данные по качеству полными, единообразными и согласованными, поддерживающими целостность и исключающими дублирование, 3) имеет ли владелец или директор доступ к виртуальной среде сотрудничества и насколько использует доступ, и 4) имеет ли владелец или директор доступ к суточным, месячным или ежегодным рапортам, важным для вашей работы.

Показателем для управления использованием знаний является индекс управления использованием знаний (KMI), который определяют или устанавливают, как показано в Таблице 23.

Таблица 23
Индекс управления использованием знаний (KMI)
Критический учет	Результат	Количественный показатель
Осведомленность. Знание того, что и как документировать и соответствующего доступа к базам данных и т.д. Источники данных доступны и удобны в обращении.	(1-100) *0,20	0,2-20
Режим. Технологические процессы являются многоплановыми, интерактивными, совместными и компьютерно-управляемыми. Планы управления данными имеются и соблюдаются. Сбор данных в режиме реального времени и их наличие.	(1-100) *0,20	0,2-20
Выходные данные Создание баз данных, технических документов, отчетов по извлечению уроков, документации по передовому опыту и т.д. Несопоставимые источники данных интегрируются целенаправленно. Тренды и отклонения от нормы идентифицируются и предупреждаются.	(1-100) *0,30	0,3-20
Результаты Критическое ноу-хау сохраняется и распространяется в компании. КМ воздействует на ключевые индикаторы работы организации, такие как уменьшение времени технологических циклов, улучшение соотношения капитальные затраты/эксплуатационные расходы и повышение качества.	(1-100) *0,30	0,3-20
	KMI	1-100

В целом или по частям способ RMR^TM можно реализовать с использованием обычной компьютерной системы, содержащей один или несколько процессоров, энергозависимое запоминающее устройство, энергонезависимое запоминающее устройства или систему запоминающих устройств, и одно или несколько устройств ввода-вывода данных. Пример компьютерной системы 400 рассмотрен выше и показан на Фиг.4.

Согласно одному варианту осуществления для реализации рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM) способ оценки качества разработки коллектора при добыче нефти из коллектора включает в себя: 1) установление системы показателей для управления разработкой коллектора для каждой из следующих категорий: а) схема управления разработкой коллектора, б) повышение стоимости запасов, в) план разработки и эксплуатации, г) обследование коллектора и мониторинг, д) применение технологии и е) управление использованием знаний; 2) весовую обработку данных системы показателей для управления разработкой коллектора согласно принадлежности к категориям; 3) получение данных, относящихся к системе показателей для управления разработкой коллектора, причем по меньшей мере некоторые из данных вырабатываются по меньшей мере с помощью одного из следующего: (I) измерения физических свойств одной или нескольких действующих эксплуатационных нефтяных скважин и/или нагнетательных скважин коллектора, (II) отбора и анализа одного или нескольких образцов керна из коллектора, или (III) установление взаимоотношения между данными одного или нескольких различных видов по позициям (I) или (II); 4) генерирование системы показателей для управления разработкой коллектора по данным; и 5) определения рейтинга управления разработкой для нефтяного коллектора на основе системы показателей для управления разработкой коллектора, причем рейтинг управления разработкой коллектора относится по меньшей мере к одному из следующего: добыче или отбору нефти из коллектора.

б. Индекс прибыльности добычи^ТМ

Индекс прибыльности добычи™ (PGI^ТМ) является новым лидирующим индикатором и показателем для быстрой оценки потенциала для увеличения продуктивности эксплуатируемого нефтяного коллектора. Подробное описание PGI^ТМ дано в заявке U.S. Provisional Application N61/101,024, зарегистрирована 28 сентября 2008 г. под названием "ASSESSING PETROLEUM RESERVOIR PRODUCTION RATE THROUGH PRODUCTION GAIN INDEX", включено в данный документ в виде ссылки.

Индекс прибыльности добычи для нефтяного коллектора определяют, как:

Связанный индекс, глобальный индекс продуктивности (GPI^ТМ), определяют, как:

где ΣΔq_A=чистое фактическое увеличение добычи, stbpd (стандартный баррель/день (159 л/д);

Σq_old=сумма текущих добитов нефти для существующих эксплуатационных скважин, stbpd (стандартный баррель/день (159 л/д);

ΣJ_new - сумма индексов продуктивности всех эксплуатационных скважин после проектного развертывания, stbpd (стандартный баррель/день (159 л/д)/день/фунт/дюйм² (6,9 кПа);

ΣJ_old=сумма индексов продуктивности всех эксплуатационных скважин до проектного развертывания, (стандартный баррель/день (159 л/д)/день/фунт/дюйм² (6,9 кПа); и

С_{Е -} Коэффициент интерференции, эмпирически выведенный коэффициент, учитывающий потери в совокупном увеличении добычи вследствие интерференции скважин. Его формула следующая:

Безразмерный индекс прибыльности добычи основан на концепции d нефтяной инженерии индекса продуктивности (J), который является измерением эксплуатационных возможностей скважины. Индекс определяется, как стабилизированный дебит скважины, измеренный в условиях на поверхности, разделенный на депрессию на пласт скважины. Депрессия на пласт является разностью статического давления на забое и стабилизированного динамического давления на забое.

Индекс прибыльности добычи (PGI) является новым способом быстрого определения полного коэффициента усиления в дебите по нефти для разработанного нефтяного месторождения (или коллектора) в результате увеличения совокупной продуктивности скважин. Средства, с помощью которых совокупную продуктивность скважин для месторождения можно увеличить, включают в себя бурение дополнительных действующих эксплуатационных скважин, обработку существующих скважин для интенсификации притока и увеличение контакта с коллектором существующих скважин. PGI дает возможность инженерам, директорам и инвесторам эффективно и быстро оценивать рабочий дебит по нефти, и финансовую выгоду на основе данных месторождения при реализации некоторых типов инвестиционных проектов. В общем, PGI напрямую коррелирует с контактом коллектора (т.е. чем больше увеличение контакта коллектора, тем больше прогнозное PGI).

Согласно одному варианту осуществления пример способа определения индекса увеличения добычи (RDI) включает в себя: (1) определение или получение чистого фактического увеличения добычи, stbpd (стандартный баррель/день (159 л/д), (ΣΔq_A), (2) определение или получение суммы текущих дебитов по нефти для существующих эксплуатационных скважин, stbpd (стандартный баррель/день (159 л/д), (Σq_old), и (3) деление чистого фактического увеличения добычи на сумму текущих дебитов по нефти для существующих эксплуатационных скважин согласно следующему уравнению:

Альтернативно, PGI можно определить с помощью (1) определения или получения коэффициента интерференции (C_E) для коллектора, (2) определения или получения глобального индекса продуктивности (GPI^ТМ), который является соотношением (а) суммы индексов продуктивности всех эксплуатационных скважин после проектного развертывания, (стандартный баррель/день (159 л/д)/день/фунт/дюйм² (6,9 кПа), (ΣJ_new) и (б) суммы индексов продуктивности всех эксплуатационных скважин до проектного развертывания, (стандартный баррель/день (159 л/д)/день/фунт/дюйм² (6,9 кПа), (ΣJ_old), и умножая коэффициент интерференции на разность между глобальным индексом продуктивности (GPI^ТМ) и 1, согласно следующему уравнению:

Как рассмотрено выше, коэффициент интерференции определяется согласно следующему уравнению:

c. Индикатор снижения отдачи^ТМ

Индикатор снижения отдачи (RDI^TM) является новым лидирующим индикатором и показателем для быстрой оценки потенциала для увеличения отбора из нефтяного коллектора. Как указано выше, RDI^TM может образовывать часть анализа рейтинга управления разработкой коллектора (RMRTM). Более подробное описание RDI^TM раскрыто в заявке U.S. Provisional Application Number 61/101,008, зарегистрирована 29 сентября 2008 г., под названием "ASSESSING PETROLEUM RESERVOIR RESERVES AND POTENTIAL FOR INCREASE", включено в данный документ в виде ссылки. RDI^TM определяют из соотношения коэффициента нефтеизвлечения коллектора (RE), или коэффициента нефтеотдачи, и его идеального коэффициента нефтеотдачи (IRE). Указанное представлено следующей формулой

RDI=RE/IRE

Коэффициент нефтеизвлечения (RE) для данного нефтяного коллектора определяется, как произведение трех коэффициентов

RE=E_A*E_V*E_D

где E_A = площадная эффективность вытеснения, которая является долей площади порового объема с возможностью охвата при заводнении вытесняющей текучей средой;

E_V = эффективность вытеснения по мощности пласта, которая является долей по мощности порового объема с возможностью охвата вытесняющей текучей средой; и

E_D = поровая эффективность вытеснения, которая является долей нефтенасыщенности в начале нагнетания, которая вытесняется вытесняющей текучей средой в зоне заводнения.

Поровую эффективность вытеснения (E_D) можно вычислить по следующей формулы:

E_D = 1-(S_or/(1-S_WC))

где S_or определяется, как остаточная нефтенасыщенность, которую можно измерить на пробках образцов керна в лаборатории после заводнения десяти поровых объемов вытесняющей текучей средой; и

S_WC является водонасыщением при начальных условиях коллектора.

Определение идеального коэффициента нефтеизвлечения (IRE) для коллектора основано на традиционной для технологии добычи нефти концепции коэффициента нефтеизвлечения (RE), который, как указано выше, можно определить, как отношение объема добытой нефти к объему начальных запасов нефти в пласте (OIIP). Величины или расчетные величины E_A, E_V и E_D можно определить на месторождении при эксплуатации существующих параметрических скважин или с помощью бурения и выполнения каротажа в новых скважинах на площадях охвата коллектора. Вместе с тем, опыт эксплуатации нефтяных коллекторов с длительным жизненным циклом на Среднем Востоке и в Восточном Техасе указывает, что величины E_A и E_V могут достигать 100%, в особенности при использовании современных технологий добычи (например, бурения, заканчивания, оценки пласта, моделирования коллектора и т.д.). Идеальную эффективность коллектора можно вывести из эффективности коллектора, предположив, что как E_A, так и E_V равен 100%. С принятием идеального объемного охвата уравнение IRE упрощается, требуя только определения E_D. Другими словами, идеальный коэффициент нефтеизвлечения для данного нефтяного коллектора можно выразить уравнением

IRE=E_D.

Величины индикатора снижения эффективности коллектора (RDI^TM) можно разделить на пять диапазонов или групп численных значений снижения эффективности коллектора ("RDS"), которые можно использовать для оценки и выделения степеней отсутствия охвата и потенциальных действий для корректировки фактической отдачи в сравнении с идеальной отдачей пласта. Согласно одному примеру, численные значения снижения эффективности коллектора можно свести в Таблицу 24, показанную ниже:

Таблица 24
Диапазон RDI	RDS	Действие
100-90	А	Возможность улучшения мала
90-80	B	Возможно ограниченное улучшение
80-60	C	Возможно улучшение
60-40	D	Возможно значительное улучшение
<40	F	Требует общей ревизии

Согласно одному варианту осуществления пример способа определения индикатор снижения отдачи (RDI^TM) и соответствующего количественного показателя снижения эффективности коллектора (RDS) для эксплуатируемого месторождения или коллектора содержит: (1) определение или получение площадной эффективности вытеснения (E_A); (2) определение или получение эффективности вытеснения по мощности пласта (E_V); (3) определение или получения поровой эффективности вытеснения (E_D); (4) определение коэффициента нефтеизвлечения (RE) на основе площадной эффективности вытеснения (E_A), эффективности вытеснения по мощности пласта, и поровой эффективности вытеснения; (5) определение идеального коэффициента нефтеизвлечения (IRE), предполагая что площадная эффективность вытеснения (E_A) и эффективность вытеснения по мощности пласта (E_V) равны 100% и установив IRE = E_D; (6) определение индикатора снижения отдачи (RDI^TM) с помощью определения соотношения между коэффициентом нефтеизвлечения (RE) и идеальным коэффициентом нефтеизвлечения (IRE); и (7) присваивая количественный показатель снижения эффективности коллектора (RDS) на основе индикатора снижения отдачи (RDI^TM). Весь или часть приведенного выше способа можно реализовать с использованием обычной компьютерной системы, содержащей один или несколько процессоров, систему энергозависимого запоминающего устройства, систему энергонезависимого запоминающего устройства или запоминающее устройство, и одно или несколько устройств ввода-вывода данных.

Очень высокие индикаторы снижения отдачи могут указывать на управляемый с высокой эффективностью коллектор с успешно реализованными методиками и долгосрочными планами отбора. С другой стороны, очень низкие количественные показатели указывают на значительные возможности для улучшений, дающих более высокую суммарную отдачу и потенциальные запасы. Количественные показатели, превышающие 100%, или которые неправдоподобно близки к 100%, могут являться свидетельством обмана со стороны владельца коллектора.

8. Исследования Q6

По меньшей мере часть информации, которую используют для оценки соответствия техническим требованиям коллектора, собирают с использованием исследований Q6. Ниже приведен пример вопросов исследований Q6, на которые может отвечать владелец коллектора или директор для помощи в оценке соответствия техническим требованиям коллектора.

Как осуществляется управление разработкой коллектора?

o на уровне организации

o на уровне способа

o не установлено, или формальное осуществление

Как оценивается управление разработкой коллектора?

o Высокое

o Среднее

o Низкое

Какие специальности у членов объектовой группы?

o инженеры по эксплуатации промысла

o инженеры по производству

o инженеры по бурению

o бурильщики

o геологи

o петрофизики

o технические специалисты

o специалисты коммерческого развития

o другое

Как вы опишете руководящие принципы управления разработкой коллектора?

o Задокументированные и четко определенные

o Задокументированные

o Не задокументированные и нечетко определенные

Как вы опишете передовые методики управления разработкой коллектора?

o Задокументированные и четко определенные

o Задокументированные

o Не задокументированные и нечетко определенные

Как вы опишете технологическую схему/проект разработки коллектора?

o Задокументированные и четко определенные

o Задокументированные

o Не задокументированные и нечетко определенные

Как часто проводится в поле оценка эффективности работы?

o Раз в полгода

o Ежегодно

o По мере необходимости

o Никогда

o Другое

Каков текущий ежегодный темп падения нефтедобычи?

o 0%

o 1-10%

o 11-20%

o >20%

Положение дел за последние пять лет, с выполнением прогнозов по коллектору?

o превышены

o удовлетворены

o недовыполнены

Что является основной причиной падения нефтедобычи?

o Увеличенная обводненность

o Увеличенный ГФ

o Падение давления

o Повреждение пласта

o Ограничения на поверхности

o Другое

Что является основным в механизме (механизмах) режима работы коллектора?

o снижение давления в результате истощения пласта

o вытеснение растворенным газом

o расширение газовой шапки

o вытеснение краевой водой

o вытеснение подошвенной водой

o Сжатие

o Другое

Если есть газовая шапка, какова ее природа?

o первичная

o вторичная

o обратное нагнетание газа

Что является доминирующей силой, влияющей на текущие показатели работы коллектора?

o гравитация

o действие вязкости

o капиллярное действие

Имеется ли программа поддержания давления в пласте?

o водонагнетание

o обратное нагнетание газа

o нагнетание азота

o водогазовая репрессия

o другое

Каков рисунок нагнетания?

o периферийное

o пятиточечная система

o девятиточечная система

o линейное вытеснение

o другое

В общем, как вы опишете направление вытеснения?

o поперечное

o снизу вверх

o сверху вниз

o другое

Каким является коэффициент компенсации отбора коллектора за год (RB нагнетания/RB добычи за год)?

o <1

o 1-2

o >2

Каким является отношение подвижности нефти и вытесняющей воды?

o ≤1

o >1

Как вы опишете охват заводнением по площади?

o равномерный

o с преобладанием местных неоднородностей (например, скоплений трещин)

o подверженный языкообразованию

Каким является текущий площадной коэффициент охвата процессом вытеснения за фронтом заводнения?

o >90%

o 70-90%

o 50-70%

o <50%

o неизвестно

Как вы опишете охват по мощности пласта заводнением?

o плоский

o подверженный языкообразованию (например, воды поверх нефти)

o подверженный образованию конуса обводнения

Каким является текущий коэффициент охвата по мощности процессом вытеснения за фронтом заводнения?

o >90%

o 70-90%

o 50-70%

o <50%

o неизвестно

Как вы опишете склонность коллектора к конусообразованию вода/нефть?

o Высокая

o средняя

o низкая

Как вы опишете склонность коллектора к конусообразованию газ/нефть?

o Высокая

o средняя

o низкая

Как вы опишете коэффициент заводнения?

o Высокий

o Средний

o низкий

Какие способы используются для борьбы с высокими обводненностью и газовым фактором в действующих эксплуатационных скважинах?

o установка обратного штуцера на поверхности

o закрытие

o тампонаж

o бурение бокового ствола

o регулировка скользящей муфты

o другое

o нет

В каком проценте эксплуатационных скважин имеется проблемное каналообразование за трубой?

o 0%

o 1-5%

o 5-10%

o 10-20

o >20%

Каким является максимально эффективный уровень добычи (MER) для коллектора (ежегодный уровень добычи/запасы)?

o <2%

o 2-5%

o >5%

Как оценивают показатели работы коллектора?

o по индикаторам ключевых показателей работы (KPI)

o сравнивая с аналогичными коллекторами

o сравнивая с прогнозами моделирования

o другое

Какие проблемы возникают в осуществлении целей добычи?

o бурение достаточного числа скважин

o увеличение соответствия техническим требованиям сооружений

o внедрение новых технологий

o другое

За последние пять лет как вы опишете общие показатели работы коллектора?

o улучшены

o понижены

o неизменны

Кто выполняет моделирование показателей работы коллектора?

o собственными силами

o субподрядчик

Каким является доминирующая сила вытеснения в модели?

o гравитация

o действие вязкости

o капиллярное действие

Какие типы модели (моделей) показателей работы коллектора используются?

o конечноразностные

o линий течения

o материального баланса

o другие

o нет

Какие используются опции для конечноразностной модели (моделей)?

o нефтяные остатки

o композиционные

o термальные

o двойной пористости

o двойной проницаемости

Каким является основной вариант (варианты) использования модели (моделей)?

o разработка

o эксплуатация

o отдача

Кто занимается настройкой модели по данным разработки?

o инженер по моделированию

o инженер по эксплуатации промысла

o геологи

o другое

Какими являлись проектные параметры для разработки месторождения?

o истощение/рабочий дебит

o депрессия на пласт

o плотность сетки скважин

o число скважин

o схема нагнетания

o тип нагнетаемой текучей среды

o геометрия заканчивания скважин

o давление в коллекторе

o отдача

o другое

Как учитывался риск и неопределенность в оптимизации рабочего дебита по нефти?

o детерминированные исследования чувствительности

o проведение исследований статистического моделирования с помощью экспериментальной конструкции

o другое

o Не учитывалось

Какие аспекты прогнозов модели согласуются с данными показателей работы?

o рабочие дебиты по нефти, воде и газу в масштабе месторождения

o давление в коллекторе в масштабе месторождения

o рабочие дебиты по нефти, воде и газу в масштабе скважин (>75% согласования)

o давление в коллекторе в масштабе скважин

o давление в зоне

o насыщение в зоне

Какой стандарт учета запасов используется компанией ?

o Post 2007 SPE et al.

o Pre 2007 SPE et al.

o U.S. Security Exchange Commission (комиссия по ценным бумагам США)

o внутренний

o другое

Как оцениваются запасы компании?

o внутренним аудитом

o внешним аудитом сторонней организации

o нет

Кто несет ответственность за отчет по запасам?

o отдел технологии добычи нефти

o отдел разведки

o плановый отдел

o другое

Какие способы использованы отражением запасов на балансе?

o детерминистические

o вероятностные

Как вычисляются запасы?

o по кривой падения добычи

o моделированием

o по материальному балансу

o составления карты OIIP (начальный запас нефти в пласте) в комбинации с коэффициентом нефтеотдачи

o по аналогии

o другое

Как за последние пять лет менялись подтвержденные/запасы Р1?

o увеличивались

o уменьшались

o оставались без изменений

Какие проблемы надо решать для поддержания целевых показателей суммарной отдачи?

o бурение достаточного числа скважин

o увеличение соответствия техническим требованиям сооружений

o внедрение новых технологий

o другое

Каким является прогнозный площадной охват в конце заводнения?

o >90%

o 70-90%

o 50-70%

o <50%

o Неизвестно

Каким является прогнозный охват по мощности в конце заводнения?

o >90%

o 70-90%

o 50-70%

o <50%

o неизвестно

Какие каротажные измерения остаточной нефтенасыщенности проводились на участках коллектора с удовлетворительным заводнением?

o индикаторный каротаж

o нейтронный каротаж

o ядерно-магнитный каротаж

o двойной изотопный/боковой каротаж

o индикаторными веществами

o другое

Какие специализированные программы отбора керна программ использовались в определении остаточной нефтенасыщенности?

o отбора губчатым керноприемником

o отбора герметизируемым керноприемником

o бокового каротажа

Как определялась теоретическая остаточная нефтенасыщенность к воде?

o лабораторными экспериментами

o полевыми наблюдениями

o по аналогии

Для определения относительной проницаемости воды/нефти, какие виды лабораторных экспериментов были наиболее достоверными?

o заводнение в состоянии равновесия

o заводнение в неравновесном состоянии

o испытания центрифугированием

как определялась теоретическая остаточная нефтенасыщенность к газу?

o лабораторными экспериментами

o полевыми наблюдениями

o по аналогии

Для определения относительной проницаемости газа/нефти какие виды лабораторных экспериментов были наиболее достоверными?

o нагнетание газа в состоянии равновесия

o нагнетание газа в неравновесном состоянии

o испытания центрифугированием

III. РЕАЛИЗАЦИЯ АСИММЕТРИЧНОЙ ОЦЕНКИ СООТВЕТСТВИЯ ТЕХНИЧЕСКИМ ТРЕБОВАНИЯМ КОЛЛЕКТОРА, (RCAA™)

Подробное описание RCAA™ имеется в приложении к заявке U.S. Provisional Application N61/031,167, зарегистрирована 25 февраля 2008 г., под названием "METHOD FOR DYNAMICALLY ASSESSING PETROLEUM RESERVOIR THROUGH ASYMMETRIC ANALYSIS OF PERFORMANCE METRICS", описание которой включено в данный документ полностью и включает в приложение (ниже в данном документе называемое "документ RCAA"). Документ RCAA включает в себя различные разделы, включающие в себя исполнительный обзор и рабочую тетрадь клиента, SME (эксперта в данной области). Исполнительный обзор кратко описывает RCAA™ и его предназначение и включает в себя подразделы, относящиеся к преамбуле, QRI® (сумму воздействий на коллектор), модель управления разработкой коллектора, основные области фокусирования внимания, и анализ разрыва. Рабочая тетрадь клиента, SME, включает в себя подразделы, относящиеся к исследованиям Q6, системам знания, наборам средств глубокого понимания, диагностике показателя добротности, анализу разрыва и плану мероприятий (см. Фиг.1). Различные детали асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора взаимодействуют друг с другом в синергетическом режиме для максимизации возможности разумного увеличения продуктивности коллектора (т.е. добычи и запасов).

В дополнение к прямым измерениям системы показателей, описанным в данном документе, примеры способов сбора информации могут включать в себя системы знания, Исследования Q6, и наборы средств глубокого понимания для обеспечения получения всей релевантной информации. Во многих случаях релевантную информацию можно собрать всего за 72 часа или за долгие 180 дней. В типичном случае может потребоваться около 90 дней для накопления релевантной информации, касающейся текущего состояния коллектора.

В примерах комплекса знаний используют сбор информации, относящейся к специфическому коллектору, включающей в себя данные эксплуатации и бурения, керна и лабораторного тестирования ДОТ, тестирования специальных анализов, строительства скважины, конструкции скважины, геофизики, петроофизики, геологии, селективных и с осуществлением мониторинга полевых испытаний и данных коллектора.

Непрерывный мониторинг некоторых систем показателей могут обеспечивать "панели мониторинга", дающие отображение в режиме реального времени различных систем показателей. Панель мониторинга может обеспечивать моментальный мониторинг многих динамически изменяющихся переменных сразу. Панель может включать в себя пусковые схемы или системы индикации аварии, такие как максимумов или минимумов, которые, когда встречаются, могут требовать аффирмативных этапов для изменения ведения добычи. Указанное включает в себя, например, закрытие или открытие клапанов в стволе скважины, дросселирование или увеличение расхода с помощью коррекции работы крыльчаток, включения в работу или изменения работы насосов для увеличения интенсивности подачи, выполнение перфораций в трубах для начала удаления нефти в некоторых местах в стволе и обработку существующих скважин для интенсификации притока, например гидроразрывом пласта или кислотной обработкой пласта для увеличения объема горной породы, дающей приток нефти.

А. Оценка соответствия техническим требованиям коллектора

Согласно одному варианту осуществления последовательной асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™), создан способ оценки соответствия техническим требованиям нефтяного коллектора относительно добычи и нефтеотдачи для инициирования разработки плана мероприятий для увеличения добычи и/или нефтеотдачи, содержащий: 1) установление множества показателей работы коллектора, которые относятся к добыче и отдаче нефти из коллектора; 2) умножение на весовой коэффициент одного или нескольких показателей работы коллектора с установлением более высокого веса, чем по меньшей мере у одного другого показателя работы коллектора для осуществления асимметричного анализа показателей работы коллектора; 3) получение данных, относящихся к показателям работы коллектора, причем данные вырабатывают по меньшей мере с помощью одного из следующего: (I) измерение физических свойств одной или нескольких действующих эксплуатационных нефтяных скважин и/или нагнетательных скважин коллектора, (II) отбор и анализ одного или нескольких образцов керна из коллектора, или (III) установление взаимоотношения между данными одного или нескольких различных видов по позициям (I) или (II); 4) генерирование показателей работы коллектора по данным; и 5) определение рейтинга соответствия техническим требованиям для нефтяного коллектора на основе асимметричного анализа показателей работы коллектора, причем рейтинга соответствия техническим требованиям, относящегося по меньшей мере к одному из следующего: добыче или отбору нефти из коллектора.

Согласно одному варианту осуществления данные, относящиеся к показателям работы коллектора, вводят в компьютер, который затем анализирует и отображает данные в одной или нескольких формах, таких как развернутые ведомости и таблицы (например, показанные на Фиг.5-10). Отображенные данные можно использовать для оценки соответствия техническим требованиям коллектора. В общем, чем хуже существующий коллектор, которым управляют и который эксплуатируют, тем больше выгоды можно получить при реализации методологии асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора (RCAA™).

Система показателей, которые являются наиболее важными в оценке соответствия техническим требованиям коллектора, включает в себя лидирующие индикаторы, описанные выше. Примеры полезных лидирующих индикаторов включают в себя индекс истощенных скважин, градиент истощенных скважин, газовый фактор, градиент газового фактора, изменение давления в коллекторе, темп падения добычи нефти, градиент темпа падения добычи нефти, коэффициент заводнения, градиент коэффициента заводнения, индикатор снижения отдачи или индекс прибыльности добычи.

Менее полезными, но конечно относящимися к объему, используемому в асимметричной оценке соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™), являются запаздывающие индикаторы. Примеры полезных запаздывающих индикаторов включают в себя средние дебиты по жидкости эксплуатационных скважин, дебит по нефти, дебит по воде, темп истощения, темп истощения прогнозной суммарной отдачи, темп истощения подтвержденных запасов 1Р, состояние истощения, прогнозное состояние истощения суммарной отдачи, состояние истощения подвижных начальных запасов нефти в пласте, безразмерную депрессию на пласт, безразмерный индекс продуктивности, безразмерный индекс приемистости, дебит по газу, дебит по жидкости, максимальная эффективная норма отбора, градиент давления, градиент индекса продуктивности, ограничения по дебиту, безразмерные ограничения по дебиту, коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент нефтеотдачи, коэффициент нефтеотдачи подвижной нефти, теоретический максимум коэффициента нефтеизвлечения, индекс передаточной способности, коэффициент компенсации отбора, коэффициент компенсации отбора на поверхности, коэффициент компенсации отбора коллектора.

Другая полезная система показателей для оценки соответствия техническим требованиям нефтяного коллектора включает в себя единичные показатели разработки, показатели рабочей нагрузки, показатели бизнес плана, и сверхплановых целей.

Согласно одному варианту осуществления может выбираться система показателей и в ней могут присваиваться весовые коэффициенты согласно описанному выше в разделе, относящемся к рейтингу управления разработкой коллектора, (RMRTM). В общем, асимметричная оценка соответствия техническим требованиям коллектора помогает понять специфический ДНК или состояние дел в коллекторе, что обеспечивает правильное представление о плане мероприятий для увеличения продуктивности и нефтеотдачи, подлежащем разработке. С получением дополнительной информации по коллектору другая система показателей может становиться более или менее важной для анализа. Асимметричная оценка соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™) обеспечивает дистилляцию данных. Берется комплексная картина, которая может не иметь смысла и дистиллируется с получением весьма ясной картины. Указанное помогает разработать более разумный и успешный план мероприятий и обеспечивает средство измерения для исполнения плана мероприятий. Асимметричная оценка соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™) постоянно действует, как направляющий механизм в организации.

Согласно одному варианту осуществления принципы, относящиеся к системе контроля качества "Шесть сигм" (6Σ) можно применить в аспектах коллектора под землей. Целью 6Σ является идентификация объектов с отклонениями, которые далеки от среднего, например, действующих эксплуатационных нефтяных скважин. Во многих случаях, объекты с отклонениями могут просто являться «паршивыми овцами», подходящими для закрытия скважинами. Вместе с тем, объекты с отклонениями могут в некоторых случаях являться самыми продуктивными нефтяными скважинами коллектора. Они могут быть близки к идеалу и являться примером для других нефтяных скважин или давать информацию о благоприятных подземных условиях в окрестности нефтяных скважин, являющихся объектами с отклонениями. Объекты с отклонениями можно идентифицировать, например, используя показатель градиента продуктивности для сравнения продуктивности нефтяных скважин по всему коллектору.

Согласно одному варианту осуществления способ оценки соответствия техническим требованиям нефтяного коллектора включает в себя определение рейтинга управления разработкой коллектора с помощью асимметричной весовой обработки данных показатели работы, относящихся к следующим категориям: схема управления разработкой коллектора, повышение стоимости запасов, план разработки и эксплуатации, обследование коллектора, применение технологии и управление использованием знаний. Показатели работы, относящиеся к дизайну управления разработкой коллектора, включающие в себя схему извлечения нефти, темп истощения месторождения, дебит скважины/депрессия на пласт, риск способа вытеснения и осуществимость полки добычи. Показатели работы, относящиеся к повышению стоимости запасов, включают в себя подтверждение OIIP (начальный запас нефти в пласте)/GIIP (начальный запас газа в пласте), охват заводнением, эффективность вытеснения, подтверждение запасов, и снижение рисков. Показатели работы, относящиеся к плану разработки и эксплуатации, включают в себя выполнение плана добычи, продуктивность месторождения, управление давлением, управление по газу, управление по воде и управление депрессией на пласт. Показатели работы, относящиеся к обследованию коллектора, включают в себя разработку комплексного плана и реализацию комплексного плана. Показатели работы, относящиеся к применению технологии, включают в себя технологию бурения, технологию заканчивания, технологию моделирования и оптимизационную технологию динамической интерпретации коллектора. Показатели работы, относящиеся к управление использованием знаний, включают в себя индекс управления использованием знаний. Согласно одному варианту осуществления указанным выше показателям работы присваиваются весовые коэффициенты согласно следующих критериям весовой обработки данных: схема управления разработкой коллектора ≈ повышению стоимости запасов > плана разработки и эксплуатации > применения технологии > обследования коллектора > управления использованием знаний.

Другие главные факторы, которые могут влиять на или определять соответствие техническим требованиям коллектора, включают в себя, например, факторы, связанные с процентом прибыли на инвестиции (PGI), такие как уровень контакта коллектора, повреждение пласта при заканчивании скважин, и диаметр ствола скважины. Факторы, влияющие на возможность повреждение пласта, включают в себя, например, вид породы, скорость бурения и баланс давления во время бурения (например, репрессия может обуславливать повреждение пласта, которое при депрессии может обуславливать выброс). Например, безопасная работа бурового оборудования может требовать 500 фунтов (227 кг) избыточной нагрузки. Вместе с тем, более высокая избыточная нагрузка может обуславливать повреждение скважины задавливанием бурового раствора в скважину. Указанное, в свою очередь, может исключать получение удовлетворительного притока в скважине. Средством от низкого индекса продуктивности, (PI) может являться, например, одно или несколько из следующего: кислотная обработка, кислотная обработка с гидроразрывом пласта (т.е. созданием трещин), гидроразрыв высоким давлением, и промывка водой.

Другие факторы, которые могут влиять на или определять соответствие техническим требованиям коллектора, включают в себя, например, факторы, связанные с индексом увеличения добычи (RDI), такие как площадной охват пласта, охват по мощности пласта, эффективность вытеснения, устье пор и литология. Указанное в основном помогает в анализе разрыва, с помощью которого оценивают разницу между заданными показателями эксплуатационных скважин и текущей добычей и нефтеотдачей.

Кроме того, могут оказывать влияние внешние факторы, система показателей которых является наиболее важной. Факторы включают в себя экономические факторы (т.е. каким является горизонт расчета владельца по условиям соотношения потраченных долларов и полученных долларов по плану увеличения отдачи с использованием асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора (RCAA™). Другой внешний фактор включает в себя факторы риска. В общем, факторы риска можно снижать при надлежащей разработке плана отбора.

B. Разработка плана мероприятий

План мероприятий согласно асимметричной оценке соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™) формулируется на основе надлежащим образом собранных, проанализированных и получивших весовые коэффициенты данных для конкретного коллектора. План мероприятий представляет собой комплексный план развития с деталями, касающимися согласованной системы показателей и индикаторов ключевых показателей работы. Поскольку план мероприятий основан на точной оценке краткосрочных, среднесрочных и долгосрочных условий коллектора и выполнен подходящим к специфическим условиям коллектора и/или требованиям производителя, план мероприятий имеет более высокие шансы на успех, результатом которого является краткосрочное, среднесрочное и долгосрочное увеличение добычи и прибыли в сравнении с возможностями, которые представляет использование обычных способов.

Согласно одному варианту осуществления разработка плана увеличения продуктивности и/или отдачи включает в себя получение данных на этапе диагностики, описанном выше, и работу с эксплуатационными скважинами для понимания выгод и ограничений одного или нескольких возможных планов мероприятий. Использование рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM), например, должно помогать разработке системы рейтинга, позволяющей производителю грамотно оценивать требуемый план мероприятий. Можно проводить совещания для отработки различных планов мероприятий для определения наилучших работ с учетом целей производителя.

В общем, заключается компромисс между долгосрочными и краткосрочными перспективами или целями. Например, если эксплуатационная скважина имеет краткосрочную перспективу, что может возникать если капитал ограничен (например, по условиям величины компании, инвесторов и/или кредиторов), производитель может располагать ограниченными начальными инвестициями в улучшение соответствия техническим требованиям коллектора, что должно в общем увеличивать начальный возврат инвестиций, но за счет сокращения долгосрочной добычи и суммарной отдачи. Увеличение долгосрочной добычи и нефтеотдачи, создаваемое позже, должно, в общем стоить дороже в долгосрочной перспективе при таком подходе. Наоборот, производитель, имеющий возможность работы на долгосрочную перспективу, может делать более высокие начальные инвестиции в улучшение соответствия техническим требованиям коллектора. При этом, в общем, уменьшается начальный возврат инвестиций но увеличивается долгосрочная продуктивность и нефтеотдача, что дает в результате уменьшение общих расходов для максимизации продуктивности и нефтеотдачи.

Согласно одному варианту осуществления способ разработки плана мероприятий для увеличения добычи и нефтеотдачи из нефтяного коллектора содержит: 1) выполнение асимметричного анализа нефтяного коллектора для определения соответствия техническим требованиям коллектора, причем асимметричный анализ выполняют, умножая на весовой коэффициент один или несколько показателей работы коллектора, делая вес больше, чем по меньшей мере у одного из других показателей работы коллектора; 2) установление по меньшей мере одного из следующего: необходимого темпа истощения или необходимого темпа добычи и суммарной отдачи для нефтяного коллектора; 3) построение модели нефтяного коллектора, задающей местоположение нефти в коллекторе, включающей в себя по меньшей мере одно из следующего: связность или отсутствие связности нефти в коллекторе, потенциальные пути потоков нефти в результате отбора нефти из коллектора при естественном расходе и/или давлении текучей среды в коллекторе и/или нагнетании вспомогательных текучих сред в коллектор; и 4) разработку плана мероприятий, который включает в себя архитектуру добычи, касающуюся: I) действующих эксплуатационных нефтяных скважин, то есть их число, местоположение, данные конструктивного исполнения и эксплуатации, II) объема нагнетания вспомогательных текучих сред (например, воды и/или газа) для содействия вытеснению нефти в действующие эксплуатационные скважины, то есть данные по применению одной или нескольких нагнетательных скважин и объему вспомогательных текучих сред, нагнетаемых через одну или несколько нагнетательных скважин, и если необходимо III) обработки для интенсификации притока одной или нескольких существующих действующих эксплуатационных скважин для увеличения продуктивности (например, для удаления закупоривания и/или увеличения притока через породу).

Согласно одному варианту осуществления выполнение асимметричного анализа нефтяного коллектора для определения соответствия техническим требованиям коллектора включает в себя определения рейтинга управления разработкой для нефтяного коллектора, причем рейтинг управления разработкой коллектора определяют с помощью асимметричной весовой обработки данных показателей работы, относящихся к следующим категориям: схема управления разработкой коллектора, повышение стоимости запасов, план разработки и эксплуатации, обследование коллектора, применение технологии, и управление использованием знаний. По меньшей мере, одно из следующего: выполнение асимметричного анализа, установление необходимого темпа добычи и суммарной отдачи, построение модели нефтяного коллектора, или разработку плана мероприятий выполняют с помощью компьютерной системы, имеющей процессор и системное запоминающее устройство и отображающей информацию по нефтяному коллектору.

Согласно одному варианту осуществления генерирование модели нефтяного коллектора выполняют, по меньшей мере, частично, с помощью компьютерной системы, причем модель нефтяного коллектора содержит по меньшей мере одно из следующего: численную модель или устройство визуального отображения некоторых частей или всего нефтяного коллектора.

Способ разработки плана мероприятий может дополнительно содержать разработку архитектуры, относящейся к вспомогательным текучим средам, включающей в себя сепарирование вспомогательных текучих сред от нефти, извлеченной из коллектора, и переработку вспомогательных текучих сред. Например, архитектура, относящаяся к вспомогательным текучим средам, включает в себя по меньшей мере одно из следующего: утилизацию, повторное нагнетание или продажу вспомогательных текучих сред.

Как рассмотрено выше, устанавливая необходимый темп добычи и суммарную отдачу для нефтяного коллектора, в общем учитывают намерения производителя по инвестициям в увеличение добычи и нефтеотдачи из коллектора. Для максимизации как добычи, так и долгосрочной продуктивности, план мероприятий или архитектура добычи включает в себя разработку и строительство по меньшей мере одной скважины с максимальным контактом, имеющей множество боковых, по меньшей мере, частично горизонтальных стволов. Данный вид скважины называют "скважиной максимального контакта с коллектором" (MRC). Пример скважины MRC показан на Фиг.11 и включает в себя несколько боковых стволов 1100, включающих в себя множество разнесенных друг от друга секций 1102 скважины, проходящих в общем горизонтально через один или несколько слоев 1104 коллектора. Секции 1102 скважины могут также выполняться вертикальными для лучшего дренирования нефти, обнаруженной на различных глубинах коллектора. В общем, скважину MRC используют для лучшего дренирования нефти в гидравлически не связанных между собой полостях.

C. Реализация плана мероприятий

Другим аспектом асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора является реализация плана мероприятий, сформированного на основе надлежащим образом собранных и проанализированных с присвоением весовых коэффициентов данных для конкретного коллектора. Согласно одному варианту осуществления план мероприятий разрабатывается с учетом рейтинга управления разработкой коллектора, (RMRTM) и для увеличения продуктивности и/или отдачи коллектора.

Согласно одному варианту осуществления создан способ реализации плана мероприятий для увеличения добычи и нефтеотдачи из нефтяного коллектора, содержащий: 1) получение плана мероприятий, разработанного с использованием асимметричного анализа нефтяного коллектора для определения соответствия техническим требованиям коллектора, причем, асимметричный анализ выполняют, умножая на весовой коэффициент один или несколько показателей работы коллектора, делая их вес больше, чем по меньшей мере у одного из других показателей работы коллектора, причем план мероприятий включает в себя архитектуру добычи, касающуюся: I) новых действующих эксплуатационных нефтяных скважин, то есть их число, местоположение, данные конструктивного исполнения, II) объема нагнетания вспомогательных текучих сред для содействия вытеснению нефти в коллекторе в действующие эксплуатационные скважины, то есть данные по применению одной или нескольких нагнетательных скважин и объему вспомогательных текучих сред, нагнетаемых через одну или несколько нагнетательных скважин, и, если необходимо, III) обработки для интенсификации притока одной или нескольких существующих действующих эксплуатационных скважин для увеличения продуктивности; 2) размещение новых действующих эксплуатационных нефтяных скважин на площадках нефтяного коллектора и строительство новых действующих эксплуатационных нефтяных скважин согласно плану мероприятий; и 3) размещение нагнетательных скважин на площадках нефтяного коллектора согласно плану мероприятий для содействия вытеснению нефти в коллекторе в новые действующие эксплуатационные нефтяные скважины и, если необходимо, в давно существующие нефтяные скважины нефтяного коллектора.

Согласно одному варианту осуществления при реализации плана мероприятий строят новые эксплуатационные нефтяные скважины с одним или несколькими подземными устройствами управления добычей, выбранными из группы, состоящей из следующего: забойные клапаны, забойные устройства подачи, крыльчатки, штуцерные устройства, скважинные погружные насосы, сепарирующие устройства для уплотнения или изоляции участков нефтяного коллектора и перфораций в скважинной трубе для увеличения площади контакта коллектора.

Согласно одному варианту осуществления, по меньшей мере одна из действующих эксплуатационных нефтяных скважин строится, как скважина с максимальной контактом с коллектором, имеющей множество боковых и, по меньшей мере, частично горизонтальных стволов (см. Фиг.11). Новые действующие эксплуатационные нефтяные скважины можно также строить включающими в себя перфорации в скважинных трубах, с числом и направлением перфораций, выполненным согласно плану мероприятий.

Согласно одному варианту осуществления реализация плана мероприятий дополнительно содержит изменение внутренней конструкции одной или нескольких давно существующих нефтяных скважин для увеличения площади контакта с коллектором и, при этом, увеличения продуктивности скважин.

Реализация плана мероприятий может также включать в себя размещение нагнетательных скважин и определение объема вспомогательных текучих сред, нагнетаемых через нагнетательные скважины согласно плану мероприятий. Реализация плана мероприятий может дополнительно включать в себя конструирование и/или установку оборудования для сепарирования вспомогательных текучих сред от нефти, извлекаемой из коллектора, и переработки вспомогательных текучих сред.

Реализация плана мероприятий может дополнительно включать в себя обработку для интенсификации притока одной или нескольких существующих нефтяных скважин для увеличения продуктивности, например, с помощью, по меньшей мере, одного из следующего: гидроразрыв пласта высоким давлением, кислотный гидроразрыв пласта или кислотная промывка. В дополнение, или альтернативно, реализация плана мероприятий может включать в себя закрытие одной или нескольких давно существующих нефтяных скважин для такого изменения потока нефти через коллектор, при котором дренируется больше нефти из коллектора, чем при оставлении не закрытыми указанных нефтяных скважин.

D. Отслеживание и показатели работы

Другим аспектом асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™), является мониторинг и отслеживание показателей работы нефтяного коллектора, например, после разработки или улучшения согласно асимметричной оценке соответствия техническим требованиям коллектора. Вновь, надлежащий мониторинг и отслеживание показателей работы коллектора могут во многом зависеть от надлежащего сбора, анализа и весовой обработки данных, относящихся к коллектору. В общем, лидирующие индикаторы могут лучше помогать прогнозировать будущие побочные эффекты и обеспечивать разрешение или устранение таких эффектов чем запаздывающие индикаторы.

Согласно одному варианту осуществления создан реализуемый с помощью компьютера способ мониторинга и отслеживания показателей работы коллектора относительно по меньшей мере одного из следующего: добычи или нефтеотдачи, содержащий: 1) выполнение или прием измерений относящихся к показателям работы нефтяных скважин на нефтяном коллекторе и ввод измерений в компьютерную систему, имеющую процессор и системное запоминающее устройство; причем, 2) компьютерная система относит измерения к показателям работы, по меньшей мере, некоторые из которых являются лидирующими индикаторами показателей работы нефтяной скважины; причем, 3) компьютерная система сравнивает, по меньшей мере, некоторые из измерений и/или показателей работы, относящиеся к показателям работы нефтяной скважины с заданными аварийными уровнями или пусковыми схемами; и 4) при переходе измерением или показателем аварийного уровня или уставки пусковой схемы с падением ниже минимума или превышением максимума, компьютерная система выполняет по меньшей мере одно из следующего: I) меняет по меньшей мере один параметр добычи нефтяной скважины или II) оповещает директора, владельца и/или третью сторону о переходе аварийного уровня или уставки пусковой схемы. Компьютерная система может также отображать информацию, относящуюся по меньшей мере к одному измерению и/или показателю работы нефтяной скважины, например графически и/или на аналоговых индикаторах (пример см. на Фиг.3А-3D).

Согласно одному варианту осуществления переход аварийного уровня или уставки пусковой схемы может давать в результате или требовать, по меньшей мере, одного из следующего: увеличения или уменьшения добычи нефти одной или несколькими нефтяными скважинами коллектора. Альтернативно или в дополнение, переход аварийного уровня или уставки пусковой схемы может давать в результате или требовать по меньшей мере одного из следующего: увеличения или уменьшения добычи нефти с помощью ввода в эксплуатацию одной или нескольких новых нефтяных скважин на коллекторе или остановки эксплуатации одной или нескольких нефтяных скважин.

Согласно одному варианту осуществления переход аварийного уровня или уставки пусковой схемы может давать в результате или требовать по меньшей мере одного из следующего: увеличения или уменьшения объема нагнетания вспомогательной текучей среды в коллектор. Альтернативно или в дополнение, переход аварийного уровня или уставки пусковой схемы может требовать обработки для интенсификации притока по меньшей мере одной нефтяной скважины для увеличения продуктивности скважины.

IV. ПРИМЕРЫ

Следующие примеры служат иллюстрацией того, как методология асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™), используется в поле для увеличения продуктивности и/или отдачи существующего коллектора. Ни один из коллекторов, описанных в примерах, не расположен в США, и ни одно из мероприятий по улучшению продуктивности и/или отдачи не проводилось в США. Кроме того, ни методология RCAA™, ни соответствующие мероприятия примеров не являются открытыми.

Пример 1

Общая информация

Месторождение в данном примере эксплуатируется с периферийным заводнением. Достигло состояния истощения, при котором больше 70% запасов уже добыто. Начата модернизация для уменьшения на месторождении скоростей падения пластового давления и обводнения добычи. Вспомогательной задачей являлось снижение требований по ЭЦН и связанных с ними программ капиталовложений.

Геология

Добыча на месторождении ведется из карбонатного коллектора толщиной 60+ метров, который состоит из нескольких циклов обмеления в направлении вверх. Коллектор имеет среднюю пористость больше 15% и проницаемость до нескольких дарси. Верхняя половина коллектора имеет в общем очень высокое коллекторское качество; нижняя половина содержит многочисленные переслаивания высокого и низкого коллекторского качества. Качество нижней половины коллектора улучшено добавлением проницаемости от трещин, которые значительно увеличивают гидропроводность пород, а также увеличивают риск преждевременного прорыва воды. Коллектор имеет больше 300 метров структурного замыкания и слабый начальный напор законтурной воды, который заменен периферийным заводнением.

Воздействие асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™)

Анализ разрыва и системы знания в форме ранжирования скважин использовали для уяснения снижения эффективности в предыдущих проектах разработки для обеспечения направления по устранению недостатков. Данный коллектор проходил периферийное заводнение с задачей максимальной возможной циркуляции воды для максимизации суммарной отдачи. Имея данную задачу, оператор создавал эксплуатационные скважины переднего ряда на нижнем крыле структуры с высокими дебитами и обводненностью. В результате данного плана направленные по восстанию пласта эксплуатационные скважины страдали от низкого давления, что вело к высокому истощению фонда скважин и уменьшало направленный по восстанию нефтяной потенциал. В действительности, оператор старался наложить модель отбора с доминированием вязкости на модель системы с доминированием гравитации. Решения данной проблемы включали в себя использование унифицированного плана управления по воде индивидуальных эксплуатационных скважин, соединенное с использованием горизонтальных геометрических схем для новых скважин и капремонта.

В 1999 г. прогнозировали снижение среднего дебита скважины на 10% в год и обводнение добычи, которое должно удвоиться в течение следующих 7 лет. С развертыванием улучшенного проекта разработки средний дебит скважины и обводненность месторождения вместо этого стабилизировались за указанное время. Кроме того, нефтяной потенциал увеличился до 128000 Bbls/day (баррелей/день 20352 м³/д), 69 истощенных скважин были восстановлены и 60 ЭЦН были сняты.

Пример 2

Общая информация

На месторождении данного примера начали эксплуатацию в 2006 году с рабочим дебитом 300000 Bbls/day (баррелей/день 47700 м³/д) и проходило третье приращение плана разработки месторождения с тремя этапами приращения. Проводилось периферийное заводнение. Модернизация началась с разработки нового приращения добычи вследствие озабоченности преждевременным прорывом воды, чрезмерными затратами на разработку и высокой скоростью падения пластового давления в скважинах, все вследствие сложной геологии. Данная озабоченность основывалась на опыте, приобретенном при разработке и на показателях работы после двух предыдущих приращений.

Геология

Добыча на месторождении ведется из карбонатного коллектора толщиной 60+ метров, который состоит из нескольких циклов обмеления в направлении вверх. Коллектор имеет среднюю пористость больше 15% и проницаемость до 100 миллидарси. Верхняя половина коллектора имеет в общем среднее коллекторское качество; нижняя половина содержит многочисленные переслаивания среднего и низкого коллекторского качества. Качество нижней половины коллектора улучшено добавлением проницаемости от трещин, которые значительно помогают процессу извлечения. Коллектор имеет больше 250 метров структурного замыкания и слабый начальный напор законтурной воды, который заменен периферийным заводнением.

Воздействие асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™)

До разработки третьего приращения первое приращение разрабатывали с использованием вертикальных скважин и второе приращение с использованием коротких горизонтальных. Горизонтальные скважины дали улучшение по сравнению с вертикальными, но обе конфигурации страдали от относительно низких индексов продуктивности (PI), что давало в результате истощение скважин более низкой обводненности. Обычно, при этом требовалось увеличение объема бурения и количества ЭЦН для поддержания темпа добычи. Для реализации извлеченных уроков первого и второго приращений и с учетом передового опыта, проводились совещания различных отделов и выполнялись исследования. Совещания дали новые физические модели коллектора, которые в свою очередь дали рекомендации по передовым технологиям и методологиям для эффективного использования данных моделей. В итоге, данная деятельность привела к разработке и использованию высокотехнологичной скважиной архитектуры, мониторингу и управлению на забое, и инновационным месторождениям.

Месторождение стало успешно эксплуатироваться на 5 месяцев раньше графика с выходом на плановые целевые показатели (300000 Bbls/day (баррелей/день 47700 м³/д). Показатели работы коллектора на сегодня являются исключительно хорошими по поддерживаемой продуктивности скважин, фактическому обводнению добычи и средним давлениям в коллекторе. Ключевыми факторами обеспечения успеха в данном проекте явились: 1) конструктивные решения скважинной архитектуры и заканчивания на основе новых технологий; 2) мониторинг на современном техническом уровне в режиме реального времени месторождения (инновационное месторождение); и 3) общая разработка месторождения и конструктивных решений периферийного заводнения.

Пример 3

Общая информация

На месторождении данного примера начали эксплуатацию в 1998 году с рабочим дебитом 500000 Bbls/day (баррелей/день 79500 м³/д). Месторождение разрабатывалось исключительно с помощью бурения горизонтальных скважин длиной 1 км. Планы предусматривали увеличение добычи до 750000 Bbls/day (баррелей/день 119250 м³/д) к 2010 г. Модернизацию запустили для уменьшения скорости падения продуктивности скважин, газового фактора (ГФ), и связанных с разработкой месторождения капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

Геология

Месторождение характеризуется полого складчатой с простиранием на северо-восток/юго-запад антиклиналью, состоящей в основном из песчаника мелового периода, сланцев и карбонатов. Коллектор состоит из нарастаний рудистов, изменяющихся поперечно в барьере и фаций шельфовых откосов. Хотя пористость скелета в общем высокая (в среднем, 25%) и поперечно не изменяется, проницаемость является зависимой от фаций и демонстрирует пространственную изменчивость. На юге, где имеется доминирование лагунных отложений низкой энергии, проницаемость имеет диапазон от 5 до 10 миллидарси. Данные сейсмических исследований 3D показывают, что коллектор содержит ряд сбросов. Данные сбросы и трещины идентифицированы по диаграммам каротажа в необсаженном стволе и являются наиболее превалирующими в северной части коллектора и могут увеличивать коллекторские качества там, где возникают. Поскольку механизмом истощения коллектора в основном является расширение газовой шапки, указанное также увеличивает риск образования газового конуса.

Воздействие асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™)

Месторождение вначале разрабатывалось с использованием 120 горизонтальных скважин, добывавших 500000 Bbls/day (баррелей/день 79500 м³/д). Темп истощения месторождения превышал прогнозный. Углубленное изучение показало, что большое число скважин требуется пробурить для поддержания темпа на нужном уровне. Анализ разрыва выявил, что скважинам необходим более высокий индекс продуктивности (PI). Системы знания в форме ранжирования скважин показали, что скважины, расположенные в некоторых зонах месторождения давали добычу ниже прогнозной. Данные зоны были определены, как имеющие проницаемость.

Диагностические графики зависимости PI от длины скважины выявили корреляцию, указывающую, что более длинные скважины добывают больше нефти. Ряд изучений коллектора и бурение были проведены, что выявило возможность бурения значительно более длинных и более сложных скважин. Указанное привело к концепции скважин максимального контакта с коллектором (MRB). Скважины MRC характеризуются многочисленными ответвлениями, с несколькими трубами, проходящими в различных направлениях через различные горизонтальные и вертикальные зоны коллектора. Данное конструктивное исполнение помогает дренировать больше нефти из коллектора, как краткосрочно, так и долгосрочно, ускоряя как добычу, так и отдачу. Более высокий PI в скважинах MRC решает несколько проблем: 1) уходят от низких дебитов в плотных фациях; 2) предотвращается или замедляется образование газового конуса; и 3) уменьшается число скважин, которые в ином случае требуются для увеличения добычи и нефтеотдачи до необходимого уровня. В результате, были пробурены первые скважины MRC. Данные скважины успешно уменьшили падение добычи, остановили образование газового конуса, и увеличили средний дебит скважины в шесть раз.

Показатели работы месторождения были кардинально улучшены и проектные капитальные затраты были уменьшены. Указанное в итоге привело к планам увеличения темпа добычи. Ключевыми факторами в успешной программе модернизации являлись: 1) конструктивные решения скважинной архитектуры и заканчивания на основе новых технологий; и 2) программы комплексного мониторинга коллектора.

Пример 4

Общая информация

Коллектор в данном примере эксплуатируется более 50 лет и имеет продвинутое состояние истощения, больше 85% запасов уже добыты. Основное вытеснение для добычи дает периферийное заводнение. Было принято решение о модернизации для уменьшения падения продуктивности скважин и быстро увеличивающегося обводнения добычи. Вспомогательной задачей являлось снижение требований к ЭЦН и связанных с ними капитальных затрат.

Геология

Добыча на месторождении ведется из карбонатного коллектора толщиной 60+ метров, который состоит из нескольких циклов обмеления в направлении вверх. Коллектор имеет среднюю пористость больше 15% и проницаемость до нескольких дарси. Верхняя половина коллектора имеет, в общем, очень высокое коллекторское качество; нижняя половина содержит многочисленные переслаивания высокого и низкого коллекторского качества. Оставшиеся запасы в месторождение находятся в основном в тонком нефтяном столбе под вторичной газовой шапкой и в низкопроницаемых фациях в самом верхнем слое, расположенных в северной половине месторождения. Коллектор имеет больше 300 метров структурного замыкания и слабый начальный напор законтурной воды, который заменили периферийным заводнением.

Воздействие асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™)

Оператором было установлено, что для извлечения оставшейся нефти, содержащейся в тонком нефтяном столбе, требуется несколько сотен вертикальных скважин с заканчиванием в низкопроницаемом верхнем участке коллектора и оборудованных ЭЦН. Вместе с тем, анализ разрыва обнаружил, что текущая схема коллектора не поддерживает фактических показателей работы. Анализом выявлено, что конусообразование и низкий PI скважин являются препятствием для извлечения оставшейся нефти по устаревшему проекту разработки. Как интегральная часть способа, различные графики диагностики скважин были созданы при моделировании, что указало преимущества увеличения контакта с коллектором. В результате ряда совещаний, обмен идеями дал новое понимание коллектора. Данное улучшенное понимание механики коллектора привело к размещению скважин MRC в самой верхней зоне структуры, результатом стала стабилизация на месторождении темпа добычи нефти и обводнения добычи. Полученный в результате график диагностики для сравнения единичной стоимости вкратце выявил основное преимущество стратегии, которая обеспечивает 15-ти кратное уменьшение стоимости разработки со скважинами MRC в сравнении с вертикальным заканчиванием.

Добыча на месторождении кардинально улучшилась по показателям снижения добычи скважин, скорости падения пластового давления, продуктивности новых скважин и общего обводнения добычи. Существенная экономия была получена от исключения установки ЭЦН. Основными факторами в достижении успешных результатов являлись: 1) разработка новых и весьма эффективных конструктивных решений скважинной архитектуры и заканчивания; 2) модернизация программ капремонта; и 3) модификация назначения добычи/нагнетания для периферийного заводнения.

Пример 5

Общая информация

Данный коллектор эксплуатируется больше 30 лет. Используется двойной механизм вытеснения; покрывающей сверху газовой шапки и подпирающей снизу активной системы водоносного пласта. Коллектор находится в состоянии значительного истощения. Было принято решение о модернизации для улучшения продуктивности скважин в среде с увеличивающимися проблемами разработки, к которым относятся высокая стоимость бурения, сокращающееся окно добычи нефти, неоднородность коллектора и ограничения по сооружениям переработки воды и газа.

Геология

Добыча на месторождении ведется в коллекторе из песчаника толщиной 100 м, расположенного в образованной морем и рекой среде. Коллектор состоит из нижнего интервала основного песчаника и верхнего интервала прослоя из песчаника. Коллектор имеет среднюю пористость больше 20% и проницаемость до нескольких дарси. Нижняя половина коллектора имеет очень высокие качества; верхняя половина содержит извилистые каналы высокого качества, но ограниченной протяженности. Главная часть запасов, извлеченных на сегодня, получена из основного песчаника простым отбором; основная часть оставшихся запасов располагается в трудном для определения местоположения верхнем прослое песчаника.

Воздействие асимметричной оценки соответствия техническим требованиям коллектора, (RCAA™)

Столб нефти уменьшился в лучших участках коллектора вследствие долгосрочной добычи. Требуется разработка в более бедных участках коллектора. Анализ разрыва выявил, что предыдущие схемы разработки нельзя использовать, поскольку нижний качественный коллектор был дизъюнктивный и имел PI ниже среднего. Анализ разрыва, кроме того, выявил, что определение местоположения прослоя песчаника было более трудным, чем прогнозировали. Ранжирование скважин выявило, что скважины, пробуренные в верхний прослой песчаника, обводнялись и становились непродуктивными быстрее, чем прогнозировали. С помощью идентифицикации местоположения скважин с худшими показателями работы выполнили корреляцию между величиной отклонения скважин и показателями работы.

Во время изучения коллектора и геологии обнаружено что переработка данных сейсмических исследований 3-D для анализа зависимости амплитуды отражения от угла падения (AVA) может обеспечить обнаружение геофизиками прослоя песчаника который ранее обнаружить не позволяло разрешение сейсмических данных. Применение анализа AVA показало местоположение прослоя песчаника и обеспечило надлежащее размещение скважин с надлежащим отклонением от контактов с текучей средой. Анализ также привел к надлежащему применению современных методик заканчивания для данного этапа жизненного цикла месторождения.

Продуктивность значительно улучшилась как в новых скважинах, так и в капитально отремонтированных скважинах. Основными факторами для успешных результатов являлись: 1) улучшенное понимания непрерывности песчаника, полученное с помощью высокотехнологичной обработки данных сейсмики (AVA); 2) применение современных методик заканчивания; 3) применение геонавигации; и 4) новые конструктивные решения архитектуры скважин.

1. Способ оценки соответствия техническим требованиям нефтяного коллектора относительно добычи и нефтеотдачи для разработки плана мероприятий по увеличению добычи и/или нефтеотдачи из нефтяного коллектора, содержащий:
установление множества показателей работы коллектора, которые относятся к добыче и отдаче нефти из коллектора, причем показатели работы включают в себя один или несколько лидирующих индикаторов и один или несколько запаздывающих индикаторов;
умножение на весовой коэффициент одного или нескольких показателей работы коллектора с установлением более высокого веса, чем по меньшей мере у одного другого показателя работы коллектора, включающее в себя умножение на весовой коэффициент по меньшей мере одного из лидирующих индикаторов с установлением более высокого веса, чем по меньшей мере у одного из запаздывающих индикаторов для осуществления асимметричного анализа показателей работы коллектора;
получение данных, относящихся к показателям работы для нефтяного коллектора, причем данные вырабатывают по меньшей мере с помощью одного из следующего: (I) измерения физического свойства одной или нескольких действующих эксплуатационных нефтяных скважин и/или нагнетательных скважин коллектора, (II) отбора и анализа одного или нескольких образцов керна из коллектора, или (III) установления взаимоотношения между данными одного или нескольких различных видов по (I) или (II);
формирование показателей работы для нефтяного коллектора по данным;
и определение рейтинга соответствия техническим требованиям для нефтяного коллектора на основе асимметричного анализа показателей работы коллектора, причем рейтинг соответствия техническим требованиям относится по меньшей мере к одному из следующего: добыча или нефтеотдача коллектора.

2. Способ по п.1, в котором измерение физических свойств одной или нескольких действующих эксплуатационных нефтяных скважин и/или нагнетательных скважин коллектора включает в себя по меньшей мере одно из следующего: 1) отбор образцов текучей среды, нефти, воды и газа в скважине, 2) измерение давления с использованием многоразового испытателя пласта или других устройств, или 3) определение насыщенности текучей средой по скважинным каротажным диаграммам.

3. Способ по п.1, в котором
один или несколько лидирующих индикаторов выбирают из группы, состоящей из индекса истощенных скважин, градиента истощенных скважин, газового фактора, градиента газового фактора, изменения давления в коллекторе, темпа падения добычи нефти, градиента темпа падения добычи нефти, коэффициента заводнения, градиента коэффициента заводнения, обводненности, градиента обводненности, индикатора снижения отдачи и индекса прибыльности добычи,
один или несколько запаздывающих индикаторов выбирают из группы, состоящей из следующего: средние дебиты по жидкости эксплуатационных скважин, темп добычи нефти, темп отбора воды, темп истощения, темп истощения прогнозной суммарной отдачи, темп истощения подтвержденных запасов 1Р, состояние истощения, прогнозное состояние истощения суммарной отдачи, состояние истощения подвижных начальных запасов нефти в пласте, безразмерная депрессия на пласт, безразмерный индекс продуктивности, безразмерный индекс приемистости, дебит по газу, дебит по жидкости, максимальная эффективная норма отбора, дебит по нефти, дебит по воде, градиент давления, градиент индекса продуктивности, ограничения по дебиту, безразмерные ограничения по дебиту, коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент нефтеотдачи, коэффициент нефтеотдачи подвижной нефти, теоретический максимальный коэффициент нефтеизвлечения, индекс передаточной способности, коэффициент компенсации отбора, коэффициент компенсации отбора на поверхности и коэффициент компенсации отбора коллектора.

4. Способ по п.1, где рейтинг соответствия техническим требованиям для нефтяного коллектора дополнительно определяют на основе рейтинга управления разработкой для нефтяного коллектора, причем рейтинг управления разработкой коллектора определяют с помощью асимметричной весовой обработки данных показателей работы, относящихся к следующим категориям: схема управления разработкой коллектора, повышение стоимости запасов, план разработки и эксплуатации, обследование коллектора, применение технологии и управление использованием знаний.

5. Способ по п.4, в котором
показатели работы, относящиеся к схеме управления разработкой коллектора, включают в себя схему извлечения нефти, темп истощения месторождения, дебит скважины/депрессию на пласт, риск способа вытеснения и осуществимость полки добычи,
показатели работы, относящиеся к повышению стоимости запасов, включают в себя подтверждение OIIP (начальный запас нефти в пласте)/GIIP (начальный запас газа в пласте), охват заводнением, эффективность вытеснения, подтверждение запасов и снижение рисков,
показатели работы, относящиеся к плану разработки и эксплуатации, включают в себя выполнение плана добычи, продуктивность месторождения, управление давлением, управление по газу, управление по воде и управление депрессией на пласт,
показатели работы, относящиеся к обследованию коллектора, включают в себя разработку комплексного плана и реализацию комплексного плана,
показатели работы, относящиеся к применению технологии, включают в себя технологию бурения, технологию заканчивания, технологию моделирования, и оптимизационную технологию динамической интерпретации коллектора, и
показатели работы, относящиеся к управлению использованием знаний, включают в себя индекс управления использованием знаний.

6. Способ по п.1, дополнительно содержащий выполнение анализа разрыва с помощью сравнения разности между целевым показателем производителя или идеальным показателем и текущей добычей и/или нефтеотдачей.

7. Способ по любому из пп.1-6, в котором рейтинг соответствия техническим требованиям определяют, по меньшей мере, частично с помощью анализа, по меньшей мере одного из показателей работы коллектора или данных, относящихся к показателям работы коллектора, с помощью компьютерной системы, имеющей процессор и системное запоминающее устройство и отображающей информацию, относящуюся к рейтингу соответствия техническим требованиям, причем отображаемая информация содержит по меньшей мере одно из следующего: развернутая ведомость или график, представляющий показатели работы или разработанный на их основе.

8. Способ по п.7, в котором
единичные показатели разработки включают в себя одно или несколько из следующего: коэффициент стоимости, коэффициент стоимости буровых работ, коэффициент стоимости капремонта, коэффициент эффективности, коэффициент эффективности бурения, коэффициент эффективности капремонта, среднюю величину контакта коллектора эксплуатационных скважин или среднюю величину контакта коллектора нагнетательных скважин;
показатели рабочей нагрузки включают в себя одно или несколько из следующего: профессиональная подготовка, число документов, количество дней обучения, число курсов внутри компании, число курсов, проводящихся третьими сторонами, исследования, текущие исследования продолжительностью менее двенадцати месяцев, текущие исследования продолжительностью более двенадцати месяцев, моделирование или текущие лабораторные или полевые испытания новых способов или технологий;
показатели бизнес плана включают в себя одно или несколько из следующего: прогноз темпа добычи по текучей среде, прогноз темпа добычи по нефти для цикла планирования бизнеса, прогноз темпа добычи по воде для цикла планирования бизнеса или прогноз обводненности для цикла планирования бизнеса; и
сверхплановые цели включают в себя одно или несколько из следующего: статистические показатели работы, прогноз бизнес плана, учитывающий скорость реализации новых технологий и передового опыта, стоимость развития производства, коэффициент компенсации отбора, коэффициент компенсации отбора на поверхности или обводненность.

9. Способ разработки плана мероприятий для увеличения добычи и нефтеотдачи из нефтяного коллектора, содержащий:
выполнение асимметричного анализа нефтяного коллектора для определения соответствия техническим требованиям коллектора, причем асимметричный анализ выполняют, умножая на весовой коэффициент один или несколько показателей работы коллектора, делая его вес больше, чем по меньшей мере у одного из других показателей работы коллектора;
установление по меньшей мере одного из следующего: необходимого темпа истощения или необходимого темпа добычи и суммарной нефтеотдачи для нефтяного коллектора;
построение модели нефтяного коллектора, задающей местоположение нефти в коллекторе, включающей в себя по меньшей мере одно из следующего: связность или отсутствие связности нефти в коллекторе, потенциальные пути потоков нефти в результате отбора нефти из коллектора при естественных расходах и/или давлениях текучей среды в коллекторе и/или нагнетании вспомогательных текучих сред в коллектор; и
разработку плана мероприятий, который включает в себя архитектуру добычи, касающуюся: к 1) действующих эксплуатационных нефтяных скважин, то есть их число, местоположение, данные конструктивного исполнения и эксплуатации, 2) объема нагнетания вспомогательных текучих сред для содействия вытеснению нефти в коллекторе в действующие эксплуатационные скважины, то есть данные по применению одной или нескольких нагнетательных скважин и объема вспомогательных текучих сред, нагнетаемых через одну или несколько нагнетательных скважин, и, если необходимо, 3) обработки для интенсификации притока одной или нескольких существующих действующих эксплуатационных скважин для увеличения продуктивности.

10. Способ по п.9, в котором выполнение асимметричного анализа нефтяного коллектора для определения соответствия техническим требованиям коллектора включает в себя определения рейтинга управления разработкой для нефтяного коллектора, причем рейтинг управления разработкой коллектора определяют с помощью асимметричной весовой обработки данных показателей работы, относящихся к следующим категориям: схема управления разработкой коллектора, повышение стоимости запасов, план разработки и эксплуатации, обследование коллектора, применение технологии и управление использованием знаний.

11. Способ по п.9, где по меньшей мере одно из следующего: выполнение асимметричного анализа, установление необходимого темпа добычи и суммарной отдачи, построение модели нефтяного коллектора или разработку плана мероприятий выполняют с помощью компьютерной системы, имеющей процессор и системное запоминающее устройство и отображающей информацию, относящуюся к нефтяному коллектору, и при этом генерирование модели нефтяного коллектора выполняют, по меньшей мере, частично с помощью компьютерной системы, причем модель нефтяного коллектора содержит по меньшей мере одно из следующего: численную модель или визуальное отображение части или всего нефтяного коллектора.

12. Способ по п.9, где вспомогательные текучие среды содержат воду и/или газ, причем способ дополнительно содержит разработку архитектуры, относящейся к вспомогательным текучим средам, включающей в себя сепарирование вспомогательных текучих сред от нефти, извлеченной из коллектора, и переработку вспомогательных текучих сред, причем архитектура, относящаяся к вспомогательным текучим средам, включает в себя по меньшей мере одно из следующего: утилизацию, повторное нагнетание или продажу вспомогательных текучих сред.

13. Способ по п.9, в котором при установлении необходимого темпа добычи и суммарной отдачи для нефтяного коллектора учитывают размер средств, которые производитель намерен инвестировать в увеличение добычи и нефтеотдачи из коллектора, и при этом разработка плана мероприятий, включающего в себя архитектуру добычи, касающуюся действующих эксплуатационных нефтяных скважин, включает в себя разработку и размещение по меньшей мере одной скважины максимального контакта с коллектором, имеющей множество боковых стволов и, по меньшей мере, частично горизонтальных стволов.

14. Способ реализации плана мероприятий для увеличения добычи и нефтеотдачи из нефтяного коллектора, содержащий:
получение плана мероприятий, разработанного с использованием асимметричного анализа нефтяного коллектора для определения соответствия техническим требованиям коллектора, причем асимметричный анализ выполняют, умножая на весовой коэффициент один или несколько показателей работы коллектора, создавая вес больше, чем по меньшей мере у одного из других показателей работы коллектора, что включает в себя умножение на весовой коэффициент по меньшей мере одного лидирующего индикатора с созданием более высокого веса, чем по меньшей мере у одного запаздывающего индикатора, причем план мероприятий включает в себя архитектуру добычи, касающуюся по меньшей мере одного из следующего: 1) новые действующие эксплуатационные нефтяные скважины, их число, местоположение, конструктивное исполнение, 2) нагнетание вспомогательных текучих сред для содействия вытеснению нефти в коллекторе в действующие эксплуатационные скважины, то есть размещение одной или нескольких нагнетательных скважин и объем вспомогательных текучих сред, нагнетаемых через одну или несколько нагнетательных скважин, 3) строительство скважины максимального контакта, 4) обработка для интенсификации притока одной или нескольких существующих действующих эксплуатационных скважин для увеличения продуктивности и 5) модификация одной или нескольких существующих действующих эксплуатационных скважин для уменьшения дебита;
выполнение одной или нескольких позиций из следующего:
размещение новых действующих эксплуатационных нефтяных скважин на площадках нефтяного коллектора и строительство новых действующих эксплуатационных нефтяных скважин согласно плану мероприятий;
размещение нагнетательных скважин на площадках нефтяного коллектора согласно плану мероприятий для содействия вытеснению нефти в коллекторе в новые действующие эксплуатационные нефтяные скважины и, если необходимо, в давно существующие нефтяные скважины нефтяного коллектора;
начало эксплуатации скважины максимального контакта на нефтяном коллекторе, имеющей основной ствол, из которого нефть удаляется, и несколько боковых стволов, проходящих поперечно от основного ствола скважин, причем, по меньшей мере, некоторые из боковых стволов соединяются с основным стволом скважины в различных точках по длине основного ствола скважины;
обработку для интенсификации притока одной или нескольких первых действующих эксплуатационных скважин на нефтяном коллекторе для увеличения продуктивности первых действующих эксплуатационных скважин; или
модификацию одной или нескольких вторых действующих эксплуатационных скважин на нефтяном коллекторе для уменьшения дебита вторых действующих эксплуатационных скважин.

15. Способ по п.14, в котором выполнение асимметричного анализа нефтяного коллектора для определения соответствия техническим требованиям коллектора включает в себя определения рейтинга управления разработкой для нефтяного коллектора, причем рейтинг управления разработкой коллектора определяют с помощью асимметричной весовой обработки данных показателей работы, относящихся к следующим категориям: схема управления разработкой коллектора, повышение стоимости запасов, план разработки и эксплуатации, обследование коллектора, применение технологии и управление использованием знаний.

16. Способ по п.4, в котором выполнение асимметричного анализа и разработка плана мероприятий проводятся, по меньшей мере, частично с помощью компьютерной системы, имеющей процессор и системное запоминающее устройство и отображающей информацию, относящуюся к нефтяному коллектору.

17. Способ по п.14, где новые действующие эксплуатационные нефтяные скважины строят с одним или несколькими подземными устройствами управления добычей, выбранными из группы, состоящей из следующего: забойные клапаны, забойные устройства подачи, крыльчатки, штуцерные устройства, скважинные погружные насосы, сепарирующие устройства для уплотнения или изоляции участка нефтяного коллектора и перфорации в скважинной трубе для увеличения площади контакта коллектора, причем по меньшей мере одну из новых действующих эксплуатационных нефтяных скважин строят как скважину максимального контакта с коллектором, имеющей множество боковых стволов и, по меньшей мере, частично горизонтальных стволов, причем, где новые действующие эксплуатационные нефтяные скважины строят включающими в себя перфорации скважинных труб, при этом число и направление перфораций выполняют согласно плану мероприятий.

18. Способ по п.14, дополнительно содержащий по меньшей мере одно из следующего:
изменение внутренней конструкции существующих нефтяных скважин для увеличения площади контакта с коллектором и при этом увеличения продуктивности скважин;
конструирование и/или установку оборудования для сепарирования вспомогательных текучих сред от нефти, извлекаемой из коллектора, и переработки вспомогательных текучих сред;
обработку для интенсификации притока одной или нескольких существующих нефтяных скважин для увеличения продуктивности с помощью по меньшей мере одного из следующего: гидроразрыва пласта высокого давления, кислотного гидроразрыва пласта, или кислотной промывки;
закрытие одной или нескольких давно существующих нефтяных скважин для изменения потока нефти через коллектор способом, который в итоге дает дренирование нефти из коллектора больше дренирования, чем в случае, когда давно существующие нефтяные скважины не закрывают.

19. Реализуемый с помощью компьютера способ мониторинга и отслеживания показателей работы нефтяного коллектора относительно по меньшей мере одного из следующего: добычи или нефтеотдачи, содержащий:
выполнение или прием измерений, относящихся к показателям работы нефтяных скважин на нефтяном коллекторе и ввод измерений в компьютерную систему, имеющую процессор и системное запоминающее устройство;
причем компьютерная система относит измерения к показателям работы, по меньшей мере, некоторые из которых являются лидирующими индикаторами и запаздывающими индикаторами показателей работы нефтяной скважины на нефтяном коллекторе, причем компьютерная система умножает на весовой коэффициент по меньшей мере один из лидирующих индикаторов, придавая ему более высокий вес, чем по меньшей мере у одного запаздывающего индикатора;
компьютерная система сравнивает, по меньшей мере, некоторые из измерений и/или показателей работы, относящиеся к показателям работы нефтяной скважины на нефтяном коллекторе с заданными аварийными уровнями или уровнями пусковых схем; и
при переходе измерения или показателя за аварийный уровень или уставку пусковой схемы с падением ниже минимума или превышением максимума, компьютерная система выполняет по меньшей мере одно из следующего: 1) меняет по меньшей мере один параметр добычи нефтяной скважины на нефтяном коллекторе или 2) предупреждает управляющего коллектора, владельца и/или третье лицо, что перейден аварийный уровень или уставка пусковой схемы для нефтяного коллектора.

20. Способ по п.19, где компьютерная система дополнительно отображает информацию, относящуюся по меньшей мере к одному измерению и/или показателю работы, относящемуся к показателям работы нефтяной скважины.

21. Способ по п.20, где компьютерная система отображает информацию в виде графика и/или шкалы прибора.

22. Способ по п.19, в котором переход аварийного уровня или уставки пусковой схемы дает в результате по меньшей мере одно из следующего:
увеличение добычи нефти одной или несколькими нефтяными скважинами коллектора;
уменьшение добычи нефти одной или несколькими нефтяными скважинами коллектора;
увеличение добычи нефти с помощью ввода в эксплуатацию одной или нескольких новых нефтяных скважин на коллекторе или остановки эксплуатации одной или нескольких нефтяных скважин;
уменьшение добычи нефти с помощью ввода в эксплуатацию одной или нескольких новых нефтяных скважин на коллекторе или остановки эксплуатации одной или нескольких нефтяных скважин;
увеличение нагнетания вспомогательной текучей среды в коллектор;
уменьшение нагнетания вспомогательной текучей среды в коллектор; или
обработку для интенсификации притока по меньшей мере одной нефтяной скважины для увеличения продуктивности скважины.

23. Машиночитаемый носитель, имеющий сохраненные на нем исполняемые инструкции, которые, при исполнении с помощью компьютерной системы, имеющей процессор и системное запоминающее устройство, обеспечивают выполнение компьютерной системой способа по одному из пп.19-22.

24. Способ оценки соответствия техническим требованиям нефтяного коллектора относительно добычи и нефтеотдачи для разработки плана мероприятий по увеличению добычи и/или нефтеотдачи, содержащий:
установление множества показателей работы коллектора, которые относятся к добыче и отдаче нефти из коллектора;
умножение на весовой коэффициент одного или нескольких показателей работы коллектора с установлением более высокого веса, чем по меньшей мере у одного другого показателя работы коллектора для осуществления асимметричного анализа показателей работы коллектора;
получение данных, относящихся к показателям работы коллектора, причем данные вырабатывают по меньшей мере с помощью одного из следующего: (I) измерения физических свойств одной или нескольких действующих эксплуатационных нефтяных скважин и/или нагнетательных скважин коллектора, (II) отбора и анализа одного или нескольких образцов керна из коллектора или (III) установления взаимоотношения между данными одного или нескольких различных видов по позициям (I) или (II);
генерирование показателей работы коллектора по данным; и
определение рейтинга соответствия техническим требованиям для нефтяного коллектора относящегося по меньшей мере к одному из следующего: добыча или нефтеотдача коллектора, причем рейтинг соответствия техническим требованиям основывается, по меньшей мере, частично на рейтинге управления разработкой для нефтяного коллектора,
рейтинг управления разработкой коллектора определяют с помощью асимметричной весовой обработки данных показателей работы, относящихся к следующим категориям: схема управления разработкой коллектора, повышение стоимости запасов, план разработки и эксплуатации, обследование коллектора, применение технологии и управление использованием знаний,
причем показатели работы, относящиеся к схеме управления разработкой коллектора, включают в себя схему извлечения нефти, темп истощения месторождения, дебит скважин/депрессия на пласт, риск способа вытеснения и осуществимость полки добычи,
причем показатели работы, относящиеся к повышению стоимости запасов, включают в себя подтверждение OIIP (начальный запас нефти в пласте)/GIIP (начальный запас газа в пласте), охват заводнением, эффективность вытеснения, подтверждение запасов, и снижение рисков,
показатели работы, относящиеся к плану разработки и эксплуатации, включают в себя выполнение плана добычи, продуктивность месторождения, управление давлением, управление по газу, управление по воде и управление депрессией на пласт,
показатели работы, относящиеся к обследованию коллектора, включают в себя разработку комплексного плана и реализацию комплексного плана,
показатели работы, относящиеся к применению технологии, включают в себя технологию бурения, технологию заканчивания, технологию моделирования и оптимизационную технологию динамической интерпретации коллектора, и
показатели работы, относящиеся к управлению использованием знаний, включают в себя индекс управления использованием знаний.

25. Способ оценки соответствия техническим требованиям нефтяного коллектора относительно добычи и нефтеотдачи для разработки плана мероприятий по увеличению добычи и/или нефтеотдачи, содержащий:
установление множества показателей работы коллектора, которые относятся к добыче и отдаче нефти из коллектора;
умножение на весовой коэффициент одного или нескольких показателей работы коллектора с установлением более высокого веса, чем по меньшей мере у одного другого показателя работы коллектора для осуществления асимметричного анализа показателей работы коллектора;
получение данных, относящихся к показателям работы коллектора, причем данные вырабатывают по меньшей мере с помощью одного из следующего: (I) измерения физических свойств одной или нескольких действующих эксплуатационных нефтяных скважин и/или нагнетательных скважин коллектора, (II) отбора и анализа одного или нескольких образцов керна из коллектора, или (III) установление взаимоотношения между данными одного или нескольких различных видов по позициям (I) или (II);
генерирование показателей работы коллектора по данным; и
определение рейтинга соответствия техническим требованиям для нефтяного коллектора, относящегося по меньшей мере к одному из следующего: добыча или отдача нефти нефтяного коллектора, причем рейтинг соответствия техническим требованиям основывается, по меньшей мере, частично на рейтинге управления разработкой для нефтяного коллектора,
причем рейтинг управления разработкой коллектора определяют с помощью асимметричной весовой обработки данных показателей работы, относящихся к следующим категориям: схема управления разработкой коллектора, повышение стоимости запасов, план разработки и эксплуатации, обследование коллектора, применение технологий и управление использованием знаний, при этом показатели схемы управления разработкой коллектора и повышения стоимости запасов умножают на весовые коэффициенты, делающие их вес выше веса показателей плана разработки и эксплуатации, применения технологии, обследования коллектора и управления использованием знаний.

26. Способ по п.25, в котором показатель плана разработки и эксплуатации умножается на весовой коэффициент, делающий его вес выше веса показателя применения технологий, который умножается на весовой коэффициент, делающий его вес выше веса показателя обследования коллектора, который умножается на весовой коэффициент, делающий его вес выше веса показателя управления использованием знаний.