ارائه یک روش جدید جهت تفسیر داده‌های چاه آزمایی در مخازن شکاف‌دار/ مدل تخلخل دوگانه

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

پژوهشکده نفت و گاز سهند، دانشگاه صنعتی سهند تبریز

چکیده

در این مقاله، یک روش جدید جهت تخمین پارامترهای شکاف برای مخازن شکاف‌دار ارائه شده است. این روش برای تفسیر آزمایش‌های چاه آزمایی ناتمام پیشنهاد می‌شود و در هر دو نوع آزمایش تخلیه فشار و ساخت فشار به کار می‌رود. در آزمایش تخلیه فشار با استفاده از این روش می‌توان مقدار λ/ω را برای حالتی که تنها خط راست اولیه و ناحیه جریان گذار مشاهده می‌شود، تخمین زد. در این روش، برای تخمین λ/ω نیازی به مشاهده نقطه عطف در نمودار نیمه لگاریتمی برای داده‌های فشاری نیست. برای آزمایش ساخت فشار می‌توان این روش را با روش‌های قبلی ترکیب کرده و پارامترهای λ و ω را به صورت مجزا تعیین نمود. این روش مبتنی بر مدل تخلخل دو‌گانه با جریان درون تخلخلی شبه پایا می‌باشد. استخراج معادله مربوطه با استفاده از بسط تیلور جهت تقریب مشتق فشار انجام می‌گیرد. همچنین، در صورت در دسترس بودن داده‌های مورد نیاز، می‌توان با استفاده از این روش، تراوایی ماتریس سنگ را محاسبه نمود. برای اعتبارسنجی روش ارائه شده، 3 مورد شبیه‌سازی چاه‌آزمایی (دو مورد آزمایش تخلیه فشار و یک مورد آزمایش ساخت فشار) با استفاده از نرم‌افزار Pansystem انجام شده است. همچنین، یک مورد تحلیل داده‌های واقعی چاه‌آزمایی با استفاده از این روش مورد بررسی قرار گرفته است. نتایج نشان می‌دهد که مقدار λ/ω تخمین زده شده توسط روش مورد نظر اختلاف بسیار اندکی با مقدار استفاده شده جهت انجام شبیه‌سازی چاه آزمایی دارد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

A New Method for Interpreting Well Test Data in Fractured Reservoirs: a Dual Porosity Model

نویسندگان [English]

  • Meisam Adibifard
  • Seyyed Alireza Tabatabaei-Nejad
  • Elnaz Khodapanah
چکیده [English]

In this study, a new method is developed to estimate the fracture parameters in fractured reservoirs. This method is used to interpret incomplete well test data and is applicable to both drawdown and buildup tests. Using this method, the value of λ/ω ratio can be estimated for the drawdown test when the first straight line and an early transition zone are solely observed in the test data. Hence, there is no need to observe the inflection point in the semi-log plot of the pressure data. For buildup test, however, the technique can be combined with previously published approaches to estimate separate values of λ and ω. The main assumption behind the new technique is employing the dual porosity model with pseudo-steady state interporosity flow to obtain the final solution; the final equation is achieved by approximating the pressure derivative data using the Taylor series. The permeability of the rock matrix can be estimated through new developed technique provided that sufficient fluid and rock data are available. For validation purposes, three different well test cases (two drawdown and one buildup) have been simulated using the Pansystem software. Moreover, a field case, adopted from the open literature, is used to test the accuracy of the developed technique over actual field data. The results revealed that the value of λ/ω estimated through the new technique has an insignificant difference with the input λ/ω values for simulation purposes
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Fracture Parameters
  • Incomplete Well Tests
  • Transition Zone
  • Buildup Test
  • Matrix Permeability
[1]. Cinco-Ley H., “Well-test analysis for naturally fractured reservoirs”, J. Pet Tech., Vol. 48, No. 1, pp. 51-54, 1996.##

[2]. Izadi M. and Yildiz T., “Transient flow in discretely fractured porous media”, SPE Rocky Mountain Oil & Gas Technology Symposium, USA, 2007.##

[3]. Schlumberger Characterization of Fractured Reservoirs, http://www.slb.com/~/media/Files/industry_challenges/carbonates/brochures/cb characterization 09os0003.pdf, 2008##

4] Pulido H., Samaniego F., Rivera J., Diaz F., and Galicia G., On a well-test pressure theory of analysis for naturally fractured reservoirs, considering transient interporosity matrix, microfractures, vugs, and fractures flow, First International Oil Conference and Exhibition, Mexico, 2006.##

[5]. Warren J. E. and Root P. J., “The behavior of naturally fractured reservoirs”, SPE J., Vol. 3, No. 3, pp. 245-255, 1996.##

[6]. De Swaan O. A., “Analytic solutions for determining naturally fractured reservoir properties by well testing”, SPE J., Vol. 16, No. 3, pp. 117-122, 1976.##

[7]. Najurieta H. L., “A theory for pressure transient analysis in naturally fractured reservoirs”, J. Pet. Tech., Vol. 32, No. 7, pp. 1241-1250, 1980.##

[8]. Serra K., Reynolds A. C. and Raghavan, R., “New pressure transient analysis Methods for Naturally Fractured Reservoirs”, J. Pet Tech., Vol. 35, No. 12, pp. 2271-2283, 1983.##

[9]. Streltsova T. D., “Well pressure behavior of a naturally fractured reservoir”, SPE J., Vol. 23, No. 5, pp. 769-780, 1983.##

[10] Lai C. H., Bodvarsson G. S., Tsang C. F., and Witherspoon P. A., A new model for well test data analysis for naturally fractured reservoirs, California Regional Meeting, California, 1983.##

[11]. Gringarten A. C., “Interpretation of tests in fissured and multilayered reservoirs with double-porosity behavior: theory and practice”, J. Pet. Tech., Vol. 36, No. 4, pp. 549-564, 1984.##

[12]. Aguilera R., Franks L. A. and AU D. A., “Well test analysis of a naturally fractured gas reservoir- a case history”, J. Pet. Tech., Vol. 31, No. 4, pp. 46-51, 1992.##

[13]. Crawford G. E., Hagedorn A. R. and Piece A. E., “Analysis of pressure buildup tests in a naturally fractured reservoir”, J. Pet. Tech., Vol. 28, No. 11, pp. 1295-1300, 1976.##

[14] Chen C. C., Alam J., Vozniak J. P., and Blanton T. L., “Evaluation of naturally fractured gas shale production utilizing multiwell transient tests: a field study”, SPE/DOE/GRI Unconventional Gas Recovery Symposium, Sanpeterzborg, 1984.##

[15] Morton K. L., de Brito Nogueira P., Booth R., and Kuchuk F. J., Integrated interpretation for pressure transient tests in discretely fractured reservoirs, EAGE Annual Conference & Exhibition, Denmark, 2012.##

[16]. Kuchuk F. J. and Biryukov D., Transient pressure test interpretation for continuously and discretely fractured reservoirs, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Texas, 2012.##

[17]. Laudeman S. K. and Ershaghi I., Pressure buildup analysis in a naturally fractured shale reservoir, 56th Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers of AIME, Texas, 1981.##

[18]. Adams A. R., Ramey H. J. and Burgess R. J., “Gas well testing in a fractured carbonate reservoir”, J. Pet. Tech., Vol. 20, No. 10, pp. 1187-1194, 1968.##

[19]. Bourdet D. and Gringarten A. C., Detremination of fissured Volume & Block Size in Fractured Reservoirs by Type-Curve Analysis, Social of Petroleum Engineering Annual Technical Conference, Dallas, 1980.##

[20]. Bourdet D., Ayoub J. A., Kniazeff V., Pirard Y. M., and Whittle T. M., “Interpreting well tests in fractured reservoirs”, World Oil, Vol. 197, No. 5, pp.77-87, 1983.##

[21]. Reynolds A. C., Chang W. L., Yeh N., and Raghavan R., “Wellbore pressure response in naturally fractured reservoirs”, J. Pet Tech., Vol. 37, No. 5, pp. 908-920, 1985.##

[22]. Uldrich D. O., Ershaghi I., “A method for estimating the interporosity flow parameter in naturally fractured reservoirs”, SPE J., Vol. 19, No. 5, pp. 324-332, 1979.##

[23]. Tiab D. and Igbokoy A., Fracture porosity of naturally fractured reservoirs, First International Oil Conference & Exhibition, Mexico, 2006 .##

[24]. Onur M. and Satman A., “New type curves to determine naturally fractured reservoir parameters”, Published by SPE J. 23830- MS, 1991.##