The fractured basement field in Yemen described in this paper is characterized by two types of fracturing: background fractures with a very low effective permeability of less than 0.001 md and fracture corridors with an effective permeability of up to several millidarcies. Except for some dissolution porosity related to fracture corridors, no significant matrix porosity is encountered (total porosity is only 1.15%). Approximately one-half of the oil in place is contained in the fracture corridors and one-half in the background fractures.Production from this field commenced in 2007. It is currently produced by depletion. Compositional grading has been observed in the 3,120-ft oil column. Despite the fact that the oil is close to bubblepoint pressure at the top of the reservoir, a moderate increase in gas/oil ratio (GOR) has been seen.Detailed studies using material balance and discrete-fracturenetwork (DFN) models revealed that the reason for the slow increase in GOR is the low permeability of the background fractures. The low permeability leads to viscous forces being dominant over gravity forces and, hence, limited gravity segregation of gas and oil.Because of the relatively small viscosity difference between the gas and the oil in this field ( o / g = 6.5), the gas mobility is not much higher than the oil mobility at low gas saturations. Hence, oil and gas are produced effectively from the background fractures into the fracture corridors and the reservoir pressure is not depleting as fast as in reservoirs with higher viscosity difference between gas and oil. This results in a more effective solution-gasdrive recovery mechanism than that expected for a conventional reservoir.A number of reservoir-management strategies have been investigated. The results indicate that the low permeability of the fracture corridors and very low permeability of the background fractures lead to low recovery factors of 14% for gas injection. However, the efficiency of solution-gas drive is higher than in conventional reservoirs.

Авторское право 2008 г., Общество инженеров-нефтяников Этот доклад был приготавливан предьявления в 2008 Российской нефтьегазовой технической конференции и выставке состоится в Москве 28-30 октабря 2008.Данный доклад был выбран для проведения презентации Программным комитетом SPE по результатам экспертизы информации, содержащейся в представленном авторами резюме. Экспертиза содержания доклада Обществом инженеров-нефтяников не выполнялась, и доклад подлежит внесению исправлений и корректировок авторами. Материал в том виде, в котором он представлен, не обязательно отражает точку зрения Общества инженеров-нефтяников, его должностных лиц или участников. Доклады, представленные на конференциях SPE, подлежат экспертизе со стороны Редакционных Комитетов Общества инженеров-нефтяников. Электронное копирование, распространение или хранение любой части данного доклада в коммерческих целях без предварительного письменного согласия Общества инженеров-нефтяников запрещается. Разрешение на воспроизведение в печатном виде распространяется только на резюме длиной не более 300 слов; при этом копировать иллюстрации не разрешается. Резюме должно содержать явно выраженную ссылку на то, где и кем был представлен данный доклад. Write Librarian, SPE, P.O.Box 833836, Richardson, TX 75083-3836 U.S.A., факс 01-972-952-9435. РефератМесторождение Schönkirchen Tief находится в Венском нефтегазоносном бассейне. Начальные запасы залежи составляли 120 млн.баррелей нефти. Текущий коэффициент нефтеотдачи, после 45 лет разработки, составляет 59%. Разработка месторождения велась с помощью закачки воды. Скважины, находящиеся в своде структуры, показывают высокую обводненность, поэтому в 2006-2007 годах было проведено комплексное изучение с целью оптимизации дальнейшей разработки месторождения.Месторождение сложено различными типами доломитов: нижняя часть состоит из трещиноватых доломитов, верхняя -из выветрелых доломитов и их обломков. Для расчета потока флюида в доломитах и зоне выветривания использовалась модель двойной проницаемости, тогда как для зоны обломков -одинарной.Основные механизмы отбора из этих залежей -это капиллярная абсорбция и гравитационный. Лабораторные опыты показали, что доломиты являются водонасыщенными до смешанной насыщенности при пластовой температуре 100 о С.Результаты изучения показывают, что экономически привлекательными для разработки месторождения является комбинация эффекта подземного газохранилища (ПГХ) и повышения нефтеотдачи (ПНО). Поскольку текущее пластовое давление ниже начального, то за полгода может быть закачано около 35 млрд.куб.футов. При этом, только треть этого газа останется в качестве буферного в течение первого цикла. Для дальнейшего увеличения количества газа, используемого для ПГХ, необходимо вытеснить флюид из пласта. Бурение горизонтальной скважины вблизи начального ВНК позволит закачать еще 70 млрд.куб.футов.Закачка газа приводит к газонефтяному гравитационному дренированию нефти и воды, присутствующих в матрице трещиноватого пласта. Нефть отбирается горизонтальными скважинами, приводя к возраста...

During CO2 injection, cooling and pressure buildup in the near-wellbore may lead to fracturing of the reservoir rock. These fractures affect the injectivity and can have a significant impact on flow assurance. This paper presents the derivation of a quick and simple method to evaluate the onset of thermal fracturing. This paper starts with geomechanics theory and expressions of minimum horizontal stress in depleted reservoirs. It describes the relations between thermo-poro-elastic stress and the criterion for initiation of (thermal) fracturing. The thermal stress part uses a simplified analytical solution of the stresses around the wellbore taking into account differences due to near-wellbore cooling and far-field virgin temperature conditions. A similar methodology is used to accommodate for pressure difference between the near-wellbore area and the far-field. A set of geomechanical and reservoir parameters are used to set-up diagnostic plots for evaluation. Consequences of the difference between the depletion stress path and injection stress path are discussed. Finally, results are compared to numerical reservoir simulation results. A proposed thermal stress correction factor, which accounts for differences between a simple analytical solution and a full-field evaluation, is checked and adjusted by comparing analytical and numerical results. First indications show that this geometrical factor and the derived equivalent cold zone radius holds for many cases. The sensitivity of thermal fracturing for several reservoir and rock parameters is discussed. The analytical method found is quick, simple and generates equivalent results to the numerical simulator and is therefore assumed to be accurate for estimation of the moment of fracture initiation. The resulting diagnostic plots present a quick and simple alternative to geomechanical simulation for evaluating the possibility and moment of fracture initiation. This method can help in early-stage feasibility work and determine if more detailed modelling is needed.