УСТРОЙСТВО И СПОСОБ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИИ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИН
DEVICE AND METHOD FOR SIMULATION OF WELL STRUCTURE AND OPERATING PERFORMANCES

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в целом к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин.
Уровень техники
Бурение скважин в подземных пластах осуществляется с целью добычи углеводородов (нефти и газа). Проходка некоторых из таких скважин выполняется по вертикали или близко к вертикали более чем через один коллектор/одну продуктивную зону. Обычной практикой стало также бурение наклонных и горизонтальных скважин, при котором скважина пересекает продуктивную зону преимущественно в горизонтальном направлении, то есть в основном через продольный профиль коллектора. Во многих скважинах добыча углеводородов осуществляется из двух или более продуктивных зон (также именуемых коллекторами). Для регулирования потока флюида из каждой продуктивной зоны в скважине устанавливается запорно-регулировочная арматура. В таких многозонных скважинах (эксплуатационных или нагнетательных) флюиды из разных продуктивных зон смешиваются в одной или более точек на пути их движения в скважине. Поток смеси флюидов поступает к устью скважины по лифтовой колонне труб. Параметры этого потока, выходящего на поверхность, зависят от свойств, или характеристик, пласта (таких как проницаемость, пластовые давление и температура и т.д.), конфигурации пути движения потока флюида и используемого на этом пути оборудования (например, диаметра насосно-компрессорных труб, размеров кольцевого пространства, используемого для прохождения флюида, гравийного фильтра, штуцера и запорно-регулировочной арматуры, распределения температуры и давления в скважине и т.д.). До начала проектирования и заканчивания многозонной эксплуатационной скважины часто бывает желательно выполнить моделирование притока флюида из каждой продуктивной зоны. При определении долей притока флюидов, поступающих из различных зон, посредством методов и моделей, используемых в отрасли, часто не учитываются некоторые из вышеупомянутых характеристик. В настоящем изобретении предлагаются усовершенствованный способ и модель для определения доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины.
Раскрытие изобретения
В качестве одного из объектов настоящего изобретения предлагается способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины, включающий: определение давления на устье скважины, получение первой интегрированной индикаторной кривой (характеристики) (IPR1), отображающей соотношение между давлением и дебитом флюида из первой продуктивной зоны, и второй интегрированной индикаторной кривой (IPR2), отображающей соотношение между давлением и дебитом флюида из второй продуктивной зоны, получение значения для интегрированной индикаторной кривой в точке смешения (IPRc) с помощью IPR1 и IPR2, определение в точке смешения начальной доли притока флюида из первой продуктивной зоны и начальной доли притока флюида из второй продуктивной зоны, получение первой суммарной кривой (характеристики) оттока (TPR1), отображающей соотношение между давлением и суммарным дебитом флюида, движущегося из точки смешения в направлении устья, и определение в точке смешения с помощью IPRc и TPR1 первой доли притока флюида из первой продуктивной зоны (Q11) и первой доли притока флюида из второй продуктивной зоны (Q21).
Для лучшего понимания приведенного ниже подробного описания изобретения специалистами в данной области в нем достаточно широко охвачены примеры наиболее важных отличительных признаков, относящихся к определению доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины. Существуют, конечно, и другие отличительные признаки, описываемые ниже и составляющие предмет изобретения, представленный в формуле изобретения.
Краткое описание чертежей
Для лучшего понимания системы и способов мониторинга и контроля эксплуатационных скважин, представленных в подробном описании и формуле изобретения, ниже приложены чертежи, на которых одинаковые элементы имеют, как правило, одинаковые ссылочные номера. На чертежах представлены:
фиг.1 - схематическое изображение примера системы многозонной эксплуатационной скважины, предназначенной для добычи флюида из нескольких продуктивных зон и соответствующей настоящему изобретению,
фиг.2 - функциональная схема, иллюстрирующая смешение флюидов из различных продуктивных зон скважинной системы, показанной на фиг.1,
фиг.3 - функциональная схема, показывающая узлы на пути движения флюида из каждой продуктивной зоны в точку смешения и из точки смешения на поверхность в системе многозонной эксплуатационной скважины, например представленной на фиг.2,
фиг.4 - блок-схема, иллюстрирующая последовательность операций в способе определения доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины, например, представленной на фиг.3,
фиг.5 - примеры кривых зависимости давления от дебита или массового расхода, которые могут быть использованы в способе, представленном на фиг.4.
Подробное описание осуществления изобретения
На фиг.1 представлено схематическое изображение системы многозонной эксплуатационной скважины 100, показанной в качестве примера. Система 100 включает скважину 150, пробуренную в пласте 155 и дающую продукцию в виде пластовых флюидов 156а и 156b, поступающих из двух показанных для примера продуктивных зон - соответственно 152а (верхняя продуктивная зона, или верхний коллектор) и 152b (нижняя продуктивная зона, или нижний коллектор). Скважина 150 обсажена обсадной колонной 157, содержащей перфорационные отверстия 154а, примыкающие к верхней продуктивной зоне 152а, и перфорационные отверстия 154b, примыкающие к нижней продуктивной зоне 152b. Над перфорационными отверстиями 154а нижней продуктивной зоны располагается пакер 164, который может быть извлекаемым и который разобщает потоки флюидов из нижней продуктивной зоны 152b и верхней продуктивной зоны 152а. В непосредственной близости от перфорационных отверстий 154b может быть установлен сетчатый фильтр 159b, препятствующий проникновению твердых частиц, например песка, в скважину 150 из нижней продуктивной зоны 152b. Аналогичным образом в непосредственной близости от перфорационных отверстий 154а может быть установлен сетчатый фильтр 159b, препятствующий проникновению твердых частиц, например песка, в скважину 150 из верхней продуктивной зоны 152а.
Пластовый флюид 156b из нижней продуктивной зоны 152b поступает в кольцевое пространство 151а скважины 150 через перфорационные отверстия 154b и в лифтовую колонну 153 через устройство 167 для регулирования потока. Клапан 167 управления потоком может представлять собой циркуляционный клапан типа скользящей муфты с дистанционным управлением или другой подходящий клапан или штуцер, предназначенный для регулирования потока флюида из кольцевого пространства 151а в лифтовую колонну 153. Пластовый флюид 156а из верхней продуктивной зоны 152а поступает в кольцевое пространство 151b (над пакером 164) через перфорационные отверстия 154а. Пластовый флюид 156а входит в лифтовую колонну 153 в точке 170, именуемой в настоящем описании точкой смешения. Флюиды 156а и 156b смешиваются в точке смешения. Регулируемое устройство 144 управления потоком флюида (верхний регулировочный клапан), соединенное с лифтовой колонной 153 над точкой смешения 170, может использоваться для регулирования потока флюида, движущегося из точки смешения 170 к устью скважины 150. Пакер 165 над точкой смешения 170 препятствует выходу на поверхность флюида из кольцевого пространства 151b. Установленное на поверхности оборудование устья скважины 150 регулирует давление выходящего флюида, удерживая его на требуемом уровне. Система 100 может включать различные датчики 145, обеспечивающие получение информации о некоторых скважинных параметрах, представляющих интерес.
На фиг.2 представлена функциональная схема 200, показывающая поток флюида 156а из верхней продуктивной зоны 152а и поток флюида 156b из нижней продуктивной зоны 152b (фиг.1). Флюид 156а из верхней продуктивной зоны, или первого коллектора, 152а движется к точке смешения 210 через кольцевое пространство (которое может также включать трубопровод для флюида) 211 и клапан управления потоком или штуцер 212. Клапан 212 управления потоком может иметь любое число регулировочных положений, каждое из которых определяет степень открытия этого клапана. Флюид 156b из нижней продуктивной зоны или второго коллектора 152b движется к точке смешения 210 через выкидную линию 213 и клапан 214 управления потоком, который может быть установлен на любую степень открытия. Поток смеси 215 флюидов движется от точки смешения 210 к устью 230 скважины через систему 218 насосно-компрессорных труб (НКТ).
На фиг.3 представлена функциональная схема, показывающая примеры узлов на пути движения флюида из каждой продуктивной зоны к устью 230 скважины и затем в резервуар для хранения 380. Пластовый флюид 156а из верхней продуктивной зоны, или первого коллектора (Res-1), 152а проходит через сетчатый фильтр в первый узел 312 в скважине и движется в направлении устья по пути 314 в кольцевом пространстве ко второму узлу 316 вплоть до попадания в скважинный клапан или штуцер 318. В одном варианте осуществления изобретения в качестве узла 312 можно выбрать центр перфорационных отверстий 159а (фиг.1) или любую другую подходящую точку в скважине. Вторым узлом 316 может быть точка, находящаяся в непосредственной близости от места входа флюида в клапан 318. Выйдя из клапана 318, флюид 156а доходит до точки смешения 340, где смешивается с флюидом 156b из нижней продуктивной зоны 152b. Давление в узле 312 представляет собой давление в скважине и имеет ссылочное обозначение Pwf_1, а давление в узле 316 (после пути 314 в кольцевом пространстве и до штуцера 318) обозначено через Pchk1_up. Давление Рс в точке смешения 340 равно давлению Pchk1_dn после клапана 318. Пластовый флюид 156b из второй продуктивной зоны, или второго коллектора (Res-2), 152b проходит через сетчатый фильтр в первый узел 322 в скважине и движется в направлении устья по пути 324 в кольцевом пространстве ко второму узлу 326 вплоть до попадания в скважинный клапан или штуцер 328. Давление Pwf_2 в узле 322 представляет собой скважинное давление вблизи перфорационных отверстий в нижней продуктивной зоне 152b. В одном варианте осуществления изобретения в качестве узла 322 можно выбрать центр перфорационных отверстий 159b или любую другую подходящую точку в скважине. Вторым узлом 326 может быть точка входа флюида 156b в клапан 328. Выйдя из клапана 328, флюид попадает в третий узел 330, а затем смешивается - после прохождения НКТ 332 - с флюидом 156а из первой продуктивной зоны 152а в точке смешения 340. Давление в узле 322 представляет собой давление в скважине и имеет ссылочное обозначение Pwf_2, давление в узле 326 обозначено через Pchk2_up, давление в узле 330 обозначено через Pchk2_down и давление в точке смешения обозначено через Pchk1_down, или Рс. Поток смеси флюидов движется от узла/точки смешения 340 к устью 370 скважины через систему 342 НКТ. Для регулирования потока флюида, выходящего из скважины на поверхность, может быть использован наземный клапан или штуцер 372. Давление на устье 370 скважины может регулироваться и обозначено через Pwh. Из наземного штуцера 372 флюид поступает через выкидную линию 376 и газоводонефтяной сепаратор 378 в резервуар 380 для хранения. Давление в узле 373 между наземным штуцером 372 и выкидной линией 376 обозначено через Pfl, в узле 377 между выкидной линией 376 и сепаратором 378 - через Psp и в узле 379 между сепаратором 378 и резервуаром 380 для хранения - через Pst. На фиг.2 и 3 показаны технологические схемы для скважинной системы с двумя продуктивными зонами. Описанные ниже способы равным образом применимы к скважинным системам, содержащим более двух продуктивных зон.
Для определения доли притока флюида из каждой продуктивной зоны в одном варианте осуществления можно использовать давление Рс в точке смешения 340 в качестве контрольного значения, как более подробно описано ниже применительно к фиг.4 и 5. Цели настоящего изобретения могут быть достигнуты путем использования любого подходящего способа определения точки смешения 340, в том числе способа, описанного ниже. Величина пластового давления обычно является известной и берется из данных, имеющихся по предшествующим годам или по скважинам, ранее пробуренным в том же пласте. Давление Pwf_1 в узле 312 представляет собой скважинное давление. Если Pwf_1 больше пластового давления или равно ему, то притока флюида в скважину 150 не происходит. Для первого заданного значения Pwf_1 (меньшего чем пластовое давление Pres_1) поток, или массовый расход, Q1 флюида, соответствующий коллектору 152а, может быть вычислен из уравнения Q1=PI [Pres_1 - Pwf_1], где PI - известный коэффициент продуктивности для пути прохождения флюида, a Pres_1 может быть взято из ранее полученных данных. Давление Pchk1_up может быть вычислено из уравнения Pchk1_up=Pwf_1 - Q1/PI, где Pwf_1 and Q1 берутся из приведенного выше вычисления. Аналогичным образом, давление Рс в точке смешения может быть вычислено с использованием известного значения Q1 и вычисленного выше давления Pchk_1 в качестве входного давления. Таким образом, с помощью описанного выше способа можно вычислить давление Рс в точке смешения для любого заданного давления на устье скважины и любых регулировочных положений штуцеров на пути движения потока флюида. Следовательно, каждому значению давления на устье скважины сопоставляются значения Рс и Q для каждой продуктивной зоны.
Существует потребность в моделировании режима движения потока флюида в системе многозонной эксплуатационной скважины до выполнения проектирования и заканчивания такой скважины. Одной из задач, решенных в настоящем изобретении, является создание способа численного моделирования режима движения потока флюида для каждой продуктивной зоны при заданной конфигурации скважины. В одном варианте осуществления в расчетной модели используется методика моделирования тепловых процессов в скважине как термодинамической системе с целью воспроизведения режима движения флюидов, потоки которых проходят по разделенным путям аналогично тому, как это показано на фиг.2. В одном варианте осуществления способа, представленного в настоящем описании, используется моделирование режима изменения давления, объема и температуры (PVT-характеристик) для каждого коллектора. Характеристики пласта, такие как давление, температура, проницаемость, плотность и вязкость флюида и т.д., изменяются от скважины к скважине. Для определения режима изменения PVT-характеристик моделируемого коллектора можно использовать любую подходящую методику, в том числе, не ограниваясь этим, метод, известный как "корреляция свойств нефтяной системы" и включающий корреляцию Стендинга (Standing), корреляцию Ласатера (Lasater), корреляцию Васкеса и Беггса (Vasquez and Beggs) и т.д., а также корреляцию z-фактора, например корреляцию z-фактора Бриля и Беггса (Brill and Beggs) или Холла и Ярборо (Hall and Yarborough). Поток флюида в скважине часто бывает многофазным и может содержать газ, особенно в случаях, когда давление в скважине ниже точки разгазирования. Непосредственное решение задачи для многофазного потока в скважине со сложным профилем, например таким, как показан на фиг.2, может занять много времени. Одним из аспектов предлагаемого изобретения является использование метода узлового анализа, именуемого в настоящем описании "методом интегрированной индикаторной кривой (характеристики) (IPR)", для определения доли притока флюида из каждой продуктивной зоны в системе многозонной скважины. Одним из аспектов, на которых основан данный метод, является предположение о наличии баланса давлений в системе, то есть о сбалансированном давлении в точке смешения 340 (фиг.3) в условиях установившегося потока. Это предположение позволяет получить интегрированную модель, объединяющую индикаторную кривую для флюида, поступающего из конкретной продуктивной зоны, с характеристиками путей потоков и характеристиками устройств управления потоком и других устройств на пути потока и описывающую соотношение давления и дебита (или массового расхода), соответствующее точке смешения 340. Кривая оттока (также именуемая в отрасли "лифтовой кривой " и "характеристикой лифтовой колонны", а в настоящем описании обозначаемая как "TPR"), отображающая поток флюида, выходящий из точки смешения или верхнего регулировочного клапана и движущийся к устью скважины, может быть получена с помощью подходящей TPR-модели, относящейся к характеристикам лифтовой колонны при однофазном/многофазном потоке, включая, но не ограничиваясь этим, модифицированную модель Хагедорна-Брауна (Hagedorn-Brown). Лифтовая кривая отображает соотношение между давлением в заданной точке и суммарным дебитом, или массовым расходом. С помощью этих кривых (интегрированной индикаторной и лифтовой) можно составить прогноз по дебиту скважины, лимитам добычи для зон и скважинному давлению, относящийся к точке смешения, принимаемой в качестве узда в процессе нахождения решения.
На фиг.4 представлена блок-схема итеративного процесса 400, который можно использовать для определения долей притока флюидов (лимитов добычи для зон) на примере системы двухзонной эксплуатационной скважины, аналогичной показанной на фиг.2 и 3. В процессе 400 получают интегрированную индикаторную кривую IPR (то есть соотношение между давлением и дебитом) для заданного давления на устье скважины и каждой продуктивной зоны (шаг 410). В одном варианте осуществления при получении интегрированной индикаторной кривой/соотношения IPR учитываются IPR для различных устройств управления потоком и насосно-компрессорных труб, расположенных на пути потока флюида, вплоть до точки смешения 340. Например, при получении интегрированной индикаторной кривой/соотношения IPR 350 для пути 352 потока флюида, соответствующего первому коллектору 152а, учитываются IPR для пути 314 в кольцевом пространстве и для скважинного клапана 318 (фиг.3). Аналогичным образом, при получении интегрированной индикаторной кривой/соотношения IPR 360 для пути 362, соответствующего второму коллектору, учитываются IPR для пути 324 потока в НКТ и скважинном клапане 328 (фиг.3). На фиг.5 представлен график зависимости давления Рс от дебита, относящийся к системе, показанной на фиг.3. Значения давления Рс в точке смешения здесь отложены по вертикальной оси, а значения дебита Q - по горизонтальной. Кривая 510 представляет собой пример интегрированной индикаторной кривой IPR, соответствующей пути 352 потока, а кривая 520 представляет собой пример интегрированной индикаторной кривой IPR, соответствующей пути 362 потока. Интегрированные индикаторные кривые IPR 510 и 520 для этих продуктивных зон могут быть объединены для получения интегрированной кривой для суммарного дебита (IPRc), соответствующей точке смешения 340. Кривая 530 представляет собой такую объединенную интегрированную индикаторную кривую IPRc для системы, пример которой представлен на фиг.3 (шаг 412). Другим элементом исходных данных, используемым в узловом анализе, представленном в настоящем описании, является характеристическая кривая лифтовой колонны (лифтовая кривая) для потока смеси флюидов. Лифтовая кривая отображает соотношение между давлением и потоком, или массовым расходом, флюида. Для вычисления значений с целью построения лифтовой кривой можно задать, исходя из ранее полученных данных, предполагаемые значения характеристик в пластовых условиях (например, температуры, плотности, вязкости, газового фактора при растворенном газе, обводненности и т.д.) для смеси флюидов из каждой продуктивной зоны (шаг 414). Затем по этим предполагаемым значениям можно построить лифтовую кривую, соответствующую точке смешения (или верхнему регулировочному клапану), используя любую подходящую модель, например Хагедорна-Брауна, Оркижевского (Orkiszewski), Азиза (Aziz) и т.д. (шаг 416). Кривая 550 представляет собой пример лифтовой кривой, соответствующей точке смешения 340 для системы с двумя продуктивными зонами, показанной на фиг.3.
После этого можно определить долю притока флюида из каждой продуктивной зоны (первая итерация), выполнив узловой анализ применительно к точке смешения или верхнему регулировочному клапану (шаг 418). Доли притока можно определить, используя лифтовую кривую 550 и объединенную интегрированную индикаторную кривую IPRc 530, соответствующую точке смешения, описанным ниже образом. Точка пересечения 570 определяет давление и суммарный поток, или поток смеси, Qc флюидов, соответствующий точке смешения 340, первоначально выбранным или предполагаемым значениям давления на устье скважины и первоначально предполагаемым долям притока флюидов из каждой продуктивной зоны. Как правило, первоначально предполагаемые доли притока могут составлять, например, 50% для каждой продуктивной зоны либо иметь другую величину, оцениваемую в соответствии с регулировочными положениями клапанов для каждой продуктивной зоны. Точка пересечения линии 552, соответствующей давлению в точке смешения, и интегрированной кривой IPR 510 для первой продуктивной зоны, определяет долю притока Q11 из первой продуктивной зоны 152а. Аналогичным образом, точка пересечения 574 линии 552 и интегрированной кривой IPR для второй продуктивной зоны, определяет долю притока Q21 из второй продуктивной зоны 152b. Шаг 420 дает давление Р1 и лимиты добычи Q11 и Q21 после первой итерации в узле (точке смешения). В качестве одного из наиболее важных параметров в точке смешения/узле часто рассматривается температура. В одном варианте осуществления модели, представленной в настоящем описании, температура в точке смешения используется в качестве контрольного параметра для прогнозирования притока из различных продуктивных зон. В одном варианте осуществления температура Т1 в точке смешения может определяться с использованием любой подходящей тепловой модели, например модели Хасана-Кабира (Hasan-Kabir) и т.д.
n-1
n
После этого можно использовать лимиты добычи Q11 и Q21 (правила смешения - шаг 422) и характеристики в пластовых условиях (температура, плотность, вязкость, свободный газ, обводненность, качество свободного газа, газовый фактор и т.д.), относящиеся к смеси Qln Q2 ((n-1)-e значения)) (шаг 424), для получения (n-1)-й лифтовой кривой (шаг 426). Используя (n-1)-ю лифтовую кривую и полученные ранее интегрированные индикаторные кривые IPR 510 и 520 (фиг.5) (шаг 428), вычисленную объединенную интегрированную индикаторную кривую IPRc (шаг 430) и выполнив описанный выше узловой анализ (шаг 432), определяют (n-1)-е значения давления и доли притока флюидов из первой продуктивной зоны (Q12) и второй продуктивной зоны (Q22) вместе с температурой T в точке смешения (шаг 440). Этот итеративный процесс может быть продолжен до получения n-х значений давления и долей притока флюидов из каждой продуктивной зоны вместе с температурой T, a также n-й лифтовой кривой (шаги 442, 444 и 445).
Описанный выше итеративный процесс может быть продолжен до тех пор, пока разность между значениями температуры в точке смешения для двух последовательных итераций не окажется в заданном диапазоне, или в пределах допуска (шаг 450). Если это не имеет места, итеративный процесс может быть продолжен (шаг 452). Например, если разность между значениями температуры, вычисленными в n-й и (n-1)-й итерациях, находится в заданном диапазоне, то доли притока флюидов, определенные после n-й итерации для каждой продуктивной зоны, можно рассматривать как результирующие значения для узловой модели, представленной в настоящем описании (шаг 450). Если эта разность температур находится за пределами заданного диапазона, процесс может быть продолжен как описано выше (шаг 452). Итоговые значения долей притока из различных продуктивных зон можно затем использовать для проектирования скважины или какой-либо иной цели. Хотя в описанном выше итеративном процессе для определения долей притока из каждой продуктивной зоны используются значения, определяемые интегрированной индикаторной кривой IPR и соответствующие каждому пути добываемого флюида, цели настоящего изобретения могут быть достигнуты с использованием любых других зависимостей характеристик притока. В качестве контрольного параметра можно также использовать давление или любой другой параметр. Следует отметить, что способы, представленные в настоящем описании, являются равным образом применимыми к системам скважин, содержащих более двух продуктивных зон. В качестве узла, используемого в процессе решения задачи в рамках настоящего изобретения, может выступать любая точка на пути потока смеси флюидов. Кроме того, используемые термины "характеристическая кривая лифтовой колонны (TPR)", "лифтовая кривая" и "кривая оттока" являются взаимозаменяемыми.
Объектом изобретения является также машиночитаемый носитель, доступный для процессора и содержащий программу, которая включает следующие команды, выполняемые процессором: команды для задания давления на устье скважины; команды для получения первой интегрированной индикаторной кривой (IPR1), отображающей соотношение между давлением в точке смешения и дебитом флюида из первой продуктивной зоны, и второй интегрированной индикаторной кривой (IPR2), отображающей соотношение между давлением в точке смешения и дебитом флюида из второй продуктивной зоны; команды для получения значения для интегрированной индикаторной кривой в точке смешения (IPRc) с помощью IPR1 и IPR2; команды для определения в точке смешения начальной доли притока флюида из первой продуктивной зоны и начальной доли притока флюида из второй продуктивной зоны; команды для получения первой суммарной кривой оттока (TPR1) для пути флюида, движущегося из точки смешения в направлении устья, с помощью определенных начальных долей притока флюида; и команды для определения в точке смешения с помощью IPRc и TPR1 первой доли притока флюида из первой продуктивной зоны (Q11) и первой доли притока флюида из второй продуктивной зоны (Q21).
В частных вариантах машиночитаемый носитель может также содержать команды для получения второй суммарной кривой оттока (TPR2) с помощью Q11 и Q21; и команды для определения второй доли притока флюида из первой продуктивной зоны (Q12) и второй доли притока флюида из второй продуктивной зоны (Q22) с помощью IPRc и TPR2. Программа может также включать команды на продолжение получения суммарной кривой оттока с помощью только что определенных долей притока флюида из первой и второй продуктивных зон и определения долей притока флюидов из первой и второй продуктивных зон с помощью IPRc вплоть до получения интересующего параметра, удовлетворяющего заданному критерию. Интересующий параметр может представлять собой температуру, и программа тогда включает команды для определения температуры в точке смешения с использованием тепловой модели. Программа может также включать команды для получения TPR1 с применением энергобалансовой модели. При этом применение энергобалансовой модели включает использование по меньшей мере одного параметра, выбранного из группы, включающей давление, температуру, плотность флюида, проницаемость, вязкость, обводненность, газовый фактор и качество свободного газа. Начальные доли флюида, поступающего в скважину из первой и второй продуктивных зон, определяются регулировочными положениями клапанов для первой и второй продуктивных зон. Команды для получения первой интегрированной индикаторной кривой IPR1 могут включать команды для определения ряда значений давления в точке смешения, соответствующих ряду значений дебита, определяемого потоком из первой продуктивной зоны в точку смешения и зависящего от оборудования, находящегося на пути потока между первой продуктивной зоной и точкой смешения.
Хотя изобретение иллюстрируется в настоящем описании конкретными вариантами осуществления и способами, специалистам в данной области будет очевидна возможность осуществления различных изменений. Подразумевается, что все соответствующие изменения находятся в пределах объема изобретения, охватываемого приложенной формулой изобретения с учетом представленного раскрытия.