Keywords
pressure recovery
pressure drop
long-period curves
wireline logging
porous fractured reservoir
permeability
anisotropy
skin factor
duplex waves
reservoir caprock
How to Cite
Abstract
we studied the spatial heterogeneity of carbonate fractured-porous reservoirs using a comprehensive interpretation of well-test data. Our goal was to evaluate the reservoir’s flow and storage properties and to identify high-permeability flow channels. We analyzed pressure build-up tests, pressure fall-off tests, and long-term pressure and rate histories. We interpreted the data by matching calculated and measured curves, and applying Burdine and Blasingame diagnostic plots. We also integrated the well test results with geophysical and seismic data, including duplex wave anomaly maps. The analysis provided quantitative estimates of permeability, diffusivity, skin factor, and distance to flow boundaries. We identified highly fractured zones, which correlated with anomalies on seismic attribute maps. The results show that combining dynamic and geophysical data improves interpretation reliability and helps delineate lateral barriers.
References
Кульпин Л. Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. М.: Недра; 1974. 200 с.
Деева Т. А., Камартдинов М. Р., Кулагина Т. Е. и др. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных. Томск: ЦППС НД ТПУ; 2009. 243 с. ISBN: 5-98298-048-X.
Эрлагер Р. Гидродинамические методы исследования скважин. М.-Ижевск: ИКИ; 2006. 512 с. ISBN 5-93972-521-Х.
Славкин В. С. Геолого-геофизическое изучение нефтяных продуктивных отложений. М.: Изд-во МГУ; 1999. 160 с.
Еременко Н. А., Чилингар Г. В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука; 1996. 176 с.
Yielding G., Freeman B., Needham D. Quantitative Fault Seal Prediction. AAPG Bulletin. 1997;81:897917. DOI: 10.1306/522B498D-1727-11D7-8645000102C1865D.
Несмеянов С. А. Инженерная геотектоника. М.: Наука; 2012. 560 с. ISBN: 5-02-033051-5.
РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений.
Bourdet D., Ayoub J. A., Pirard Y. M. Use of Pressure Derivative in Well-Test Interpretation. SPE Formation Evaluation. 1989;6:293-302. Режим доступа: https://blasingame.engr.tamu.edu/z_zCourse_Archive/P648_19A/P648_19A_Reading_Portfolio/SPE_012777_(Bourdet)_Pressure_Derivative_for_PTA_(OCR)_(pdf).pdf.
Bourdet D. Well Test Analysis: The Use of Advanced Interpretation Models. Amsterdam: Elsevier; 2002. 436 p. ISBN: 0-444-50968-2.
Houze O., Viturat D., Fjaere O. S. et al. Dynamic Data Analysis. V5.60. Kappa Engineering; 2024. 788 p. Режим доступа: https://www.kappaeng.com/downloads/ddabook.
Кременецкий М. И., Ипатов А. И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Т. 1. Основы гидродинамико-геофизического контроля разработки и мониторинга добычи. М.-Ижевск: ИКИ; 2020. 676 с. ISBN 978-5-4344-0886-8.
Басниев К. С., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидродинамика. М.: Недра; 1993. 416 с.
Хромова И. Ю. Миграция дуплексных волн — метод картирования трещиноватых зон тектонического генезиса. Геология нефти и газа. 2008;3:37-47. Режим доступа: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=11765261.
Суходанова С. С. Создание 3D модели залежи с карбонатными трещиноватыми коллекторами на основе комплексирования гидродинамических, геофизических, сейсмических и промысловых данных (на примере нижнепермских отложений Варандейского месторождения): дис. . . . канд. техн. наук. М.: ИПНГ РАН; 2016. 157 с. Режим доступа: https://archive.ipng.ru/council/dissertations/5846.