Penentuan Reservoir Properti Dari Backpressure Tes Dengan Aplikasi Reservoir Simulasi

Translete Paper 16 – SPE 5421 EKA ALMAS YUSLIM (1001099)

Penentuan Reservoir Properti Dari Backpressure Tes Dengan Aplikasi Reservoir Simulasi

PENDAHULUAN

Pada beberapa keadaan yang ada di reservoir gas mana yang cepat, murah, kita sangat membutuhkan suatu metode yang dapat diandalkan untuk menentukan sifat reservoir - terutama kapasitas formasi pada reservoir yang diinginkan. Dalam beberapa pengujian buildup test secara standar mungkin keluar dari pertanyaan karena waktu yang diperlukan untuk melakukan buildup test yang panjang. Namun, penentuan kapasitas formasi sangat diperlukan untuk memprediksi deliverability gas. Salah satu mungkin keinginan untuk mensimulasikan sifat gas reservoir dimana data penurunan tekanan yang baik yang tersedia untuk setiap saat, akan tetapi, di mana informasi permeabilitas sangat diperlukan untuk simulator ini tidak ada. Lalu akan muncul sebuah pertanyaan: apakah mungkin untuk cepat dan murah mendapatkan data tersebut tanpa mengambil dan menganalisis core atau log dengan baik?

Paper ini memfokuskan perhatian teknik untuk menganalisis data backpressure-test guna untuk menentukan kapasitas formasi dan faktor skin , Metode ini menguntungkan karena pengukuran lapangan dapat dilakukan dengan cepat , mudah , dan dengan biaya rendah , dan tidak perlu mematikan sumur. Hal ini didasarkan pada prosedur Odeh - Jones untuk menganalisis tes aliran bertingkat, Pekerjaan mereka pertama kali diadaptasi oleh Fraserz untuk analisis Backpressure Test dengan asumsi adanya gradien tekanan yang kecil dan gas ideal . Selanjutnya , Essis B dan Thomas meneruskan prosedur dari Odeh - Jones untuk aliran gas nyata dan menganalisis data backpressure -test dari 16 sumur gas di Oklahoma dan Texas, kapasitas Arus dihitung dengan teknik Odeh - Jones dibandingkan dengan yang diperoleh dari Pressure Buildup Test. Namun, dalam menerapkan metode ini Essis B. Thomas dan mengamati berbagai anomali, Ini berupa perubahan mendadak dalam kemiringan , hilangnya plot , dll. Oleh karena itu , tersirat dalam benak mereka bahwa kegunaan teknik ini terbatas. Upaya mereka untuk menafsirkan perubahan ini dalam hal karakteristik pembentukan atau efek lubang sumur yang sebagian besar didasarkan pada dugaan karena karakter formasi tersebut, berikut sebagian besar yang dapat disimpulkan.

Tujuan utama dari penelitian ini adalah untuk menentukan mengapa anomali yang diamati oleh Essis B dapat terjadi. dan Thomas. Kita akan menentukan apakah berbagai efek (turbulensi, efek skin, fracture, dll) yang disebabkan oleh Essis B. dan Thomas menjadi penyebab perilaku anomali yang benar-benar menyebabkan sesuatu yang tidak biasa atau berhenti ketika aliran / Data afterflow saya diplot dengan cara yang disarankan oleh Odeh dan Jones. Selain itu, tujuan kami adalah. untuk menggambarkan kondisi-kondisi waduk di mana orang bisa mengharapkan hasil yang cukup baik dari metode Odeh-Jones. Akhirnya, kami menunjukkan bagaimana teknik ini dapat berguna dalam menentukan permeabilitas untuk penggunaan selanjutnya dalam studi simulasi reservoir.

PROSEDUR

Untuk mencapai dua tujuan pertama kami menggunakan simulator reservoir untuk menghasilkan data backpressure-test yang diperlukan dalam berbagai kondisi baik dan kondisi

STT – MIGAS BALIKPAPAN


reservoir. Ini dijalankan dengan sistem kontrol yang lebih baik, yaitu, pembentukan dan juga karakteristik reservoir benar-benar digunakan sebagai data masukan dalam simulator. Penjelasan mengenai simulator yang digunakan dalam penelitian ini telah diberikan oleh Seth dan Thomas, Kami tidak mengulang rincian apapun di sini kecuali untuk mengatakan bahwa itu adalah satu fasa, model tiga-dimensi, mampu mensimulasikan aliran baik dalam Cartesian atau silinder dalam sistem koordinat. (Untuk masalah satu sumur di sini, kami menggunakan silinder sistem koordinat.) Model secara saksama menyumbang variasi tata ruang reservoit dan kandungan gas, pengaruh pembentukan kompaksi terkait dengan penarikan cairan, non-Darcy aliran, skin dan efek wellbore storage, aliran interlayer melalui sumur bor, dan efek interferensi dengan sumur.

Essis B. dan Thomas menunjukkan bahwa dengan mempertimbangkan variabel-tingkat dan menerapkan superposisi dalam penarikan persamaan untuk aliran gas nyata di bawah kondisi transien dalam reservoir yang tak terbatas, hasil persamaan sbb:

m( p1 )−m( pwf )nqn

=

+m 'qn

∑j=1

n

Δq j log (tn−t j−1)+m ' s .. .. .. . .. .. . .. .. . .. .. .(1)

di mana turbulensi diabaikan. Di sini, tn (p) adalah "tekanan pseuedo gas nyata" diperkenalkan oleh A1-Hussainy @ ral;. S m '= 1.637 T / kh, t adalah waktu dalam jam, dan; = log [k / o (C, K ) jr, Rz] - 3.23 + 0,87 s. Penggunaan Eq. 1 untuk membuat plot ''Odeh-Jones" menggunakan aliran / Data afterflow dijelaskan dalam Ref. 3. Maka, dengan ini tidak adanya turbulensi, kami mengantisipasi plot garis lurus dengan kemiringan m dan mencegat m ';. Sebuah pengukuran kemiringan seperti plot Odeh-Jones memungkinkan perhitungan kapasitas aliran, kh. Faktor skin, (s), dihitung dari intersep dari garis lurus. Essis B. dan Thomas menunjukkan bahwa prosedur ini hanya berlaku untuk kondisi aliran transient. Data waduk yang bersangkutan (permeabilitas, kulit, ketebalan, dll) dan data sumur (dimensi baik-string. faktor gesekan, dll) yang dipasok ke simulator seiring dengan bertambahnya laju aliran tertentu q 1,. . ., Q1 di mengalir slot waktu untuk mensimulasikan drawdown dalam sumur tunggal terletak di silinder waduk tertutup.

Simulator pada gilirannya memprediksi tekanan drawdown Plrf , ! . . , , Ptcf , . Data Informasi ini adalah yang terakhir , bersama-sama dengan laju alir dan informasi waktu , dipasok dengan program komputer lain ( dijelaskan dalam Ref. 3 ) yang dievaluasi Eq , 1 untuk back- menghitung nilai Ah dan digunakan dalam model reservoir . Perbandingan nilai-nilai ands kh digunakan dalam simulator



dengan yang ditentukan dari Persamaan yang memungkinkan kita untuk menilai keandalan teknik ini. Sebagai pemeriksaan lebih lanjut , kami juga bisa mensimulasikan men shut-in dan selanjutnya pressure buildup dengan model reservoir dan menganalisa hasil ini dengan analisis buildup secara konvensional .

Akibatnya, hasil yang kita tampilkan adalah nilai-nilai dari kapasitas aliran dan kulit faktor yang diperoleh dari tiga sumber :

( 1 ) yang benar-benar digunakan dalam model reservoir ;

( 2 ) yang ditentukan dengan menganalisis Handphone - Iared buildups , dan

( 3 ) yang ditentukan dari Persamaan , 1 .

Perbandingan tersebut dibuat di bawah kondisi efek baik positif maupun negatif dari efek skin , ketika aliran turbulen , dan produksi cairan bercampur dalam media berlapis , Kami juga meneliti efek dari pembentukan ion kompak , gangguan baik, dan hambatan permeabilitas pada kualitas hasil yang diperoleh dari Persamaan . 1 .

VALIDITAS PADA MODEL KOMPUTER

Sebuah pengujian dari keakuratan simulator pertama kali dibuat dengan membandingkan hasil drawdown untuk aliran fluida kompresibel sedikit di reservoir homogen dengan yang diperoleh dari solusi analitis yang diberikan oleh van Everdingen dan Hurst. Anak kebijakan perusahaan sangat baik selama periode aliran seluruh kepentingan. Solusi nyata aliran gas juga berkorelasi dengan solusi aliran cairan dengan cara yang disarankan dalam Ref. 5. Sekali lagi, perbandingan yang sangat baik, Sebuah pengujian bahan-balance juga digunakan untuk memastikan bahwa solusi yang didapat akurat. Tekanan rata-rata dalam sistem berkorelasi dengan solusi aliran cairan menggunakan konsep drainase-radius transien disarankan oleh Aronofsky dan Jenkins. Hasil dari efek lain seperti aliran non-Darcy, efek skin, kompaksi, dll. juga dibandingkan dengan solusi yang tersedia untuk memastikan bahwa mereka dapat diandalkan.

PENERAPAN PRINSIP SUPERPOSISI

Superposisi adalah hanya untuk linear, persamaan diferensial parsial. Meskipun persamaan yang mengatur aliran gas melalui media berpori yang nonlinear, A1-Hussainy et al. s telah menunjukkan bahwa superposisi akan baik untuk meningkatkan rate dari produksi. Mengenai rate produksi yang menurun, A1-Hussainy et al. menunjukkan bahwa penerapan prinsip superposisi ke penurunan rate mungkin tidak baik. Hal ini karena tekanan gas injection berdimensi tidak berkorelasi baik dengan cairan serta melakukan tekanan produksi (lihat Gambar. 4 dan 7 dari Ref. 5). Namun, mereka telah menunjukkan bahwa untuk tujuan praktis superposisi dapat digunakan. Seperti, Untuk mengetahui pengaruh penerapan superposisi

Untuk mengetahui pengaruh penerapan prinsip superposisi penelitian ini urutan tes tekanan balik, masing-masing dengan waktu yang telah berlalu dari 2,2, 1,92, 1,44, dan 0,96 jam antara perubahan kurs, disimulasikan. Test ketika suatu aliran afterflow masing-masing adalah 15, 25, 35, dan 45 MMcf / D. Hasil kapasitas aliran ditentukan dari Persamaan. 1 kemudian dibandingkan dengan nilai input kh = 1.500 md-ft. Untuk waktu yang mengalir dari 0,96 jam, deviasi kh kurang



bahwa 4 persen dari nilai input. Untuk waktu yang mengalir lebih dari ini meningkat pesat perseentase dari kesalahan, seperti ditunjukkan pada Gambar. 1, Dari angka ini terlihat bahwa ketika data backpressure-test digunakan untuk menentukan karakteristik formasi, kali yang mengalir harus kecil, jika tidak, kesalahan yang dihasilkan dari superposisi mungkin cukup tinggi. Sepanjang penelitian ini kami telah melalui waktu sekitar 0,96 jam. Hal ini menekankan bahwa Gambar. 1 dapat digunakan untuk kuantitatif memperkirakan kesalahan yang dihasilkan dari superposisi hanya di bawah kondisi tempat aliran radial (dengan atau tanpa efek skin). Hal ini tidak boleh digunakan untuk memperkirakan kesalahan ketika sumur berpotongan hidrolik atau rekahan secara alami atau jika data didominasi oleh wellbore storage. dan lain-lain. Untuk keterangan dan Pertimbangan lebih lanjut dari aspek ini adalah di luar cakupan makalah ini.

PEMBAHASAN

Hasil yang diperoleh dalam studys ini dirangkum dalam Tabel 1. Detil analisis grafis tidak disajikan karena mereka diberikan dalam literatur, seluruh dasar dikutip dalam Tabel 1 melibatkan, reservoir single layer, reservoir homogen di mana tidak ada efek turbulensi dan di mana faktor skin adalah nol. Hal ini ditekankan bahwa meskipun nilai-nilai tertentu secara spesifik seperti permeabilitas, porositas, dll. Disini dianggap, kesimpulan yang diperoleh dalam penelitian ini sama-sama berlaku untuk nilai-nilai lain dari batuan reservoir dan sifat fluida, informasi terkait lainnya dapat dilihat pada Tabel 2. Ada Beberapa penyebab besar kecilnya data yaitu dengan menambahkan efek kulit, turbulensi, heterogenitas reservoar, dll. Seperti terlihat pada Tabel 1, perbandingan prosedur Odeh-Jones dengan masukan katup simulator untuk kasus ini adalah baik. dalam berjalan yang melibatkan efek kulit dan turbulensi (Berjalan 2 sampai 7), prosedur Odeh-Jones memberikan nilai-nilai dalam 10 persen atau kurang dari input simulator. nilai-nilai, sedangkan analisis penumpukan adalah dalam 6 persen. atau kurang. Bahkan, dalam semua berjalan kualitas formasi. Hasilnya sama baiknya dibandingkan hasil Odeh-Jones sejauh kh yang bersangkutan. The Odeh-Jones hasil teknik kh nilai setidaknya sama baiknya dengan nilai penumpukan hanya 25 persen dari waktu. Namun demikian, Odeh-Jones M nilai berada dalam batas-batas yang biasa akurasi teknik dan metode backpressure-test analisis muncul diandalkan ketika tes penumpukan mahal tidak dibenarkan. Dengan mengacu pada penyimpangan faktor kulit, kedua teknik sama-sama kompetitif sejauh efek kualitatif (kerusakan atau imprcwement) secara akurat tercermin.



pada tahun 1961 Lefkovitz et al. 9 menunjukkan bahwa perilaku tekanan dari dua lapisan noncommunicating dengan produksi commingle di sumur bor bisa ditafsirkan menggunakan teknik semilog konvensional. Langkah 8 dan 9 yang dilakukan untuk menentukan apakah prosedur Odeh-Jones sama-sama berlaku untuk media yang berlapis. Untuk sistem ini permeabilitas rata-rata diberikan oleh langkah ke 8, kl = 15 md, kJk2 = 7,5, dan ketebalan setiap lapisan adalah h 1 = hz = 150 ft, Analisis simulasi buildup menghasilkan nilai fi = 2.455 md-ft, 3 persen di bawah nilai input (2.550 md-ft), sedangkan teknik Odeh-Jones memberikan 2.152 md-ft, atau 8 persen di bawah nilai sebenarnya. Di Run 9, kl/k2 = 9.5, dimana Buildup dan metode Odeh-Jones menghasilkan masing-masing 2 dan 4 persen penyimpangan. Dengan demikian, kami menyimpulkan bahwa teknik yang terakhir menawarkan alternatif yang memuaskan untuk pengujian Buildup untuk produksi cairan bercampur.

Untuk Run 10 efek pembentukan pemadatan dicatat di simulator dengan mendefinisikan fungsi sebagai tekanan pseudo.

di mana faktor k * a (p) mendefinisikan tekanan tergantung permeabilitas k (p), k * adalah permeabilitas dalam ketiadaan pemadatan, dan P6 adalah tekanan dasar dalam pound per inci persegi. Nilai dari (p) didapat ke model dalam bentuk tabel bersama dengan P dan z. Bila tidak ada formasi terkompaksi berlangsung, cx (p) = 1 untuk semua hal. Nilai didapat dari 1.500 md-ft (lihat Tabel 1) adalah k*. Kami berharap bahwa nilai-nilai dari Buildup dan back pressure test analisis mewakili beberapa nilai rata-rata kurang dari kh k"h. Mungkin kh terendah selama rentang tekanan diteliti adalah 1.245 md-ft. Nilai uji buildup dekat dengan nilai sebenarnya (1.475 md-ft), sedangkan hasil Odeh-Jones adalah jelas terlalu rendah, Hal ini mungkin disebabkan oleh tingkat tambahan non-linear diperkenalkan karena variasi dalam permeabilitas.

Uji gangguan di langkah 11 melibatkan dua sumur 50 kaki terpisah, Offset sumur berproduksi pada tingkat konstan 20 MMcf/D selama tes simulasi backpressure. Nilai kh ditentukan dengan metode Odeh-Jones dari tes ini adalah dalam 3 persen dari nilai input, Untuk semua kasus diperiksa sejauh ini dapat disimpulkan bahwa metode Odeh-Jones dapat digunakan untuk memperoleh hasil dengan akurasi teknik yang dapat diterima. Itu tidak sampai kita menyelidiki perilaku tekanan dekat penghalang permeabilitas yang kami amati kegagalan parah di Odeh - Jones metode. Untuk kasus ini (Langkah 12) kami disimulasikan situasi telah digambarkan dalam Gambar.2 (inset), dimana Wilayah permeabilitas rendah dari 0,25 md selama busur 6 (T ada 33 ft dari sumur untuk kembali = 2.000 ft



Wilayah yang tersisa adalah 5 md. Perubahan kemiringan pada buildup grafik merupakan indikasi semacam barrieu Namun, ada indikasi keberadaannya diperoleh dari Odeh-Jones plot (Gambar 3). Kemiringan Kurva BuildUp memberikan kh dari 705 md-ft, yang menghasilkan kemiringan selajutnya 124 md - ft , yang lebih dekat ke backpressure –test, nilai 167 md - ft . Jelas, ini mencerminkan beberapa rata-rata nilai dalam seluruh sistem.

Hal yang paling penting yang perlu diperhatikan tentang studi ini adalah bahwa kita tidak pernah mengalami salah satu plot anomali Odeh-Jones dilaporkan oleh Essis B. dan Thomas. Hasil ini mungkin merupakan kontribusi yang paling penting dari penelitian ini, yang Kita lakukan, namun, mengamati busur ke atas dalam beberapa kurva kondisi turbulensi (lihat Gambar. 2of Ref, 3). Asshownin Refs, 1 and3, ini dapat diperbaiki dengan prosedur trial-and-error, Untuk menyelidiki ini lebih lanjut kita kembali mengevaluasi hasil isochronal test dari Carter et af, 10 digunakan dalam Ref. 3 di bawah kategori Grup E. Untuk meminimalkan kesalahan yang dihasilkan dari superposisi kami memilih data yang telah pendek mengalir kali. Langkah kami 13, 14, dan 15 sesuai dengan sumur 4, 5, dan 7 di Carter et al. studi. Pada Gambar, 4 dan 5 kita menampilkan plot Odeh-Jones diperoleh Essis B. dan Thomas (atas) dan orang-orang dari studi ini (bawah) untuk masing-masing sumur ini. Perhatikan bahwa grafik yang lebih rendah tidak menunjukkan berhenti dalam kurva karakteristik plot atas. Busur ke atas dalam grafik bawah Gambar, 4 menunjukkan efek turbulensi yang signifikan, seperti yang disebutkan dalam Tabel 1. Setelah koreksi sepanjang baris yang disarankan di Refs. 1 dan 3, nilai M yang diperoleh adalah 118 md-ft. Ini lebih baik dibandingkan dengan hasil yang diperoleh dari BuildUp dari 97 md-ft (Ref. 10). Seperti terlihat pada Tabel 1, comparisonof prosedur Odeh-Jones dengan data BuildUp untuk dua tes lainnya (Langkah 13 dan 15) menunjukkan ketetapan.

Perlu dicatat bahwa berbagai kasus dipertimbangkan dalam Tabel 1 tidak termasuk tiga orang lainnya yang dikutip oleh Essis B. dan Thomas sebagai sumber anomali : pola perforasi (memperkenalkan aliran bola), sumur retak, dan efek wellbore storage. Dua dari efek ini (fracture dan penyimpanan) pada plot Odeh - Jones diselidiki terakhir dengan Hadinoto. "Dia mengamati tidak ada berhenti atau perubahan kemiringan ketika data untuk kasus ini dianalisis dengan metode Odeh



- Jones . Hadinoto , bagaimanapun, menunjukkan bahwa hasil kuantitatif yang diperoleh dengan metode ini harus digunakan dengan hati-hati dalam mengevaluasi ketebalan permeabilitas dan panjang rekahan pada sumur retak. Hadinoto telah menunjukkan bahwa jika wellbore storage mendominasi hasil tes , metode Odeh - Jones akan menunjukkan kerusakan terlepas dari kondisi lubang sumur yang sebenarnya. Ia juga menunjukkan bahwa metode ini harus digunakan untuk menganalisis data uji fractured sumur hanya dalam rezim aliran pseudoradial, Seperti hasil lainnya yang ditampilkan di sini , Hadinoto mengamati tidak ada karakteristik khusus pada plot Odeh - Jones yang akan mengidentifikasi baik fraktur atau wellbore storage.

APLIKASI UNTUK SIMULASI RESERVOIR

Metode backpressure-test untuk menentukan kh diterapkan sebuah penelitian yang dilakukan di lapangan gas berminyak Creek terletak di Hughes County, Oklahoma, lapangan itu diubah menjadi sebuah proyek penyimpanan pada tahun 1973 dan pasokan gas yang pada akhirnya digunakan untuk pembangkit tenaga listrik. Itu penting bahwa kinerja Reservoir diprediksi secara akurat untuk memastikan bahwa kebutuhan gas puncak bisa disediakan. Akibatnya, diputuskan untuk mengkalibrasi t'-? simulator sedemikian rupa sehingga akan mereproduksi kinerja history nya. Untuk tujuan ini, model yang digunakan sebagai simulator multiwell dalam koordinat Cartesian. Dalam apa yang berikut, kami jelaskan secara singkat geologi dan pengembangan sejarah bidang berminyak Creek dan mendiskusikan pengalaman kami menggunakan metode Odeh-Jones untuk sampai pada deskripsi dari Reservoir.



Pasir pada Lapangan gas Grasy Creek adalah termasuk dalam formasi Kanal Booth. Pasir ini tampaknya terbatas dalam batas-batas tajam yang cenderung kearah sepanjang timur laut-barat daya memanjang dan mungkin saluran atau pasir bar terkubur. Batas produksi ditentukan oleh kesalahan ke timur laut dan oleh kurangnya pengembangan pasir ke utara, selatan, dan barat daya. Gambar. 6 adalah peta isopach dan struktur yang menunjukkan ketebalan pasir maksimum 80 ft. Kedalaman rata-rata pasir sekitar 2.500 ft. Dalam Gambar. 7 kita telah ditumpangkan grid komputasi yang digunakan dalam model di peta ini. Gas ditemukan pada tahun 1955, dua sumur lainnya diselesaikan pada tahun yang sama, Sumur dibor dari tahun 1956 sampai 1959 didefinisikan sebagai bagian dari pasir. Dua puluh lima dari mereka memproduksi sumur dan beberapa lubang kering yang tidak menunjukkan perkembangan pasir.

The Oklahoma Corp mensyaratkan bahwa hasil tes shut-in tengah tahunan dan produksi gas bulanan dilaporkan. Dari data tersebut adalah mungkin untuk membangun kurva penurunan tekanan untuk setiap sumur. Rata-rata ini atas lapangan juga menghasilkan kurva penurunan lapangan ditunjukkan pada Gambar.8 ( garis tebal ). Tujuan kami adalah untuk mereproduksi kinerja terakhir ini dengan simulator. Setelah dilihat bagian sejarah seperti model kemudian dapat digunakan sebagai alat prediksi. Karena porositas dan permeabilitas adalah dua parameter kunci, maka pencarian menyeluruh untuk data tersebut dibuat. Menemukan nilai-nilai akurat porositas sulit karena tidak ada sample sumur yang terbuang. Dan, listrik berjalan di 24 sumur. Meskipun log listrik tidak dikembangkan sebagai alat porositas, hal itu mungkin untuk mendapatkan beberapa merasakan variasi porositas seluruh reservoir dengan metode empiris Tixier. Selain sebuah perhitungan alternatif digunakan yang mengasumsikan Rro, resistivitas zona memerah, sama dengan hambatan yang pendek. Porositas rata-rata dapat dilihat dalam Tabel 3. Nilai ini bersifat kualitatif terbaik. Konsekuensi, mereka terutama digunakan sebagai dasar acuan selama pengujian and Emor fase. Jika kita ekstrapolasi kurva penurunan Gambar.8 sampai tekanan nol. Kita mendapatkan 27.200 MMscf gas di tempat. Untuk diperkirakan saturasi air tereduksi dari 30% dan volume massal dari 90.159acre-ft. Kita menghitung porositas lapangan rata-rata 15%.



Tidak ada data test dari sumur yang tersedia dengan pengecualian dari tiga tes drillstem dan tes backpressure single-point. Iatter tidak dapat digunakan untuk menentukan sifat batuan. Untuk mendapatkan informasi permeabilitas backpressure test yang diperlukan dilakukan di lapangan pada 8 sumur pada tahun 1973. Nilai yang dihitung dari kh, k, s dan berdasarkan hasil tes ini ditunjukkan pada Tabel 4. Perlu dicatat bahwa semua faktor skin negatif. Dengan demikian, catatan produksi diperiksa untuk menentukan apakah salah satu sumur telah retak. Catatan menunjukkan bahwa hanya dua sumur (Climax Rogers No 1 dan No 2 Osborn Tebe) telah ditingkatkan untuk perawatan fraktur kecil. Namun, catatan produksi menunjukkan bahwa perawatan ini tidak berhasil.

Untuk lebih memastikan validitas dari hasil ini kita memilih Puncak Rogers No.1 untuk hasil tekanan drawdown. Untuk tujuan ini simulator itu kembali dioperasikan sebagai model satu-sumur

(dalam koordinat silinder), Turbulensi dicatat dengan menyediakan faktor, β , dengan input data, Nilai 2xION/ft diperkirakan dari korelasi disajikan oleh Katz et al, 13. permeabilitas dan skin yang diperoleh dari data backpressure test juga ditentukan untuk model. Sebuah hasil yang sangat baik diperoleh, seperti yang ditunjukkan pada Fg. 9. Atas dasar pengujian ini kami merasa cukup yakin bahwa permeabilitas pada Tabel 4 yang mewakili kondisi reservoir saat ini. Set terakhir dari blok permeabilitas yang menghasilkan tekanan seperti yang ditampilkan pada Gambar, 10. Dihitung rata-rata, kurva penurunan tekanan dilapangan ditunjukkan dengan segitiga pada Gambar.8, Dalam Gambar. 11 beberapa hasil baik khas masing-masing. Karena sebagian besar, semua hasil semua perbandingan sumur, bahwa tekanan dihitung pada waktu awal yang begitu tinggi dalam empat sumur dan terlalu rendah dalam tiga lainnya. Rincian lebih lanjut dapat ditemukan di Ref.14. Kami menyimpulkan, bahwa data yang diperoleh dari backpressure test dapat menjadi acuan yang berguna dalam simulasi reservoir.

KESIMPULAN



1. Prinsip superposisi dapat diterapkan pada data backpressure-test menggunakan m(p) fungsi Al-Hussainy et af. 3, waktu akan berlalu menuju ketingkatan yang lebih kecil. Perawatan harus diambil untuk memastikan bahwa kendala pada penerapan prinsip superposisi dikutip di atas yang diamati.

2. The anomali Odeh-Jones plot yang dihadapi oleh Essis B. dan Thomas tidak terjadi karena situasi yang diteliti dalam penelitian ini. Sebuah studi yang lebih baru oleh Hadinoto telah menunjukkan bahwa kesimpulan ini juga berlaku untuk dan data tekanan rekahan pada sumur vertikal dan didominasi oleh wellbore storage.

3. Backpressure test dapat dianalisis untuk memberikan nilai-nilai yang dapat diandalkan kh dan s dalam batas-batas yang biasa akurasi teknik ketika tes buildup test mahal tidaklah dibenarkan. Ini termasuk situasi yang melibatkan turbulensi, gangguan sumur, dan media berlapis-lapis, Pengecualian pada kesimpulan ini adalah (1) ketika pembentukan pemadatan terjadi di bawah penarikan cairan; (2) jika penghalang permeabilitas dari jenis yang diuraikan dalam makalah ini ada dalam radius drainase tes dengan baik; (3) ketika data tekanan didominasi oleh wellbore storage; (4) ketika data tekanan yang diperoleh dari sumur berpotongan patah tulang.

4. Data yang diperoleh dari tes backpressure dapat berharga dalam menentukan distribusi permeabilitas untuk penggunaan selanjutnya dalam studi simulasi reservoir gas.

NOMENCLATURE




Documents

Penentuan Reservoir Properti Dari Backpressure Tes Dengan Aplikasi Reservoir Simulasi