Способ и устройство для эффективной оценки скважины и продуктивного пласта без использования характеристики изменения давления в скважине

006215 Предпосылки изобретения Область техники Настоящее изобретение относится к способам и устройству, предназначенным для анализа свойств продуктивного пласта и динамики изменения добычи с использованием данных о добыче, которые не содержат полную характеристику изменения давления. Предшествующий уровень техники Для оценки параметров скважины или свойств продуктивного пласта часто требуется проводить анализ характеристик изменения добычи скважины или продуктивного пласта. Одна из наиболее часто встречающихся проблем, с которыми сталкиваются при анализе характеристики добычи из скважины для добычи нефти или газа, состоит в отсутствии полных записей данных. Неполные записи затрудняют использование обычного анализа свертки. Хотя значения скорости потока углеводородных фаз (нефти и газа) скважины обычно известны с достаточной точностью, давление потока жидкости в скважине обычно не регистрируют, или записи давления в напорном трубопроводе часто бывают неполными. К сожалению, значения давления в потоке требуются для обычного анализа свертки. Из-за отсутствия полной характеристики изменения давления применение способов предшествующего уровня техники (например, обычный анализ свертки) для оценки свойств скважины или продуктивного пласта часто дает ошибочные результаты. Поэтому требуется разработать способы и устройства,которые позволяли бы выполнять оценку скважины или продуктивного пласта с использованием точек данных, которые, возможно, содержат неполную информацию о забойном давлении. Сущность изобретения Один из аспектов настоящего изобретения относится к способам оценки характеристик скважины. Способ оценки характеристик скважины в соответствии с настоящим изобретением включает получение оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта по точкам данных характеристики добычи, в которых точки данных включают размерные значения скорости потока и размерные значения совокупной добычи, причем по меньшей мере одна из точек данных не содержит информацию о забойном давлении; и получение по меньшей мере одного свойства продуктивного пласта на основании оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта и точек данных в соответствии с типом скважины и граничными условиями для скважины, в которой были получены данные о добыче. В другом аспекте настоящее изобретение относится к способам оценки параметров добычи скважины. Способ оценки характеристик по добыче скважины в соответствии с настоящим изобретением включает получение безразмерных значений скорости потока и безразмерного значения совокупной добычи на основе размерных значений скорости потока и размерных данных по совокупной добыче в характеристике изменения добычи, в котором по меньшей мере одна точка данных в характеристике изменения добычи включает информацию о давлении, и получение этих данных основано на типе скважины и граничном условии; согласование кривой, представляющей безразмерные значения скорости потока как функцию безразмерного значения совокупной добычи, с графиком размерных значений скорости потока в зависимости от размерного значения совокупной добычи; и получение оценки эффективной проницаемости формации по результатам этого согласования. В другом аспекте настоящее изобретение относится к способам оценки характеристик скважины. Способ оценки характеристик скважины в соответствии с настоящим изобретением включает получение оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта по ранним точкам данных в характеристике добычи, причем эти точки данных включают размерные значения скорости потока и размерное значение совокупной добычи, в которых ни одна из точек данных в характеристике добычи не содержит информацию о забойном давлении, и получение этих данных основано на модели вертикальной скважины без трещин, имеющей бесконечно действующий продуктивный пласт; и получение по меньшей мере одного свойства продуктивного пласта из оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта и данных по добыче в соответствии с типом скважины и граничным условием для скважины, в которой были получены данные по добыче. В другом аспекте настоящее изобретение относится к системам оценки характеристик скважины. Система оценки характеристик скважины в соответствии с настоящим изобретением включает компьютер, имеющий запоминающее устройство, предназначенное для хранения программы, в котором программа включает следующие инструкции для выполнения: получение оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта по точкам данных в характеристике изменения добычи, в котором точки данных включают размерные значения скорости потока и размерное значение совокупной добычи, причем по меньшей мере одна из точек данных не содержит информацию о забойном давлении скважины; и получение по меньшей мере одного свойства продуктивного пласта по оценке эффективной проницаемости продуктивного пласта и точкам данных в соответствии с типом скважины и граничным условием для скважины, в которой были получены данные по добыче. Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения будут очевидны из следующего описания и приложенной формулы изобретения.-1 006215 Краткое описание чертежей На фиг. 1 показана система анализа добычи известного предшествующего уровня техники, предназначенная для оценки свойств скважины или продуктивного пласта. На фиг. 2 показан график анализа формации с использованием обычного способа свертки. На фиг. 3 показаны вариации графика анализа формации с использованием обычного способа свертки. На фиг. 4 показана схема последовательности выполнения операций способа в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения. На фиг. 5 показана схема последовательности выполнения операций способа в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения. На фиг. 6 показан график анализа скважины в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения. На фиг. 7 показан график анализа скважины в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения. На фиг. 8 показан график анализа скважины в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения. Подробное описание изобретения Варианты выполнения настоящего изобретения относятся к способам и системам оценки свойств скважины или продуктивного пласта на основе данных характеристики добычи. Способы в соответствии с настоящим изобретением можно использовать в случаях, когда характеристика изменения давления является неполной или вообще отсутствует. Символы, используемые в данном описании, имеют следующие значения. Перечень обозначений А Площадь, дренируемая скважиной, квадратных футовAD Безразмерное значение площади дренирования, AD=A/L2Cbf Ширина трещины, футов В 0 Коэффициент пластового объема нефти, rb/STB (STB - число нормальных баррелей нефти)CfD Безразмерное значение проводимости трещины, CfD=kfbf/kXfCt Общая системная сжимаемость продуктивного пласта, 1/psia (psia - абсолютное значение фунтов на кв.дюйм)Ctf Общая системная сжимаемость трещины, 1/psiafBF Функция времени наложения билинейного потока совокупной добычиfBF1 Функция времени наложения билинейного потока скорости потокаfFL Функция времени наложения линейного потока накопленной добычи продуктивного пластаfFL1 Функция времени наложения линейного потока скорости потока продуктивного пластаfFS Функция времени наложения линейного потока накопления трещины совокупной добычиfFS1 Функция времени наложения линейного потока накопления трещины скорости потокаh Суммарная мощность продуктивного пласта, футовkg Эффективная проницаемость продуктивного пласта для газа, mdko Эффективная проницаемость продуктивного пласта для нефти, mdLD Безразмерное значение горизонтальной длины скважины в продуктивной зоне, LD=Lh/2hLh Эффективная горизонтальная длина скважины в продуктивной зоне, футовn Индекс текущей или последней точки данныхpD Решение по безразмерному значению давленияpDi Безразмерное значение давления на i-том уровне времениpi Исходное давление продуктивного пласта, psiapp Реальный потенциал псевдодавления газа, psia2/cp (ср - сантипуаз)pwD Безразмерное значение давления в скважинеqD Безразмерное значение скорости потокаqg Скорость потока газа, Mscf/D (Mscf/D - миллионов стандартных кубических футов в сутки)q0 Скорость потока нефти, STB/D (STB/D - число нормальных баррелей нефти в сутки)QpD Безразмерное значение совокупной добычиqwD Безразмерное значение скорости потока в скважинеrе Эффективный радиус дренирования скважины, футовrеD Безразмерное значение радиуса дренирования скважины, rеD=rе/Lс Радиус скважины, футов Безразмерное значение радиуса скважины, rwD=rw/h Температура продуктивного пласта, градусов R (Реомюра) Преобразование псевдовременного интеграла, hr-psia/cp (час - абсолютное значение фунтов на квадратный дюйм/сантипуаз) Эквивалентная функция наложения псевдовремени, hr-psia/cp Время баланса твердого стока газоносного слоя, часов Безразмерное значение времениi-тое значение безразмерного времени в характеристике добычи Эквивалентная функция наложения времени, часовi-тый уровень времени в характеристике добычи, часов Время баланса твердого стока продуктивного пласта, часов Последний или текущий уровень времени в характеристике добычи, часов Температура стандартных условий, градусов R Безразмерное значение пространственного положения в направлении Х Безразмерное пространственное положение трещины Безразмерная протяженность площади дренирования в направлении Х Эффективная половина длины трещины, футов Безразмерное пространственное положение скважины в направлении Х Безразмерное пространственное положение в направлении Y Безразмерная протяженность площади дренирования в направлении Y Безразмерное пространственное положение в скважине в направлении Y Безразмерное пространственное положение в скважине по вертикали Греческие обозначения Безразмерный параметр Безразмерный параметр Эффективная пористость продуктивного пласта, фракция BV Эффективная пористость трещины, фракция BV Псевдооболочка из-за безразмерной проводимости трещины Псевдооболочка из-за связанной природы продуктивного пласта Безразмерное значение гидравлической диффузии трещины Среднее значение сжимаемости вязкости газа - всей системы, cp/psia (cp/psia - сантипуаз/ абсолютное значение фунтов на квадратный дюйм) Вязкость нефти, ср Функции Функция дополняющей ошибки Экспоненциальная функция Функция натурального логарифма На фиг. 1 представлен вид системы 13 анализа добычи, которая содержит эксплуатационнокомпрессорную колонну 14 в обсадной трубе 15. Ствол скважины проходит до поверхности 16 грунта, и давление потока в устье скважины измеряют с помощью манометра 17 в устье скважины. Нефть и газ по эксплуатационному трубопроводу 18 поступает в сепаратор 19, который разделяет нефть и газ. Газ далее подают по линии 20 газа для продажи в газопровод, в то время как нефть поступает по линии 21 нефти в резервуар 22 для хранения. Данные, представляющие количественные характеристики добычи нефти и/или газа, передают в компьютер 23 для отображения, распечатки или регистрации. Данные могут включать скорости потока, значения давления (забойное давление, давление в устье скважины или давление внизу бурильной колонны) и информацию о совокупной добыче скважины. Влияние изменения скорости потока и забойного давления потока скважины на безразмерное значение давления в стволе скважины в момент времени, представляющее интерес, было установлено с использованием теоремы о свертке. См. van Everdingen, A.F. and Hurst, W., The Application of the LaplaceTransformation to Flow Problems in Reservoirs, Trans., AIME 186, 305-324 (1949). Общая форма хорошо известной взаимозависимости свертки, которая учитывает влияние наложения по времени изменяющихся значений забойного давления и скорости потока на безразмерное поведение переходного процесса давления в стволе скважины задается уравнением 1. Для более подробного описания представленных здесь уравнений см. приложение.-3 006215 Переходное поведение давления скважины при переменной скорости потока и изменяющемся давлении может быть непосредственно оценено с использованием уравнения 1 переходов во внутренних граничных условиях (таких как снижение давления при постоянной скорости потока или переходных состояний инжекции) или последовательности остановок скважины (таких как накопление давления или переходных состояний сброса) для конкретной скорости потока в конечном пункте (Neumann). Наиболее соответствующие внутренние пограничные условия для анализа характеристики добычи скважины представляют собой внутреннее граничное условие определенного значения давления в конечной точке(Dirichlet). Безразмерное переходное значение скорости, соответствующее определенному граничному условию внутреннего давления в конечной точке скважины, при переменной скорости потока и изменении забойного давления приведено в уравнении 2. См. Рое, B.D. Jr., Conger, J.G., Farkas, R., Jones, В., Lee,K.K., and Boney, C.L.: Advanced Fractured Well Diagnostics for Production Data Analysis paper SPE 56750 При замене переменных этот интеграл свертки переходной скорости может быть преобразован в более приемлемую для анализа форму, представленную в уравнении 3. Из интеграла свертки переходного давления (уравнение 1) или переходной скорости (уравнение 3) для переменной скорости потока и забойного давления скважины можно получить дискретную аппроксимацию времени интеграла свертки для обеспечения анализа характеристики добычи с переменной скоростью потока и забойного давления. Например, соответствующая оценка интеграла свертки переходной скорости безразмерной величины скорости потока задается в соответствии с уравнением 4. Аналогично соответствующее безразмерное значение совокупной добычи скважины для решения переходной скорости для характеристики добычи с переменным значением скорости потока и забойного давления также может быть оценено с использованием дискретной аппроксимации времени, как показано в уравнении 5. См. Рое, B.D. Jr., Conger, J.G., Farkas, R., Jones, В., Lee, K.K., and Boney, C.L.: Advanced Безразмерные значения параметров (например, давления, скорости потока, совокупной добычи и времени) в вышеприведенных уравнениях могут быть определены при использовании обычных показателей месторождения нефти следующим образом. Безразмерные значения давления, приведенные во взаимозависимостях наложения по времени в соответствии с уравнениями 4 и 5 для нефтяных и газовых месторождений, могут быть определены в соответствии с уравнениями 6 и 7. Безразмерные значения скорости потока ствола скважины для нефтяных и газовых месторождений могут быть определены с использованием обычных параметров нефтяного месторождения, как в уравнениях 8 и 9, соответственно.-4 006215 Безразмерное значение совокупной добычи для нефтяных и газовых месторождений также может быть определено с использованием обычных параметров нефтяного месторождения в соответствии с уравнениями 10 и 11. Безразмерное значение времени, соответствующее заданному размерному значению времени (tn) для анализа нефтяных и газовых месторождений, определяется в соответствии с уравнениями 12 и 13. Характеристическая длина системы (Lc) в уравнениях 10-13 зависит от исследуемой системы. В вертикальной скважине без трещин характеристическая длина системы (Lc) может быть равна радиусу ствола скважины (половине диаметра ствола скважины). Однако характеристическая длина системы (Lc) не обязательно должна быть равна размеру скважины. Кажущийся (или эффективный) радиус ствола скважины также обычно используют в качестве характеристической длины системы при анализе снижения вертикальной скважины без трещин, в частности в случаях, когда в скважине применяли способы стимулирования для улучшения ее производительности. Стимулирование в результате приводит к отрицательному влиянию установившегося состояния оболочки. В этом случае кажущийся радиус ствола скважины (или характеристическая длина системы, Lс) представляет собой радиус ствола скважины, умноженный на экспоненциальную функцию отрицательной величины влияния установившегося состояния оболочки. При анализе скважины с вертикальными трещинами характеристическая длина системы (Lc) представляет собой половину длины трещины (или половину общей эффективной длины трещины) в системе. Точно так же при горизонтальном анализе скважины характеристическая длина системы (Lc) равна половине общей эффективной длины ствола скважины в продуктивной зоне. Способы оценки преобразования псевдовременного интеграла известны в данной области техники. Однако следует внимательно подходить к анализу газоносного слоя с низкой проницаемостью так, чтобы это преобразование интеграла было точно и соответствующим образом оценено. См. Рое, B.D. Jr. andTransient Well Performance Solutions in Low-Permeability Gas Reservoirs, paper SPE 77467 presented at the 2002 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, TX, Sept. 29-Oct. 2. При установлении этих фундаментальных взаимозависимостей анализа переходной скорости в настоящее время может быть разработано предназначенное для использования на практике средство оценки значений функции наложения по времени точек данных характеристики изменения добычи, для которых (или для некоторых из которых) значения забойного давления потока (или давления в устье скважины) недоступны. Для точки данных характеристики изменения добычи, для которых записаны значения давления потока в устье скважины и скорости потока в скважине, соответствующие значения давления на дне ствола скважины и забойного давления потока могут быть оценены с использованием принятых в данной области техники моделей потери давления в поперечных трещинах в стволе скважины и потери давления при завершении. См. The Technology of Artificial Lift Methods, Brown, K.E. (ed.), 4 PennWellPublishing Co., Tulsa, OK (1984). Когда значение давления потока в устье скважины недоступно в точке данных по добыче и измерения давления на дне скважины также недоступны, обычный анализ свертки такого типа, как определен в соответствии с уравнениями 4 и 5, невозможен без прогнозирования (или, в некотором роде, грубой оценки) возможных отсутствующих значений забойного давления потока в данный момент времени в характеристиках добычи.Palacio и Blasingame предложили альтернативное решение этой проблемы на основе функции времени баланса твердого стока МсСrау. См. Palacio, J.C. and Blasingame, Т.А.: Decline-Curve AnalysisRocky Mountain Regional/Low Permeability Reservoirs Symposium, Denver, CO, Apr. 12-14. Функция времени, эквивалентная балансу твердого стока, аналогична аппроксимации Хорнера, которую обычно используют для оценки времени псевдодобычи гладко изменяющейся характеристики скорости потока при анализе накопления давления. На основе теории переходного давления Palacio и Blasingame показали, что в режиме псевдоустановившегося состояния потока (полностью гранично доминируемый поток в-5 006215 замкнутой системе) функция времени баланса твердого стока равна строгой взаимозависимости наложения по времени для решения переходного давления характеристики скорости переменного потока. Для анализа переходной скорости аппроксимация по времени баланса твердого стока может быть определена для анализа продуктивного пласта, как показано в уравнении 14. Такая аппроксимация по времени баланса твердого стока для анализа переходной скорости идентична по форме функции времени баланса твердого стока, описанной Palacio и Blasingame. В случае переходной скорости точная взаимозависимость между скоростью потока и функциями совокупной добычи изменяется для каждого режима потока как функция времени. Из эквивалентной функции времени баланса твердого стока, аналогичной описанной Palacio иBlasingame для анализа переходного давления (вместо разработанной для анализа переходной скорости характеристики изменения добычи газового месторождения), может быть определена функция времени баланса твердого стока для анализа месторождения газа, как показано в уравнении 15. Хотя функция времени баланса твердого стока, как было показано, имеет теоретическую основу для поведения переходного давления скважины в режиме псевдоустановившегося состояния потока, ее не следует использовать для анализа любого другого режима псевдопереходного потока или для режима потока переходной скорости. Однако во множестве ссылок на литературу из известного уровня техники этот важный аспект не учитывается и функция времени баланса твердого стока неправильно используется при анализе характеристики изменения добычи для других режимов потока, которые не являются режимом псевдоустановившегося состояния потока. Например, в публикации Agarwal и др. было ошибочно отмечено, что решения для переходной скорости и переходного давления являются эквивалентными. См. Agarwal, R.G., Gardner, D.C., Kleinsteiber,S.W., and Fussell, D.D.: Analyzing Well Production Data Using Combined Type Curve and Decline CurveAnalysis Concepts Г SPE Res. Eval. and Eng., (Oct. 1999) Vol. 2,5,478-486. В этой публикации представлено несколько результатов моделирования, полученных из сравнения между функцией времени баланса твердого стока и эквивалентной функцией наложения по времени, одна из которых показана на фиг. 2, для скважины с вертикальными трещинами. На фиг. 2 представлено, что значения времени(tmbD) баланса твердого стока линейно коррелируют с эквивалентными значениями (tD) времени наложения для различных значений проводимости пласта (CfD от 01 до 10000). Очевидно, линейная корреляция, вероятно, поддерживает предложение о том, что решения для переходной скорости и переходного давления являются эквивалентными. Однако, когда эти же данные представлены как отношение времени(tmbD) баланса твердого стока к эквивалентному времени (tD) наложения в зависимости от времени (tD) эквивалентного наложения, неэквивалентность между решениями переходной скорости и переходного давления становится очевидной, как показано на фиг. 3. Ошибочное применение функции времени баланса твердого стока привело к фундаментальному противоречию в нескольких отчетах в данной области техники. Противоречие возникает из использования функции времени баланса твердого стока, которую получают на основе теории переходного давления только для режима псевдоустановившегося состояния потока при анализе характеристик переходной скорости скважин, которые не принадлежат к режиму псевдоустановившегося состояния потока. В этих отчетах, известных из уровня техники, обычно используют обычные решения кривой падения добычи скорости потока (переходной скорости) в определенной форме для оценки поведения добычи нефтяных и газовых скважин. Однако известно, что неправильная функция времени баланса твердого стока не пригодна для какого-либо режима потока решения переходной скорости и даже не пригодна для полностью гранично-доминированного потока. В отличие от этого способы в соответствии с настоящим изобретением являются внутренне последовательными ввиду того, что в них используют функцию времени баланса твердого стока, полученную непосредственно на основе теории переходной скорости, и используют соответствующие решения переходной скорости для всех видов анализа. В соответствии с этим варианты выполнения настоящего изобретения обеспечивают последовательную методологию для анализа данных по характеристике добычи нефтяных и газовых скважин. Результаты, представленные на фиг. 2 и 3, были получены с использованием модели месторождения, построенной с использованием полного строгого представления Лапласа, переходной скорости аналитического решения вертикальной трещины с конечным значением проводимости в бесконечно действующем продуктивном пласте. См. Рое, B.D. Jr., Shah, P.С., and Elbel, J.L.: Pressure Transient Behavior ofthe 1992 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Washington D.C., Oct. 4-7. Решения для ограниченного месторождения также были сгенерированы в этой работе для проверки этих результатов и полу-6 006215 ченных данных. Эти результаты были также дублированы при использовании коммерческой модели месторождения с конечной разностью, такой как General Purpose Petroleum Reservoir Simulator, поставляемого коммерчески под торговым наименованием SABRE компанией S.A. HolditchAssociates, Inc.(г.Колледж Стэйшн, штат Техас). Пределы ограничения для каждого из режимов потока можно легко идентифицировать с использованием фиг. 3. Из фиг. 3 можно видеть, что отношение баланса твердого стока к времени наложения имеет постоянное значение 4/3 в режиме билинеарного потока. Во время формирования режима линейного потока отношение времени баланса твердого стока к времени наложения достигает постоянного значения 2 (которое представляет максимум на графике). При этом эти две функции времени не только не являются эквивалентными, но и отношение между этими двумя функциями также постоянно изменяется в переходной характеристике скважины. Более ранний режим потока (заполнение трещины или режим линейного потока трещины) также существует в переходном поведении скважины с вертикальными трещинами, но не представлен на фиг. 2 и 3, поскольку этот режим (1) потока очень быстро заканчивается (за намного меньшее время, чем обычно регистрируют в качестве первой точки данных в отчетах данных по добыче скважины) и (2) обычно маскируется или искажается в результате заполнения ствола скважины (приемлемо только для решений с переходным давлением), даже если он присутствует. Во время режима линейного потока трещины отношение баланса твердого стока к эквивалентному времени наложения также имеет постоянное значение 2. Режим потока в более позднее время также может существовать для всех типов скважин (вертикальная скважина без трещин, скважина с вертикальными трещинами и горизонтальные скважины) в замкнутых системах (условие отсутствия потока на внешних границах). Режим потока в более позднее время также не представлен на фиг. 2 и 3. При анализе переходной скорости такой режим потока просто обозначается как полностью гранично-доминированный режим потока. Такой режим происходит на том же интервале времени, что и режим псевдоустановившегося состояния потока для решений переходного давления, но решения для распределения давления в коллекторе во время режима гранично-доминированного потока с переходной скоростью полностью отличаются от представленных решений переходного давления. Описание для поведения переходной скорости нефтяных и газовых скважин во время режима потока с граничным доминированием можно найти в публикации Рое, Jr., B.D., Effective Well and Reservoirand Exhibition held in San Antonio, TX, 22 September-2 October, 2002. Даже в процессе осуществления режима радиального потока вертикальных скважин без трещин(аналогичного режиму псевдорадиального потока скважин с вертикальными трещинами) отношение функции времени баланса твердого стока к эквивалентной функции наложения времени имеет значение приблизительно 1,08, как показано на фиг. 3. Таким образом, для радиального (или псевдорадиального) анализа потока ошибка функции времени составляет приблизительно 8%, что может быть приемлемым. Однако ошибки функции времени могут достигать 200% во время формирования линейного (или псевдолинейного) режима потока для скважин с вертикальными трещинами. Решения с использованием кривой падения с переходной скоростью (зависимости скорости потока или совокупной добычи от времени) получили широкое использование при анализе данных по добыче и оказались соответствующими для большинства случаев. Fetkovich и др. значительно расширили использование и применимость анализа кривой падения для характеристики формации и свойств скважины по данным характеристик добычи нефтяных и газовых скважин. См. Fetkovich, M.J. Decline Curve AnalysisCurves - Case Histories SPEFE (Dec. 1987) 637-656. Blasingame и др. также информировали о развитии анализа добычи с использованием кривых падения добычи, в которых также используется функция времени баланса твердого стока. См., например, Doublet, L.E. and Blasingame, T.A.: Decline Curve AnalysisTechnical Conference and Exhibition, Dallas, TX, Oct. 22-25. Если для функции времени баланса твердого стока осуществить надлежащие коррекции (см. дальнейшее описание в отношении уравнения (16, модифицированная функция времени баланса твердого стока может быть построена, и ее можно использовать для получения значения эффективной функции времени, которая эквивалентна по величине строгой функции наложения времени. Этот тип функции эквивалентного времени мог бы позволить провести анализ точек данных характеристики изменения добычи, для которых значения давления потока неизвестны. Поэтому анализ свертки для всей характеристики изменения добычи выполняют с использованием известных точек данных давления, где они существуют в обычном анализе свертки, и с использованием модифицированной функции времени баланса твердого стока для оценки эквивалентных значений функции наложения времени, которые соответствуют точкам данных, в которых давление неизвестно. Такой подход используют для построения модели, описанной в следующем разделе. Описание модели Варианты выполнения изобретения относятся к модели анализа добычи, в которой комбинируют обычный анализ свертки переходной скорости (который используют для точек данных добычи с извест-7 006215 ными значениями давления) с модифицированной концепцией времени баланса твердого стока (которую используют для точек данных, не содержащих известные значения давления) в надежной и точной системе анализа добычи. Система анализа добычи в соответствии с настоящим изобретением называетсяPressure Optional Effective Well And Reservoir Evaluation (POEWARE) (Система анализа добычи с эффективной оценкой скважины месторождения с дополнительными значениями давления). Система анализа добычи в соответствии с вариантами выполнения настоящего изобретения может быть построена путем генерирования и записи решений кривой падения добычи для переходной скорости для семейства типов скважин, условий внешней границы и для диапазона значений параметра, которые относятся к исследуемой модели. Зависимые переменные, которые требуются в решении, представляют собой безразмерное значение скорости потока скважины и совокупной добычи как функция времени. Кривые падения добычи для переходной скорости такого типа генерируют и записывают для используемого на практике диапазона независимых переменных значений. Для кривых типа переходной скорости вертикальной скважины без трещин независимые переменные зависят от указанного условия внешней границы. В закрытом месторождении с цилиндрической границей безразмерное значение радиуса (rеD) дренирования скважины, называемое кажущимся радиусом скважины, представляет собой независимую переменную, предназначенную для генерирования семейства кривых типа падения добычи для переходной скорости. В системе бесконечно действующего продуктивного пласта эффект устойчивого состояния оболочки радиального потока представляет собой независимую переменную для построения семейства данного типа кривых. Последний набор представляет особую важность для всех типов скважин (без трещин, с трещинами и горизонтальных), в случае,когда недоступны значения забойного давления потока для анализа свертки. Детали этой процедуры будут подробно описаны в следующей части описания. Для скважин с вертикальными трещинами в бесконечно действующих продуктивных пластах независимая переменная, представляющая интерес, представляет собой безразмерное значение проводимости трещины (СfD). В замкнутых месторождениях кривые падения добычи в скважине с изломом также строят с использованием безразмерного значения площади (АD) дренирования скважины в качестве независимой переменной. Для кривых падения добычи горизонтальной скважины следует рассматривать большее количество значений независимого параметра. В бесконечно действующих системах учитывают безразмерное значение длины (LD) ствола скважины, вертикальное расположение в продуктивной зоне (ZwD) и радиус (rwD) ствола скважины. Расположение ствола скважины, как было продемонстрировано автором Ozkan, имеет меньшее влияние на переходное поведение ствола скважины, чем безразмерное значение длины ствола скважины и радиус ствола скважины, и может быть зафиксировано на постоянном усредненном значении (равном приблизительно половине), если учитывают ограничения по накоплению массива и интерполяции. См. Ozkan, E.: Ozkan, E.: Performance of Horizontal Wells, Ph.D. dissertation, University of Tulsa,Tulsa, OK (1988). В конечном замкнутом продуктивном пласте безразмерную область (АD) дренирования скважины следует также включать в независимые переменные при генерировании этого семейства кривых падения добычи. Хотя вышеописанные модели анализа добычи состоят только из обычных типов скважины и условий внешней границы, методология анализа является общеприменимой. Для специалистов в данной области техники будет понятно, что цифровая модель в соответствии с вариантом выполнения настоящего изобретения может быть применена к любой скважине и конфигурации месторождения, и получаемые в результате кривые падения добычи для переходной скорости можно затем использовать при анализе. Единственное требование к методологии анализа добычи в соответствии с вариантом выполнения настоящего изобретения состоит в том, что безразмерное значение скорости потока и переходное поведение накопленной добычи в конкретной скважине и рассматриваемые конфигурации продуктивного пласта можно точно генерировать и сохранять для использования при анализе кривой падения добычи. Оценку отношения функции времени баланса твердого стока к строго эквивалентной функции наложения по времени как функцию эквивалентного наложения по времени определяют в ее наиболее фундаментальной форме для анализа переходной скорости в соответствии с уравнением 16. Следует отметить, что уравнение 16 позволяет непосредственно получить необходимую коррекцию для обычной функции времени баланса твердого стока. Поэтому безразмерное значение времени, скорости потока и накопленной добычи, получаемое для любого типа скважины и конфигурации месторождения, можно использовать для расчета коррекции для функции времени баланса твердого стока по всей переходной характеристике скважины. Модифицированную функцию эквивалентного времени баланса твердого стока, которую используют для выполнения свертки для точек данных по добыче, для которых значения забойного давления являются неизвестными, получают путем простого деления соответствующего нескорректированного значения функции времени баланса твердого стока (задаваемого уравнениями 14 или 15) на коррекцию, определенную в соответствии с уравнением 16. Поэтому значение-8 006215 функции времени наложения можно эффективно (и внутренне последовательно) оценивать с использованием функции времени баланса твердого стока (рассчитанной на основе данных добычи скважины) и безразмерного поведения переходного времени в соответствии с согласованной моделью скважины и продуктивного пласта при анализе кривой падения добычи. Варианты выполнения на практике и использование новой технологии в модели описаны в следующей части описания. Варианты выполнения и применение на практике Способы анализа добычи в соответствии с вариантами выполнения настоящего изобретения могут быть разделены на две категории. Каждую из этих категорий рассматривают отдельно, поскольку для каждой из них требуется различная процедура поиска решения. Способы в соответствии с первой категорией применяют для случаев, в которых по меньшей мере одна точка данных добычи (в любой точке времени во время всей характеристики изменения добычи скважины) имеет известное значение забойного давления, ассоциированное с соответствующей точкой данных скорости потока. Если значение забойного давления недоступно, давление потока в устье скважины (или измеренные значения давления потока на дне скважины, полученные с использованием скважинных датчиков, постоянно установленных внутри скважины) можно использовать вместо него, если при этом в системе существует незначительная потеря давления на завершении скважины. Поскольку потери завершения, в общем, зависят от эффективной проницаемости формации (и влияния оболочки в некоторых моделях), одновременное решение для забойного давления потока, эффективной проницаемости формации и влияния оболочки, в общем, требует использования итеративной процедуры. При этом в первом случае требуется, чтобы было известно забойное давление потока по меньшей мере для одной точки времени в характеристике добычи (или чтобы потери завершения можно было игнорировать и можно было предположить, что значения забойного давления потока соответствуют значению давления потока в устье скважины или значению давления потока на дне скважины). В этом случае для полностью определенной системы может быть непосредственно найдено решение в каждом из уровней времени данных добычи при известных значениях забойного давления потока. Если набор данных по добыче и условиям скважины не соответствует этим требованиям, тогда следует использовать способы во второй категории (описанной ниже). Способы во второй категории включают процедуру двухэтапной или итеративной оценки, предназначенной для оценки свойств скважины и месторождения. Двухэтапный или итеративный подход является необходимым, поскольку недоступны значения забойного давления для любой точки данных, для выполнения согласования кривой падения добычи и оценки эффективной проницаемости формации, как указано выше. На первом этапе используют анализ кривой падения добычи на основе модели вертикальной скважины без трещин и бесконечно действующего продуктивного пласта. Вертикальные скважины без трещин и модель бесконечно действующего продуктивного пласта обычно используют для ранних точек данных, для большинства типов скважин и граничных условий. При этом первый этап в этом анализе является общим для анализа скважин в этой категории. С другой стороны, второй (или последующий) этап включает анализ кривой падения добычи, конкретной для данной скважины и конфигурации продуктивного пласта системы. Способы во второй категории используют для (1) ситуаций, в которых недоступно значение забойного давления потока для любых точек скорости потока данных по добыче, (2) ситуаций, в которых значение забойного давления потока нельзя оценить непосредственно по значениям давления потока на дне скважины или в устье скважины (например, из-за значительных потерь давления завершения), или (3) ситуаций, включающих вертикальную скважину без трещин в бесконечно действующем продуктивном пласте. При любом из этих трех условий требуется проведение исходного анализа ранних переходных данных по добыче (отклика бесконечно действующего продуктивного пласта) на наборе кривой падения добычи бесконечно действующего коллектора вертикальной скважины. Такой исходный анализ выполняют независимо от действительного типа скважины. В первых двух указанных выше ситуациях такой исходный этап необходим для уменьшения на единицу количества неизвестных в проблеме, то есть один параметр,обычно эффективную проницаемость продуктивного пласта, оценивают в ходе исходного анализа. Для первого условия во второй категории ни одно из необходимых значений забойного давления потока не доступно для анализа свертки. В соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения эффективная проницаемость (k) формации может быть получена путем сравнения первой кривой, которая описывает скорость потока скважины как функцию ее совокупной добычи, со второй кривой, которая описывает безразмерное значение скорости потока как функцию безразмерной накопленной добычи. Поскольку эти две функции отличаются на постоянную, которая соответствует эффективной проницаемости (k) формации, эти две кривые отличаются по масштабу их ординат, когда их строят на одном графике. Эффективная проницаемость (k) формации может быть затем выведена, например, путем регулировки масштаба ординат функции безразмерной скорости потока так, чтобы она соответствовала размерной функции. При анализе этого типа используют только ранний переход (поведение бесконечно действующего продуктивного пласта) при определении соответствующего согласования кривой падения добычи.-9 006215 Важно отметить, что для любой точки на согласованной кривой падения добычи падение давления(или падение псевдодавления для анализа месторождений газа) проявляется в знаменателе безразмерной скорости потока и совокупной добычи (то есть в значениях ординат и абсцисс), соответственно. Поэтому для любой точки на кривой падения добычи значения шкалы абсцисс и ординат можно использовать для получения решения по остальным неизвестным в задаче, которая непосредственно связана с масштабами двух функций, составляющих график, поскольку член, характеризующий падение давления, сводится в уравнениях к нулю. Этот принцип применим к исходному анализу кривой падения добычи вертикальной скважины без трещин бесконечно действующего продуктивного пласта для всех трех условий, представленных во второй категории. Также важно отметить, что переменная абсцисс (например, безразмерное значение совокупной добычи) в данном конкретном анализе называется действительным радиусом (rw) ствола скважины, который является известным, не кажущимся или эффективным радиусом ствола скважины, который является неизвестным. Влияние устойчивого состояния оболочки радиального потока представляет собой другую переменную, которая может быть получена при таком анализе непосредственно из линии согласованной кривой падения добычи на графике. Для первого условия во второй категории эффективная проницаемость формации обычно представляет собой единственную оценку параметра, которую используют при последующих расчетах. В отличие от этого, эффект устойчивого состояния оболочки обычно не является хорошей характеристикой поведения, если только скважина в действительности не представляет собой вертикальную скважину без трещин. Переходное поведение вертикальных скважин с трещинами или горизонтальных скважин лучше всего характеризуется с использованием конкретных безразмерных значений параметров, связанных с этими типами скважин (например, CfD, LD, rwD, ZwD). Второе условие во второй категории также требует проведения исходного анализа данных по добыче с набором кривых падения добычи вертикальной скважины без трещин бесконечно действующего продуктивного пласта для получения исходной оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта так, что можно рассчитать потери давления завершения и соответствующее значение забойного давления потока. И снова, эффективная проницаемость продуктивного пласта обычно представляет единственный параметр на этом этапе анализа, который используют в последующих расчетах. Для последнего условия второго случая (вертикальная скважина без трещин в бесконечно действующем продуктивном пласте) используют все результаты анализа (то есть эффективная проницаемость продуктивного пласта и согласованное влияние устойчивого состояния оболочки радиального потока),получаемые на первом этапе согласования кривой. Эффективная проницаемость продуктивного пласта и согласованное значение влияния устойчивости состояния оболочки радиального потока, получаемые в результате анализа, представляют собой конечный результат для этих параметров. После завершения этого этапа графического анализа анализ данных добычи также заканчивают для вертикальной скважины без трещин и в случае бесконечно действующего продуктивного пласта. Категория 1. Процедура анализа добычи, используемая в первом случае, осуществляется совершенно непосредственным образом. Как показано на фиг. 4, в соответствии со способом 40 настоящего изобретения размерные значения скорости потока скважины, в зависимости от размерного значения совокупной добычи,сначала отмечают на графике с логарифмическим масштабом по обеим осям (этап 41), то есть наносят размерные значения скорости потока скважины в зависимости от размерного значения совокупной добычи на каждом из уровней времени и данных добычи с использованием графика с логарифмическим масштабом по обеим осям. Затем соответствующую функцию для безразмерного значения скорости потока и безразмерного значения совокупной добычи выбирают на основе действительного типа продуктивного пласта, внешних граничных условий и исследуемого типа скважины (этап 42). Кривую, представляющую безразмерное значение скорости потока как функцию безразмерной совокупной добычи,затем отмечают на том же графике с логарифмическим масштабом по обеим осям (этап 43). Наконец,шкалу ординат кривой безразмерных значений регулируют так, чтобы эта кривая лучше всего была согласована с размерными значениями данных на графике (этап 44). Согласование кривой может быть выполнено с использованием любого способа, известного в данной области техники, например выравнивания по методу наименьших квадратов. Для специалистов в данной области техники будет понятно, что приведенное выше описание предназначено только для иллюстрации и возможны другие варианты без отхода от объема настоящего изобретения. Например, также возможно строить графики этих кривых на графике с полулогарифмическим масштабом или на линейном графике. Кроме того, эти процедуры можно выполнять в виде числовых вычислений, и при этом не требуется строить график. Для каждой из точек данных добычи, для которых известны значения забойного давления потока,эффективная проницаемость продуктивного пласта может быть непосредственно определена по согласованным значениям кривой падения добычи, то есть по данным добычи, и есть взаимозависимость между размерными и безразмерными скоростями потока скважины (значения ординат) (этап 44). В некоторых вариантах выполнения характеристическая длина (Lc) системы также может быть непосредственно рассчитана из взаимозависимостей между размерным и безразмерным совокупным значением добычи (зна- 10006215 чения абсцисс) (этап 45). Поэтому независимые оценки этих параметров могут быть определены для каждой точки данных добычи, для которых известно забойное давление потока. Хотя может показаться возможным оценить изменения каждого из этих параметров по времени, это невозможно по двум причинам: (1) интеграл свертки в том виде, как его используют в этом анализе, не позволяет использовать нелинейную функцию (модель продуктивного пласта), которую следует применять при любом изменении этих параметров по времени, и (2) решения кривой падения добычи для переходной скорости, используемые в этом анализе, были сгенерированы для постоянных свойств системы. Поэтому эффективная проницаемость (k) формации и характеристическая длина (Lc) системы, получаемые с использованием множества точек данных, для которых имеются значения забойной скорости потока, в характеристике добычи представляет собой всего лишь независимые оценки этих двух параметров, и их можно усреднять для получения репрезентативных значений для этих параметров. В процесс усреднения могут быть включены методики статистического анализа для минимизации влияния резко отличающихся значений на результаты расчетов этих параметров. При известных из описанного выше анализа значениях эффективной проницаемости (k) продуктивного пласта и характеристической длины системы (Lc) другие свойства скважины и продуктивного пласта могут быть затем определены для безразмерных параметров, ассоциированных с согласованной линией кривой падения добычи для безразмерного решения (этап 46). Точные процедуры, используемые для определения этих других свойств скважины и продуктивного пласта, зависят от типов скважины и граничных условий. Например, скважина без трещин в замкнутом продуктивном пласте с цилиндрической границей имеет линии кривой падения добычи, ассоциированные с безразмерным значением радиуса дренирования скважины, связанным с характеристической длиной системы. Поэтому эффективный радиус дренирования скважины и площадь дренирования могут быть легко рассчитаны по результатам согласования. Влияние устойчивого состояния оболочки радиального потока также может быть непосредственно получено из согласованной характеристической длины системы и радиуса ствола скважины с использованием концепции эффективного радиуса ствола скважины. Следует отметить, что для анализа кривой падения добычи для замкнутого конечного продуктивного пласта наборы кривых падения добычи, представленные на графиках, которые используют для согласования, могут быть модифицированы с использованием соответствующей взаимозависимости соединения псевдоустановившегося состояния для представляющей интерес модели скважины, аналогично способу, предложенному Doublet and Bisingame. Смотри Doublet, L.E. and Blasingame, T.A., Evaluation ofBasin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, TX, Mar. 27-29. При такой модификации все данные падения добычи для режима гранично-доминированного потока, для кривых падения добычи в наборе стягиваются в одну линию падения добычи на отображаемом графике и графическое согласование существенно упрощается. Аналогично, для скважин с вертикальными трещинами в замкнутых продуктивных пластах с прямоугольной границей линии кривой падения добычи соответствуют определенным значениям безразмерной проводимости трещины и безразмерному значению площади дренирования скважины. Размерное значение проводимости трещины можно вычислить на основе согласованного безразмерного значения проводимости трещины, средней оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта и значения половины длины трещины (которое равно значению согласованной характеристической длины системы). Площадь дренирования скважины может быть непосредственно рассчитана на основе согласованного безразмерного значения площади (АD) дренирования скважины и характеристической длины системы. Аналогичная последовательность операций существует для анализа добычи горизонтальной скважины в замкнутом конечном продуктивном пласте. В этом случае линии падения добычи соответствуют значениям безразмерной длины ствола скважины в продуктивной зоне (здесь обозначена как совокупная толщина продуктивной части пласта), безразмерного значения эффективной площади дренирования скважины, безразмерного значения вертикального расположения скважины в продуктивной зоне (если этот параметр рассматривают как переменную при анализе) и безразмерного значения радиуса ствола скважины. Совокупная эффективная длина ствола скважины в продуктивной зоне может быть рассчитана как среднее значение удвоенной величины характеристической длины системы и эффективной длины ствола скважины, полученной из согласованного безразмерного значения длины ствола скважины и толщины продуктивной части пласта. Эффективный радиус ствола скважины вычисляют из значения согласованного безразмерного радиуса ствола скважины и толщины продуктивной части пласта. Эффективная площадь дренирования скважины может быть легко получена из согласованного значения безразмерной площади дренирования и характеристической длины системы. Категория 2. Как показано на фиг. 5, анализ 50 для скважин, принадлежащих ко второй категории, в соответствии с вариантами выполнения настоящего изобретения требует использования двухэтапной или итеративной процедуры. Исходный этап анализа включает согласование ранних переходных данных (мгновенное поведение продуктивного пласта) реальной скважины на наборе кривых падения добычи верти- 11006215 кальной скважины без трещин бесконечно действующего продуктивного пласта (этап 51). Как указано выше, при использовании только ранних переходных данных этот этап, в общем, применим для различных типов скважины и граничных условий. Этот этап используют для определения исходной оценки эффективной проницаемости (k) формации. После проведения оценки эффективной проницаемости (k) формации его затем используют во втором этапе или на последующих этапах в итеративной процедуре для определения других свойств скважины или продуктивного пласта на основе конкретных типов скважины и граничных условий (этап 52). Как указано выше, способы второй категории пригодны для трех ситуаций. Для первой ситуации,когда ни одно из значений давления потока неизвестно в характеристике изменения добычи, способ 50,показанный на фиг. 5, может представлять собой единственный практически приемлемый способ надежной оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта, независимо от влияния всех других параметров, управляющих откликом переходной скорости системы. Если эта ситуация применима при анализе добычи, из этого анализа могут быть получены только оценки свойств скважины и продуктивного пласта (показан как этап 52), поскольку все последующие расчеты для других оценок параметра зависят от точности оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта, полученной на первом этапе(этап 51). Может показаться, что эта точка имеет малое значение. Однако в скважине с вертикальными трещинами, которая проявляет только билинеарный или псевдолинейный поток (или все переходное поведение перед возникновением псевдорадиального потока) в записи данных по добыче, кажущееся влияние оболочки радиального потока, проявляемое системой, является переходным, то есть оно постоянно изменяется в зависимости от времени. Распределение потока в трещине не стабилизируется до тех пор,пока режим псевдорадиального потока проявляется в переходном поведении скважины. До тех пор, пока распределение потока в трещине не стабилизируется, переходное поведение скважины с вертикальными трещинами не может быть охарактеризовано с использованием имеющего значение и постоянного влияния кажущейся оболочки радиального потока в установившемся состоянии. До этого момента времени падение скорости добычи на графике может не следовать одной переходной линии падения добычи, которая характеризуется постоянным влиянием оболочки радиального потока. Однако несмотря на это ограничение путем согласования множества наборов результатов цифровой имитации переходных значений добычи скважин с трещинами было определено, что анализ данных по добыче в соответствии с вышеприведенной процедурой обычно обеспечивает получение надежных оценок эффективной проницаемости (k) продуктивного пласта, которая обычно имеет ошибку меньше чем 5%. Из-за раннего переходного поведения малого значения безразмерной проводимости (CfD10) вертикальные трещины могут не соответствовать одиночной линии падения добычи для постоянного влияния оболочки на графике анализа падения добычи, для вертикальной скважины без трещин и бесконечно действующего продуктивного пласта, причем влияние оболочки, полученное в результате анализа, также может не соответствовать характеристике переходного поведения скважины. Для трещин с более высокими значениями безразмерной проводимости (CfD50) ранние переходные данные падения добычи проявляют тенденцию следования одной линии падения. Однако в последующем анализе данных по добыче обычно используют только оценку эффективной проницаемости продуктивного пласта и остальные конкретные представляющие интерес параметры скважины и продуктивного пласта получают с использованием анализа кривой падения добычи, которые соответствуют этим конкретным условиям скважины и продуктивного пласта. Подобный анализ относится к раннему переходному поведению горизонтальных скважин, с их режимами раннего переходного потока, зависящими от используемой модели. В этом случае эффективная проницаемость продуктивного пласта также представляет собой всего единственную оценку параметра,полученную в результате исходного анализа вертикальной скважины без трещин и кривой падения добычи бесконечно действующего продуктивного пласта. После проведения оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта на основе описанного выше исходного этапа анализа (этап 51 по фиг. 5) данные по добыче наносят на набор кривых падения добычи для действительных представляющих интерес условий скважины и продуктивного пласта. При использовании ранее определенной оценки эффективной проницаемости (k) единственная неизвестная величина, остающаяся нерешенной между шкалами безразмерного параметра опорного набора кривых падения добычи и безразмерных данных по добыче, представляет собой характеристическую длину (Lc) системы, которая ассоциирована со шкалой абсцисс каждой согласованной точки данных по добыче. Как указано выше, в каждой точке для данных по добыче на линии согласованной кривой по добыче графика члены падения давления (или псевдодавления) присутствуют как в определениях безразмерной скорости потока, так и в переменных совокупной добычи (то есть по осям ординат и абсцисс), и они сводятся к нулю при решении согласованных точек по осям ординат и абсцисс для безразмерных и размерных шкал каждой из согласованных точек. Поэтому независимые оценки характеристической длины системы могут быть непосредственно получены для каждой из реальных точек скорости потока для данных добычи. Кроме того, как указано выше, для получения репрезентативного усредненного значения- 12006215 этого параметра также может быть включен статистический анализ независимых оценок характеристической длины системы. При использовании оценок эффективной проницаемости (k) продуктивного пласта и характеристической длины системы (Lc), полученных с использованием описанного выше способа, остальные неизвестные параметры анализа добычи на основе кривой падения добычи получают таким же образом, как описано выше, для ситуаций первой категории (показано как этап 46 на фиг. 4). Для третьей ситуации во второй категории, когда скважина, в действительности, представляет собой вертикальную скважину без трещин и продуктивный пласт все еще остается бесконечно действующим в конце записи данных характеристик по добыче, анализ может быть повторен с использованием набора кривой падения добычи скважины без трещин бесконечно действующего продуктивного пласта для улучшения оценок эффективной проницаемости продуктивного пласта и влияния оболочки установившегося состояния. Для первой и второй ситуаций во второй категории итеративную процедуру можно использовать для обновления оценок параметра, используемых при завершения расчетов потерь и забойного давления(ситуация 2) или расчетных значений (ситуации 1 и 2), как подробно описано в следующей части настоящего описания. В процессе итеративного согласования для этого случая и этих условий используют опорный набор безразмерной кривой падения добычи, который соответствует реальному рассматриваемому типу скважины и продуктивного пласта. Процесс итеративного согласования и анализа продолжается до тех пор, пока не будет достигнуто схождение и удовлетворительное согласование анализа падения добычи. При согласовании графического анализа характеристика забойного давления потока скважины может быть рассчитана систематически поточечно (начиная от исходной точки данных добычи) путем поиска согласованного решения линии кривой падения безразмерных данных добычи (и соответствующей безразмерной шкалы времени, ассоциированной с этой кривой) и взаимозависимости наложения, приведенной в уравнениях 4 и 5. Определения безразмерных переменных, используемых в этих взаимозависимостях были приведены ранее в уравнениях 6-13. Следует отметить, что процедура, предназначенная для анализа значений забойного давления потока в каждой из точек скорости потока для данных по добыче, применима ко всем типам скважин и месторождений и ее можно выполнять независимо от того, доступны ли какие-либо значения измерений характеристик для потока скважины. Если известны некоторые значения забойного давления (такие как в первом описанном случае), непосредственное сравнение действительных и расчетных значений забойного давления потока можно использовать для проверки качества согласования кривой падения добычи,полученной для набора данных по добыче. Значение давлений потока в нижней части ствола скважины также можно получить с помощью обратного расчета на основе рассчитанной характеристики забойного давления потока путем включения потерь на завершение системы. Примеры таких расчетов можно найти в публикации The Technology of Artificial Lift Methods, Brown, K.E. (ed.), 4 PennWell Publishing Co., Tulsa,OK (1984). Примеры, полученные в условиях эксплуатации, и обсуждение Варианты выполнения настоящего изобретения были испытаны и проверены на множестве синтетических (моделированных) примеров. Однако практичность и надежность моделей анализа добычи в соответствии с вариантами выполнения настоящего изобретения лучше всего демонстрируются на примерах, полученных в условиях эксплуатации. Примеры, полученные в условиях эксплуатации, создают дополнительную сложность при анализе из-за того факта, что данные по рабочим характеристикам добычи скважин часто регистрируют не в идеальных условиях. Ниже приведены два примера, полученных в условиях эксплуатации, для которых независимые оценки свойств скважин и продуктивного пласта доступны для демонстрации некоторых преимуществ и возможностей методики анализа добычи в соответствии с настоящим изобретением. Независимые оценки этих свойств получены из обычного анализа добычи или геофизических измерений, таких как анализ керна. Первый выбранный пример представлял собой газовую скважину с вертикальными трещинами,расположенную в Южном Техасе, для которой была доступна полная запись давления потока в напорной трубе скважины, что позволяет выполнить обычный анализ свертки рабочих характеристик по добыче скважины для оценки свойств скважины продуктивного пласта. Второй пример представляет собой вертикальную скважину без трещин, завершенную на продуктивном пласте тяжелой нефти в Южной Америке (добыча из которой осуществляется с использованием электрического погружного насоса (ЭПН,ESP), для которого входное давление насоса не регистрировалось), для которой имеется в достаточной степени полный набор результатов лабораторного анализа для всех кернов. На фиг. 6 показано согласование кривой падения добычи для первой скважины для анализа, проведенного в соответствии с моделью согласования характеристики анализа добычи из известного уровня техники. В результате этого анализа были получены оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта, половинной длины трещины и проводимости на уровне 0,05 миллидарси, 80 футов и 0,5 миллидарси-футов, соответственно. Кроме того, на фигуре представлена кривая 2, которая была получена в результате анализа с использованием модели анализа добычи в соответствии с вариантом выполнения- 13006215 настоящего изобретения. В результате этого анализа были получены, по существу, те же результаты(kg=0,049 миллидарси, Xf=83 фута, kfbf=0, миллидарси-футов), что и при анализе добычи с использованием обычного анализа свертки для переходной скорости. Второй пример анализа добычи в условиях эксплуатации (нефтяная скважина, для которой совершенно не проводились измерения значения давления потока в скважине) потребовал проведения двухэтапного анализа падения добычи для данных добычи в соответствии со способом, представленным на фиг. 5. На фиг. 7 показан анализ кривой падения добычи ранних переходных значений характеристики изменения добычи (бесконечно действующий продуктивный пласт) скважины, использовавшейся для определения оценки эффективной проницаемости продуктивного пласта (этап 51 на фиг. 5). В результате анализа добычи была получена оценка среднего значения эффективной проницаемости продуктивного пласта 1,28 миллидарси, которая отлично согласуется со средним значением проницаемости 1,4 миллидарси, полученным на основе анализа керна. Таким образом, методология анализа данных по добыче в соответствии с настоящим изобретением позволила получить надежную оценку эффективной проницаемости продуктивного пласта in situ на основе поведения параметров добычи скважины, абсолютно без использования измеренных значений давления потока скважины. В отличие от этого обычный анализ свертки характеристик по добыче этой скважины был бы невозможен. Второй этап (этап 52 на фиг. 5) при анализе кривой падения добычи для второго примера, полученного в условиях эксплуатации, представлен на фиг. 8. На этом графике представлено согласование анализа падения добычи для оценки влияния оболочки установившегося состояния радиального потока и оценки эффективной площади дренирования скважины. При этом недоступна независимая оценка влияния оболочки в установившемся состоянии для сравнения. Однако инвертированная оценка влияния оболочки соответствует типу завершения и рабочим характеристикам скважины. Оценка эффективной площади дренирования скважины, полученная в результате анализа в соответствии с вариантом выполнения настоящего изобретения, составила 194 акра, что также хорошо согласуется с расстоянием между скважинами, составляющими приблизительно 200 акров, на которых были пробурены скважины в этом продуктивном пласте. Хотя в вышеприведенном описании и анализе используют графики для иллюстрации способов в соответствии с настоящим изобретением, для специалистов в данной области техники будет понятно, что эти процедуры могут быть выполнены на основе цифровых расчетов, и при этом, в общем, не требуется генерировать какие-либо графики. Некоторые варианты выполнения настоящего изобретения могут быть выполнены на устройстве записи программы, считываемом с помощью процессора, например компьютера 23, показанного на фиг. 1. Устройство записи программы может включать программу, которая кодирует инструкции для выполнения анализа, описанного выше. Устройство записи программы может быть выполнено в форме, например, одного или больше гибких дисков, CD-ROM или на основе оптического диска другого типа, магнитной ленты, микросхемы постоянного запоминающего устройства (ПЗУ) или в других формах, которые будут очевидны для специалистов в данной области техники. Программа или инструкции могут быть закодированы как объектный код (то есть в двоичной форме, которая в большей или меньшей степени выполняется непосредственно на компьютере), в виде исходного кода, перед выполнением которого требуются компиляция или интерпретация, или в какой-либо промежуточной форме, такой как частично компилированный код. Преимущества настоящего изобретения включают следующие. Методики анализа параметров добычи в соответствии с настоящим изобретением впервые обеспечивают действительно математически правильное, внутренне согласованное и пригодное для использования на практике средство эффективного выполнения анализа свертки проблем анализа добычи такого типа, который позволяет выполнить оценку свойств продуктивного пласта и скважины. Методики анализа добычи в соответствии с настоящим изобретением не требуют знания значений забойного давления потока для каждой из точек данных по добыче, отмеченных на графике. Это устраняет большинство проблем, с которыми сталкиваются при использовании обычного анализа свертки, связанных с частичной записью ежедневных данных по добыче или ежемесячных данных или частично доступными данными ежемесячной добычи. Если добыча из скважины производится только в течение части дня (или месяца, если используют ежемесячные данные по добыче), часто не совсем очевидно, каким образом следует выбирать усредненное значение потока давления для назначения точки данных по добыче и значение времени при обычном анализе свертки. Кроме того, при использовании методик анализа добычи в соответствии с настоящим изобретением значения давления потока в скважине не требуется прогнозировать и не нужно проводить оценку для отсутствующих значений давления для завершения анализа свертки данных по добыче. Из теории, представленной в приложении, а также описанного выше примера скважины с ЭПН, очевидно следует, что методика анализа добычи в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения позволяет получить эффективный, точный анализ свертки данных по добыче даже при отсутствии значений забойного давления потока для анализа данных по добыче. Хотя настоящее изобретение было описано в отношении ограниченного количества вариантов его выполнения, для специалистов в данной области техники, на основе приведенного здесь описания будет- 14006215 понятно, что могут быть разработаны другие варианты выполнения, которые не выходят за пределы объема описанного здесь изобретения. В соответствии с этим объем настоящего изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ оценки характеристик скважины, содержащий получение безразмерных значений скорости потока и безразмерного значения совокупной добычи на основе размерных значений скорости потока и размерных данных по совокупной добыче в характеристике добычи, в котором по меньшей мере одна точка данных в характеристике добычи включает информацию о давлении и получение данных основано на типе скважины и граничном условии; согласование кривой, представляющей безразмерные значения скорости потока как функцию безразмерного значения совокупной добычи, с графиком размерных значений скорости потока в зависимости от размерного значения совокупной добычи и получение оценки эффективной проницаемости формации по результатам этого согласования. 2. Способ по п.1, дополнительно содержащий получение характеристической длины системы в результате согласования. 3. Способ по п.2, дополнительно содержащий получение влияния оболочки на основе согласования. 4. Способ по п.2, дополнительно содержащий получение по меньшей мере одного дополнительного свойства скважины на основе оценки эффективной проницаемости формации. 5. Способ по п.4, в котором по меньшей мере одно дополнительное свойство скважины содержит одно, выбранное из группы, состоящей из радиуса дренирования скважины, эффективной длины трещины, площади дренирования скважины, влияния установившегося состояния оболочки радиального потока, проводимости трещины, кажущегося радиуса ствола скважины, эффективной длины ствола скважины в продуктивной зоне пласта и всех других параметров скважины и продуктивного пласта, которые относятся к исследуемой модели. 6. Способ по п.2, в котором тип скважины содержит один, выбранный из группы, состоящей из скважины без трещин, скважины с вертикальными трещинами и горизонтальной скважины или любых других используемых на практике типов заканчивания скважины, используемых в настоящее время, или которые можно использовать для заканчивания скважины в продуктивном пласте для добычи флюидов продуктивного пласта. 7. Способ по п.2, в котором граничные условия и формы площади дренирования содержат одни,выбранные из группы, состоящей из цилиндрической границы, прямоугольной границы и границы с условиями внешней границы, которые могут включать бесконечно действующие условия, условия отсутствия потока (закрыта) или условия внешней границы с постоянным давлением. 8. Способ по п.2, в котором этап согласования осуществляют с помощью статистического способа. 9. Способ по п.2, в котором информация о давлении представляет собой выбранную из группы, состоящей из забойного давления потока, давления потока в устье скважины и давления потока на дне скважины. 10. Способ по п.4, в котором тип скважины представляет собой скважину без трещин и граничное условие представляет собой замкнутую цилиндрическую границу и в котором по меньшей мере одно дополнительное свойство скважины включает безразмерное значение радиуса дренирования скважины. 11. Способ по п.4, в котором тип скважины представляет собой скважину с вертикальной трещиной и граничное условие представляет собой замкнутую прямоугольную границу и в котором по меньшей мере одно дополнительное свойство скважины содержит одно, выбранное из группы, состоящей из безразмерного значения проводимости трещины и безразмерного значения площади дренирования. 12. Способ по п.4, в котором тип скважины представляет собой горизонтальную скважину и граничное условие представляет собой замкнутую конечную границу и в котором по меньшей мере одно дополнительное свойство скважины содержит одно, выбранное из группы, состоящей из безразмерной эффективной длины ствола скважины в продуктивной зоне, безразмерного значения эффективной площади дренирования скважины, безразмерного значения вертикального местоположения в продуктивной зоне и безразмерного значения радиуса ствола скважины.