Development of reservoir simulation Mittelplate - a challenge for technology

Mittelplate, the largest German offshore oil field, is located in the estuary of the Elbe river in the North See. From October 1987 until June 2005, 15 million tons of oil were produced from three different reservoir sections. These reservoirs, called Beta, Gamma and Epsilon/Delta, show different production history and behavior. The bulk of the oil was produced from the Gamma and Epsilon/Delta reservoirs. These reservoirs are high-permeability reservoirs with an active aquifer. In contrast, the lower-permeability reservoir Beta contains most of the reserves of the field to be produced. This reservoir has no active aquifer and needs water injection to maintain pressure and production. Because of limited water availability, optimum distribution of the injected water is essential for optimum recovery from the field. Development of such a configuration with complex boundary conditions can only be achieved through reservoir simulation. First, small models were developed to solve problems like single well productivity estimation, aquifer size estimation and communication between wells within a pilot flood area. The base of field knowledge grows continuously during the life cycle. New seismic interpretation and new geological studies, including differentiated facies descriptions, lead to new reservoir models with different geological realizations. These realizations were studied to simulate possible future developments. In addition, facility constraints like pump limitations and water conditioning are limiting factors for the field development. Combining facility constraints with different geological models is the main task in simulation today. The target is not to arrive at one 'optimum' forecast, but to show the spread of possible field development scenarios from which an appropriate one can be chosen. This complex situation is a challenge for the Mittelplate consortium of RWE Dea AG and Wintershall.

Mittelplate, największe niemieckie złoże podmorskie jest usytuowane w ujściu Łaby do Morza Północnego. Od października 1987 r. do czerwca 2005 r., z trzech odrębnych części złoża wyprodukowano 15 milionów ton ropy. Części te, nazwane Beta, Gamma i Epsilon/Delta, mają różną historię produkcji i różnie się zachowują. Ropę wydobyto ze złoża Gamma i Epsilon/Delta. Są to silnie przepuszczalne złoża z aktywną warstwą wodonośną. Z kolei słabo przepuszczalne złoże Beta zawiera najwięcej zasobów produkcyjnych. Złoże to nie ma aktywnej warstwy wodonośnej i w celu podtrzymania ciśnienia i produkcji, konieczne jest zastosowanie iniekcji. Ze względu na ograniczoną dostępność wody, optymalne rozłożenie zatłaczanej wody w złożu jest warunkiem uzyskania optymalnej produkcji z danego złoża. Rozwój takiej konfiguracji o złożonych warunkach brzegowych można uzyskać poprzez symulację złoża. Najpierw opracowuje się mniejsze modele, na podstawie których rozwiązywane są poszczególne problemy, np. szacowana jest produkcyjność pojedynczego otworu, wielkość złoża czy połączenia między otworami na obszarze pilotażowym. W trakcie trwania takiego cyklu gromadzona jest wiedza na temat złoża. Nowe interpretacje wyników sejsmicznych, opisy różnych facji, prowadzą do opracowania nowego modelu geologicznego. Następnie wyniki są analizowane pod kątem ich wykorzystania do dalszych udoskonaleń. Ponadto ograniczenia sprzętowe, np. pompy czy uwarunkowania wodne, mogą stanowić przeszkodę w realizacji tychże udoskonaleń w warunkach terenowych. Dostosowywanie ograniczeń sprzętowych do różnych warunków geologicznych jest tematem prowadzonych obecnie symulacji. Celem jest nie tyle uzyskanie "optymalnej" prognozy, co pokazanie spektrum możliwych scenariuszy. Ta złożona sytuacja stanowi wyzwanie dla konsorcjum Mittelplate RWE Dea AG i Wintershall.