ПСЕВДОФАЗОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ДОБЫЧИ: СПОСОБ ОБРАБОТКИ СИГНАЛА ДЛЯ ОЦЕНКИ КВАЗИ-МНОГОФАЗОВОГО ТЕЧЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ С ПОМОЩЬЮ УПРАВЛЯЕМЫХ МОДЕЛЕЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ АНАЛОГОВОЙ СТУПЕНЧАТОЙ ФУНКЦИИ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ ТЕЧЕНИЯ В КОЛЛЕКТОРЕ ДЛЯ РАНЖИРОВАНИЯ МНОЖЕСТВА ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ РЕАЛИЗАЦИЙ

1. Машинно-реализуемый способ аппроксимации при моделировании многофазового течения в разрабатываемом коллекторе для ранжирования множества петрофизических реализаций, согласно которому
генерируют совокупность кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче;
принимают хронологические данные дебита скважины;
принимают минимальные параметры конфигурации моделирования;
выполняют моделирование течения с использованием совокупности кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче для совокупности петрофизических реализаций; и
определяют оптимально согласующийся результат псевдофазового моделирования добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины;
получают одну или большее количество совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций; и
определяют ранг для петрофизических реализаций в пределах совокупности петрофизических реализаций на основании площади между совмещенной кривой дебита для петрофизической реализации и хронологической кривой дебита.
2. Машинно-реализуемый способ по п. 1, согласно которому определение оптимально согласующегося результата моделирования псевдофазовой добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины, включает вычисление коэффициента корреляции для каждого результата псевдофазового моделирования добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины.
3. Машинно-реализуемый способ по п. 1, согласно которому определение оптимально согласующегося результата моделирования псевдофазовой добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины, включает вычисление относительной погрешности для каждого результата моделирования псевдофазовой добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины за все время моделирования для определения разности между дебитами скважины в заданные моменты времени.
4. Машинно-реализуемый способ по п. 1, согласно которому совокупность кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче представляет собой совокупность ступенчатых кривых относительной проницаемости, которые отражают течение одной фазы при наличии другой неподвижной фазы текучей среды.
5. Машинно-реализуемый способ по п. 4, согласно которому совокупность ступенчатых кривых относительной проницаемости имеет места перехода в различных точках вдоль исходной кривой относительной проницаемости.
6. Машинно-реализуемый способ по п. 1, согласно которому совокупность петрофизических реализаций содержит реализации Р90, Р50 и Р10.
7. Машинно-реализуемый способ по п. 1, согласно которому получение одной или большего количества кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций содержит определение минимальной относительной погрешности по совокупности псевдофаз для каждой петрофизической реализации за заданный временной интервал.
8. Машинно-реализуемый способ по п. 7, дополнительно содержащий выбор интерполированного псевдофазового смоделированного дебита нефти, который соответствует минимальной относительной погрешности, для получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита.
9. Система, содержащая
по меньшей мере один процессор; и
по меньшей мере одно запоминающее устройство, соединенное по меньшей мере с одним процессором и хранящее машиноисполняемые инструкции для аппроксимации при моделировании многофазового течения в разрабатываемом коллекторе для ранжирования множества петрофизических реализаций, причем машиноисполняемые инструкции содержат инструкции для
генерации совокупности псевдофазовых кривых относительной проницаемости при добыче;
приема хронологических данных дебита скважины;
приема минимальных параметров конфигурации моделирования;
выполнения моделирования течения с использованием совокупности кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче для совокупности петрофизических реализаций; и определения оптимально согласующегося результата псевдофазового моделирования добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины; получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций; и
определения ранга для петрофизических реализаций в пределах совокупности петрофизических реализаций на основании площади между совмещенной кривой дебита для петрофизической реализации и хронологической кривой дебита.
10. Система по п. 9, в которой инструкции для определения оптимально согласующегося результата моделирования псевдофазовой добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины, содержат вычисление коэффициента корреляции для каждого результата моделирования псевдофазовой добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины.
11. Система по п. 9, в которой инструкции для определения оптимально согласующегося результата псевдофазового моделирования добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины, содержат вычисление относительной погрешности для каждого результата псевдофазового моделирования добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины за все время моделирования для определения разности между дебитами скважины в заданные моменты времени.
12. Система по п. 9, в которой совокупность кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче представляет собой совокупность ступенчатых кривых относительной проницаемости, которые отражают течение одной фазы при наличии другой неподвижной фазы текучей среды, причем совокупность ступенчатых кривых относительной проницаемости имеет места перехода в различных точках вдоль исходной кривой относительной проницаемости.
13. Система по п. 9, в которой инструкции для получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций содержат определение минимальной относительной погрешности по совокупности псевдофаз для каждой петрофизической реализации за заданный временной интервал.
14. Система по п. 13, в которой инструкции для получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций дополнительно содержат выбор интерполированного псевдофазового смоделированного дебита нефти, который соответствует минимальной относительной погрешности, для получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита.
15. Энергонезависимый машиночитаемый носитель, содержащий машиноисполняемые инструкции для аппроксимации при моделировании многофазового течения в разрабатываемом коллекторе для ранжирования множества петрофизических реализаций, причем машиноисполняемые инструкции при их исполнении обуславливают выполнение одной или большим количеством машин операций, которые содержат
генерацию совокупности кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче;
прием хронологических данных дебита скважины;
прием минимальных параметров конфигурации моделирования;
выполнение моделирования течения с использованием совокупности кривых относительной псевдофазовой проницаемости при добыче для совокупности петрофизических реализаций; и
определение оптимально согласующегося результата псевдофазового моделирования добычи, который максимально соответствует хронологическим данным дебита скважины;
получение одной или большего количества совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций; и
определение ранга для петрофизических реализаций в пределах совокупности петрофизических реализаций на основании площади между совмещенной кривой дебита для петрофизической реализации и хронологической кривой дебита.
16. Энергонезависимый машиночитаемый носитель по п. 15, в котором машиноисполняемые инструкции при их исполнении дополнительно обуславливают выполнение одной или большим количеством машин операций, которые содержат вычисление коэффициента корреляции для каждого результата псевдофазового моделирования добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины.
17. Энергонезависимый машиночитаемый носитель по п. 15, в котором машиноисполняемые инструкции при их исполнении дополнительно обуславливают выполнение одной или большим количеством машин операций, которые содержат вычисление относительной погрешности для каждого результата псевдофазового моделирования добычи по отношению к хронологическим данным дебита скважины за все время моделирования для определения разности между дебитами скважины в заданные моменты времени.
18. Энергонезависимый машиночитаемый носитель по п. 15, в котором совокупность петрофизических реализаций содержит реализации Р90, Р50 и Р10.
19. Энергонезависимый машиночитаемый носитель по п.15, в котором исполняемые вычислительным устройством инструкции при их исполнении дополнительно обуславливают выполнение одной или большим количеством машин операций, содержащих получение одной или большего количества совмещенных кривых дебита для совокупности петрофизических реализаций, содержащих определение минимальной относительной погрешности по совокупности псевдофаз для каждой петрофизической реализации за заданный временной интервал.
20. Энергонезависимый машиночитаемый носитель по п. 19, в котором исполняемые вычислительным устройством инструкции при их исполнении дополнительно обуславливают выполнение одной или большим количеством машин операций, которые содержат выбор интерполированного псевдофазового смоделированного дебита нефти, который соответствует минимальной относительной погрешности, для получения одной или большего количества совмещенных кривых дебита.