كلية النفط والمعادن
Permanent URI for this communityhttps://repository.neelain.edu.sd/handle/123456789/4933
Browse
2 results
Search Results
Item Integrated Static and Geomechanical Modeling for Reservoirs Characterization and Management in Hilba North-East Oilfield, Muglad Basin, Sudan(Al-Neelain University, 2020-12) Anas Ibrahim Bushra OmerAbstract Geomechanical investigations were not included in reservoir studies in the most of the developing countries. The importance of this studies lies in the fact that they provide a fully understand of managing the reservoir without losing millions of dollars later, and thus sustain the hydrocarbon exploitation. In this study, along with the conventional (static) reservoir modeling, geomechanical models have been constructed utilizing integrated geological, geophysical, petrophysical, and drilling data in Amal formation, Hilba NE oil field, Western flank of block4 in Muglad Basin. Two selected surfaces have been interpreted: top Amal and Baraka, in addition three normal faults were identified structurally in the study area. A 3D geological reservoir modeling of the Amal Formation was evaluated, and four oil zones have been recognized: (Amal) AA1, AA2, AA3, and AA4. Amal reservoirs described as unconsolidated or poorly consolidated sandstone with high porosity and permeability; in which any production deformation may lead to reservoir compaction, permeability loss, land surface subsidence and, potentially, fault reactivation. Therefore, to comprehend the severity of these deformations, the current study focuses to assess the actual potentiality of the hydrocarbon in Amal Formation, to verify the impact of coupling stress and rock mechanical properties on reservoir production, to evaluate the effect of stress and geomechanical properties on the porosity and permeability of the reservoir, and to examine the impact of oil production on land surface subsidence as a result of reservoir compaction. Subsidence analyses have been accomplished through the coupling between fluid-flow and stress-strain phenomena. The geomechanical effects have been accounted for a highly developed geomechanical analysis, include linear elasto-plastic constitutive behavior, stress path and initial stress state influences. Both one-way and two-way coupled methodologies have been used. Different linear elastic geomechanical models have been constructed; their combination provides the followings: the vertical displacement is negligible due to both porosity loss and geomechanics effect, changes in the geomechanical porosity are greater than that of the flow simulation, and the subsidence becomes less due to geomechanics effects rather than the synchronized porosity effects, the porosity changes due to dilation and compaction is negligible and no corresponding change in permeability between the flow model and geomechanical. Based on the Pseudo-Dilation model, the total vertical displacement caused by both geomechanics and porosity at the top of reservoir and for the next +10 years is also negligible, due to production followed by injection. This clearly suggests that compaction and inflation have not significant effect on porosity, permeability, or surface facilities, and thus the oil production. الخلاصة التحريات الجيوميكانيكية ليست شائعة في دراسة الخزانات النفطية في معظم الدول النامية، إن أهمية هذه الدراسات تقع في حقيقة أنها تعطي فهم متكامل لإدارة الخزان النفطي بدون فقد وضياع ملايين الدوارات مؤخرا وبالتالي الحفاظ علي إستغلال الهيدروكاربونات بصورة مستقرة. في هذه الدراسة، بالإضافة للنمذجة التقليدية للخزان (النمذجة الثابتة)، النماذج الجيوميكانيكية تم إنشاءها بإستخدام تكامل المعلومات الجيولوجية، الجيوفيزيائية والبتروفيزيائية، و معلومات الحفر في متكون أمل، حقل حلبة الشمالي الشرقي النفطي، الإتجاه الغربي لمربع 4 في حوض المجلد. تم تفسير سطحين سيزميا وهما أعلى متكونا أمل وبركة بالإضافة الي ثلاثة صدوع تم تحديدها تركيبيا في منطقة الدراسة. وتم تقييم النموذج الجيولوجي الثلاثي الأبعاد لخزان متكون أمل، وأربعة نطاقات من الزيت تم تحديدهما وسميا أمل1، أمل2، أمل3، وأمل4. خزانات متكون أمل وصفت علي أنها صخور حجر رملي غير متماسكة أو ضعيفة التماسك، سميكه جدا، مع مسامية ونفاذية عاليتين، في مثل هذا المكتون التشوه كنتيجة للإنتاج ربما تحدث تضاغط للخزان، فقدان للنفاذية، إنخفاض سطح الأرض، وتنشيط للصدوع الموجودة. هذه التشوهات قد يكون لها تأثير واضح في عملية إنتاج إستغلال الهيدروكاربونات وكذلك تأثير علي البيئة السطحية في أي خزان نفطي. لذلك، فإن فهم خطورة هذه التشوهات، فهذه الدراسة الحالية وجهت للتقييم الحقيقي لإمكانية وجود الهيدروكابونات في متكون أمل، التحقق من تأثير الإجهادات المحلية والخصائص الميكانيكية علي إنتاج الخزان، تقييم أثر الإجهاد والمعاملات الجيوميكانيكية علي مسامية ونفاذية الخزان، وفحص تأثير إنتاج الزيت علي إنخفاض السطح كنتيجة لتضاغط الخزان. تحاليل إنخفاض السطح تم إنجازها من خلال تكامل سريان الموائع وظاهرة الاجهاد والإنفعال. تأثير الجيوميكانيكية تم حسابة لتحليل الجيوميكانيكيه عالية التنمية، ويتضمن سلوك المرونة واللدونة الخطي ، مسار الإجهاد وحالة تأثير الإجهاد الأولي. حيث أن هناك طريقتين تم إستخدامها (التطابق الأحادي والثنائي). مختلف النماذج الجيوميكانيكية الخطية المرنة تم إنشاءها، تكامل نتائجها أعطى الأتي: الإزاحة الرأسية تم تجاهلها نتيجة لفقد المسامية و لتأثير الجيوميكانيكية. المسامية الجيوميكانيكيية تتغير اكثر مما في مسامية النموذج الأصلي، والإنخفاض نتيجة للجيوميكانيكية أقل مما هو نتيجة للمسامية في نفس الزمن. وتغير المسامية كنتيجة للتمدد والتضاغط غير معتبر، وليس هنالك تغير في النفاذية في كل من النموذج الأصلي والنماذج الجيوميكانيكية في نفس الزمن. إعتمادا علي نموذج التمدد الكاذب، الإزاحة الرأسية الكلية نتيجة للجيوميكانيكية والمسامية في أعلي الخزان وحتي نهاية العشر سنوات هي أيضا متجاهلة، بسبب الإنتاج متبوع بالحقن. بكل وضوح هذه النتائج تقترح أن التضاغط والتضخم ليس لهما تأثير كبير في المسامية والنفاذية والمنشئات السطحية.Item Horizontal Wells Placement Review and Evaluation Heglig Oil Field, Muglad Basin, Sudan(Al-Neelain University, 2021) Khalid Abd Alla Buhairi AdaniAbstract The main reason to drill horizontal wells in Heglig field is to increase the productivity on 2B Operating Company concession area, as the exposure to the pay zone will be maximized. The production performance of horizontal wells drilled in Bentiu and Aradeiba Main Sand was stated to be below the expectations. Those wells were affected by decrease on the oil production and eventually increase on the water cut percentage. 2B Operation Company requested a full analysis for the horizontal wells placement within the particular part of the reservoir, technology used compare to the expected challenges and to provide final findings and forward actions. Data gathering such as well information, well location, survey file, log file, petrophysical analysis file, production and well placement reports already provided by 2BOPCO management. Time frame was three months spent at 2B Operating Company offices. The methodology included details literature review of well placement definitions, tools evolution, advantage and disadvantage of Logging While Drilling formation evaluation data. Full review of tools used for drilling, logs response and quality control, well-to-well correlation, lithology identification along the wellbore, the position of wellbore compares to reservoir sweet spot, petrophysical parameters like water saturation and porosity, completion techniques and perforated zones. Evaluate the level of well placement techniques used compare to the wellbore objectives. Demonstrated the lessons learnt from previous wells and recommend the forward plan for future operation. Based on the analysis results, the stratigraphic sequence of the field is very obviously and the net pay thickness is acceptable to the geosteering purposes, the net pay thicknesses rang between a few to tens meters, the minimal thickness can be one meter of net pay using the advance well placement techniques. The main challenge in the field is considered to be uncertain fluids contact. In addition to this, different issues from different aspects were identified, such as geology, drilling, formation evaluation, personnel competency, completion and production. Majority of the wells were drilled with technology below the challenges expected in that particular zone. In addition to that, some wells were affected by personnel competency and improper geosteering’s decisions taking. Even more, the remedial actions like cement plugs, zone isolation by smart completion for undesired positioning which should come after have not being done. Another group of wells experienced inconvenient completion techniques used and arise up for fluids contact. Certain recommendations and way the forward for future drilling can include; the use of advance level of the technology beside the cooperation between all parties involved during planning time and real time execution phase. Directions to other disciplines to mitigates any undesired borehole positioning and reservoir management. الملخص السبب الرئيسي لحفر الآبار الأفقية في حقل هجليج هو زيادة الإنتاجية في منطقة امتياز شركة تو بي للعمليات البترول كنتيجة لتوسعة مقطع الانتاج. وأعلنت الشركة أن أداء إنتاج الآبار الأفقية التي تم حفرها في خزانات بينتيو وأراديبا كان أقل من التوقعات. تأثرت هذه الآبار بانخفاض إنتاج النفط وبالتالي زيادة نسبة المياه المنتجة خلال الضخ. طلبت شركة تو بي تحليلاً كاملاً لوضع الآبار الأفقية داخل جزء معين من الخزان ، والتكنولوجيا المستخدمة مقارنة بالتحديات المتوقعة وتقديم النتائج النهائية والإجراءات المستقبلية والتوصيات. جمع البيانات مثل معلومات البئر ، موقع البئر ، ملف المسح ، ملف ملف السجل ، ملف التحليل البتروفيزيائي ، تقارير الإنتاج ووضع الآبار. المقدمة من قبل إدارة الشركة. كان الإطار الزمني مدة ثلاثة أشهر انجزت في مكاتب شركة التشغيل، تضمنت المنهجية مراجعة المراجع العلمية لتعريفات مواضع الآبار وتطور الادوات, ومزايا وعيوب ادوات الحفر, بيانات تقييم ومراجعة كاملة للأدوات المستخدمة في الحفر ، واستجابة السجلات ومراقبة الجودة ، والارتباط من البئر إلى البئر ، وتحديد الحجر الصخري على طول جوف البئر ، وموقع حفرة البئر ومقارنة افضل نطاقات الخزان ، والمعايير البتروفيزيائية مثل تشبع المياه والمسامية ، وتقنيات الإنجاز والمناطق المثقبة. تقييم مستوى تقنيات وضع الآبار المستخدمة مقارنة بأهداف حفر البئر. عرض الدروس المستفادة من الآبار السابقة والتوصية بالخطة المستقبلية للتشغيل. استنادًا إلى نتائج التحليل ، فإن التسلسل الطبقي للحقل واضح جدًا وسماكة صافي الخزان مقبولة لأغراض التوجيه الافقي اثناء الحفر, وتتراوح سماكة صافي الخزان بين بضعة أمتار إلى عشرات الأمتار. يعتبر التحدي الرئيسي في هذا الحقل هو مستوي ملاقاة النفط والماء الغير المؤكد. بالإضافة إلى ذلك ، تم تحديد قضايا مختلفة من جوانب مختلفة ، مثل الجيولوجيا والحفر وتقييم التكوين وأداء الموظفين والتقفيل والإنتاج. تم حفر غالبية الآبار بتقنية أقل من التحديات المتوقعة في تلك المنطقة بالذات. بالإضافة إلى ذلك ، فإن بعض الآبار قد تأثرت بكفاءة الموظفين واتخاذ قرارات جيولوجية غير مناسبة. أكثر من ذلك ، لم يتم تنفيذ الإجراءات العلاجية للوضع غير المرغوب فيه مثل عملية ضخ الاسمنت التقفيلي او عمليات عزل النطاقات والتي يجب أن تأتي بعد ذلك. واجهت مجموعة أخرى من الآبار تقنيات إكمال غير ملائمة مستخدمة وارتفاع مستوي الماء. بعض التوصيات والمضي قدمًا للحفر المستقبلي تضمنت الارتقاء بمستوى التكنولوجيا ، والتعاون بين جميع الأطراف المشاركة في مرحلة التخطيط ومرحلة التنفيذ في الوقت الفعلي ، والتوجيهات إلى التخصصات الأخرى للتخفيف من أي وضع غير مرغوب فيه للبئر وإدارة الخزان