Optimization of Infill Well Placement in Clastic Reservoirs of Toma South Oilfield
تعمل هذه الدراسة على تحسين وضع آبار الملء في الخزانات الفتاتية لحقل توما الجنوبي من خلال استخدام محاكاة الخزان المتكاملة والتحليل الاقتصادي لإثبات أن حفر ستة آبار أفقية، بالتزامن مع تحسين المضخات الغاطسة الكهربائية، يرفع استعادة النفط بنسبة 4.8% ويحقق أعلى عائد اقتصادي مقارنة بالبدائل الرأسية أو المائلة.
البحث الأصلي مرخَّص بموجب CC BY 4.0 (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/). هذا شرح مولَّده بالذكاء الاصطناعي للبحث أدناه. لم يكتبه المؤلفون ولم يصادقوا عليه. وللتحقق من الدقة التقنية، يرجى الرجوع إلى البحث الأصلي. اقرأ إخلاء المسؤولية الكامل
في أعماق ما تحت سطح الأرض، لا يستقر النفط دائمًا في بركة واحدة متجانسة تنتظر الضخ. بدلاً من ذلك، غالبًا ما يوجد في طبقات من الحجر الرملي، وهو نوع من الصخور المتكونة من حبيبات رمال قديمة نقلتها الأنهار والرياح ثم تلاحمت معًا عبر ملايين السنين. ونادرًا ما تكون هذه الطبقات الصخرية مثالية؛ فهي مليئة بالاختلافات في مدى إحكام تلاحم الحبيبات ومدى سهولة حركة السوائل من خلالها. وفي العديد من حقول النفط، تترك طرق الحفر والضخ الأولية خلفها جيوبًا من النفط لا تستطيع الآبار الأصلية الوصول إليها، حيث تظل محاصرة في هذه الطبقات المعقدة وغير المنتظمة. وينطبق هذا بشكل خاص على حقل "توما ساوث" (Toma South) في حوض "مغلاد" (Moglad) بجنوب السودان، والذي يعمل في الإنتاج منذ عام 1999. وبينما كان الحقل منتجًا، إلا أن التباينات الطبيعية في الصخور تركت كمية كبيرة من النفط دون استخراج، مخبأة خلف حواجز من صخور أقل نفاذية أو في طبقات رقيقة لا تستطيع الآبار الرأسية القياسية لمسها بفعالية.
يكمن التحدي الذي يواجه المهندسين في إيجاد طريقة للوصول إلى هذا النفط المتبقي دون إهدار الأموال في آبار قد تفشل أو تنتج الكثير من الماء. ففي الحقول الناضجة مثل "توما ساوث"، انخفض الضغط الذي يدفع النفط إلى السطح بشكل طبيعي، وبدأ الماء في الارتفاع، مما جعل استخراج "الذهب الأسود" الثمين أكثر صعوبة. ولحل هذه المشكلة، سعى باحث يُدعى جيه. جونيور رير مايك من جامعة هيريوت وات (Heriot-Watt) لإيجاد أفضل طريقة لوضع آبار جديدة، تُعرف باسم "آبار الحشو" (infill wells). وهذه ليست الآبار الأولى التي تُحفر في الحقل، بل هي آبار إضافية توضع بشكل استراتيجي بين الآبار القائمة لتصريف النفط الذي تم تفويته سابقًا. وكان الهدف ليس فقط تحديد مكان الحفر، بل تحديد نوع البئر المطلوب حفرها — هل هو عمودي، أم أفقي، أم مائل — وما إذا كانت التكلفة الإضافية لهذه التقنيات المتقدمة تستحق العائد الإضافي من النفط الذي ستنتجه.
للإجابة على هذه الأسئلة، قام الباحث ببناء "توأم رقمي" مفصل للحقل النفطي بأكمله. وباستخدام برامج حاسوبية متخصصة، دمج الخرائط الجيولوجية، والبيانات السيزمية التي تعمل بمثابة "أشعة إكس" لباطن الأرض، وعقود من تاريخ الإنتاج من الآبار القائمة. وقد سمح هذا النموذج الافتراضي بمحاكاة كيفية حركة النفط والماء عبر الصخور بمرور الوقت. وقبل الوثوق بالنموذج، اختبره الباحث مقابل بيانات من العالم الحقيقي، للتحقق مما إذا كانت تنبؤات الحاسوب للضغط ومستويات المياه تتطابق مع ما حدث بالفعل في الأرض. وبمجرد أن أثبت النموذج دقته، استخدمه الباحث لتشغيل عدة سيناريوهات مختلفة. فقد قام بمحاكاة ما سيحدث إذا لم يتم فعل شيء واكتفى بترك الآبار القائمة تستمر في الإنتاج حتى تتوقف عن كونها مربحة. كما قام بمحاكاة حفر آبار رأسية جديدة، وهي التي تنزل مباشرة إلى الأسفل، وآبار أفقية، وهي التي تنعطف وتجري بشكل جانبي عبر الطبقات الصخرية، وآبار مائلة تتجه نحو أهداف محددة.
وكشفت نتائج هذه المحاكاة عن فائز واضح. فبينما سيؤدي عدم القيام بأي شيء في النهاية إلى استعادة حوالي 50.2% من النفط الموجود في الموقع، فإن إضافة آبار جديدة يمكن أن يحسن هذا الرقم بشكل كبير. ووجدت الدراسة أن حفر الآبار الرأسية سيساعد، حيث سيستعيد 3.5% إضافية من النفط، لكنها ستكون أكثر فعالية فقط في الطبقات الأكثر سمكًا وبساطة. أما الآبار المائلة فقد قدمت حلاً وسطًا، حيث استعادت 4.2% إضافية من النفط عبر الوصول حول الصدوع والحواف الهيكلية حيث كان النفط محاصرًا. ومع ذلك، فإن الاستراتيجية الأكثر نجاحًا تمثلت في حفر الآبار الأفقية. فمن خلال تشغيل هذه الآبار بشكل جانبي عبر الطبقات الصخرية الرقيقة والمعقدة، وجد الباحثون أنه يمكنهم استعادة 4.8% إضافية من إجمالي النفط، مما يرفع معامل الاستعادة الإجمالي إلى ما يقرب من 55%. ومن المتوقع أن تضيف هذه الطريقة 17.3 مليون برميل (من نوع خزانات النفط) إلى إنتاج الحقل بحلول عام 2028.
وبعيدًا عن مجرد كمية النفط، نظرت الدراسة أيضًا في الواقع المالي لهذه الخيارات. فحفر الآبار الأفقية أكثر تكلفة في البداية من حفر الآبار الرأسية، لكن المحاكاة أظهرت أن النفط الإضافي الذي تنتجه يجعلها الخيار الأكثر ربحية. وقد حسب التحليل أن هذه الاستراتيجية ستولد قيمة حالية صافية قدرها 215.46 مليون دولار، مع عائد على الاستثمار بنسبة 29% وفترة استرداد تبلغ 2.5 سنة فقط. وفي المقابل، وُجد أن مجرد محاولة ضخ المزيد من الماء من الآبار القائمة للحصول على مزيد من النفط كان أقل كفاءة، حيث أن تكلفة التعامل مع الماء الإضافي ستلتهم الأرباح. كما سلطت الدراسة الضوء على أن أفضل مسافة بين هذه الآبار الجديدة هي حوالي 750 مترًا، مما يسمح لها بتصريف النفط بفعالية دون التداخل فيما بينها.
إن التوصية النهائية لهذا البحث هي المضي قدمًا في حفر ستة آبار أفقية في المناطق الأكثر واعدة في حقل "توما ساوث"، وتحديدًا استهداف الطبقات الرقيقة الغنية بالنفط التي تم تفويتها حتى الآن. ويجب أن يقترن ذلك بتحسين عمل المضخات في الآبار القائمة للتعامل مع الماء بشكل أفضل. وبينما تقر الدراسة بأن حفر هذه الآبار المعقدة ينطوي على مخاطر ويتطلب تقنيات دقيقة لتوجيه رأس الحفر تحت الأرض، إلا أن المحاكاة تشير إلى أن المكافأة كبيرة. ومن خلال استخدام النمذجة الحاسوبية المتقدمة لتوجيه هذه القرارات، يمكن لشركة التشغيل تعظيم كمية النفط المستخرجة من الحقل، مما يضمن استخدام المورد بكفاءة والمساهمة في النمو الاقتصادي لجنوب السودان. ويُظهر هذا العمل أنه حتى في حقل نفط متراجع العمر، يمكن للتخطيط الدقيق والتقنية الصحيحة فتح قيمة كبيرة كانت بعيدة المنال سابقًا.
غارق في أبحاث مجالك؟
تصلك نشرة يومية بأحدث الأبحاث المطابقة لكلماتك البحثية المفتاحية — مع ملخصات تقنية، بلغتك.