Production prediction of horizontal well from a thin oil rim using Eclipse simulator

Ali SALAR SALIM

Bachelor's thesis

-Annotation -Declaration. -acknowledgment -Table of Contents 1-introduction 2-Literature reservoir 3-methodology 4-results and discussions 5-summary 6-conclusions and recommendations

Abstract:

Thin oil rim reservoirs typically refer to reservoirs with a pay thickness of less than 100 ft. Extracting oil from these reservoirs presents challenges primarily due to the presence of a gas cap and aquifer, as well as the positioning of wells in relation to the fluid contacts. The gas cap and aquifer dynamics affect oil production, and careful well placement is essential to optimize recovery and minimize the influence of these factors. This project aims to predict the production performance of a horizontal well in a thin oil rim reservoir using Eclipse simulator. To achieve this objective, a thin oil rim model was created using the ECLIPSE simulation software. Multiple scenarios involving various injection fluids, length of horizontal well, types of wells, and well placement strategies were simulated and analyzed. These scenarios were compared against a base case to evaluate the cumulative production of oil, water, and gas. The findings reveal that extending the length of the horizontal well from 1800 ft to 2700 ft enhances oil production by 17.5% (from 2,745,440.5 to 3,225,610.8 stb). Water injection through horizontal wells exhibits the highest oil production (2,786,540.8 stb) compared to vertical wells. However, gas injection through two vertical wells yields an additional 20% of oil production. Moreover, the simulation study indicates that the most effective well placement occurs at a depth of 36 ft below the gas-oil contact (GOC) and 26 ft above the water-oil contact (WOC), resulting in a maximum oil production of 2,920,763.5 stb compared to other scenarios.

Abstract:

Nádrže s tenkým okrajem se obvykle týkají nádrží s platovou tloušťkou menší než 100 stop. Těžba ropy z těchto nádrží představuje problémy především kvůli přítomnosti plynového uzávěru a vodonosné vrstvy, stejně jako umístění vrtů vzhledem ke kontaktům kapaliny. . Dynamika plynového uzávěru a vodonosné vrstvy ovlivňují produkci ropy a pečlivé umístění vrtu je nezbytné pro optimalizaci obnovy a minimalizaci vlivu těchto faktorů. Tento projekt si klade za cíl předpovědět produkční výkonnost horizontálního vrtu v tenkém ropném ráfku pomocí simulátoru Eclipse. K dosažení tohoto cíle byl vytvořen model tenkého olejového ráfku pomocí simulačního softwaru ECLIPSE. Bylo simulováno a analyzováno několik scénářů zahrnujících různé injekční tekutiny, délku horizontálního vrtu, typy vrtů a strategie umístění vrtu. Tyto scénáře byly porovnány se základním případem, aby se vyhodnotila kumulativní produkce ropy, vody a plynu. Zjištění odhalují, že prodloužení délky horizontálního vrtu z 1800 stop na 2700 stop zvyšuje produkci ropy o 17,5 % (z 2745440.5 na 3225610.8 stb). Vstřikování vody horizontálními vrty vykazuje nejvyšší produkci ropy (2786540.8 stb) ve srovnání s vertikálními vrty. Vstřikování plynu dvěma vertikálními vrty však přináší dalších 20 % produkce ropy. Simulační studie navíc ukazuje, že nejúčinnější umístění vrtu nastává v hloubce 36 stop pod kontaktem plyn-olej (GOC) a 26 stop nad kontaktem voda-olej (WOC), což vede k maximální produkci ropy 2920763.5 stb. ve srovnání s jinými scénáři.

Keywords

Klíčová slova, Okrajový zásobník ropy, horizontální vrt, vstřikování vody a plynu, umístění vrtu

Language used: English

Date on which the thesis was submitted / produced: 28. 6. 2023

Thesis defence

• Supervisor: Ali Jagar, M.Sc., Ph.D.

Palacký University Olomouc

Faculty of Science

Bachelor programme / field:
Petroleum Engineering / Petroleum Engineering