Прогнозирование свойств подземной формации

Прогнозирование свойств подземной формации

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

По данной заявке испрашивается приоритет по дате подачи предварительной заявки США № 60/986249 «Система и способ прогнозирования свойств подземной формации», зарегистрированной 7 ноября 2007 г.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к прогнозированию свойств подземной формации.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Работы, такие как изыскания, бурение, испытания на каротажном кабеле, заканчивание, добыча, планирование и нефтепромысловый анализ, обычно выполняют для обнаружения и отбора ценных скважинных текучих сред. Изыскания обычно выполняют с использованием такой методологии сбора данных, как сейсмическое сканирование для построения карт поземных формаций. Данные формации часто анализируют для определения присутствия подземных запасов, таких как запасы ценных текучих сред или минералов, или для определения, имеют ли формации характеристики, подходящие для хранения текучих сред.

Во время операций бурения и добычи обычно собирают данные для анализа и/или мониторинга операций. Такие данные могут включать в себя, например, информацию, касающуюся подземных формаций, оборудования и статистических и/или других данных.

Данные, касающиеся подземной формации, собирают с использованием различных источников. Такие данные формации могут быть статическими или динамическими. Статические данные относятся, например, к структуре формации и геологической стратиграфии, образующим геологическую структуру подземной формации. Динамические данные относятся, например, к текучим средам, проходящим через геологические структуры подземной формации с течением времени. Такие статические и/или динамические данные можно собирать для получения дополнительной информации по формациям и запасам, содержащимся в них.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном примере реализации прогнозирования свойств подземной формации система прогнозирования свойств подземной формации буровой площадки включает в себя модуль обработки данных, выполненный с возможностью получения сейсмических данных области, представляющей интерес. Система дополнительно включает в себя блок моделирования, выполненный с возможностью получения исходного сейсмического куба с использованием сейсмических данных и получения ряда сдвинутых сейсмических кубов с использованием сейсмических данных, где каждый из ряда сдвинутых сейсмических кубов сдвинут от исходного сейсмического куба. Система дополнительно включает в себя учебный модуль, выполненный с возможностью создания нейронной сети с использованием исходного сейсмического куба, ряда сдвинутых сейсмических кубов и данных каротажной диаграммы скважины. Учебный модуль дополнительно выполнен с возможностью применения нейронной сети к сейсмическим данным для получения модели области, представляющей интерес, где модель можно использовать для корректировки операции буровой площадки.

Другие аспекты и преимущества прогнозирования свойств подземной формации должны стать ясными из следующего описания прилагаемой формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

С тем, чтобы приведенные выше признаки и преимущества прогнозирования свойств подземной формации можно было понять в деталях, ниже приведено описание типичных вариантов осуществления, не ограничивающих объем защиты, прогнозирования свойств подземной формации, кратко описанного выше, со ссылками на варианты осуществления, показанные на прилагаемых чертежах, на которых:

фиг.1A-1D изображают примеры нефтепромысла с подземными формациями, включающими в себя коллекторы, и различными операциями, выполняемыми на нефтепромысле;

фиг.1A изображает выполнение геофизических исследований станцией сейсмических исследований на грузовике;

фиг.1B изображает буровые операции, выполняемые бурильным инструментом, подвешенным на буровой установке и спускаемым в подземную формацию;

фиг.1C изображает операцию на каротажном кабеле, выполняемую инструментом на каротажном кабеле, подвешенным на буровой установке и спущенным в ствол скважины;

фиг.1D изображает операцию добычи, выполняемую эксплуатационным инструментом, развернутым с эксплуатационной установки и в законченном стволе скважины для перемещения текучей среды из коллектора в сооружения на поверхности;

фиг.2A-2D изображают графические представления данных, собранных инструментами фиг.1A-1D соответственно;

фиг.2A изображает дорожку сейсмограммы подземной формации на фиг.1А;

фиг.2B изображает результат испытания образца керна на фиг.1B;

фиг.2C изображает каротажную диаграмму скважины подземной формации фиг.1C;

фиг.2D изображает кривую падения уровня добычи текучей среды, проходящей через подземную формацию фиг.1D;

фиг.3 изображает схематичный вид, частично в разрезе, нефтепромысла с множеством инструментов сбора данных, установленных на различных местоположениях операций на нефтепромысле для сбора данных подземных формаций;

фиг.4A-4C изображают трехмерные (3D) виды статических моделей на основе данных, собранных инструментами сбора данных фиг.3;

фиг.5 изображает диаграмму распределения вероятностей статических моделей фиг.4;

фиг.6 изображает пример схематичной диаграммы системы прогнозирования свойств подземной формации для операции буровой площадки;

фиг.7-8 изображают примеры блок-схем последовательности операций способов прогнозирования свойств подземной формации для операции буровой площадки;

фиг.9 изображает пример представления групп сдвинутых сейсмических кубов;

фиг.10 изображает пример представления сейсмических данных;

фиг.11 изображает пример представления модели.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ВОПЛОЩЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Конкретные варианты осуществления прогнозирования свойств подземной формации подробно описаны ниже со ссылками на прилагаемые чертежи.

В следующем подробном описании вариантов осуществления прогнозирования свойств подземной формации изложены многочисленные конкретные детали для обеспечения более всестороннего понимания прогнозирования свойств подземной формации. В других случаях общеизвестные признаки подробно не описаны, чтобы избежать затенения концепций прогнозирования свойств подземной формации.

На фиг.1A-1D схематично показаны упрощенные для представления виды нефтепромысла (100) с подземной формацией (102), содержащей коллектор (104), и различные операции, выполняемые на нефтепромысле, включающем в себя, по меньшей мере, одну буровую площадку. На фиг.1A показаны геофизические исследования, выполняемые станцией (106a) сейсмических исследований на грузовике, измеряющей свойства подземной формации. Исследования являются сейсмическими геофизическими исследованиями с производством акустических колебаний. На фиг.1A такие акустические колебания (112), генерируемые источником (110), отражаются от множества горизонтов (114) в толще пород формации (116). Акустические колебания (112) принимают датчики, такие как сейсмоприемники (118), расположенные на поверхности. Сейсмоприемники (118) генерируют электрические выходные сигналы, именуемые принимаемыми данными (120) на фиг.1А.

В ответ на принятые акустические колебания (112), представляющие различные параметры (такие как амплитуда и/или частота) акустических колебаний (112), сейсмоприемники (118) генерируют электрические выходные сигналы, содержащие данные по подземной формации. Принятые данные (120) передаются, как входные данные, на компьютер (122a) станции (106a) сейсмических исследований на грузовике. В ответ на входные данные компьютер (122a) создает выходную запись (124) сейсмических данных. Сейсмические данные можно сохранять, передавать или дополнительно обрабатывать, как необходимо, например, посредством сжатия информации. Например, можно применить цифровые инструменты фильтрации сигнала к выходным записям сейсмических данных (то есть дорожкам сейсмограмм) для уменьшения шума и создания и применения параметров коррекции для суммирования одиночных дорожек сейсмических сигналов, имеющих общее географическое местоположение, для улучшения отношения сигнала к шуму. Дополнительно, можно использовать специальные алгоритмы для отображения сейсмических отражений в трехмерном пространстве. В данном примере результатом обработки данных может являться сейсмический куб, представляющий подземные геологические слои так точно, как возможно, и который могут использовать геологи для интерпретации основных геологических структур. Кроме того, сейсмический куб можно использовать в комбинации с данными каротажной диаграммы скважины для анализа геологических структур.

На фиг.1B показана буровая операция, выполняемая бурильным инструментом (106b), подвешенным на буровой установке (128) и спускаемым в подземную формацию (102) для образования ствола (136) скважины. Емкость (130) бурового раствора используют для подачи бурового раствора в бурильные инструменты по линии (132) подачи для осуществления циркуляции бурового раствора через бурильный инструмент, вверх по стволу (136) скважины и обратно на поверхность. Буровой раствор обычно фильтруют и возвращают в емкость бурового раствора. Циркуляционную систему можно использовать для хранения, контроля и фильтрования бурового раствора. Бурильные инструменты спускают в подземную формацию для достижения коллектора (104). Каждая скважина может быть нацелена на один или несколько коллекторов. Бурильные инструменты выполнены с возможностью измерения скважинных свойств с использованием одного или нескольких зондов каротажа во время бурения. Зонды каротажа во время бурения можно также приспособить для отбора образца (133) керна, как показано, или извлекать, чтобы обеспечить отбор образца керна с использованием другого инструмента.

Наземный блок (134) управления используют для осуществления связи с бурильным инструментом и операций вне площадки. Наземный блок управления способен осуществлять связь с бурильными инструментами для передачи команд на бурильные инструменты и для приема данных с них. Наземный блок управления можно снабжать компьютерным оборудованием для приема, сохранения, обработки и анализа данных с нефтепромысла. Наземный блок управления собирает данные, генерируемые во время операций бурения, и генерирует выходные данные (135), которые можно сохранять или передавать. Компьютерное оборудование, такое как оборудование наземного блока управления, может быть установлено на различных площадках на нефтепромысле и/или на удаленных площадках.

Датчики (S), такие как измерительные приборы, можно устанавливать повсеместно на нефтепромысле для сбора данных, относящихся к различным операциям, описанным выше. Как показано, датчики (S) устанавливают в одном или нескольких местах на бурильных инструментах и/или на буровой установке для измерения параметров бурения, таких как осевая нагрузка на долото, крутящий момент на долоте, давления, температуры, расходы, составы, скорость вращения ротора, и/или других параметров операций. Датчики можно также устанавливать в одном или нескольких местах в циркуляционной системе.

Информацию, собранную датчиками, может собирать наземный блок управления и/или другие средства сбора данных для анализа или обработки. Информацию, собранную датчиками, можно использовать индивидуально или в комбинации с другими данными. Данные можно собирать в одну или несколько баз данных и/или передавать по площадке или за ее пределы. Все данные или выбранные фрагменты данных можно выборочно использовать для анализа и/или прогнозирования операций на действующих в настоящее время и/или других стволах скважин. Данные могут являться статистическими данными, данными в режиме реального времени или их комбинациями. Данные в режиме реального времени можно использовать в режиме реального времени или сохранять для последующего использования. Данные можно также комбинировать со статистическими данными или другими входными данными для дополнительного анализа. Данные можно размещать в отдельных базах данных или объединять в одну базу данных.

Собранные данные можно использовать для выполнения анализа, такого как операции моделирования. Например, сейсмические выходные данные можно использовать для выполнения геологического, геофизического проектирования или проектирования разработки коллектора. Данные коллектора, ствола скважины, полученные на поверхности, и/или данные промысловой подготовки продукции скважин можно использовать для выполнения имитации коллектора, ствола скважины, геологической, геофизической или других имитаций. Выходные данные по операции на нефтепромысле могут передаваться датчиками напрямую или после некоторой предварительной обработки или моделирования. Указанные выходные данные можно использовать как входные данные для дополнительного анализа.

Данные можно собирать и сохранять в наземном блоке (134) управления. Один или несколько наземных блоков управления могут быть размещены на нефтепромысле или быть удаленно связанными с ним. Наземный блок управления может представлять собой один блок или комплексную сеть блоков, используемую для выполнения необходимых функций управления передачей данных повсеместно на нефтепромысле. Наземный блок управления может являться системой с ручным или автоматическим управлением. Наземным блоком управления пользователь может управлять и/или настраивать его.

Наземный блок управления можно оборудовать приемопередатчиком (137), обеспечивающим связь между блоком на поверхности и различными участками нефтепромысла или другими местами операций. Наземный блок управления может также быть оборудован или функционально соединен с одним или несколькими контроллерами для приведения в действие механизмов на нефтепромысле. Наземный блок управления может отправлять сигналы команд управления на нефтепромысле в ответ на принятые данные. Наземный блок управления может принимать команды через приемопередатчик или может сам исполнять команды на контроллер. Для анализа данных (локально или на удалении), принятия решений и/или для приведения в действие контроллера может быть оборудован процессор. Таким образом, на нефтепромысле можно осуществлять выборочную регулировку на основе собранных данных. Данную методику можно использовать для оптимизирования участков операций, такого как регулирование бурения, осевой нагрузки на долото, скорости подачи буровых насосов или других параметров. Данную регулировку можно выполнять автоматически, на основе компьютерной программы, или вручную, оператором. В некоторых случаях планы бурения можно корректировать для выбора оптимальных условий операции или для предотвращения проблем.

На фиг.1C показана операция на каротажном кабеле, выполняемая инструментом (106c) на каротажном кабеле, подвешенным на буровой установке (128) в стволе (136) скважины фиг.1B. Инструмент (106c) на каротажном кабеле приспособлен для развертывания в стволе (136) скважины для выполнения каротажа, выполнения испытаний на забое и/или отбора проб или образцов. Инструмент на каротажном кабеле можно использовать в других способах и как устройство выполнения сейсмических геофизических исследований. Инструмент на каротажном кабеле фиг.1C может иметь источник (144) взрывной волны, радиоактивного излучения, электрической энергии или акустических колебаний, передающий электрические сигналы в подземные формации (102) и текучие среды в них и/или принимающий сигналы от них.

Инструмент на каротажном кабеле может быть функционально соединен, например, с сейсмоприемниками (118) и компьютером (122a) станции (106a) сейсмических исследований на грузовике фиг.1A. Инструмент на каротажном кабеле может также передавать данные в наземный блок (134) управления. Наземный блок управления собирает данные, выработанные во время операции на каротажном кабеле, и вырабатывает выходные данные (135), которые может сохранять или передавать. Инструмент (106c) на каротажном кабеле можно устанавливать на различных глубинах в стволе (136) скважины для обеспечения исследований или передачи другой информации, относящейся к подземной формации.

Датчики (S), такие как измерительные приборы, можно устанавливать на нефтепромысле для сбора данных, относящихся к различным операциям, как описано выше. Как показано, датчик (S) установлен на инструменте на каротажном кабеле для измерения скважинных параметров, относящихся, например, к пористости, проницаемости, составу текучей среды и/или другим параметрам операции.

На фиг.1D показана операция добычи, выполняемая эксплуатационным инструментом (106d), развернутым на эксплуатационном блоке или фонтанной арматуре (129) в законченном стволе (136) скважины фиг.1C для перемещения текучей среды из коллектора на сооружения (142) на поверхности. Текучая среда проходит из коллектора (104) через перфорационные каналы в обсадной колонне (не показано) в эксплуатационный инструмент (106d) в стволе (136) скважины и на сооружения (142) на поверхности через сеть (146) сборных трубопроводов.

Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть установлены на нефтепромысле для сбора данных, относящихся к различным операциям на нефтепромысле, как описано выше. Как показано, датчик (S) может быть установлен на эксплуатационном инструменте (106d) или связанном с ним оборудовании, таком как фонтанная арматура, сеть сборных трубопроводов, оборудование и сооружения на поверхности и/или эксплуатационное оборудование и сооружения, для измерения параметров текучей среды, таких как состав текучей среды, дебиты, давления, температуры и/или другие параметры эксплуатации.

Хотя показаны только упрощенные конфигурации буровой площадки, должно быть ясно, что нефтепромысел может покрывать участок сухопутных, морских и/или водных мест проведения работ, с размещением одной или нескольких буровых площадок. Эксплуатация может также включать в себя эксплуатацию нагнетательных скважин (не показано) для дополнительной добычи. Одно или несколько сборных сооружений могут быть функционально соединены с одной или несколькими буровыми площадками для избирательного сбора скважинных текучих сред с буровой площадки (площадок).

Хотя на фиг.1В-1D показаны инструменты, использующиеся для измерения свойств нефтепромысла, должно быть ясно, что инструменты можно использовать применительно к операциям не на нефтепромыслах, таким как операции на рудниках, водоносных коллекторах или других подземных сооружениях. Также, хотя показаны некоторые инструменты сбора данных, должно быть ясно, что можно использовать различные измерительные инструменты, способные измерять свойства, такие как полное время пробега сейсмической волны, плотность, удельное сопротивление, темп добычи и т.д., подземной формации и/или ее геологических структур. Различные датчики (S) и/или инструменты мониторинга для сбора и/или мониторинга необходимых данных могут быть размещены на различных местах в стволе скважины. Можно также создавать другие получения данных с мест вне площадки.

Конфигурация нефтепромысла (фиг.1A-1D) представлена кратким описанием примера нефтепромысла, где применимо прогнозирование свойств подземной формации. Часть или весь нефтепромысел может находиться на суше, воде и/или на море. Также, хотя показан один нефтепромысел с измерениями в одном месте, прогнозирование свойств подземной формации можно использовать с любой комбинацией одного или нескольких нефтепромыслов, одного или нескольких сооружений промысловой подготовки продукции скважин и одной или нескольких буровых площадок.

На фиг.2A-2D показаны примеры графического отображения данных, собранных инструментами фиг.1A-1D соответственно. На фиг.2A показан пример дорожки (202) сейсмограммы подземной формации фиг.1A, выполненной станцией (106a) сейсмических исследований на грузовике. Дорожку сейсмограммы можно использовать для получения данных, таких как данные двустороннего пробега волны за период времени. На фиг.2B показан пример образца (133) керна формации, отобранного бурильными инструментами (106b). Керн можно использовать для получения данных, таких как диаграмма плотности, пористости, проницаемости или других физических свойств образца керна по его длине. Испытания плотности и вязкости можно выполнить на текучих средах в керне при изменяющихся давлениях и температурах. На фиг.2C показана каротажная диаграмма (204) скважины в подземной формации фиг.1C, выполненная инструментом (106с) на кабеле. Каротажная диаграмма, выполненная инструментом на кабеле, обычно дает измерения удельного сопротивления формации или другие измерения на различных глубинах. На фиг.2D показана кривая (206) падения уровня добычи текучей среды, поступающей из подземной формации фиг.1D, полученная на наземном оборудовании (142). Кривая падения уровня добычи обычно обеспечивает темп Q добычи как функцию времени t.

Соответствующие диаграммы фиг.2A-2C показывают примеры статических измерений, которые могут описывать физические характеристики формации и коллекторов, содержащихся в ней, или давать о них информацию. Данные измерения можно анализировать для лучшего определения свойств формации (формаций) и определения точности измерений и/или для проверки наличия ошибок. Диаграммы каждого из соответствующих измерений можно совмещать и масштабировать для сравнения и выверки свойств.

На фиг.2D показан пример динамического измерения свойств текучей среды по стволу скважины. Когда текучая среда проходит через ствол скважины, выполняют измерения свойств текучей среды, таких как дебиты, давления, состав и т.д. Как описано ниже, статические и динамические измерения можно анализировать и использовать для создания моделей подземной формации для определения ее характеристик. Аналогичные измерения можно также использовать для измерения изменений в характеристиках формации во времени.

На фиг.3 показан схематичный вид, частично в разрезе, нефтепромысла (300) с инструментами (302a), (302b), (302c) и (302d) сбора данных, установленными на различных местах операций на нефтепромысле для сбора данных подземной формации (304). Инструменты 302a-302d сбора данных могут являться аналогичными инструментам 106a-106d сбора данных фиг.1А-1D соответственно или другими, не показанными. Как показано, инструменты 302a-302d сбора данных формируют диаграммы 308a-308d данных или измерений соответственно. Указанные диаграммы данных составляются по всему нефтепромыслу для демонстрации данных, генерируемых различными операциями.

Диаграммы 308a-308c данных являются примерами диаграмм статических данных, которые могут генерировать инструменты 302a-302d сбора данных соответственно. Диаграмма (308a) статических данных является отображением времени двустороннего пробега сейсмической волны и может являться аналогичной дорожке (202) сейсмограммы, показанной на фиг.2A. Диаграмма (308b) статических данных образована по данным керна, измеренным по образцу керна формации (304), аналогичному образцу (133) керна фиг.2B. Диаграмма (308c) статических данных является каротажной дорожкой, аналогичной каротажной диаграмме (204) скважины фиг.2C. Кривая падения добычи или диаграмма (308d) является диаграммой динамических данных дебита текучей среды по времени, аналогичной диаграмме (206) фиг.2D. Можно также собирать другие данные, такие как статистические данные, данные ввода пользователя, экономическую информацию, другие данные измерений и другие параметры, представляющие интерес.

Подземная формация (304) имеет множество геологических структур 306a-306d. Как показано, формация имеет слой (306a) песчаника, слой (306b) известняка, слой (306c) сланца и слой (306d) песка. Линия (307) разлома проходит через формации (306a), (306b). В одном варианте реализации инструменты сбора статических данных выполнены с возможностью измерения и детектирования характеристик формаций.

Хотя показана конкретная подземная формация с конкретными геологическими структурами, должно быть ясно, что нефтепромысел может содержать разнообразные геологические структуры и/или формации, в некоторых случаях имеющие чрезвычайную сложность. В некоторых местах, обычно ниже контура водоносности, текучая среда может занимать поровые пространства формации. Каждое измерительное устройство можно использовать для измерения свойств формации и/или ее геологических признаков. Хотя каждый инструмент сбора данных показан находящимся на конкретном месте операций в формации, должно быть ясно, что измерения одного или нескольких типов можно выполнять на одном или нескольких местах операций на одном или нескольких нефтепромыслах или других местах операций для сравнения и/или анализа.

Данные, собранные из различных источников, таких как инструменты сбора данных, показанные на фиг.3, можно затем обрабатывать и/или оценивать. Обычно, сейсмические данные, отображенные на диаграмме (308a) статических данных от инструмента (302a) сбора данных, использует геофизик для определения характеристик и признаков подземной формации. Данные керна, показанные на статической диаграмме (308b), и/или данные каротажной диаграммы (308c) скважины обычно использует геолог для определения различных характеристик подземной формации (304). Данные добычи из диаграммы (308d) обычно использует инженер по разработке месторождения для определения характеристик дебита текучей среды коллектора. Данные, анализируемые геологом, геофизиком и инженером по разработке месторождения можно анализировать с использованием методик моделирования. Примеры методик моделирования описаны в US 5992519, WO 2004/049216, WO 1999/064896, US 6313837, US 2003/0216897, US 7248259, US 2005/0149307 и US 2006/0197759. Системы для выполнения таких методик моделирования описаны, например, в выданном US 7248259, содержание которого полностью включено в данный документ в виде ссылки.

На фиг.4A-4C показаны трехмерные графические представления геологической среды, рассматриваемые как статическая модель. Статическую модель можно создавать на основе одной или нескольких моделей, созданных, например, по данным, собранным с использованием инструмента 302a-d сбора данных. На показанных фигурах статические модели 402a-c созданы инструментами 302a-с сбора данных фиг.3 соответственно. Данные статические модели могут представлять двухмерный вид подземной формации на основе данных, собранных на данном месте работ.

Статические модели могут иметь различные точности, основанные на имеющемся типе измерений, качестве данных, месте операций и других факторах. Хотя статические модели фиг.4A-4C получены с использованием конкретных инструментов сбора данных на одной площадке нефтепромысла, один или несколько аналогичных или отличающихся инструментов сбора данных можно использовать для выполнения измерений на одном или нескольких местах по всему нефтепромыслу для создания различных моделей. Можно выбирать различные методики анализа и моделирования в зависимости от необходимого типа данных и/или места операций.

Каждая из статических моделей 402a-c показана как объемное представление нефтепромысла с одним или несколькими коллекторам и структурами, окружающими формацию. Данные объемные представления являются прогнозом геологической структуры подземной формации в точно установленном месте на основе имеющихся измерений. В одном возможном варианте реализации представления являются возможными сценариями, созданными с использованием одинаковых входных данных (статистических и/или в режиме реального времени), но имеющих отличающуюся интерпретацию, интерполяцию и методики моделирования. Как показано, статические модели содержат геологические слои в подземной формации. В частности, разлом (307) фиг.3 проходит через каждую из моделей. Каждая статическая модель также имеет точки A, B и C привязки, размещенные в установленных положениях на каждой из статических моделей. Данные статические модели и установленные точки привязки статических моделей можно анализировать. Например, сравнение различных статических моделей может показать различия в структуре разлома (307) и примыкающего слоя (306a). Каждая из точек привязки может способствовать сравнению различных статических моделей. Можно выполнять корректировки моделей на основе анализа различных статических моделей фиг.4A-C, и откорректированный слой формации можно создавать, как описано дополнительно ниже.

На фиг.5 представлена диаграмма распределения вероятностей многочисленных статических моделей, таких как модели 402A-C фиг.4. Диаграмма показывает процентную вероятность конкретной переменной модели для каждой из статических моделей как функцию переменной (V) коллектора, такой как объемные параметры, темп добычи или другие параметры. Переменная может являться любым оцениваемым статическим или динамическим компонентом (компонентами), таким как объемные параметры, общая толщина породы, эффективная толщина формации, темп добычи, накопленная добыча и т.д. В одном возможном варианте реализации переменные в осуществлении моделирования удерживают в пределах разумных прогнозов возможностей реального коллектора (коллекторов) или того, что наблюдали в аналогичных коллекторах. Данная диаграмма является гистограммой, показывающей реализацию в многочисленных моделях, которые можно генерировать по полученным данным. Переменные результаты можно создавать посредством изменения параметров многочисленных моделей. Диаграмму можно затем генерировать посредством рассмотрения и оценки вероятности созданных моделей и их нанесения на диаграмму.

На гистограмме показано, что статическая модель (402a) дает десять процентов вероятности совпадения с фактическим параметром коллектора. Гистограмма также указывает, что статическая модель (402b) имеет пятьдесят процентов вероятности совпадения, и статическая модель (402c) - девяносто процентов вероятности. Данная диаграмма предполагает, что статическая модель (402c) является более консервативной моделью оценки переменной (V), но имеет более высокое правдоподобие по корректности, а статическая модель (402a) дает меньшую уверенность и должна считаться более оптимистичной оценкой. Статические модели и их правдоподобия можно использовать, например, в определении планов разработки месторождения и модели наземных сооружений подготовки. Представления 402a-402c статических моделей можно выбирать на основе необходимого риска и/или экономических допущений.

Модели на фиг.4A-4C откорректированы на основе динамических данных, полученных по добыче, диаграммы (308d) фиг.3. Динамические данные, собранные инструментом (302d) сбора данных, применены в каждой из статических моделей фиг.4A-4C. Как показано, динамические данные указывают, что разлом (307) и слой (306a), прогнозируемые статическими моделями, могут нуждаться в корректировке. Слой (306a) откорректирован в каждой модели, как показано пунктирными линиями. Видоизмененный слой показан позициями 306a', 306a" и 306a''' для статических моделей на фиг.4A-4C соответственно.

Динамические данные могут указывать, что некоторые статические модели дают лучшее представление нефтепромысла. Возможность статической модели соответствовать статистическим данным темпа добычи можно считать хорошим указанием, что модель может также давать точные прогнозы будущей добычи. В таких случаях можно выбирать предпочтительную статическую модель. В данном случае, хотя статическая модель на фиг.4C может иметь самую высокую общую вероятность точности, основанную только на статической модели, как показано на фиг.5, анализ динамической модели предполагает, что модель на фиг.4B имеет лучшее совпадение. Как показано на фиг.4A-4C, сравнение слоя (306a) со слоями 306a', 306a" и 306a''' указывает, что разлом (307) с соответствующей пропускной способностью текучей среды по разлому наиболее близко совпадает с прогнозом, данным статической моделью (402b).

В данном примере выбранная статическая модель (402b) видоизменена на основе динамических данных. Получившаяся в результате корректировки модель (402b) откорректирована для лучшего соответствия данным добычи. Как показано, положение геологической структуры (306a) сдвинуто в положение слоя 306a" с учетом разницы, показанной динамическими данными. В результате, статическую модель можно приспосабливать для лучшего соответствия как статической, так и динамической моделям.

В определении лучшей, в целом, модели геологической среды можно рассматривать статические и/или динамические данные. В данном случае, при рассмотрении как статических, так и динамических данных, статическая модель (402b) фиг.4B выбрана моделью геологической среды с самой высокой вероятностью точности на основе как статических вероятностей, так и динамических входных данных. Для получения лучшей в целом модели может быть необходимым рассмотрение статических и динамических данных из многочисленных источников, мест и/или типов данных.

Оценка различных статических и динамических данных фиг.3 включает в себя рассмотрение статических данных, таких как сейсмические данные (308a), рассматриваемые геофизиком, геологические данные (308b, 308c), рассматриваемые геологом, и данные (308d) добычи, рассматриваемые инженером по разработке месторождения. Каждый обычно рассматривает данные, относящиеся к конкретной функции, и создает модели на основе данной конкретной функции. Вместе с тем, как показано на фиг.4A-4C, информация от каждой из отдельных моделей может влиять на решение по выбору лучшей в целом модели геологической среды. Более того, информация от других моделей или источников может также влиять на корректировки модели и/или выбор лучшей в целом модели геологической среды. Модель геологической среды, созданная, как описано для фиг.4A-5, является базовой моделью геологической среды, определенной из анализа различных созданных моделей.

Другим источником информации, которая может влиять на модель (модели), является экономическая информация. По всем операциям, показанным на фиг.1A-1D, имеются многочисленные коммерческие соображения. Например, оборудование, показанное на каждой из данных фигур, имеет различные стоимости и/или риски, связанные с ним. По меньшей мере, некоторые данные, собранные на нефтепромысле, относятся к коммерческим факторам, таким как цена и риск. Коммерческие данные могут включать в себя, например, затраты на добычу, время бурения, оплату хранения, цену нефти/газа, погодные факторы, политическую стабильность, налоговую нагрузку, наличие оборудования, геологическую среду, точность и чувствительность измерительных инструментов, представление данных и другие факторы, влияющие на стоимость выполнения операций или потенциальные расходы, к ним относящиеся. Можно принимать решение и разрабатывать стратегические бизнес-планы с учетом снижения возможных расходов и рисков. Например, проект разработки нефтепромысла может основываться на данных коммерческих соображениях. Такой проект разработки нефтепромысла может, например, определять местоположение буровых установок, а также глубину, число скважин, продолжительность операций, темп добычи, типы оборудования и другие факторы, которые должны влиять на затраты и риски, связанные с операцией.

На фиг.6 показан схематичный вид системы (600) прогнозирования свойств подземной формации для операции буровой площадки. Показанная система (600) включает в себя наземный блок (602) управления, функционально соединенный с буровой системой (604) буровой площадки, серверы (606), функционально соединенные с наземным блоком (602) управления, и инструмент (608) моделирования, функционально соединенный с серверами (606). Как показано, каналы (610) связи созданы между буровой системой (604) буровой площадки, наземным блоком (602) управления, серверами (606) и инструментом (608) моделирования. Различные каналы связи можно создавать для осуществления передачи данных в системе. Например, каналы (610) связи могут предусматривать непрерывную, прерывистую, в одном направлении, в двух направлениях и/или селективную связь по системе (600). Каналы (610) связи могут быть любого типа, такие как проводные, беспроводные и т.д.

Буровая система (604) буровой площадки и наземный блок (602) управления могут быть одинаковыми с буровой системой и наземным блоком управления фиг.1B-1C. Наземный блок (602) управления может быть оснащен компонентом (612) регистрации, контроллером (614), блоком (616) отображения информации, процессором (618) и приемоперед