Submit an Article
Become a reviewer
Online First
Research article
Geotechnical Engineering and Engineering Geology

Adaptation of transient well test results

Authors:
Dmitriy A. Martyushev1
Inna N. Ponomareva2
Weijun Shen3
About authors
  • 1 — Associate Professor Perm National Research Polytechnic University ▪ Orcid
  • 2 — Associate Professor Perm National Research Polytechnic University ▪ Orcid
  • 3 — Ph.D. Associate Professor Institute of Mechanics, Chinese Academy of Sciences ▪ Orcid
Date submitted:
2021-01-21
Date accepted:
2023-09-22
Date published:
2023-10-31

Abstract

Transient well tests are a tool for monitoring oil recovery processes. Research technologies implemented in pumping wells provide for a preliminary conversion of measured parameters to bottomhole pressure, which leads to errors in determining the filtration parameters. An adaptive interpretation of the results of well tests performed in pumping wells is proposed. Based on the original method of mathematical processing of a large volume of field data for the geological and geophysical conditions of developed pays in oil field, multidimensional models of well flow rates were constructed including the filtration parameters determined during the interpretation of tests. It is proposed to consider the maximum convergence of the flow rate calculated using a multidimensional model and the value obtained during well testing as a sign of reliability of the filtration parameter. It is proposed to use the analysis of the developed multidimensional models to assess the filtration conditions and determine the individual characteristics of oil flow to wells within the pays. For the Bashkirian-Serpukhovian and the Tournaisian-Famennian carbonate deposits, the influence of bottomhole pressure on the well flow rates has been established, which confirms the well-known assumption about possible deformations of carbonate reservoirs in the bottomhole areas and is a sign of physicality of the developed multidimensional models. The advantage of the proposed approach is a possibility of using it to adapt the results of any research technology and interpretation method.

Keywords:
pressure build-up curve digital data sets multidimensional mathematical modelling liquid flow rate permeability skin factor filtration parameters
Online First

References

  1. Давыдова А.Е., Щуренко А.А., Дадакин Н.М. и др. Разработка дизайна гидродинамического исследования в условиях карбонатного коллектора // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. № 6. С. 68-79. DOI: 10.18799/24131830/2019/6/2128
  2. Сергеев В.Л., Нгуен Т.Х.Ф. Модели и алгоритмы адаптивной интерпретации результатов комбинированных газогидродинамических исследований интеллектуальных скважин // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2018. Т. 329. № 10. С. 67-75. DOI: 10.18799/24131830/2018/10/2106
  3. Xin Du, Zhiwei Lu, Dongmei Li et al. A novel analytical well test model for fractured vuggy carbonate reservoirs considering the coupling between oil flow and wave propagation // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 173. Р. 447-461. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.09.077
  4. Jun He, Kegang Ling. Measuring permeabilities of Middle-Bakken samples using three different methods // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2016. Vol. 31. P. 28-38. DOI: 10.1016/j.jngse.2016.03.007
  5. Мартюшев Д.А. Совершенствование геолого-гидродинамической модели карбонатного нефтяного объекта путем учета параметра анизотропии проницаемости // Записки Горного института. 2020. Т. 243. С. 313-318. DOI: 10.31897/PMI.2020.3.313
  6. Давыдова А.Е., Щуренко А.А., Дадакин Н.М. и др. Оптимизация проведения гидродинамических исследований скважин в условиях карбонатного коллектора // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2018. Т. 17. № 2. С. 123-135 (In English). DOI: 10.15593/2224-9923/2018.2.3
  7. Martyushev D.A., Ponomareva I.N., Galkin V.I. Conditions for Effective Application of the Decline Curve Analysis Method // Energies. 2021. Vol. 14. № 6461. DOI: 10.3390/en14206461
  8. Мартюшев Д.А., Слушкина А.Ю. Оценка информативности определения фильтрационных параметров пласта на основе интерпретации кривых стабилизации давления // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. № 10. С. 26-32. DOI: 10.18799/24131830/2019/10/2295
  9. Сергеев В.Л., Донг Ван Хоанг, Хагай Д.Э., Игнатенко А.В. Диагностические критерии выделения фильтрационных потоков в процессе гидродинамических исследований горизонтальных скважин // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2020. Т. 331. № 2. С. 181-187. DOI: 10.18799/24131830/2020/2/2504
  10. Jirjees A.Y., Abdulaziz A.M. Influences of uncertainty in well log petrophysics and fluid properties on well test interpretation: An application in West Al Qurna Oil Field, South Iraq // Egyptian Journal of Petroleum. 2019. Vol. 28. Iss. 4. Р. 383-392. DOI: 10.1016/j.ejpe.2019.08.005
  11. Булыгин Д.В., Николаев А.Н., Елесин А.В. Гидродинамическая оценка эффективности потокоотклоняющих технологий в условиях образования техногенных каналов фильтрации // Георесурсы. 2018. Т. 20. № 3. Ч. 1. С. 172-177. DOI: 10.18599/grs.2018.3.172-177
  12. Елесин А.В., Кадырова А.Ш., Никифирова А.И. Определение поля проницаемости пласта по замерам давления на скважинах с использованием сплайн-функции // Георесурсы. 2018. Т. 20. № 2. С. 102-107. DOI: 10.18599/grs.2018.2.102-107
  13. Галкин В.И., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н., Черных И.А. Особенности формирования призабойных зон продуктивных пластов на месторождениях с высокой газонасыщенностью пластовой нефти // Записки Горного института. 2021. Т. 249. С. 386-392. DOI: 10.31897/PMI.2021.3.7
  14. Двойников М.В., Будовская М.Е. Разработка углеводородной системы заканчивания скважин с низкими забойными температурами для условий нефтегазовых месторождений Восточной Сибири // Записки Горного института. 2022. Т. 253. С. 12-22. DOI: 10.31897/PMI.2022.4
  15. Decheng Zhang, Ranjith P.G., Perera M.S.A., Zhang C.P. Influences of test method and loading history on permeability of tight reservoir rocks // Energy. 2020. Vol. 195. № 116902. DOI: 10.1016/j.energy.2020.116902
  16. Hamada G., Joseph V. Developed correlations between sound wave velocity and porosity, permeability and mechanical properties of sandstone core samples // Petroleum Research. 2020. Vol. 5. Iss. 4. P. 326-338. DOI: 10.1016/j.ptlrs.2020.07.001
  17. Mirhashemi M., Khojasteh E.R., Manaman N.Sh., Makarian E. Efficient sonic log estimations by geostatistics, empirical petrophysical relations, and their combination: Two case studies from Iranian hydrocarbon reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. Vol. 213. № 110384. DOI: 10.1016/j.petrol.2022.110384
  18. Ruiliang Guo, Qichao Xie, Xuefeng Qu et al. Fractal characteristics of pore-throat structure and permeability estimation of tight sandstone reservoirs: A case study of Chang 7 of the Upper Triassic Yanchang Formation in Longdong area, Ordos Basin, China // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 184. № 106555. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106555
  19. Mason H.E., Smith M.M., Carroll S.A. Calibration of NMR porosity to estimate permeability in carbonate reservoirs // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2019. Vol. 87. P. 19-26. DOI: 10.1016/j.ijggc.2019.05.008
  20. Jiazheng Qin, Shiqing Cheng, Peng Li, et al. Interference well-test model for vertical well with double-segment fracture in a multi-well system // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 183. № 106412. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106412
  21. Cheng Jing, Xiaowei Dong, Wenhao Cui et al. Artificial neural network–based time-domain interwell tracer testing for ultralow-permeability fractured reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 195. № 107558. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107558
  22. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н., Туманова Е.С. Модели нелинейной фильтрации и влияние параметров нелинейности на дебит скважин в низкопроницаемых коллекторах // Георесурсы. 2021. T. 23. № 4. С. 44-50. DOI: 10.18599/grs.2021.4.5
  23. Кутукова Н.М., Шустер В.Л. Современные методы изучения неоднородного строения сложнопостроенных карбонатных резервуаров и эрозионных выступов фундамента // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. 2020. № 6. С. 88-94.
  24. Сметкина М.А., Мелкишев О.А., Присяжнюк М.А. Уточнение значений проницаемости при адаптации гидродинамической модели // Недропользование. 2020. Т. 20. № 3. С. 223-230. DOI: 10.15593/2712-8008/2020.3.3
  25. Шамсиев М.Н. Интерпретация результатов термогазодинамических исследований вертикальных газовых скважин, несовершенных по степени вскрытия пласта // Георесурсы. 2018. Т. 20. № 1. С. 39-43. DOI: 10.18599/grs.2018.1.39-43
  26. Шелепов В.В., Тюкавкина О.В. Геофизические методы определения коллекторских свойств сложнопостроенных нижне-среднеюрских залежей в пределах месторождений Широтного Приобья // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. 2020. № 1. С. 37-41.
  27. Pandey R.K., Kumar A., Mandal A. A robust deep structured prediction model for petroleum reservoir characterization using pressure transient test data // Petroleum Research. 2022. Vol. 7. Iss. 2. P. 204-219. DOI: 10.1016/j.ptlrs.2021.09.003
  28. Kryganov P.V., Afanaskin I.V., Volpin S.G.et al. Searching for reservoirs with bypassed oil using well tests and mathematical modeling // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 206. № 109077. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.109077
  29. Ali M.A., Umer R., Khan K.A., Cantwell W.J. Application of X-ray computed tomography for the virtual permeability prediction of fiber reinforcements for liquid composite molding processes: A review // Composites Science and Technology. 2019. Vol. 184. № 107828. DOI: 10.1016/j.compscitech.2019.107828
  30. Иктисанов В.А. Описание установившегося притока жидкости к скважинам различной конфигурации и различным частичным вскрытием // Записки Горного института. 2020. T. 243. С. 305-312. DOI: 10.31897/PMI.2020.3.305
  31. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Черепанов С.С. и др. Новый подход к оценке результатов гидравлического разрыва пласта (на примере Бобриковской залежи Шершневского месторождения) // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2020. Т. 331. № 4. С. 107-114. DOI: 10.18799/24131830/2020/4/2598
  32. Вирстюк А.Ю., Микшина В.С. Применение регрессионного анализа для оценки эффективности работы нефтяных скважин с парафинистой нефтью // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2020. Т. 331. № 1. С. 117-124. DOI: 10.18799/24131830/2020/1/2453
  33. Xiangzeng Wang, Xiangyang Qiao, Naizhe Mi, Ruogu Wang. Technologies for the benefit development of low-permeability tight sandstone gas reservoirs in the Yan'an Gas Field, Ordos Basin // Natural Gas Industry B. 2019. Vol. 6. Iss. 3. P. 272-281. DOI: 10.1016/j.ngib.2018.11.017
  34. Абросимов А.А., Шеляго Е.В., Язынина И.В. Обоснование репрезентативного объема данных фильтрационно-емкостных свойств для получения статистически достоверных петрофизических связей // Записки Горного института. 2018. Т. 233. С. 487-491. DOI: 10.31897/PMI.2018.5.487
  35. Wenrui Hu, Yi Wei, Jingwei Bao. Development of the theory and technology for low permeability reservoirs in China // Petroleum Exploration and Development. 2018. Vol. 45. Iss. 4. P. 685-697. DOI: 10.1016/S1876-3804(18)30072-7
  36. Yassin M.R., Alinejad A., Asl T.S., Dehghanpour H. Unconventional well shut-in and reopening: Multiphase gas-oil interactions and their consequences on well performance // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. Vol. 215. Part B. № 110613. DOI: 10.1016/j.petrol.2022.110613
Access statistics
Abstract Views
79
Full-Text Views
20
Cited
Scopus:
0
Crossref:
0
Article Menu

Similar articles

Improving the efficiency of oil vapor recovery units in the commodity transport operations at oil terminals
2023 Vladimir V. Pshenin, Gulnur S. Zakirova
Trace elements in the silicate minerals of the Borodino Meteorite (Н5)
2023 Kristina G. Sukhanova
Improvement of concentrate quality in flotation of low-rank coal
2023 Sergey A. Kondratev, Tatyana A. Khamzina
The study of displacing ability of lignosulfonate aqueous solutions on sand packed tubes
2023 Mikhail B. Dorfman, Andrey А. Sentemov, Ivan P. Belozerov
Substantiation of the optimal performance parameters for a quarry during the stage-wise development of steeply dipping ore deposits
2022 Sergey I. Fomin, Maxim P. Ovsyannikov
Mathematical modeling of the electric field of an in-line diagnostic probe of a cathode-polarized pipeline
2023 Vladimir N. Krizsky, Oleg V. Kosarev, Pavel N. Alexandrov, Yana A. Luntovskaya