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

Bien en dessous de la surface de la Terre, le pétrole ne repose pas toujours dans une nappe unique et uniforme attendant d'être pompé. Au lieu de cela, il réside souvent dans des couches de grès, un type de roche formé à partir d'anciens grains de sable transportés par les rivières et le vent, puis cimentés au fil de millions d'années. Ces couches rocheuses sont rarement parfaites ; elles sont pleines de variations dans la manière dont les grains sont étroitement compactés et dans la facilité avec laquelle les fluides peuvent s'y déplacer. Dans de nombreux gisements de pétrole, les méthodes initiales de forage et de pompage laissent derrière elles des poches de pétrole que les puits d'origine ne peuvent atteindre, piégées dans ces couches complexes et irrégulières. C'est particulièrement vrai dans le bassin du Muglad au Soudan du Sud, où le champ pétrolier de Toma South produit depuis 1999. Bien que le champ ait été productif, les variations naturelles de la roche ont laissé une quantité significative de pétrole intact, caché derrière des barrières de roche moins perméable ou dans des couches minces que les puits verticaux standards ne peuvent tout simplement pas toucher efficacement.

Le défi pour les ingénieurs est de trouver un moyen d'atteindre ce pétrole restant sans gaspiller d'argent dans des puits qui pourraient échouer ou produire trop d'eau. Dans des champs matures comme celui de Toma South, la pression qui pousse le pétrole vers la surface a naturellement décliné, et l'eau a commencé à monter, rendant l'extraction de l'or noir précieux plus difficile. Pour résoudre ce problème, un chercheur nommé J. Junior Rier Mayek, de l'Université Heriot-Watt, s'est donné pour mission de trouver la meilleure façon de placer de nouveaux puits, appelés puits de complétude (infill wells), dans le sol. Il ne s'agit pas des premiers puits forés dans un champ, mais plutôt de puits additionnels placés stratégiquement entre les puels existants pour drainer le pétrole qui a été manqué précédemment. L'objectif était de déterminer non seulement où forer, mais aussi quel type de puits forer — vertical, horizontal ou directionnel — et si le coût supplémentaire de ces techniques avancées en vaudrait la peine par rapport au pétrole supplémentaire qu'ils pourraient produire.

Pour répondre à ces questions, le chercheur a construit un jumeau numérique détaillé de l'ensemble du champ pétrolier. En utilisant des logiciels spécialisés, il a combiné des cartes géologiques, des données sismiques qui agissent comme une radiographie du sous-sol, et des décennies d'historique de production des puits existants. Ce modèle virtuel lui a permis de simuler comment le pétrole et l'eau se déplacent à travers la roche au fil du temps. Avant de faire confiance au modèle, il l'a testé par rapport à des données réelles du passé, vérifiant si les prédictions de l'ordinateur concernant la pression et les niveaux d'eau correspondaient à ce qui s'était réellement passé dans le sol. Une fois que le modèle s'est avéré précis, le chercheur l'a utilisé pour tester plusieurs scénarios différents. Il a simulé ce qui se passerait si l'on ne faisait rien et si l'on laissait les puits existants continuer à produire jusqu'à ce qu'ils ne soient plus rentables. Il a également simulé le forage de nouveaux puits verticaux, qui descendent droit vers le bas, ainsi que des puits horizontaux, qui tournent et courent latéralement à travers les couches rocheuses, et des puits directionnels, qui s'inclinent vers des cibles spécifiques.

Les résultats de ces simulations ont révélé un vainqueur clair. Alors que ne rien faire permettrait d'obtenir un rendement d'environ 50,2 % du pétrole en place, l'ajout de nouveaux puits pourrait considérablement améliorer ce chiffre. L'étude a révélé que le forage de puits verticaux aiderait, récupérant 3,5 % de pétrole supplémentaire, mais qu'ils n'étaient efficaces que dans les couches les plus épaisses et les plus simples du réservoir. Les puits directionnels offraient un juste milieu, récupérant 4,2 % de pétole en plus en contournant les failles et les bords structurels où le pétrole était piégé. Cependant, la stratégie la plus réussie impliquait le forage de puits horizontaux. En faisant courir ces puits latéralement à travers les couches de roche minces et complexes, les chercheurs ont découvert qu'ils pouvaient récupérer 4,8 % de plus du pétrole total, portant le facteur de récupération totale à près de 55 %. Cette approche devrait ajouter 17,3 millions de barils de stock de pétrole à la production du champ d'ici l'année 2028.

Au-delà de la simple quantité de pétrole, l'étude a également examiné la réalité financière de ces options. Le forage de puits horizontaux est plus coûteux au départ que le forage vertical, mais la simulation a montré que le pétrole supplémentaire qu'ils produisent en fait le choix le plus rentable. L'analyse a calculé que cette stratégie générerait une valeur actuelle nette de 215,46 millions de dollars, avec un retour sur investissement de 29 % et une période de récupération de seulement 2,5 ans. En revanche, tenter simplement de pomper plus d'eau pour extraire plus de pétrole s'est avéré moins efficace, car le coût de traitement de l'eau supplémentaire absorberait les profits. L'étude a également souligné que l'espacement optimal entre ces nouveaux puits est d'environ 750 mètres, ce qui permet de drainer le pétrole efficacement sans qu'ils n'interfèrent les uns avec les autres.

La recommandation finale de cette recherche est de procéder au forage de six puits horizontaux dans les zones les plus prometteuses du champ de Toma South, en ciblant spécifiquement les couches minces et riches en pétrole qui ont été manquées jusqu'à présent. Cela devrait être accompagné d'une optimisation des pompes dans les puits existants pour mieux gérer l'eau. Bien que l'étude reconnaisse que le forage de ces puits complexes comporte des risques et nécessite une technologie précise pour guider le trépan sous terre, les simulations suggèrent que la récompense est substantielle. En utilisant une modélisation informatique avancée pour guider ces décisions, la société exploitante peut maximiser la quantité de pétrole récupérée, garantissant ainsi que la ressource est utilisée efficacement et contribuant à la croissance économique du Soudan du Sud. Ce travail démontre que même dans un champ pétrolier vieillissant, une planification minutieuse et la bonne technologie peuvent débloquer une valeur significative qui était auparavant hors de portée.