Optimization of Infill Well Placement in Clastic Reservoirs of Toma South Oilfield
本研究通过利用集成油藏模拟与经济分析，优化了托马南油田（Toma South Oilfield）碎屑岩储层的补井井位布置，旨在证明钻设六口水平井并结合电潜泵（ESP）优化方案，相比于垂直或定向井方案，能使采收率提高4.8%，并实现最高的经济回报。
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在地球表层之下，石油并不总是以单一、均匀的油池形式等待着被泵出。相反，它通常存在于砂岩层中，这是一种由河流和风力搬运的古老沙粒经过数百万年胶结而成的岩石。这些岩层很少是完美的；它们的颗粒排列紧密程度以及流体通过的难易程度都存在大量差异。在许多油田中，最初的钻探和抽采方法会留下一些无法被原始井触及的残余油，这些油被困在这些复杂的、不均匀的岩层中。在南苏丹的马格拉德盆地（Miculad Basin）尤其如此，托马南油田（Toma South oilfield）自1999年以来一直在进行生产。尽管该油田产量颇丰，但由于岩石的自然变化，仍有大量的石油未被触及，它们隐藏在低渗透性的岩石屏障之后，或是处于标准垂直井无法有效触及的薄层之中。
工程师面临的挑战是，如何找到一种既能触及这些剩余石油，又不会因钻探失败或产水过多而浪费资金的方法。在像托马南这样成熟的油田中，将石油推向地表的压力已经自然下降，水也开始上升，使得提取这些珍贵的“黑金”变得更加困难。为了解决这个问题，来自赫瑞-瓦特大学（Heriot-Watt University）的研究员 J. Junior Rier Mayek 着手研究如何寻找布置新井（称为补注井，infill wells）的最佳方式。这些并非该领域最初钻探的井，而是战略性地布置在现有井之间，用于排采此前被遗漏的石油。目标不仅在于确定在哪里钻探，还在于确定钻什么样的井——是垂直井、水平井还是定向井——以及这些先进技术的额外成本是否值得其所能增加的额外产油量。
为了回答这些问题，研究人员构建了一个整个油田的详细数字孪生体。利用专门的计算机软件，他们结合了地质图、作为地下“X光”的地震数据以及现有油井数十年的生产历史。这个虚拟模型允许他们模拟石油和水随时间在岩石中移动的过程。在信任该模型之前，他们根据过去的真实数据对其进行了测试，检查计算机对压力和水位水平的预测是否与地下的实际情况相符。一旦模型证明准确，研究人员便使用它来运行几种不同的情景。他们模拟了如果什么都不做，仅让现有油井继续生产直到不再盈利的情况。他们还模拟了钻探垂直井（直向下钻）、水平井（转向并在岩层中横向运行）以及定向井（向特定目标倾斜）的效果。
模拟结果揭示了一个明显的胜出者。虽然不做任何处理最终只能回收约 50.2% 的原地石油，但增加新井可以显著提高这一比例。研究发现，钻探垂直井会有所帮助，可多回收 3.5% 的石油，但它们仅在较厚且结构简单的储层层中最为有效。定向井提供了一个折中方案，通过绕过断层和结构边缘处被困住的石油，可多回收 4.2% 的石油。然而，最成功的策略是钻探水平井。通过让这些井在薄且复杂的岩层中横向穿行，研究人员发现他们可以多回收 4.8% 的总石油量，从而将总采收率提升至接近 55%。这种方法预计到 2028 年将为该油田增加 1730 万标准桶的石油产量。
除了石油总量之外，研究还考察了这些方案的财务现实。虽然钻探水平井的前期成本高于垂直钻探，但模拟显示，它们产出的额外石油使其成为最具盈利能力的方案。分析计算出，这一策略将产生 2.1546 亿美元的净现值，投资回报率为 29%，回收期仅为 2.5 年。相比之下，仅仅试图从现有油井中抽取更多水以获取更多石油被发现效率较低，因为处理额外水分的成本会吞噬利润。研究还强调，这些新井之间的最佳间距约为 750 米，这能让它们有效地排采石油而不产生相互干扰。
该研究的最终建议是，在托马南油田最具潜力的区域推进钻探六口水平井，专门针对目前尚未触及的薄且富含石油的岩层。这应当配合优化现有油井的泵送系统，以更好地处理水分。虽然研究承认，钻探这些复杂的井具有风险，且需要精确的技术来引导地下钻头，但模拟表明，其回报是巨大的。通过使用先进的计算机建模来指导决策，运营公司可以最大限度地回收该油田的石油，确保资源的有效利用，并为南苏丹的经济增长做出贡献。这项工作证明，即使是在一个老化的油田中，通过周密的规划和正确的技术，也能释放出此前无法触及的巨大价值。
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