Reservoir Recharacterization and Hydrocarbon Volume Re-estimate of Miocene D10/Ph-02 Sand, Phyl Field, Offshore Niger Delta

Diep onder de golven van de Golf van Guinee, in een regio die bekend staat als de Nigerdelta, ligt een complexe ondergrondse wereld waar olie en gas gevangen zitten in lagen zand en gesteente. Dit gebied is een van de meest productieve olieprovincies op aarde, maar het vormt tegelijkertijd een unieke uitdaging voor geologen: de grond is geen solide, uniform blok, maar een verschuivend, gebarsten landschap dat door miljoenen jaren van tektonische beweging en rivierafzetting is gevormd. Om olie hier te vinden en te extraheren, moeten wetenschappers een mentale kaart van de ondergrond opbouwen, waarbij ze aanwijzingen samenvoegen van seismische golven die weerkaatsen tegen rotslagen en metingen die zijn verricht in diepe boorgaten. Wanneer een veld stopt met produceren, komt dat vaak doordat de kaart die werd gebruikt om de boring te begeleiden incompleet of onnauwkeurig was, waardoor waardevolle hulpbronnen onbenut bleven of putten faalden. Het begrijpen van hoe men deze kaarten opnieuw kan tekenen, is essentieel om de levensduur van volwassen olievelden te verlengen en ervoor te zorgen dat energiebronnen niet worden verspild.

In het Phyl-veld, een offshore olieveld gelegen in de midden tot late Mioceen-sectie van de Nigerdelta, kwam de productie in 2020 tot stilstand. Het veld was decennia eerder ontdekt en had jarenlang succesvol olie geproduceerd, maar het bestaande model van het reservoir was onbetrouwbaar geworden. Een team van onderzoekers, geleid door geowetenschappers van de Universiteit van Lagos en ingenieurs van Chevron Nigeria Limited, begon de specifieke zandsteenlaag die bekend staat als D-10/Ph-02 opnieuw te onderzoeken. Hun doel was om te begrijpen waarom het veld was gestopt met werken en om te bepalen of er nog olie over was om te winnen. Ze benaderden het probleem door moderne, herwerkte seismische gegevens te combineren met een gedetailleerde analyse van wellogs, fossiele records en de geschiedenis van hoe het veld in het verleden olie had geproduceerd. Deze geïntegreerde aanpak stelde hen in staat om de ondergrond met een helderheid te zien die niet mogelijk was met de oudere gegevens.

De onderzoekers ontdekten dat de ondergrondse architectuur van het Phyl-veld veel complexer is dan voorheen gedacht. Het reservoir is niet één enkele, continue oliezak, maar is opgedeeld in afzonderlijke compartimenten door een netwerk van breuken en oude rivierkanalen. Deze kenmerken, waaronder grote, gebogen breuken en diepe, met modder gevulde canyons die miljoenen jaren geleden zijn gevormd, fungeren als barrières die olie in specifieke zones vasthouden. Door de seismische beelden opnieuw te interpreteren, identificeerde het team een complexe structuur waarbij de olie wordt vastgehouden in een driezijdige dalstructuur, begrensd door breuken aan twee zijden en afgesloten door een canyon aan de derde zijde. Dit inzicht verklaarde waarom het oude model faalde; het had geen rekening gehouden met deze barrières, wat leidde tot onjuiste aannames over hoe de olie bewoog en waar deze zich bevond.

Met dit nieuwe structurele begrip richtte het team zich op de kwaliteit van de rots zelf. Ze analyseerden de fysieke eigenschappen van de zandsteen, waarbij ze maten hoeveel ruimte er tussen de korrels bestond om olie vast te houden en hoeveel van de rots daadwerkelijk uit zand versus modder bestond. De resultaten waren bemoedigend: het reservoir is van zeer hoge kwaliteit, met een hoog percentage schoon zand en een uitstekende porositeit, wat betekent dat het een aanzienlijke hoeveelheid vloeistof kan bevatten. Echter, het team stelde ook vast dat de grens tussen de olie en het water dat eronder ligt, niet was waar de oude kaarten aangaven dat het was. Door de elektrische weerstand van de rots en de dichtheid van de vloeistoffen in de putten zorgvuldig te vergelijken, bepaalden zij dat het contact tussen olie en water feitelijk hoger in de formatie lag dan voorheen werd aangenomen.

Deze verschuiving in de locatie van de olie-watergrens had een diepgaande impact op de geschatte volumes olie in de grond. Omdat het contact hoger lag, was de oliekolom korter dan het oorspronkelijke model suggereerde, wat de totale hoeveelheid olie die aanvankelijk aanwezig was, verminderde. De herziene schatting van de olie in de grond daalde van 18,13 miljoen stock tank barrels naar 13,10 miljoen stock tank barrels. Hoewel dit aantal lager is, wordt het beschouwd als een nauwkeuriger en realistischer cijfer op basis van het nieuwe bewijs. Cruciaal is dat deze correctie ook de verwachting voor de hoeveelheid olie die kan worden teruggewonnen veranderde. Het team berekende dat de recovery factor — het percentage olie dat daadwerkelijk naar de oppervlakte kan worden gebracht — aanzienlijk kan verbeteren, van 28,8 procent naar 45,4 procent. Dit betekent dat, hoewel de totale hoeveelheid olie minder is dan oorspronkelijk gedacht, een veel groter deel ervan nu toegankelijk is.

De studie bekeek ook de geschiedenis van de put die de olie produceerde, bekend als PH-02D. De gegevens toonden aan dat de put last had van zandproductie, waarbij losse gesteentekorrels met de olie werden meegevoerd, en waterdoorbraak, waarbij water begon te mengen met de olie, wat de efficiëntie van de put verminderde. Deze problemen kwamen overeen met de drukverlaging die in de loop van de tijd in het reservoir werd waargenomen. Op basis van het nieuwe begrip van de reservoirstructuur en de vloeistofcontacten stelden de onderzoekers een gefaseerde strategie voor om het veld nieuw leven in te blazen. Dit plan omvat het boren van een nieuwe pilotwell om het bijgewerkte model te testen, gevolgd door infill-boringen om de resterende oliezakken te targeten, en werkzaamheden aan bestaande putten om zand te beheersen en de waterproductie te reguleren.

De bevindingen van deze studie laten zien dat zelfs in volwassen velden waar de productie is gestopt, een frisse blik op de gegevens nieuwe mogelijkheden kan onthullen. Door seismische, geologische en technische gegevens te integreren, was het team in staat de onzekerheden op te lossen die het veld jarenlang hebben geteisterd. Het werk biedt een duidelijk pad voorwaarts voor het Phyl-veld, en suggereert dat met de juiste interventies de productie kan worden hervat en de levensduur van het veld kan worden verlengd. Bovendien dient de methodologie die hier is gebruikt als een waardevol voorbeeld voor andere offshore velden in de Nigerdelta en soortgelijke geologische omgevingen wereldwijd, waarbij wordt aangetoond dat een gedetailleerde, multidisciplinaire aanpak essentieel is om het resterende potentieel van complexe reservoirs te ontsluiten.