تفسیر تغییرات اثر انباشتگی دهانه چاه طی فرایند چاه آزمایی در یکی از چاه‌های جنوب کشور

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشکده نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران

2 شرکت مهندسی و توسعه نفت، تهران،‌ ایران

10.22078/pr.2024.5342.3377

چکیده

تفسیر داده‌های چاه آزمایی یکی از مهمترین عواملی است که مهندسان نفت از آن برای رسیدن به خصوصیات سنگ مخزن استفاده می‌کنند. تفسیر داده‌های چاه آزمایی دارای قسمت های مختلفی است که یکی از آن‌ها شامل اثر انباشت چاه است که می‌تواند اثر قابل توجهی برروی داده داشته باشد. اثر انباشت چاه خود دارای حالت مختلف است که این حالات شامل اثر انباشت چاه ثابت و متغیر است. اثر انباشت متغیر چاه می‌تواند به دلایل متفاوتی رخ دهد اما یکی از حالات آن وجود یک ناحیه بسیار محدود اطراف چاه با تراوایی بسیار بالا است که می‌تواند موجب اثر انباشت متغیر چاه شود. در این مطالعه با بررسی داده‌های چاه آزمایی یکی از چاه های جنوب کشور ایران، این نتیجه حاصل شد که اسید کاری چاه، با ایجاد یک ناحیه محدود ولی بسیار تراوا می‌تواند موجب ایجاد اثر انباشت متغیر چاه شود و مقدار اثر انباشت ثابت چاه را از bbl/psi 014/0 به مقدار انباشت متغیر نهایی bbl/psi 0024/0 برساند . تفسیر حاضر با مقایسه داده های چاه آزمایی قبل و بعد از اسید کاری و بررسی نمودار های مشتق فشار، رفتار چاه با اثر انباشتگی متغیر مدلسازی و تفسیرهای مربوطه بیان شده است. نتایج این پژوهش می‌تواند در تفسیر بهتر داده‌های چاه آزمایی به همراه توجیه فیزیکی مدل های انتخابی مورد استفاده قرار گیرد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Interpretation of Changing Wellbore Storage During a Well Testing - A Case Study

نویسندگان [English]

  • Mahdi Malakoutikhah 1
  • Mohammad Sharifi 1
  • Amir Masoud Fuladgar 2
1 Petroleum Department, Amirkabir University of Technology, Tehran, Iran
2 Petroleum Engineering and Development Company, Tehran, Iran
چکیده [English]

This study investigates wellbore storage changes through well testing data before and after acidizing one of the wells in the southern region of Iran. The findings reveal that acidizing creates a highly permeable yet limited zone, transforming the wellbore storage behavior from constant to variable. The constant storage effect of 0.014 bbl/psi decreased to a final variable storage value of 0.0024 bbl/psi. The analysis includes pressure derivative plots and compares the well’s behavior before and after acidizing, providing physical interpretations based on the well’s modified conditions. The outcomes of this research offer valuable insights for optimizing well test data interpretation and selecting appropriate models for reservoir characterization. These results can also assist in designing future well operations to mitigate variable wellbore storage effects.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Well Testing
  • Wellbore Storage
  • Variable Wellbore Storage
  • Acidizing
  • Reservoir Study

مراجع

[1]. Klkani, J., & Horne, R. N. (1992). Pressure-transient analysis of arbitrarily shaped reservoirs with the boundary-element method. SPE Formation Evaluation, 7(01), 53-60. doi.org/10.2118/18159-PA.##
[2]. Kazemi, H. (1969). Pressure transient analysis of naturally fractured reservoirs with uniform fracture distribution. Society of Petroleum Engineers Journal, 9(04), 451-462. doi.org/10.2118/2156-A. ##
[3]. Mayerhofer, M. J., Ehlig-Economides, C. A., & Economides, M. J. (1995). Pressure transient analysis of fracture calibration tests. Journal of Petroleum Technology, 47(03), 229-234. doi.org/10.2118/26527-PA. ##
[4]. Adibifard, M., Tabatabaei-Nejad, S. A., & Khodapanah, E. (2015). A New Method for Interpreting Well Test Data in Fractured Reservoirs: a Dual Porosity Model. Journal of Petroleum Research, 25(82), 118-131. ##
[5]. Khoshbakht, F., Shekarifard, A., & Rasaie, M. R. (2017). An algorithm for improving mud invasion modeling through inversion of resistivity logs. Journal of Petroleum Research, 27(96-3), 72-85. doi:10.22078/pr.2017.791. ##
[6]. Agarwal, R. G., Gardner, D. C., Kleinsteiber, S. W., & Fussell, D. D. (1998, September). Analyzing well production data using combined type curve and decline curve analysis concepts. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-49222). SPE. doi.org/10.2118/57916-PA. ##
[7]. Bourdet, D., Ayoub, J. A., & Plrard, Y. M. (1989). Use of pressure derivative in well-test interpretation. SPE Formation Evaluation, 4(02), 293-302. doi.org/10.2118/12777-PA. ##
[8]. Gholamzadeh, Y., Sharifi, M., Karkevandi-Talkhooncheh, A., & Moraveji, M. K. (2020). A new physical modeling for two-phase wellbore storage due to phase redistribution. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107706. doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107706. ##
[9]. Ansari, H., Hashemi, A., Mousavi Dehghani, S. A., Gerami, S. (2020). Evaluation of the fluid contact estimation using phase equilibrium and irreversible thermodynamics in the hydrocarbon column of porous media; A Case Study in Oil Fractured Saturated Reservoir in the Southwest of Iran. Journal Petroleum Reserach;30:31–47. ##
[10]. Malakoutikhah, M., Sharifi, M., & Fuladgar, A. M. (2024). Interpreting changes in the wellbore storage during the well testing process in one of the wells in the southern region of the country. Journal of Petroleum Research. doi.org/10.1016/B978-0-12-397161-6.00002-4. ##
[11]. Prats, M., & Scott, J. B. (1975). Effect of wellbore storage on pulse-test pressure response. Journal of Petroleum Technology, 27(06), 707-709. doi.org/10.2118/5322-PA. ##
[12]. Dastkhan, Z., Zolalemin, A., Razminia, K., & Parvizi, H. (2015, September). Minimization and removal of wellbore storage effect by direct deconvolution of well test data. In SPE Reservoir Characterisation andSimulation Conference and Exhibition? (p. D021S011R001). SPE. doi.org/10.2118/175595-MS. ##
[13]. Hegeman, P. S., Hallford, D. L., & Joseph, J. A. (1993). Well-test analysis with changing wellbore storage. SPE formation evaluation, 8(03), 201-207. doi.org/10.2118/21829-PA. ##
[14]. Jargon, J. R. (1976). Effect of wellbore storage and wellbore damage at the active well on interference test analysis. Journal of Petroleum Technology, 28(08), 851-858. doi.org/10.2118/5795-PA. ##
[15]. Agarwal, R. G., Al-Hussainy, R., & Ramey Jr, H. J. (1970). An investigation of wellbore storage and skin effect in unsteady liquid flow: I. Analytical treatment. Society of Petroleum Engineers Journal, 10(03), 279-290. doi.org/10.2118/2466-PA. ##
[16]. Stegemeier, G. L., & Matthews, C. S. (1958). A study of anomalous pressure build-up behavior. Transactions of the AIME, 213(01), 44-50. doi.org/10.2118/927-G. ##
[17]. Kikani, J., Fair, P. S., & Hite, R. H. (1997). Pitfalls in pressure-gauge performance. SPE Formation Evaluation, 12(04), 241-246. doi.org/10.2118/30613-PA. ##
[18]. Veneruso, A. F., Erlig-Economides, C., & Petitjean, L. (1991). Pressure gauge specification considerations in practical well testing. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-22752). SPE. doi.org/10.2118/22752-MS. ##
[19]. Russell, D. G. (1966). Extensions of pressure build-up analysis methods. Journal of Petroleum Technology, 18(12), 1624-1636. doi.org/10.2118/1513-PA. ##
[20]. Fair, W. B. (1981). Pressure buildup analysis with wellbore phase redistribution. Society of Petroleum Engineers Journal, 21(02), 259-270. doi.org/10.2118/8206-PA.
[21]. Spivey, J. P., & Lee, W. J. (1999). Variable wellbore storage models for a dual-volume wellbore. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-56615). SPE. doi.org/10.2118/56615-MS. ##
پژوهش نفت
دوره 34، 1403-5 - شماره پیاپی 138
آذر و دی 1403
صفحه 121-128

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار