RÉSERVOIR
Analyse des essais de puits (PTA), des données de capteur à un modèle analytique ajusté par régression. Lisez la dérivée de Bourdet, tracez les droites, déconvoluez tout l’historique de débit et ajustez un modèle avec des intervalles de confiance sur chaque paramètre.
CE QU’IL FAIT
Un essai de puits modifie le débit et enregistre la réponse de la pression. La forme de cette réponse, lue sur un diagramme log-log de la variation de pression et de sa dérivée de Bourdet, renseigne sur l’effet de capacité du puits, le skin, la perméabilité, les limites, les fractures naturelles et les fractures hydrauliques.
Converge calcule la dérivée par rapport au temps de superposition, de sorte que les historiques multidébits s’affichent correctement ; il signale les effets de fin et nomme chaque régime d’écoulement dans l’ordre chronologique, avec un niveau de confiance. Des estimations rapides de la perméabilité, de l’effet de capacité et du skin découlent directement des régimes, et les droites de Horner et MDH les confirment.
Vous construisez ensuite un modèle analytique à partir d’un type de puits, d’un type de réservoir et d’une limite, calculé dans l’espace de Laplace et inversé par Stehfest, puis vous l’ajustez aux données par régression de Levenberg-Marquardt. Chaque paramètre ajusté est assorti d’un intervalle de confiance à 95 %, et la déconvolution restitue la réponse à débit constant cachée dans l’ensemble de l’historique de débit.
CAPACITÉS CLÉS
La dérivée et les régimes, avant tout choix de modèle.
Les méthodes semi-log que les ingénieurs vérifient à la main, faites pour vous.
La géométrie au voisinage du puits, avec un effet de capacité constant ou variable.
Hétérogénéité et limites, librement combinées avec le modèle de puits.
Ajustez le modèle sur les données et indiquez la fiabilité de l’ajustement.
Des essais de gaz sur la bonne base, et un rapport conforme à l’écran.
DÉROULEMENT
Collez l’enregistrement du capteur et les débits. Les fermetures sont repérées à partir de la pression, et vous choisissez la période à analyser.
Vérifiez la dérivée, les régimes et les estimations rapides de perméabilité, de capacité de puits et de skin.
Confirmez avec Horner ou MDH, et lisez p*.
Restituez la réponse à débit constant à partir de tout l’historique de débit, pour voir plus loin en rayon.
Combinez modèles de puits, de réservoir et de limites, puis ajustez-les par régression avec intervalles de confiance.
Rédigez le rapport avec les valeurs ajustées, les intervalles et les graphiques.
VALIDATION
Un débit de 48 heures à 800 STB/d suivi de 72 heures de fermeture, généré à partir de la solution de la source linéaire avec superposition. La réponse connue : k = 180 md, skin +4,5, pression initiale 3 650 psia.
| Contrôle | Référence | Converge | Tolérance |
|---|---|---|---|
| Pente de Horner (V19) | 26,43 psi/cycle | 26,46 psi/cycle | 3% |
| Perméabilité de Horner (V19) | 180 md | 179,8 md | 3% |
| Pression extrapolée p* (V20) | 3 650 psia | 3 650,0 psia | 2 psi |
| Skin, Horner (V21) | +4.5 | +4.47 | ±0.3 |
| Perméabilité et skin, dérivée log-log (V22) | 180 md, +4,5 | Dans la tolérance | 3%, ±0.3 |
| Déconvolution d’un essai multi-débits | Réponse unitaire connue | Retrouvés | 5 %, ou 10 % avec un bruit de 0,05 psi |
| Earlougher (1977), exemple 5.1 | k = 12,8 md, skin 8,6 | Les deux calés | 5% |
La bibliothèque de modèles est également vérifiée par rapport aux limites analytiques publiées de Theis, van Everdingen et Hurst, Gringarten, Ramey et Raghavan, Cinco-Ley et Samaniego, et Warren et Root.
DONNÉES D’ENTRÉE ET RÉSULTATS
MODULES CONNECTÉS
La perméabilité et le skin issus d’un essai calibrent les modèles de puits et de réservoir.
FAQ
Oui. La dérivée est calculée par rapport au temps de superposition, de sorte que les historiques multidébits s’affichent correctement, et la déconvolution restitue la réponse à débit constant à partir de l’historique complet.
Chacune est assortie d’un intervalle de confiance à 95 %. Les intervalles sont linéarisés : ils peuvent donc sous-estimer la dispersion lorsque les paramètres sont fortement corrélés, par exemple l’effet de capacité et le skin.
Oui, en pseudo-pression normalisée. Le pseudo-temps et le skin dépendant du débit ne sont pas encore développés.
Oui. Les périodes de fermeture sont détectées à partir de la seule pression ; vous saisissez les débits de chaque période.
Double porosité homogène, Warren-Root et à blocs en régime transitoire, et composite radial à deux zones, avec limites infinies, faille, chenal, rectangle et cercle. Les modèles multicouches ne sont pas encore développés.