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DRILL STEM TEST INTERPRETATION Earlougher, Advances in well test analysis, SPE Monograph Volume 5, 1977

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DRILL STEM TEST INTERPRETATION

Earlougher, Advances in well test analysis, SPE Monograph Volume 5, 1977

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DRILL STEM TEST

DST provides a temporary completion which allows pressure testing of part of a formation

DST provides: Sample of reservoir fluidIndication of well production rateStatic and flowing reservoir pressures (electronic gauges with surface readout)Short pressure transient test (pressure buildup)

Interpretation of DST data provides:Estimate of formation permeabilityIndication of formation damageIndication of initial reservoir pressure

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DRILL STEM TEST TOOL

The DST tool  isolates a formation interval from the mud column, allows formation fluid to flow into the drillpipe and continuously records pressure

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DST FLOW PERIODS

The initial flow period is usually short (5‐10 min) – release hydrostatic mud pressure and any formation supercharging due to filterate invasion

The initial shut‐in period is usually of the order of 1 hour – allow the pressure to approach a stabilised formation pressure

The second flow period is usually approximately 60 min

The second shut‐in period is usually 60‐120 min

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DST TEST PRESSURE BUILDUP ANALYSIS

The second shutin pressure buildup is analysed

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DST TEST PRESSURE BUILDUP ANALYSIS

Pressure buildup is analysed using a Horner semi‐log analysis

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DST TEST PRESSURE BUILDUP ANALYSIS

Pressure buildup is analysed using a Horner semi‐log analysis

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DST TEST PRESSURE BUILDUP ANALYSIS

Production time is taken as the length of the preceding flow (second) period but if the first flow period is long then the production time is the sum of the duration of the two flow periods

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DST TEST PRESSURE BUILDUP ANALYSIS

In liquid producing wells the production rate usually decreases with time as a result of the increasing bottom hole pressure as the liquid head builds up with production. The change in rate is usually neglected and the average rate over the production period is used

Average flow rate – measured rate for a stabilised flow to surface or feet of oil recovery in drillpipe

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DST TEST PRESSURE BUILDUP ANALYSIS

The sand thickness is read from logs over the test interval

Since DST involves a sub‐surface shutin wellbore storage effects are usually negligible

Since the test time is short boundaries are not normally encountered and the reservoir is treated as infinite acting

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DST TEST PRESSURE BUILDUP ANALYSIS

1. Plot pressure vrs time for the entire test period and check the validity of the test

See DST notes for more examples of problematic tests

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DST TEST PRESSURE BUILDUP ANALYSIS

2. Produce a file of pressure‐time data for the final shutin pressure buildup period in preparation for a Horner semi‐log plot analysis

3. Determine the production time (duration of final flow period)

4. Determine average flow rate – measured rate for a stabilised flow to surface or feet of oil recovery in drillpipe

5. Determine actual sand thickness for producing interval from logs

6. Perform Horner semi‐log analysis and determine formation permeability, skin and initial reservoir pressure

As the DST is usually unaffected by wellbore storage effects and boundaries are not encountered the Horner analysis follows along the lines of an ideal pressure builduptest