Bohrloch-Tests

@misc{kazanskii1978methods1,
    author = "Kazanskii, V. V. et al",
    title = "Methoden zur Beeinflussung von gering durchlässigen Förderhorizonten in Ostsibirien während der Stillstandsphasen",
    year = "1978",
    howpublished = "Geology of Oil and Gas, v. 4, p. 60-64",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kazanskii, V. V. et al., 1978, Methoden zur Beeinflussung von gering durchlässigen Förderhorizonten in Ostsibirien während der Stillstandsphasen: Geology of Oil and Gas, v. 4, p. 60-64.}"
}

Das unterbalancierte Bohren hat in den letzten Jahren an Popularität gewonnen, da es sich gut für das Bohren von Niederdruck-Reservoiren eignet und eine Methode zur Verhinderung von Formationsschäden bietet, insbesondere bei horizontalen Bohrungen. Die Produktionsrate von Formationenflüssigkeiten während des Bohrungsprozesses enthält Informationen über die Reservoirmerkmale. Insbesondere kann das Permeabilitätsprofil entlang der Bohrung aus einer Kombination von Bohrlochdruck und Gesamtrate abgeleitet werden. Der transiente Bohrlocheinstrom kann als komplexer Bohrlochtest interpretiert werden. Die Komplexität ergibt sich daraus, dass die Randbedingungen (d. h. die Bohrlochkurve, die dem Fluss offensteht) sich während des Tests mit der Zeit ändern. Darüber hinaus wird die transiente Rate durch Variationen im Unterbalancieren (d. h. Bohrlochdruck) und die Bohrungsdrillgeschwindigkeit beeinflusst. Der Signal (transiente Rate) enthält jedoch detaillierte Informationen über das Permeabilitätsprofil entlang der Bohrung. Die Analyse wird durch die Eliminierung der Effekte des variablen Unterbalancierens und der Bohrgeschwindigkeit mittels Dekonvolutionstechniken eingeleitet. Eine genaue Approximation des Permeabilitätsprofils kann durch eine direkte Analyse (d. h. ohne auf History Matching zurückgreifen müssen) des korrigierten Bohrlocheinstroms erhalten werden. Beachten Sie, dass nur die gesamte Bohrlochrate transient benötigt wird, anstatt das vollständige Einstromprofil entlang der offenen Bohrlochkurve. In früheren Arbeiten haben wir die Analyse der transienten Rate während des unterbalancierten Bohrings einer vertikalen Bohrung unter einem konstanten Unterbalancieren betrachtet. Sowohl das variable Unterbalancieren als auch die komplexeren äußeren Randbedingungen einer horizontalen Bohrung (die transiente Rate wird sehr wahrscheinlich die Kap- und Basisgesteinsgrenzen während des Tests sehen) unterscheiden die aktuelle Studie von der vorherigen.

@inproceedings{vankruijsdijk1999testing,
    author = "van Kruijsdijk, Cor P. J. W. und Cox, Richard J. W.",
    title = "Testing While Underbalanced Drilling: Horizontal Well Permeability Profiles",
    year = "1999",
    booktitle = "SPE European Formation Damage Conference",
    abstract = "Das unterbalancierte Bohren hat in den letzten Jahren an Popularität gewonnen, da es sich gut für das Bohren von Niederdruck-Reservoiren eignet und eine Methode zur Verhinderung von Formationsschäden bietet, insbesondere bei horizontalen Bohrungen. Die Produktionsrate von Formationenflüssigkeiten während des Bohrungsprozesses enthält Informationen über die Reservoirmerkmale. Insbesondere kann das Permeabilitätsprofil entlang der Bohrung aus einer Kombination von Bohrlochdruck und Gesamtrate abgeleitet werden. Der transiente Bohrlocheinstrom kann als komplexer Bohrlochtest interpretiert werden. Die Komplexität ergibt sich daraus, dass die Randbedingungen (d. h. die Bohrlochkurve, die dem Fluss offensteht) sich während des Tests mit der Zeit ändern. Darüber hinaus wird die transiente Rate durch Variationen im Unterbalancieren (d. h. Bohrlochdruck) und die Bohrungsdrillgeschwindigkeit beeinflusst. Der Signal (transiente Rate) enthält jedoch detaillierte Informationen über das Permeabilitätsprofil entlang der Bohrung. Die Analyse wird durch die Eliminierung der Effekte des variablen Unterbalancierens und der Bohrgeschwindigkeit mittels Dekonvolutionstechniken eingeleitet. Eine genaue Approximation des Permeabilitätsprofils kann durch eine direkte Analyse (d. h. ohne auf History Matching zurückgreifen müssen) des korrigierten Bohrlocheinstroms erhalten werden. Beachten Sie, dass nur die gesamte Bohrlochrate transient benötigt wird, anstatt das vollständige Einstromprofil entlang der offenen Bohrlochkurve. In früheren Arbeiten haben wir die Analyse der transienten Rate während des unterbalancierten Bohrings einer vertikalen Bohrung unter einem konstanten Unterbalancieren betrachtet. Sowohl das variable Unterbalancieren als auch die komplexeren äußeren Randbedingungen einer horizontalen Bohrung (die transiente Rate wird sehr wahrscheinlich die Kap- und Basisgesteinsgrenzen während des Tests sehen) unterscheiden die aktuelle Studie von der vorherigen.",
    url = "https://doi.org/10.2118/54717-ms",
    doi = "10.2118/54717-ms"
}

Der Kreis Nye in Nevada ist der Standort des Yucca Mountain Project, das als vorgeschlagene Stelle für eine Hochleistungsanlage zur Entsorgung von Kernabfällen dient. In den letzten Jahren hat der Kreis Nye ein unabhängiges wissenschaftliches Programm durchgeführt, um die Eigenschaften der Gesteinseinheiten um den vorgeschlagenen Entsorgungsstandort zu bewerten. Diese Arbeiten umfassten das Bohren und Testen mehrerer Wasser-Monitorbohrungen in klasischen, Tal-Füll-Ablagerungen. Diese Tests zeigten in einigen Einheiten außerordentlich hohe Permeabilität (bis zu 300 Darcy). Wellentests in Reservoirs mit solcher ultra-hohen Permeabilität bieten eine einzigartige Gelegenheit, Reservoir-Heterogenitäten zu identifizieren und zu bewerten. Analysen von drei Tests werden vorgestellt. Die Tests des Kreises Nye demonstrieren die Anwendbarkeit von Bohrloch-Test-Analyse-Methoden der Erdölindustrie selbst für Reservoirs mit ultra-hoher Permeabilität. Die Tests zeigen eine große Anzahl ungewöhnlicher Effekte (ultra-hohe Permeabilität, extreme Bohrlochspeicherung, lineare Strömung, radiale Strömung, halbkugelförmige Strömung, mehrere Schichten, mehrere Grenzen, weites Kompressibilitätsbereich, atmosphärische Korrekturen für eine Förderbohrung, etc.) in nur wenigen Tests. Die Testdaten und Interpretationen sind öffentlich zugänglich und stellen eine wichtige Datenbank für die Ausbildung und Schulung in der Bohrloch-Test-Analyse dar.

@inproceedings{cox2000well,
    author = "Cox, D. O. and Stinson, S. H. and Stellavato, J. N.",
    title = "Well Testing in Ultra-High Permeability Formations",
    year = "2000",
    booktitle = "SPE Annual Technical Conference and Exhibition",
    abstract = "Der Kreis Nye in Nevada ist der Standort des Yucca Mountain Project, das als vorgeschlagene Stelle für eine Hochleistungsanlage zur Entsorgung von Kernabfällen dient. In den letzten Jahren hat der Kreis Nye ein unabhängiges wissenschaftliches Programm durchgeführt, um die Eigenschaften der Gesteinseinheiten um den vorgeschlagenen Entsorgungsstandort zu bewerten. Diese Arbeiten umfassten das Bohren und Testen mehrerer Wasser-Monitorbohrungen in klasischen, Tal-Füll-Ablagerungen. Diese Tests zeigten in einigen Einheiten außerordentlich hohe Permeabilität (bis zu 300 Darcy). Wellentests in Reservoirs mit solcher ultra-hohen Permeabilität bieten eine einzigartige Gelegenheit, Reservoir-Heterogenitäten zu identifizieren und zu bewerten. Analysen von drei Tests werden vorgestellt. Die Tests des Kreises Nye demonstrieren die Anwendbarkeit von Bohrloch-Test-Analyse-Methoden der Erdölindustrie selbst für Reservoirs mit ultra-hoher Permeabilität. Die Tests zeigen eine große Anzahl ungewöhnlicher Effekte (ultra-hohe Permeabilität, extreme Bohrlochspeicherung, lineare Strömung, radiale Strömung, halbkugelförmige Strömung, mehrere Schichten, mehrere Grenzen, weites Kompressibilitätsbereich, atmosphärische Korrekturen für eine Förderbohrung, etc.) in nur wenigen Tests. Die Testdaten und Interpretationen sind öffentlich zugänglich und stellen eine wichtige Datenbank für die Ausbildung und Schulung in der Bohrloch-Test-Analyse dar.",
    url = "https://doi.org/10.2118/63279-ms",
    doi = "10.2118/63279-ms"
}

Die Stimulation von Karbonatformationen durch Säureauflösung des Gesteins ist eine effiziente und erfolgreiche Methode zur Verbesserung der Produktion in Öl- und Gasbohrungen. Salzsäure ist das übliche Fluid der Wahl. Bei Anwendungen bei hohen Temperaturen jedoch begrenzen Korrosionsprobleme die Nutzung, insbesondere bei Chromverkleidungen. Essigsäure wurde mit teilweise erfolgreichem Ergebnis und ausreichendem Korrosionsschutz eingesetzt. Aufgrund ihrer geringen Reaktivität bei höheren Temperaturen wird jedoch die Effizienz, mit der ein Gallon Säure die Formation auflöst, als gering wahrgenommen. Diese Wahrnehmung ergibt sich aus der in der Literatur berichteten Reaktionseffizienz der Essigsäure, die Werte von 90 % bei 25 °C bis zu 40 % bei 121 °C für 2 bis 15 Gew.-% aufweist. Die Reaktion der Essigsäure auf Calciumcarbonat wird durch ihren kleinen Dissoziationskonstanten von 1,754E-05 bei 25 °C (77 °F) gesteuert und wird daher als schwache Säure bezeichnet. Zusammenfassung Die Auswirkungen des Permeabilitätsvariablen in der Formation auf die Druckableitungskurve werden in dieser Arbeit untersucht. Wir betrachten das allgemeine heterogene Reservoir als ein grundlegendes homogenes Reservoir, das an bestimmten Stellen mit mehreren variablen Permeabilitäten modifiziert wurde. Die Abschnitte, in denen die Permeabilität von der Grundpermeabilität abweicht, werden als Abschnitte mit variabler Permeabilität bezeichnet. Ein heterogenes Reservoir mit nur einem Abschnitt variabler Permeabilität kann gut definiert werden, solange Permeabilität, Größe und Lage des Abschnitts angegeben sind. Seine Abweichung der Druckableitung von der des grundlegenden homogenen Reservoirs wurde gründlich untersucht. Die Ergebnisse zeigen, dass die Startzeit und der Wert sowie die aufgetretene Zeit des Maximums der Amplitude der Druckableitungsabweichung die Startposition, die Permeabilität und die Endposition des Abschnitts mit variabler Permeabilität anzeigen. Um ein heterogenes Reservoir mit mehreren Abschnitten variabler Permeabilität zu analysieren, schlagen wir vor, dass die Differenz der Druckableitung gegenüber dem grundlegenden homogenen Reservoir die Summe der Druckableitungsdifferenzen gegenüber dem grundlegenden homogenen Reservoir der einzelnen-sektions-mehrfachen heterogenen Reservoirs ist, von denen jedes nur einen Abschnitt mit variabler Permeabilität besitzt. Diese Methode wurde in Reservoirs mit radialer und flächiger Permeabilitätsverteilung sowohl mit analytischen als auch numerischen Methoden bewiesen und verifiziert. Anwendungen zeigen, dass diese Methode einen nützlichen Hinweis für die Heterogenitäts-Reservoir-Bohrlochtestanalyse liefert. Wenn das Testrauschen in der Druckableitungskurve vernachlässigt werden kann, ist diese Methode für die Bohrlochtestanalyse von Reservoirs mit variabler Permeabilität sehr praktikabel. In Fällen, in denen Druckrauschen die Druckableitung zum Zickzack macht, können einige Rauschunterdrückungsmethoden, beispielsweise die Schroeter-Deconvolution-Methode, Wavelets und das optimale Modell, verwendet werden, um Druckdaten zu entrauschen, um eine glatte Druckableitungskurve zu erhalten. Anschließend können diese entrauschten Testdaten mit der vorgeschlagenen Methode diagnostiziert werden. Einleitung Die traditionelle Bohrlochtestanalyse neigt dazu, eine Gesamtpermeabilität zu bestimmen, die die Variation der Permeabilität in der Formation nicht widerspiegeln kann. In unseren Erfahrungen mit der praktischen Interpretation von Bohrlochtests stoßen wir häufig auf Situationen, in denen wir die Form und den Trend der Druckableitungskurve perfekt anpassen können, aber die leichten Wellen in der Druckableitungskurve nicht anpassen können. Im Allgemeinen gibt es zwei Quellen, die diese Arten von Wellen erzeugen: Rauschen der Druckmessung und die Reaktion der Heterogenität des Reservoirs. Die Wellen, die vom Rauschen der Druckmessung erzeugt werden, sind zufällig und diskontinuierlich, während diejenigen von der Heterogenität des Reservoirs kontinuierlich und glatt verlaufen

@inproceedings{zeng2004well,
    author = "Zeng, F. and Zhao, G.",
    title = "Well Testing Analysis for Variable Permeability Reservoirs",
    year = "2004",
    booktitle = "Canadian International Petroleum Conference",
    abstract = "Die Stimulation von Karbonatformationen durch Säureauflösung des Gesteins ist eine effiziente und erfolgreiche Methode zur Verbesserung der Produktion in Öl- und Gasbohrungen. Salzsäure ist das übliche Fluid der Wahl. Allerdings begrenzen Korrosionsprobleme bei Hochtemperaturanwendungen die Nutzung, insbesondere bei Chrom-Completions. Essigsäure wurde mit teilweise Erfolg und ausreichendem Korrosionsschutz eingesetzt. Aufgrund ihrer geringen Reaktivität bei höheren Temperaturen wird die Effizienz, mit der ein Gallon Säure die Formation auflöst, als gering wahrgenommen. Diese Wahrnehmung ergibt sich aus der Reaktionseffizienz der Essigsäure, die in der Literatur mit Werten von 90\% bei 25 °C bis 40\% bei 121 °C für 2 bis 15 Gew.\% angegeben wird. Die Reaktion der Essigsäure auf Calciumcarbonat wird durch ihre kleine Dissoziationskonstante, 1.754E-05 bei 25 °C (77 °F), kontrolliert und wird daher als schwache Säure bezeichnet. Abstract Die Auswirkungen variabler Permeabilität in der Formation auf die Druckableitungskurve werden in dieser Arbeit untersucht. Wir betrachten das allgemeine heterogene Reservoir als ein Basis-homogenes Reservoir, das an bestimmten Stellen mit mehreren variablen Permeabilitäten modifiziert wurde. Die Abschnitte, in denen die Permeabilität von der Basispermeabilität abweicht, werden als variable Permeabilitätsabschnitte bezeichnet. Ein heterogenes Reservoir mit nur einem variablen Permeabilitätsabschnitt kann gut definiert werden, solange Permeabilität, Größe und Lage des Abschnitts angegeben sind. Die Druckableitungsabweichung von der des Basis-homogenen Reservoirs wurde gründlich untersucht. Die Ergebnisse zeigen, dass der Startzeitpunkt und der Wert sowie der Zeitpunkt des Maximums der Druckableitungsabweichung den Startpunkt, die Permeabilität und das Ende des variablen Permeabilitätsabschnitts jeweils anzeigen. Um ein heterogenes Reservoir mit mehreren variablen Permeabilitätsabschnitten zu analysieren, wurde vorgeschlagen, dass die Druckableitungsdifferenz gegenüber dem Basis-homogenen Reservoir die Summe der Druckableitungsdifferenzen gegenüber dem Basis-homogenen Reservoir der einzelnen-sektions-mehrfach-heterogenen Reservoirs ist, wobei jedes nur einen variablen Permeabilitätsabschnitt besitzt. Diese Methode wurde in Reservoirs mit radialer und flächiger Permeabilitätsverteilung sowohl mit analytischen als auch numerischen Methoden bewiesen und verifiziert. Anwendungen zeigen, dass diese Methode einen nützlichen Hinweis für die Heterogenitäts-Reservoir-Bohrungsanalyse liefert. Wenn das Testrauschen in der Druckableitungskurve ignoriert werden kann, ist diese Methode für die Bohrungsanalyse von Reservoirs mit variabler Permeabilität sehr praktikabel. In Fällen, in denen Druckrauschen die Druckableitung zum Zickzack macht, können einige Entrauschungsmethoden, beispielsweise Schroeters Deconvolution-Methode, Wavelets und das optimale Modell, verwendet werden, um Druckdaten zu entrauschen, um eine glatte Druckableitungskurve zu erhalten. Anschließend können diese entrauschten Testdaten mit der vorgeschlagenen Methode diagnostiziert werden. Einführung Die traditionelle Bohrungsanalyse neigt dazu, eine Gesamtpermeabilität zu bestimmen, die die Variation der Permeabilität in der Formation nicht widerspiegeln kann. In unseren Erfahrungen mit der praktischen Bohrungsinterpretation stoßen wir häufig auf Situationen, in denen wir die Form und den Trend der Druckableitungskurve perfekt anpassen können, aber die leichten Wellen in der Druckableitungskurve nicht anpassen können. Im Allgemeinen gibt es zwei Quellen, die diese Arten von Wellen erzeugen: Messrauschen des Drucks und die Reaktion der Heterogenität des Reservoirs. Die Wellen, die vom Druckmessrauschen erzeugt werden, sind zufällig und diskontinuierlich, während diejenigen von der Heterogenität des Reservoirs kontinuierlich und glatt verlaufen",
    url = "https://doi.org/10.2118/2004-037",
    doi = "10.2118/2004-037"
}

Die Auswirkungen räumlicher Permeabilitätsvariationen eines Reservoirs auf die Druckableitungskurve werden untersucht. Das Vorhandensein einer Permeabilitätsanomalie führt dazu, dass die Druckableitung lokal von derjenigen des entsprechenden homogenen Reservoirs abweicht. Bei einem einfachen Reservoir mit variabler Permeabilität, das nur eine Permeabilitätsanomalie aufweist, deuten die Startzeit, der Wert und die Zeit des maximalen lokalen Ableitungsabweichungswerts auf den Ursprungsort, die Permeabilität und das Ende der Permeabilitätsanomalie hin. Um das transiente Druckverhalten eines Bohrlochs in einem Reservoir mit mehreren Permeabilitätsanomalien zu analysieren, wird eine Näherungsgleichung vorgestellt. Die Studie zeigt, dass die Druckableitungsabweichung im Vergleich zu der des Basis-homogenen Reservoirs die Summe der Druckableitungsabweichungen aller einfachen Reservoirs mit variabler Permeabilität im Vergleich zum gleichen Basis ist. Diese Methode wurde in Reservoirs mit radialer und flächiger Permeabilitätsverteilung sowohl mit analytischen als auch numerischen Methoden bewiesen und validiert. Anwendungen zeigen, dass diese Methode einen nützlichen Hinweis für die Bohrlochtestanalyse von heterogenen Reservoirs liefert und der maximale Fehler, der durch die vorgeschlagene Näherungsgleichung verursacht wird, weniger als 3 % beträgt. Es werden Praxisrichtlinien für die Interpretation von Feldtestdaten vorgeschlagen. Einleitung Die traditionelle Bohrlochtestanalyse neigt dazu, eine durchschnittliche Gesamtpermeabilität zu bestimmen. Im Allgemeinen kann sie die räumliche Variation der Permeabilität in einem Reservoir nicht widerspiegeln. Typischerweise kann in der praktischen Interpretation von Bohrlochtests die Form und der Trend der Druckableitungskurve sehr gut angepasst werden, aber die lokalen Wellen in der Ableitungskurve können überhaupt nicht angepasst werden. Im Allgemeinen gibt es zwei Quellen für lokale Wellen: das Rauschen der getesteten Daten und die Heterogenität des Reservoirs. Die durch das Rauschen der getesteten Daten erzeugten Wellen sind zufällig und diskontinuierlich. Diese Art von Welle kann zu Interpretationsfehlern führen. Folglich wurden viele Methoden entwickelt, um das Rauschen der getesteten Daten zu entfernen, wie z. B. die Wavelet-Analyse, Schroeters Dekonvolutionsmethode und die optimale Methode. Im Gegensatz zum Rauschen der getesteten Daten erzeugt die Heterogenität des Reservoirs lokale, kontinuierliche und glatte Wellen in der Druckableitungskurve. Die Analyse dieser Art von Welle kann detailliertere Reservoirinformationen liefern als traditionelle Bohrlochtests. Viele Forscher haben einige Aspekte der Bohrlochtestanalyse für heterogene Reservoirs diskutiert. Niko(1) präsentierte analytische Lösungen für geschichtete und heterogene Systeme mit Querdurchfluss zwischen den Schichten. Yaxley(2) untersuchte das transiente Druckverhalten, wenn ein teilweise kommunizierender Störung existiert, und beobachtete, dass dies durch das Zeichnen eines halb-logarithmischen Ableitungsplots diagnostiziert werden kann. Britto und Grader(3) untersuchten die Auswirkungen von Größe, Form und Ausrichtung einer undurchlässigen Region auf das transiente Drucktesting und stellten fest, dass das Vorhandensein einer undurchlässigen Region dazu führt, dass die Druckantwort von der homogenen Linienquellenantwort abweicht. Sie wiesen auch darauf hin, dass die vier Hauptparameter (der kürzeste Abstand zwischen dem Bohrloch und der undurchlässigen Region, die Größe, die Form und die Ausrichtung der Region) die Druckantwort des aktiven Quellenbohrlochs in solchen Reservoirs beeinflussen. Nach Untersuchung des transienten Druckverhaltens von Bohrloch in zusammengesetzten Reservoirs leitete Oliver(4, 5) eine Lösung für das Problem eines Bohrlochs in einem unendlichen Reservoir mit einer kleinen willkürlichen räumlichen Permeabilitätsvariation ab, wie in der folgenden Gleichung demonstriert:

@article{zeng2007well,
    author = "Zeng, F. and Zhao, G.",
    title = "Well Testing Analysis for Variable Permeability Reservoirs",
    year = "2007",
    journal = "Journal of Canadian Petroleum Technology",
    abstract = "Die Auswirkungen räumlicher Permeabilitätsvariationen eines Reservoirs auf die Druckableitungskurve werden untersucht. Das Vorhandensein einer Permeabilitätsanomalie führt dazu, dass die Druckableitung lokal von derjenigen des entsprechenden homogenen Reservoirs abweicht. Für ein einfaches Reservoir mit variabler Permeabilität, das nur eine Permeabilitätsanomalie aufweist, deuten die Startzeit, der Wert und der Zeitpunkt der maximalen lokalen Ableitungsabweichung auf den Ursprungsort, die Permeabilität und den Endort der Permeabilitätsanomalie hin. Um das transiente Druckverhalten einer Bohrung in einem Reservoir mit mehreren Permeabilitätsanomalien zu analysieren, wird eine Näherungsgleichung vorgestellt. Die Studie zeigt, dass die Differenz der Druckableitung im Vergleich zu der des Basis-homogenen Reservoirs die Summe der Druckableitungsdifferenzen aller einfachen Reservoirs mit variabler Permeabilität im Vergleich zum gleichen Basis ist. Diese Methode wurde in Reservoirs mit radialer und flächenhafter Permeabilitätsverteilung sowohl mit analytischen als auch numerischen Methoden bewiesen und validiert. Anwendungen zeigen, dass diese Methode einen nützlichen Hinweis für die Bohrungsanalyse heterogener Reservoirs liefert und der maximale Fehler, der durch die vorgeschlagene Näherungsgleichung verursacht wird, weniger als 3\% beträgt. Es werden Leitlinien für die Praxis der Interpretation von Feldtestdaten vorgeschlagen. Einleitung Die traditionelle Bohrungsanalyse neigt dazu, eine durchschnittliche Gesamtpermeabilität zu bestimmen. Im Allgemeinen kann sie die räumliche Variation der Permeabilität in einem Reservoir nicht widerspiegeln. Typischerweise kann in der praktischen Interpretation von Bohrungsdaten die Form und der Trend der Druckableitungskurve sehr gut übereinstimmen, aber die lokalen Wellen in der Ableitungskurve können überhaupt nicht übereinstimmen. Im Allgemeinen gibt es zwei Quellen, die lokale Wellen erzeugen: das Rauschen der getesteten Daten und die Heterogenität des Reservoirs. Die durch das Rauschen der getesteten Daten erzeugten Wellen sind zufällig und diskontinuierlich. Diese Art von Welle kann zu Interpretationsfehlern führen. Folglich wurden viele Methoden entwickelt, um das Rauschen der getesteten Daten zu entfernen, wie z. B. die Wellenanalyse, Schroeters Dekonvolutionsmethode und die optimale Methode. Im Gegensatz zum Rauschen der getesteten Daten erzeugt die Heterogenität des Reservoirs lokale, kontinuierliche und glatte Wellen in der Druckableitungskurve. Die Analyse dieser Art von Welle kann detailliertere Informationen über das Reservoir liefern als die traditionelle Bohrungsanalyse. Viele Forscher haben einige Aspekte der Bohrungsanalyse für heterogene Reservoirs diskutiert. Niko(1) präsentierte analytische Lösungen für geschichtete und heterogene Systeme mit Querfluss zwischen den Schichten. Yaxley(2) untersuchte das transiente Druckverhalten, wenn ein teilweise kommunizierender Störung existiert, und beobachtete, dass dies durch das Zeichnen eines halb-logarithmischen Ableitungsplots diagnostiziert werden kann. Britto und Grader(3) untersuchten die Auswirkungen von Größe, Form und Ausrichtung einer undurchlässigen Region auf das transiente Drucktesten und stellten fest, dass das Vorhandensein einer undurchlässigen Region dazu führt, dass die Druckantwort von der homogenen Linienquellenantwort abweicht. Sie wiesen auch darauf hin, dass die vier Hauptparameter (der kürzeste Abstand zwischen der Bohrung und der undurchlässigen Region, die Größe, die Form und die Ausrichtung der Region) die Druckantwort der aktiven Quellenbohrung beeinflussen, die sich in solchen Reservoirs befindet. Nach Untersuchung des transienten Druckverhaltens von Bohrungen in zusammengesetzten Reservoirs leitete Oliver(4, 5) eine Lösung für das Problem einer Bohrung in einem unendlichen Reservoir mit einer kleinen willkürlichen räumlichen Permeabilitätsvariation ab, wie in der folgenden Gleichung demonstriert:",
    url = "https://doi.org/10.2118/07-02-01",
    doi = "10.2118/07-02-01",
    number = "02",
    volume = "46"
}

Derzeit wird die Methode des Schwellendrucksgradienten üblicherweise zur Beschreibung des Fluidflusses in Medien mit geringer Permeabilität verwendet. Dies ist jedoch nur ein Näherungsverfahren. In dieser Arbeit wurde ein 2-D-Modell für geklüftete Bohrloch zur numerischen Wellenprüfung unter Berücksichtigung des nicht-darcy mutativen Permeabilitätseffekts erstellt, und der PSOR-iterative Algorithmus wurde zur Lösung der algebraischen Gleichungssysteme verwendet. Basierend auf diesem Modell wurden typische Kurven für Druck und Druckableitung mit unterschiedlichen Parameternsätzen gezeichnet. Bei Berücksichtigung des mutativen Permeabilitätseffekts verschieben sich die Druckableitungskurven in jedem Strömungszeitraum nach oben im Vergleich zum darcy-Strömungsmodell. Darüber hinaus ist der Bereich der Aufwärtsbewegung größer, je ausgeprägter der nicht-darcy-Effekt ist.

@article{zhang2013numerical,
    author = "Zhang, Yu Chen und Zhou, Jiu Ning und Cui, Jing Wen",
    title = "Numerisches Modell zur Wellenprüfung in einem geklüfteten Bohrloch in einem Reservoir mit geringer Permeabilität basierend auf dem mutativen Permeabilitätseffekt",
    year = "2013",
    journal = "Applied Mechanics and Materials",
    abstract = "Derzeit wird die Methode des Schwellendrucksgradienten üblicherweise zur Beschreibung des Fluidflusses in Medien mit geringer Permeabilität verwendet. Dies ist jedoch nur ein Näherungsverfahren. In dieser Arbeit wurde ein 2-D-Modell für geklüftete Bohrloch zur numerischen Wellenprüfung unter Berücksichtigung des nicht-darcy mutativen Permeabilitätseffekts erstellt, und der PSOR-iterative Algorithmus wurde zur Lösung der algebraischen Gleichungssysteme verwendet. Basierend auf diesem Modell wurden typische Kurven für Druck und Druckableitung mit unterschiedlichen Parameternsätzen gezeichnet. Bei Berücksichtigung des mutativen Permeabilitätseffekts verschieben sich die Druckableitungskurven in jedem Strömungszeitraum nach oben im Vergleich zum darcy-Strömungsmodell. Darüber hinaus ist der Bereich der Aufwärtsbewegung größer, je ausgeprägter der nicht-darcy-Effekt ist.",
    url = "https://doi.org/10.4028/www.scientific.net/amm.433-435.1984",
    doi = "10.4028/www.scientific.net/amm.433-435.1984",
    pages = "1984-1987",
    volume = "433-435"
}

@incollection{crossref2014collector,
    title = "collector well",
    year = "2014",
    booktitle = "Dictionary Geotechnical Engineering/Wörterbuch GeoTechnik",
    url = "https://doi.org/10.1007/978-3-642-41714-6\_33189",
    doi = "10.1007/978-3-642-41714-6\_33189",
    pages = "252-252"
}

Herkömmliche Methoden und Techniken zur Bohrlochprüfung in Formationen mit geringer Permeabilität sind aufgrund schwacher natürlicher Durchflussraten nicht praktikabel und ineffizient. Für solche Formationen ist die Durchführung einer hydraulischen Frakturierung geplant, um die Durchflussraten zu erhöhen und die Formation in einen fließenden Zustand zu versetzen; jedoch ist unter diesen Bedingungen eine hydrodynamische Untersuchung unpraktisch, da diese eine lange Dauer von bis zu mehreren Wochen und Monaten erfordert. Als sinnvolle Option für Formationen mit geringer Permeabilität könnte eine Diagnostische Fraktur-Injektions-Untersuchung (DFIT) dienen. Das Hauptinteresse dieser Arbeit bestand darin, eine DFIT-Untersuchung durchzuführen, den gesamten Zyklus von der Planung bis zur Durchführung am Bohrloch zu realisieren, die erforderlichen Daten, Ergebnisse und das Vertrauen zu gewinnen, um zu entscheiden, ob DFIT eine effektive Methode für die Erkundungs- und Bewertungsphase ist. Um eine zuverlässige Bewertung der Formationpermeabilität durchzuführen, ist es wichtig, die Frakturierungsarbeit optimal zu planen und durchzuführen, um eine deskriptive und zeitnahe Reaktionsantwort der Formation zu erhalten. Das Ziel-Fluidfiltrations-Regime „pseudo-radial" tritt im spätesten Stadium des Druckabfalls ein, entwickelt sich im Untersuchungsradius jenseits der Frakturlänge und wird normalerweise nicht beobachtet, da es für Formationen mit geringer Permeabilität enorme Zeit in Anspruch nimmt. Im Rahmen des vorliegenden Projekts bestand die Absicht darin, eine kompakte Fraktur mit geringer Länge zu initiieren, um in der Lage zu sein, das pseudoradiale Strömungsregime in einem angemessen kurzen Zeitraum von bis zu drei Tagen zu registrieren. Die DFIT-Untersuchung mit einer Fraktur geringer Länge wurde mit einem verschlossenen Bohrlochboden mit Tester-Ventil durchgeführt. Zum ersten Mal in Formationen mit geringer Permeabilität im Urengoy-Gebiet wurde eine DFIT-Untersuchung mit einem verschlossenen Bohrlochboden mit Tester-Ventil unmittelbar nach der Frakturlagerung durchgeführt. Hochauflösende deskriptive Bohrlochboden-Daten wurden gesammelt. Das angestrebte „pseudo-radiale" Regime wurde ab 50 Stunden erreicht und dauerte bis zum Ende des 72-Stunden-Abfallzeitraums an. Die DFIT-Datenverarbeitung und die After-Closure-Analyse (ACA) ermöglichten die Ableitung des Anfangsdrucks und der Fluidmobilität in einem entfernten Formationbereich. Die DFIT-Datenverarbeitung und die After-Closure-Analyse (ACA) wurden in drei alternativen Softwarepaketen durchgeführt; Datenabweichungen wurden analysiert, um Schlussfolgerungen zu ziehen und Entscheidungen für die zukünftige Nutzung zu treffen. Im Rahmen des komplexen Bohrlochprüfungsprogramms sollten eine Reihe von Formationsevaluierungsparametern – Formationdruck, Permeabilität und Skin – aus verschiedenen herkömmlichen Methoden extrahiert werden, wie z. B. einem initialen Drill-Stem-Test (DST) mit kurzen Öffnungs- und Schließperioden, einer verlängerten Strömung bei festen Drosseln mit stabilisierten Raten und einem deskriptiven Aufbau am Ende der Strömungsprüfungssequenz. Diese evaluierten Formationparameter sollen mit denen verglichen werden, die aus der DFIT-Untersuchung abgeleitet wurden, um die Anwendbarkeit und Unsicherheiten der DFIT-Untersuchung zu rechtfertigen. Basierend auf den gesammelten Daten, Ergebnissen und Erfahrungen während der Projektumsetzung haben wir Vertrauen gewonnen, DFIT als sinnvolles Instrument zur Bewertung der Eigenschaften von Bohrungen in Formationen mit geringer Permeabilität zu bezeichnen. Dies gilt für Bohrungen in der Erkundungs- und Bewertungsphase und kann potenziell entsprechende Vorteile bringen, wenn es auf Exploitationsbohrungen ausgeweitet wird, die in die Produktion überführt werden sollen.

@inproceedings{kulyatin2019dfit,
    author = "Kulyatin, Oleg und Lomukhin, Alexander und Prokhorov, Alexey und Romashkin, Sergey und Samoilov, Mikhail",
    title = "DFIT-Ermittlung zur Reservoir-Bewertung einer Formation mit geringer Permeabilität während des Bohrlochtests",
    year = "2019",
    booktitle = "SPE Russian Petroleum Technology Conference",
    abstract = {Konventionelle Bohrlochtestmethoden und -techniken für Formationen mit geringer Permeabilität sind aufgrund schwacher natürlicher Durchflussraten nicht praktikabel und ineffizient. Für solche Formationen ist die Durchführung einer hydraulischen Frakturierung geplant, um die Durchflussraten zu erhöhen und die Formation in den Fluss zu bringen; jedoch ist in diesem Zustand eine hydrodynamische Testermittlung unpraktisch, da sie eine lange Dauer der Ermittlung erfordert, bis zu mehreren Wochen und Monaten. Als eine sinnvolle Option für Formationen mit geringer Permeabilität kann eine Diagnostische Frakturierungsinjektionstest (DFIT)-Ermittlung dienen. Das Hauptinteresse dieses Artikels bestand darin, eine DFIT-Ermittlung durchzuführen, den gesamten Zyklus von der Planung bis zur Durchführung der Bohrloch-Arbeit vor Ort, die erforderlichen Daten, Ergebnisse und das Vertrauen zu erhalten, um zu entscheiden, ob DFIT eine effektive Methode zur Anwendung in der Erkundungs- und Bewertungsphase ist. Um eine zuverlässige Bewertung der Formationpermeabilität durchzuführen, ist es wichtig, die Frakturierungsarbeit optimal zu gestalten und durchzuführen, um eine deskriptive und zeitnahe Reaktionsantwort der Formation zu erhalten. Das Ziel-Fluidfiltrations-„pseudo-radiale" Regime findet im spätesten Stadium des Druckabfalls statt, entwickelt sich im Untersuchungsradius jenseits der Frakturlänge und wird normalerweise nicht beobachtet, da es für Formationen mit geringer Permeabilität enorme Zeit in Anspruch nimmt. Im Rahmen des vorliegenden Projekts war die Absicht, eine kompakte Frakturierung mit geringer Länge zu initiieren, um in der Lage zu sein, das pseudoradiale Flussregime in einem angemessen kurzen Zeitraum, bis zu drei Tagen, zu registrieren. Die DFIT-Ermittlung mit einer Frakturierung geringer Länge wurde mit einem Bohrloch, das nach dem Frakturierungseinsetzen mit einem Tester-Ventil verschlossen wurde, durchgeführt. Zum ersten Mal auf Formationen mit geringer Permeabilität im Urengoy-Gebiet wurde eine DFIT-Ermittlung mit einem Bohrloch durchgeführt, das nach dem Frakturierungseinsetzen mit einem Tester-Ventil verschlossen wurde. Hochauflösende deskriptive Bohrlochdaten wurden gesammelt. Das gezielte „pseudo-radiale" Regime wurde ab 50 Stunden erreicht und dauerte bis zum Ende des 72-Stunden-Abfallzeitraums an. Die DFIT-Datenverarbeitung und die After-Closure-Analyse (ACA) ermöglichten die Ableitung des Anfangsdrucks und der Fluidmobilität in der entfernten Formationzone. Die DFIT-Datenverarbeitung und die After-Closure-Analyse (ACA) wurden in drei alternativen Softwarepaketen durchgeführt; Datenabweichungen wurden analysiert, um Schlussfolgerungen und Entscheidungen für die zukünftige Nutzung zu treffen. Im Rahmen des komplexen Bohrlochtestprogramms wurde eine Reihe von Formationsevaluierungsparametern – Formationdruck, Permeabilität und Skin – darauf abzielt, aus verschiedenen konventionellen Methoden extrahiert zu werden, wie z. B. der anfängliche Drill Stem Test (DST) mit kurzen offenen und geschlossenen Perioden, verlängertes Fließen mit festen Drosseln bei stabilisierten Raten, deskriptiver Aufbau am Ende der Fluss-test-Sequenz. Diese evaluierten Formationparameter sollen mit denen verglichen werden, die aus der DFIT-Ermittlung abgeleitet wurden, um die Anwendbarkeit und Unsicherheiten der DFIT-Ermittlung zu rechtfertigen. Basierend auf den gesammelten Daten, Ergebnissen und Erfahrungen während der Projektumsetzung haben wir Vertrauen darin aufgebaut, DFIT als sinnvolles Instrument zur Bewertung der Eigenschaften von Bohrlochformationen mit geringer Permeabilität zu bezeichnen. Dies gilt für Bohrungen in der Erkundungs- und Bewertungsphase und kann potenziell entsprechende Vorteile bringen, wenn es auf Exploitations-Bohrungen ausgeweitet wird, die in die Produktion gebracht werden sollen.},
    url = "https://doi.org/10.2118/196738-ms",
    doi = "10.2118/196738-ms"
}

@article{zarereisabadi2022stress,
    author = "Zare Reisabadi, Mohammadreza und Sayyafzadeh, Mohammad und Haghighi, Manouchehr",
    title = "Stress- und Permeabilitätsmodellierung in erschöpften Kohleflözen während der CO2-Speicherung",
    year = "2022",
    journal = "Fuel",
    url = "https://doi.org/10.1016/j.fuel.2022.124958",
    doi = "10.1016/j.fuel.2022.124958",
    pages = "124958",
    volume = "325"
}