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

Profondamente sotto la superficie della Terra, il petrolio non si trova sempre in una singola, uniforme pozza in attesa di essere estratto. Invece, spesso risiede in strati di arenaria, un tipo di roccia formata da antichi granelli di sabbia che furono trasportati da fiumi e vento e poi cementati insieme nel corso di milioni di anni. Questi strati rocciosi sono raramente perfetti; sono pieni di variazioni nella densità con cui i granelli sono compattati e nella facilità con cui i fluidi possono muoversi attraverso di essi. In molti giacimenti petroliferi, i metodi iniziali di perforazione e pompaggio lasciano dietro di sé sacche di petrolio che i pozzi originali non riescono a raggiungere, intrappolate in questi strati complessi e irregolari. Questo è particolarmente vero nel Bacino di Muglad in Sud Sudan, dove il giacimento di Toma South è in produzione dal 1999. Sebbene il campo sia stato produttivo, le variazioni naturali della roccia hanno lasciato una quantità significativa di petrolio intoccato, nascosto dietro barriere di roccia meno permeabile o in strati sottili che i pozzi verticali standard semplicemente non riescono a raggiungere efficacemente.

La sfida per gli ingegneri è trovare un modo per raggiungere questo petrolio rimanente senza sprecare denaro in pozzi che potrebbero fallire o produrre troppo acqua. In campi maturi come Toma South, la pressione che spinge il petrolio verso la superficie è naturalmente diminuita e l'acqua ha iniziato a risalire, rendendo più difficile l'estrazione del prezioso oro nero. Per risolvere questo problema, un ricercatore di nome J. Junior Rier Mayek, della Hertiot-Watt University, si è posto l'obiettivo di trovare il modo migliore per posizionare nuovi pozzi, noti come pozzi di infill. Questi non sono i primi pozzi perforati in un campo, ma piuttosto pozzi aggiuntivi posizionati strategicamente tra quelli esistenti per drenare il petrolio che era stato precedentemente mancato. L'obiettivo era determinare non solo dove perforare, ma anche che tipo di pozzo scavare — verticale, orizzontale o direzionale — e se il costo extra di queste tecniche avanzate valesse l'estrazione di ulteriore petrolio.

Per rispondere a queste domande, il ricercatore ha costruito un gemello digitale dettagliato dell'intero giacimento petrolifero. Utilizzando software specializzati, ha combinato mappe geologiche, dati sismici che agiscono come una radiografia del sottosuolo e decenni di storia della produzione dei pozzi esistenti. Questo modello virtuale ha permesso di simulare come il petrolio e l'acqua si muovono attraverso la roccia nel tempo. Prima di fidarsi del modello, lo ha testato contro dati reali del passato, controllando se le previsioni del computer sulla pressione e sui livelli dell'acqua corrispondessero a ciò che era effettivamente accaduto nel terreno. Una volta che il modello si è dimostrato accurato, il ricercatore lo ha utilizzato per eseguire diversi scenari. Ha simulato cosa sarebbe successo se non si facesse nulla e si lasciasse semplicemente continuare la produzione dei pozzi esistenti fino a quando non avessero smesso di essere redditizi. Ha anche simulato la perforazione di nuovi pozzi verticali, che vanno dritti verso il basso, così come pozzi orizzontali, che curvano e corrono lateralmente attraverso gli strati rocciosi, e pozzi direzionali, che si angolano verso obiettivi specifici.

I risultati di queste simulazioni hanno rivelato un chiaro vincitore. Mentre non fare nulla porterebbe eventualmente a un recupero di circa il 50,2% del petrolio in situ, l'aggiunta di nuovi pozzi potrebbe migliorare significativamente questo numero. Lo studio ha scoperto che la perforazione di pozzi verticali aiuterebbe, recuperando un ulteriore 3,5% di petrolio, ma sarebbero efficaci solo negli strati più spessi e semplici del serbatoio. I pozzi direzionali offrivano una via di mezzo, recuperando un ulteriore 4,2% di petrolio raggiungendo intorno a faglie e bordi strutturali dove il petrolio era rimasto intrappolato. Tuttavia, la strategia di maggior successo consisteva nel trivellare pozzi orizzontali. Facendo correre questi pozzi lateralmente attraverso i sottili e complessi strati di roccia, i ricercatori hanno scoperto che potevano recuperare un ulteriore 4,8% del petrolio totale, portando il fattore di recupero totale a quasi il 55%. Questo approccio avrebbe aggiunto, secondo le previsioni, 17,3 milioni di barili di stock tank alla produzione del campo entro il 2028.

Oltre alla quantità di petrolio, lo studio ha anche esaminato la realtà finanziaria di queste opzioni. La perforazione di pozzi orizzontali è più costosa inizialmente rispetto alla perforazione verticale, ma la simulazione ha mostato che l'estrazione di ulteriore petrolio le rende la scelta più redditizia. L'analisi ha calcolato che questa strategia avrebbe generato un valore attuale netto di 215,46 milioni di dollari, con un ritorno sull'investimento del 29% e un periodo di recupero del capitale di soli 2,5 anni. Al contrario, cercare semplicemente di pompare più acqua dai pozzi esistenti per estrarre più petrolio si è rivelato meno efficiente, poiché il costo della gestione dell'acqua extra avrebbe eroso i profitti. Lo studio ha anche evidenziato che la spaziatura ottimale tra questi nuovi pozzi è di circa 750 metri, il che permette loro di drenare il petrolio efficacemente senza interferire tra loro.

La raccomandazione finale di questa ricerca è di procedere con la perforazione di sei pozzi orizzontali nelle aree più promettenti del campo di Toma South, puntando specificamente agli strati sottili e ricchi di petrolio che sono stati finora trascurati. Ciò dovrebbe essere accompagnato dall'ottimizzazione delle pompe nei pozzi esistenti per gestire meglio l'acqua. Sebbene lo studio riconosca che la perforazione di questi pozzi complessi comporta rischi e richiede tecnologie precise per guidare la punta della trivella nel sottosuolo, le simulazioni suggeriscono che la ricompensa è sostanziale. Utilizzando una modellazione computerizzata avanzata per guidare queste decisioni, la società operatrice può massimizzare la quantità di petrolio recuperato, garantendo che la risorsa sia utilizzata efficientemente e contribuendo alla crescita economica del Sud Sudan. Il lavoro dimostra che anche in un campo petrolifero invecchiato, una pianificazione attenta e la tecnologia giusta possono sbloccare un valore significativo che prima era fuori portata.