Most of the old oil fields in China have reached high water cut stage, in order to meet the booming energy demanding, oil production rate must be kept in the near future with corresponding IOR (Improving Oil Recovery) methods. Z106 oilfield lies in Shengli Oilfields Area at the Yellow River delta. It was put into development in 1988. Since the oil belongs to heavy oil, the oil-water mobility ratio is so unfavourable that water cut increases very quickly. Especially for reservoir Ng21, the sand rock is sediment from river channel, the permeability heterogeneity and heavy oil properties together lead to extremely poor water flooding efficiency. In order to improve the oil recovery, IOR methods are needed urgently. Considering all practical situations for this reservoir and present technique level, polymer flooding method has been selected as an IOR test with numerical simulation. For polymer flooding, since polymer resolution has the capability of enlarging water viscosity, it controls the mobility of water phase and at the same time improves the driving efficiency. During polymer flooding simulation, many factors must be taken into account for the construction of mathematical model, such as inaccessible pore volume, polymer shear thinning effect, polymer adsorption, relative permeability reduction factors, etc. All simulations were done with black oil model with polymer option in ECLIPSE. Simulation results for a theoretical river channel reservoir with serious permeability heterogeneity and heavy oil, and simulation results for practical reservoir Ng21, both have shown that polymer flooding is a feasible method for IOR. For reservoir Ng21, with polymer slug size of 0.235 PV, polymer concentration at 1.5 kg/m3, the final oil recovery after polymer flooding could reach 12.8%, the enhanced oil recovery is about 5%. If only the developable oil reserve being taken into account, the final oil recovery is about 34%, and enhanced oil recovery from polymer flooding is more than 12%. For such heavy oil river channel reservoir to reach such a final oil recovery, it could be concluded as a great success. Since there are still many such oil reservoirs in Shengli Oilfields Area, polymer flooding will be of great importance for improving oil recovery in this area in the near future.

Most of the old oil fields in China have reached high water cut stage, in order to meet the booming energy demanding, oil production rate must be kept in the near future with corresponding IOR (Improving Oil Recovery) methods. Z106 oilfield lies in Shengli Oilfields Area at the Yellow River delta. It was put into development in 1988. Since the oil belongs to heavy oil, the oil-water mobility ratio is so unfavourable that water cut increases very quickly. Especially for reservoir Ng21, the sand rock is sediment from river channel, the permeability heterogeneity and heavy oil properties together lead to extremely poor water flooding efficiency. In order to improve the oil recovery, IOR methods are needed urgently. Considering all practical situations for this reservoir and present technique level, polymer flooding method has been selected as an IOR test with numerical simulation. For polymer flooding, since polymer resolution has the capability of enlarging water viscosity, it controls the mobility of water phase and at the same time improves the driving efficiency. During polymer flooding simulation, many factors must be taken into account for the construction of mathematical model, such as inaccessible pore volume, polymer shear thinning effect, polymer adsorption, relative permeability reduction factors, etc. All simulations were done with black oil model with polymer option in ECLIPSE. Simulation results for a theoretical river channel reservoir with serious permeability heterogeneity and heavy oil, and simulation results for practical reservoir Ng21, both have shown that polymer flooding is a feasible method for IOR. For reservoir Ng21, with polymer slug size of 0.235 PV, polymer concentration at 1.5 kg/m3, the final oil recovery after polymer flooding could reach 12.8%, the enhanced oil recovery is about 5%. If only the developable oil reserve being taken into account, the final oil recovery is about 34%, and enhanced oil recovery from polymer flooding is more than 12%. For such heavy oil river channel reservoir to reach such a final oil recovery, it could be concluded as a great success. Since there are still many such oil reservoirs in Shengli Oilfields Area, polymer flooding will be of great importance for improving oil recovery in this area in the near future.

Den technologischen Hintergrund für diese Arbeit liefert die bei der Erschließung tiefer Lagerstätten (Erdgas, Erdöl, Erdwärme) eingesetzte Stimulationstechnik des Hydraulic Fracturing. Bei dieser Technik werden mittels hydraulischem Druck Risse im Lagerstättengestein erzeugt, die durch Einspülen von Feststoffkörnern (Proppants) offengehalten werden sollen. Der inhaltliche Schwerpunkt liegt auf der theoretischen und experimentellen Untersuchung der Einbettung von Proppants in das Lagerstättengestein unter besonderer Berücksichtigung des Einflusses auf die hydraulische Leitfähigkeit eines durch Proppants gestützten Risses. Thematisch teilt sich die Arbeit in die beiden Schwerpunkte: (1) Berechnung der Proppant-Einbettung auf der Grundlage kontaktmechanischer Ansätze und (2) experimentelle Untersuchungen an realen Proppant-Schüttungen. Zur mathematischen Formulierung der Proppant-Einbettung wurde die in der Werkstofftechnik entwickelte Theorie des mechanischen Verhaltens rauer Oberflächen unter Lasteintrag (Kontaktmechanik) mit der ebenfalls aus der Werkstofftechnik bekannten Messung und Interpretation der Oberflächenhärte nach Meyer gekoppelt. Diese neuartige Formulierung ermöglicht es, die Einbettung von Proppants in Abhängigkeit der Materialeigenschaften der Formation, des Spannungszustandes, der Korngrößenverteilung und der Proppants-Konzentration zu berechnen. Zur Prognose des Erfolges einer Stimulation wurde ein 2D-numerischer Algorithmus (MATLAB®) entwickelt, der den Gesamtprozess der Einbettung, der Durchlässigkeitsentwicklung und deren Folgen für die Produktivität der Sonden widerspiegelt. Zur Verifizierung des Berechnungsalgorithmus wurde die Einbettung realer Proppant-Schüttungen in Lagerstättengesteinen (Tonschiefer, Shale) untersucht. Hierfür wurde in einer dafür konzipierten Flutzelle ein durch Proppants gestützter Riss nachgebildet, belastet und durchströmt. Ziel der Versuche war dabei zu messen, welchen Einfluss ein Spannungsanstieg auf die Einbettung und damit auf die hydraulische Leitfähigkeit hat. Diese Versuche wurden an zwei verschiedenen Shale-Gesteinen mit zwei verschiedenen Proppant-Konzentrationen durchgeführt. Zusätzlich zu den hydraulischen Experimenten wurden mechanische Untersuchungen (Härtemessungen) ausgeführt und nach der Meyer-Analyse der Werkstofftechnik interpretiert. Ein besonderer Vorteil dieser Auswertungsmethode liegt in ihrer durch Dimensionsanalyse erzielten Übertragbarkeit der Ergebnisse von Werkstoffen auf Gesteine. Der Vergleich von gemessenen und berechneten Einbettungen und hydraulischen Leitfähigkeiten ergab eine zufriedenstellende Übereinstimmung und erlaubt es festzustellen, dass mit der neuen Formulierung die planerische Voraussage von Frac-Stimulation möglich ist, wobei alleine die relativ einfachen laborativen Messverfahren zur Härtemessung (Gestein) und zur Korngrößenanalyse (Proppant) erforderlich sind.

Um die Betriebssicherheit von Förder- und Speicherbohrungen auch nach langjährigem Einsatz zu gewährleisten, ist eine sorgfältige Untersuchung und Einschätzung von Schadensstellen angezeigt. Insbesondere sind dabei die Beanspruchungen der ausgewählten Rohrabschnitte für den weiteren Betrieb zu untersuchen und die Sicherheitsreserven sind nachzuweisen. Für eine spezielle Bewertung von detektierten Korrosionsstellen in der Untertagekomplettierung besonders in Futterrohren, müssen numerische Berechnungen angewandt werden. Es wurde eine Berechnungsprozedur auf Basis der Finite Element Methode entwickelt. Damit wurden umfangreiche Rechnungen für Ölfeldrohre mit Korrosionsmulden durchgeführt. Die erfolgreiche Anwendung des FEM-PS für die Festigkeits- und Stabilitätsberechnungen von ungeschwächten Ölfeldrohren und die Ergebnisse der Nachrechnung der verschwächten Rohre erlaubten die Schlussfolgerung, dass auch Rohre mit Korrosionsmulden richtig modelliert, nachgerechnet und bewertet werden können.

“History matching” (model calibration, parameter identification) is an established method for determination of representative reservoir properties such as permeability, porosity, relative permeability and fault transmissibility from a measured production history; however the uniqueness of selected model is always a challenge in a successful history matching. Up to now, the uniqueness of history matching results in practice can be assessed only after individual and technical experience and/or by repeating history matching with different reservoir models (different sets of parameters as the starting guess). The present study has been used the stochastical theory of Kullback & Leibler (K-L) and its further development by Akaike (AIC) for the first time to solve the uniqueness problem in reservoir engineering. In addition - based on the AIC principle and the principle of parsimony - a penalty term for OF has been empirically formulated regarding geoscientific and technical considerations. Finally a new formulation (Penalized Objective Function, POF) has been developed for model selection in reservoir history matching and has been tested successfully in a North German gas field. / „History Matching“ (Modell-Kalibrierung, Parameter Identifikation) ist eine bewährte Methode zur Bestimmung repräsentativer Reservoireigenschaften, wie Permeabilität, Porosität, relative Permeabilitätsfunktionen und Störungs-Transmissibilitäten aus einer gemessenen Produktionsgeschichte (history). Bis heute kann die Eindeutigkeit der identifizierten Parameter in der Praxis nicht konstruktiv nachgewiesen werden. Die Resultate eines History-Match können nur nach individueller Erfahrung und/oder durch vielmalige History-Match-Versuche mit verschiedenen Reservoirmodellen (verschiedenen Parametersätzen als Startposition) auf ihre Eindeutigkeit bewertet werden. Die vorliegende Studie hat die im Reservoir Engineering erstmals eingesetzte stochastische Theorie von Kullback & Leibler (K-L) und ihre Weiterentwicklung nach Akaike (AIC) als Basis für die Bewertung des Eindeutigkeitsproblems genutzt. Schließlich wurde das AIC-Prinzip als empirischer Strafterm aus geowissenschaftlichen und technischen Überlegungen formuliert. Der neu formulierte Strafterm (Penalized Objective Function, POF) wurde für das History Matching eines norddeutschen Erdgasfeldes erfolgreich getestet.

Um die Betriebssicherheit von Förder- und Speicherbohrungen auch nach langjährigem Einsatz zu gewährleisten, ist eine sorgfältige Untersuchung und Einschätzung von Schadensstellen angezeigt. Insbesondere sind dabei die Beanspruchungen der ausgewählten Rohrabschnitte für den weiteren Betrieb zu untersuchen und die Sicherheitsreserven sind nachzuweisen. Für eine spezielle Bewertung von detektierten Korrosionsstellen in der Untertagekomplettierung besonders in Futterrohren, müssen numerische Berechnungen angewandt werden. Es wurde eine Berechnungsprozedur auf Basis der Finite Element Methode entwickelt. Damit wurden umfangreiche Rechnungen für Ölfeldrohre mit Korrosionsmulden durchgeführt. Die erfolgreiche Anwendung des FEM-PS für die Festigkeits- und Stabilitätsberechnungen von ungeschwächten Ölfeldrohren und die Ergebnisse der Nachrechnung der verschwächten Rohre erlaubten die Schlussfolgerung, dass auch Rohre mit Korrosionsmulden richtig modelliert, nachgerechnet und bewertet werden können.

“History matching” (model calibration, parameter identification) is an established method for determination of representative reservoir properties such as permeability, porosity, relative permeability and fault transmissibility from a measured production history; however the uniqueness of selected model is always a challenge in a successful history matching. Up to now, the uniqueness of history matching results in practice can be assessed only after individual and technical experience and/or by repeating history matching with different reservoir models (different sets of parameters as the starting guess). The present study has been used the stochastical theory of Kullback & Leibler (K-L) and its further development by Akaike (AIC) for the first time to solve the uniqueness problem in reservoir engineering. In addition - based on the AIC principle and the principle of parsimony - a penalty term for OF has been empirically formulated regarding geoscientific and technical considerations. Finally a new formulation (Penalized Objective Function, POF) has been developed for model selection in reservoir history matching and has been tested successfully in a North German gas field. / „History Matching“ (Modell-Kalibrierung, Parameter Identifikation) ist eine bewährte Methode zur Bestimmung repräsentativer Reservoireigenschaften, wie Permeabilität, Porosität, relative Permeabilitätsfunktionen und Störungs-Transmissibilitäten aus einer gemessenen Produktionsgeschichte (history). Bis heute kann die Eindeutigkeit der identifizierten Parameter in der Praxis nicht konstruktiv nachgewiesen werden. Die Resultate eines History-Match können nur nach individueller Erfahrung und/oder durch vielmalige History-Match-Versuche mit verschiedenen Reservoirmodellen (verschiedenen Parametersätzen als Startposition) auf ihre Eindeutigkeit bewertet werden. Die vorliegende Studie hat die im Reservoir Engineering erstmals eingesetzte stochastische Theorie von Kullback & Leibler (K-L) und ihre Weiterentwicklung nach Akaike (AIC) als Basis für die Bewertung des Eindeutigkeitsproblems genutzt. Schließlich wurde das AIC-Prinzip als empirischer Strafterm aus geowissenschaftlichen und technischen Überlegungen formuliert. Der neu formulierte Strafterm (Penalized Objective Function, POF) wurde für das History Matching eines norddeutschen Erdgasfeldes erfolgreich getestet.

Inhalt der Arbeit sind theoretische und experimentelle Untersuchungen zum Einfluss akustischer Wellen auf das Verhalten mehrphasiger Strömungen in porösen Medien. Die Arbeit schlug mittels Frequenzanalyse Anregungsfrequenzen mit erhöhter Wahrscheinlichkeit den Strömungsvorgang positiv für die Erdölförderung zu beeinflussen. Die vorgeschlagenen Frequenzen erzielten auf verschiedenen Parametern erfolgreich eine positive Beeinflussung des Wasserdurchbruchspunktes, des Entölungsgrades und der relativen Permeabilität. Zur Erhöhung der Aussagekraft der Daten wurden Verfahren der multivariaten Statistik erfolgreich eingesetzt. Zudem wurden positive Rückkopplungseffekte mit dem Einsatz oberflächenaktiver Substanzen nachgewiesen. In einem abschließenden Schritt konnte die Wirkung des Verfahrens zudem durch Kombination mehrere Frequenzen optimiert werden. Diese von hoher Wichtigkeit geprägten Charakteristika zeigen klar das Potential des Verfahrens zum Einsatz als Verfahren der verbesserten Erdölförderung (EOR) auf.:1. Kurzfassung 5 2. Einleitung 6 2.1. Die primäre und sekundäre Förderphase 7 2.2. Tertiäre Fördermethoden 9 2.3. Akustische Verfahren 14 2.4. Aufgabenstellung 17 3. Grundlagen 18 3.1. Projektvorstellung 19 3.1.1. Vorstellung der Sonde 20 3.1.2. Eingrenzung der Laborparameter 22 3.2. Einordnung des Verfahrens in den Stand der Technik 23 3.2.1. Impuls- und Frequenzverfahren 23 3.2.2. Frequenzbereiche 25 3.3. Auswertemethoden 27 3.3.1. Frequenzanalysen 27 3.3.2. Flutversuche und relative Permeabilität 28 3.3.3. Imbibitionsversuche 32 3.4. Grundlagen der mathematischen Methoden 33 3.4.1. Fouriertransformation 34 3.4.2. Gradientenverfahren 34 3.4.3. Regressionsanalyse 37 4. Laborarbeiten 39 4.1. Versuchsaufbau 39 4.1.1. Flutanlage 39 4.1.2. Imbibitionsgefäße 42 4.2. Versuchsdurchführung 44 4.3. Der Versuchsplan der Flutexperimente 48 4.4. Voruntersuchungen 49 4.4.1. Gesteinsproben 49 4.4.2. Fluidproben 50 5. Datenauswertung 52 5.1. Frequenzanalyse 52 5.2. Flutversuche 55 5.2.1. Ergebnis der Regressionsanalyse 59 5.3. Imbibitionsversuche 61 5.4. Phänomenologische Untersuchungen 63 5.4.1. Injektivitätsveränderung 63 5.4.2. Instabile Emulsionsbildung 65 5.5. Weitergehende Forschungsansätze 67 5.5.1. Rückkopplungseffekte mit Tensiden 67 5.5.2. Bohrlochregeneration 69 6. Diskussion 71 7. Zusammenfassung 75

Environmental management has become a part of societal life and a dominant issue for every sector of economies in the developed world. However, due to the absence of EMS the Libyan petroleum companies are not able to compete in the international petroleum sector. The rules and regulations specified by developed countries concerning environmental protection are becoming highly challenging. These have posed tremendous difficulties for both the government of Libya, as well as the petroleum companies to meet the national and international legislative requirements. Since 1999, Libya has been transformed by aligning itself according to the requirements and expectations of the industrial nations of the world and has, therefore, in this process of transformation, already become one of the competitive nations in the petroleum sector. The country has started to attract international investment by companies and individuals from all over the world. The change of Libyan economic policy towards open markets and the signing of many international agreements incorporating legal concerns related to biodiversity, climate change, endangered species, hazardous wastes, marine dumping, and ozone layer protection in their system. This has subsequently enabled the Libyan petroleum industry to make efforts to set up some basic procedures to improve environmental performance. This is an enormous interdisciplinary work, which requires a lot of effort. The present work aims to introduce an internationally accepted environmental management system according to the ISO 14001 standard to enable the oil industry remove the prevalent deficiencies as far as environmental management is concerned in the industry. This work uses AGOCO as a model company for case study analyses, which would provide an excellent opportunity for the implementation of EMS in accordance with ISO 14001 in all petroleum companies of Libya. The detailed analysis is based on the cumulative assessment of the current environmental management manual of AGOCO, interviews with some of the company’s personnel and telephone communications with some employees of the company. The analysis reveals the strengths and weaknesses in the concerning EMS planning, implementation, checking and review. Using AGOCO as a benchmark for all other petroleum companies, the work has resulted in the formulation of procedures to be followed by the other companies in compliance with the international standards.

Increasing of the oil recovery is an essential task of the reservoir engineers. Many highly fractured carbonate reservoirs with low matrix porosity and low matrix permeability in the world have been depleted with low ultimate recovery due to the improper management. To obtain higher oil recovery and an optimum oil production, a three dimensional geological model for the reservoir is needed. The reservoir model should be calibrated via the history matching process which makes the model reliable for forecasting and development planning. An investigation has been carried out to find the most sensitive parameter which affects the matching between the real production data and the simulated production data. After the calibration of the model, some prediction scenarios have been run to realize the future performance of the reservoir. Three wells have been suggested and included in the simulation as producers in some prediction cases and as gas injectors in another other case. The results show that the three producers with low production rate will assist in increasing the recovery and by converting those to gas injectors will assist more especially when the oil production rate is higher. An oil field in Kurdistan region has been selected for this research.