Optimization of Infill Well Placement in Clastic Reservoirs of Toma South Oilfield

Tief unter der Erdoberfläche liegt Öl nicht immer in einem einzigen, gleichmäßigen Pool bereit, um abgepumpt zu werden. Stattdessen befindet es sich oft in Schichten aus Sandstein, einer Gesteinsart, die aus uralten Sandkörnern gebildet wurde, die von Flüssen und Wind transportiert und über Millionen von Jahren miteinander zementiert wurden. Diese Gesteinsschichten sind selten perfekt; sie sind voller Variationen darin, wie dicht die Körner gepackt sind und wie leicht Flüssigkeiten hindurchfließen können. In vielen Ölfeldern hinterlassen die ursprünglichen Bohr- und Pumpmethoden Öltaschen zurück, die die ursprünglichen Brunnen nicht erreichen können, da sie in diesen komplexen, unebenen Schichten gefangen sind. Dies gilt insbesondere für das Muglad-Becken in Südsudan, wo das Toma-South-Ölfeld seit 1999 produziert. Obwohl das Feld produktiv war, haben die natürlichen Variationen im Gestein eine beträchtliche Menge Öl unberührt gelassen, verborgen hinter Barrieren aus weniger durchlässigem Gestein oder in dünnen Schichten, die herkömmliche vertikale Brunnen einfach nicht effektiv erreichen können.

Die Herausforderung für Ingenieure besteht darin, einen Weg zu finden, das verbleibende Öl zu erreichen, ohne Geld für Brunnen zu verschwenden, die versagen könnten oder zu viel Wasser fördern würden. In reifen Feldern wie Toma South ist der Druck, der das Öl an die Oberfläche drückt, natürlich gesunken, und Wasser ist aufgestiegen, was die Gewinnung des wertvollen „schwarzen Goldes“ erschwert. Um dies zu lösen, setzte sich ein Forscher namens J. Junior Rier Mayek von der Heriot-Watt University zum Ziel, den besten Weg zu finden, neue Brunnen, sogenannte Infill-Brunnen (Nachbohrungen), in den Boden zu platzieren. Dies sind nicht die ersten Brunnen, die in einem Feld gebohrt wurden, sondern zusätzliche, die strategisch zwischen den bestehenden platziert werden, um das Öl abzusaugen, das zuvor übersehen wurde. Das Ziel war es, nicht nur festzustellen, wo gebohrt werden soll, sondern welche Art von Brunnen gebohrt werden sollte – vertikal, horizontal oder gerichtet – und ob die zusätzlichen Kosten dieser fortschrittlichen Techniken den Gewinn an zusätzlichem Öl wert wären.

Um diese Fragen zu beantworten, baute der Forscher einen detaillierten digitalen Zwilling des gesamten Ölfeldes. Mithunder spezialisierter Computersoftware kombinierte er geologische Karten, seismische Daten, die wie ein Röntgenbild des Untergrunds wirken, und jahrzehntelange Produktionsdaten aus den bestehenden Brunnen. Dieses virtuelle Modell ermöglichte es ihm, zu simulieren, wie sich Öl und Wasser über die Zeit durch das Gestein bewegen. Bevor er dem Modell vertraute, testete er es anhand realer Daten aus der Vergangenheit und prüfte, ob die Vorhersagen des Computers bezüglich Druck und Wasserstand mit dem übereinstimmten, was tatsächlich im Boden geschah. Nachdem das Modell seine Genauigkeit bewiesen hatte, nutzte der Forscher es, um mehrere verschiedene Szenarien durchzuführen. Er simulierte, was passieren würde, wenn man nichts täte und die bestehenden Brunnen einfach weiter produzieren ließe, bis sie nicht mehr profitabel waren. Er simulierte auch das Bohren neuer vertikaler Brunnen, die gerade nach unten gehen, sowie horizontaler Brunnen, die abknicken und seitlich durch die Gesteinsschichten laufen, und gerichteter Brunnen, die in einem Winkel auf spezifische Ziele ausgerichtet sind.

Die Ergebnisse dieser Simulationen zeigten einen klaren Gewinner. Während das bloße Nichtstun schließlich eine Förderung von etwa 50,2 % des Ölvorrats ergeben würde, könnte das Hinzufügen neuer Brunnen diese Zahl deutlich verbessern. Die Studie ergab, dass das Bohren vertikaler Brunnen helfen würde und zusätzlich 3,5 % des Öls förderte, jedoch nur in den dickeren, einfacheren Schichten des Reservoirs am effektivsten war. Gerichtete Brunnen boten einen Mittelweg und förderten 4,2 % mehr Öl, indem sie um Verwerfungen und strukturelle Ränder herumreichten, in denen Öl gefangen war. Am erfolgreichsten war jedoch die Strategie, horizontale Brunnen zu bohren. Indem die Forscher diese Brunnen seitlich durch die dünnen, komplexen Gesteinsschichten führten, fanden sie heraus, dass sie zusätzlich 4,8 % des gesamten Öls fördern konnten, was den gesamten Förderfaktor auf fast 55 % steigerte. Dieser Ansatz sollte bis zum Jahr 2028 schätzungsweise 17,3 Millionen Stock Tank Barrels Öl zur Produktion des Feldes hinzufügen.

Über die Ölmenge hinaus untersuchte die Studie auch die finanzielle Realität dieser Optionen. Das Bohren horizontaler Brunnen ist im Voraus teurer als das Bohren gerade nach unten, aber die Simulation zeigte, dass das zusätzliche Öl, das sie produzieren, sie zur profitabelsten Wahl macht. Die Analyse berechnete, dass diese Strategie einen Kapitalwert (Net Present Value) von 215,46 Millionen Dollar mit einer Kapitalrendite von 29 % und einer Amortisationszeit von nur 2,5 Jahren generieren würde. Im Gegensatz dazu wurde festgestellt, dass der Versuch, einfach mehr Wasser aus den bestehenden Brunnen zu pumpen, um mehr Öl zu gewinnen, weniger effizient war, da die Kosten für die Handhabung des zusätzlichen Wassers die Gewinne auffressen würden. Die Studie hob auch hervor, dass der beste Abstand zwischen diesen neuen Brunnen etwa 750 Meter beträgt, was es ihnen ermöglicht, das Öl effektiv abzutransportieren, ohne sich gegenseitig zu stören.

Die endgültige Empfehlung dieser Forschung ist es, mit der Bohrung von sechs horizontalen Brunnen in den vielversprechendsten Gebieten des Toma-South-Feldes fortzufahren, wobei gezielt die dünnen, ölreichen Schichten angesteuert werden sollen, die bisher übersehen wurden. Dies sollte mit der Optimierung der Pumpen in den bestehenden Brunnen kombate werden, um das Wasser besser zu handhaben. Während die Studie einräumt, dass das Bohren dieser komplexen Brunnen Risiken birgt und präzise Technologie erfordert, um den Bohrkopf unter der Erde zu führen, deuten die Simulationen darauf hin, dass die Belohnung beträchtlich ist. Durch den Einsatz fortschrittlicher Computermodelle zur Steuerung dieser Entscheidungen kann das betreibende Unternehmen die Menge des geförderten Öls maximieren und so sicherstellen, dass die Ressource effizient genutzt wird und zum Wirtschaftswachstum des Südsudan beiträgt. Die Arbeit zeigt, dass selbst in einem alternden Ölfeld eine sorgfältige Planung und die richtige Technologie signifikante Werte freisetzen können, die zuvor unerreichbar waren.