Kuzey Denizi'ndeki Danimarka Merkez Graben Valdemar Alanına Hidrokarbon Gaz Enjeksiyonunu Fizibilite Çalışması

Öz

Valdemar Sahasının keşfi Kuzey Denizindeki Danimarka Merkez Grabeninin orta kesiminde 1977 senesinde gerçekleştirilmiştir. Son bir kaç on yıl boyunca sadece basınç tükenimine dayalı olarak geliştirilen sahanın Alt Kretase formasyonunda önemli hidrokarbon hacimlerinin mevcudiyeti rapor edilmiştir. Basınç desteğinin sağlanması için su itim mekanizmasının kullanıldığı Valdemar sahasına komşu olan Dan, Halfdan veya Gorn gibi sahalardan elde edilenin aksine az geçirimli özelikte olan Alt Kretase ve azalan rezervuar basınçları sebeplerinden dolayı Valdemar sahasının ortalama ekonomik nihai kurtarım (ENK) değeri oldukça düşüktür. Bunlara ilave olarak, yeterli petrofiziksel verinin elde olmaması; sahanın gelecek performansı hakkında güvenilir ölçüde tahminler yapılabilmesinin yanısıra belirli eksikliklerin daha iyi anlaşılabilmesinde önemli bir engeldir.

Üretimin ve dolayısıyla ENK’nin arttırılma fırsatları için su ve/veya gaz enjeksiyon çalışmalarının hem analitik hem de numerik metotları kullanılmaktadır. İlk olarak analitik teknikler kullanılarak su ve gaz enjeksiyonunun verimliliği karşılaştırılmıştır. Elde edilen sonuçlar; sahanın dahada geliştirilmesi seçeneği için gaz enjeksiyonunun daha iyi enjekte edilmesi, bulunabilirlik ve kısa sonuç alma süresi nedenleriyle daha umut verici olduğunu göstermiştir. Bu tür bir geliştirme planı, her ne var ki; yeni bir kuyubaşı platformunun yerleştirilmesi ve yüksek basınçlı gaz enjeksiyon kompresörlerinin montajları gibi büyük bir yatırım harcaması gerektirecektir.

Bu çalışmada; Alt Kretase formasyonundan elde edilmiş olan petrol numunesine yönelik olarak detaylı bir faz davranış çalışması verilmektedir. Şişme testi ve çoklu temas deneyleri gibi hem statik hem de dinamik PVT analizleri gerçekleştirilmiş ve güvenilir bir kompozisyon modeli elde edilmiştir. Uzun yatay kuyular boyunca çizgi hattı modu şeklinde gaz enjeksiyonunun çalışılması için 3-Boyutlu bir model oluşturulmuştur. Model mevcut olan kuyu log verilerinden elde edilen petrofizik bilgilerini dikkate almaktadır. Model ayrıca daha önce geliştirilmiş olan tam alan modeliyle aynı doğrultuda olan üretim ve basınç verilerinin tarihsel eşleşmesine uyarlanmıştır.

Sonuçlar Valdemar sahasından gaz enjeksiyonu yoluyla ilave petrolün üretilebileceğine işaret etmektedir. Gaz enjeksiyonu sürecinin optimize edilmesine yönelik olarak bir dizi duyarlılık çalışması yürütülmektedir. Çalışma anahtar parametrenin en önde geleninin gaz enjeksiyon oranı olduğunu göstermiştir. Daha yüksek enjeksiyon oranları petrol üretim artışını büyük ölçüde artıracak daha fazla basınç azalımları ve böylelikle geniş karışabilir alanların oluşmasına yol açacaktır. Bu sonuç olarak daha büyük kompresyon gücüne ve daha yüksek gaz geri dönüşüm kapasitesine olan ihtiyacı doğuracaktır.

Anahtar Kelimeler

• gaz enjeksiyonu,petrol sahası geliştirilmesi,modelleme,üretim geliştirme

Feasibility of Hydrocarbon Gas Injection in Valdemar Field of Danish Central Graben in the North Sea

Öz

Valdemar Field was discovered as early as 1977 in the central part of the Danish Central Graben in the North Sea. Significant hydrocarbon volume is reported in the Lower Cretaceous formation which has been developed via pure pressure depletion for the last few decades. Due to the tight nature of the Lower Cretaceous and declining reservoir pressure, the average economic ultimate recovery (EUR) from Valdemar field is significantly lower than what is achievable in the neighboring fields such as Dan, Halfdan or Gorm where water flooding is utilized for pressure support. On top of this, lack of sufficient petrophysical data stand as an important barrier to better understand the certain shortcomings as well as to make reliable predictions for the future performance of the field.

In the course of this study, we investigate different development options for the Valdemar Field. We utilize both analytical and numerical methods to study water and/or gas injection opportunities to boost the production and hence EUR in Valdemar. We first compare the efficiency of water and gas injection by employing analytical techniques. Results suggest that better injectivities, availability and short response times may make hydrocarbon gas injection a promising candidate for a further development option. That kind of a development scheme would, however, require a significant capital expenditure such as building a new well head platform and installation of a high pressure gas injection compressor. 

We present a detailed phase behavior study on a recently obtained Lower Cretaceous oil sample. Both static and dynamic PVT tests, such as the swelling test and multi-contact experiments, were conducted and a reliable compositional model was built. We then construct a 3-D box model to study gas injection via long horizontal wells in a line drive mode. Model honors petropyhsical information obtained from the available well log data. It is further tuned to history match the production and pressure data, which is also in line with the previously developed full-field model.

Results suggest that additional oil can be recovered via hydrocarbon gas injection in Valdemar field. We conduct a set of sensitivity studies to optimize the gas injection process. We show that the key parameter is, by far, the gas injection rate. Higher injection rates result in higher pressure drops and hence development of a large miscible zone, which significantly increase the oil production. This would, in return, require larger compression power and more gas recycling capacity.

Anahtar Kelimeler

• gas injection,oil field development,modelling,production enhancement

Kaynakça

1. [1] Frykman, P. 2002. Modelling of fracture permeability in the Valdemar Field. EFP 97 Priority report. I.7.d, GEUS, Copenhagen, Denmark.
2. [2] Jakobsen, F., Ineson, J. R., Kristensen, L., Nytoft, H. P., and Stemmerik, L. 2005. The Valdemar Field, Danish Central Graben: field compartmentalization and regional prospectivity of the Lower Cretaceous chalk play. In: Dore, A. G. & Vining, B. A. (eds) Petroleum Geology: North-West Europe and Global Perspectives - Proceedings of the 6th Petroleum Geology Conference, 177–186.
3. [3] Buckley, S.E. and Leverett, M.C. 1942. Mechanism of fluid displacements in sands. Transactions of the AIME (146), 107–116.
4. [4] Kokal, S. and Al-Kaabi, A. 2010. Enhanced oil recovery: challenges & opportunities. World Petroleum Council Official Publication, 64 – 69.
5. [5] Johns, R.T., and Dindoruk, B. 2013. Gas Flooding. pp 1-22. Sheng J.J., ed. 2013. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies, Elsevier, USA, 667p.
6. [6] Suicmez, V.S., Piri, M., and Blunt, M.J. 2007. Pore-scale Simulation of Water Alternate Gas Injection. Transport in Porous Media, Volume 66, p. 259 – 286, DOI 10.1007/s11242-006-0017-9