eksperter i team – gullfakslandsbyen 2009

Classification: Internal Status: Draft

Eksperter i Team – Gullfakslandsbyen 2009

Reservoar og IOR – oppgave 2, 3 & 5Petter Eltvik, StatoilHydro UPN, Ledende reservoaringeniør Gullfaks området

2

Gullfaks Landsbyen 2009…….

• Fortsatt mye ugjort på Gullfaks………

• IOR-potensialet tilsvarer et nytt stort satelittfelt

• Vurderer IOR prosjekter som kan bidra til fortsatt verdiskaping i denne rike provinsen

• Krevende og utfordrende IOR-arbeid for å nå høye ambisjoner

3

Structural Depthmap – Base Structural Depthmap – Base CretaceousCretaceous

Area : 50 km2

Top Structure : 1700 m TVD

Dipping : 0-20 West

Oil-water contact : 1947 m TVD

Initial pressue : 310 bar

Bubblepoint pressure : 220 bar

Initial temprature : 72 deg C

Formation volume factor : 1,2

Oil viscosity : 1.2 cp

Oil gravity : 36.9 API

Gullfaks reservoir data

4

“Til siste dråpe”Hvilke virkemidler har gitt oss denne utviklingen?

Reservoarkunnskap og -styringReservoarkunnskap og -styring

4D seismikk / monitorering4D seismikk / monitorering

Omfattende innfyllende Omfattende innfyllende

boring og brønningrepboring og brønningrepVann og gassinjeksjonVann og gassinjeksjon

Development of expected recovery 1986 1996 2000 2007

Statfjord 49,4 % 61,4 % 65,6 % 70 %Gullfaks 46,5 % 49,4 % 54,5 % 70 %

Utblokking avUtblokking avprosessanleggprosessanlegg

Smarte brønner Smarte brønner

AMEOR og EORAMEOR og EOR

5

ProduksjonsprofilerTilleggsreserver ved senfaseutvikling 2006 – 2020+?

Profil 1999 - IOR: +190 mill. Sm3

Basis profil 1982

Profil 1988 - Aksellerasjon

Tillegg v.h.a.IOR?70% ?

6

Implemented Oil Recovery Measures at Gullfaks

• Water injection from start

• Upgrading of water injection capacities

• 4D seismic and inversion

• Tracers

• Hydraulic fracturing in low perm reservoirs

• WAG (Water alternating gas) injection

• ”Huff and puff” gas injection

• Extensive exploration activity within drilling reach from platforms => new volumes

• Sand control in most wells

• ”Designer wells” (horizontal, 3D)

• Extended reach drilling (10 km)

• Monobore completions

• DIACS -”Smart wells”

• Multilateral wells (ML)

• Coiled Tubing drilling (CT)

• Through tubing drilling (TTRD)

• Rig assisted snubbing (RAS)

• Underbalanced drilling (UBD)

• Expandable liners

7

Oil Recovery Measures studied

Studied, but discarded:

• Surfactant injection (1992 pilot)

• Gel blocking (1992 pilot)

• CO2 miscible injection (2000)

• Aerobic Microbiological EOR

(2006)

Currently being studied:

• Reservoir characterisation, remaining saturation and relative permeability

• Temprature effects

• Building new reservoir simulation models

• WAG evaluations

• EOR with water based methods

• CO2 studies

8

Well targets

Gullfaks in the past and present;

Steak vs. ragu

Gullfaks

9

IOR potensialer i plattformfelt fordelt på tiltakstype(mill Sm3 olje)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Tiltakstype

Økte kapasiteter

Blandbar injeksjon

Økt vannsirkulering

Utfyllende boring

Uøkonomisk hale

senfasetrykkavlastningMulig ny teknologi(ambisjon)

10

Nåværende drenering Oljehale Endret drenering

IOR – et deltaprosjekt Planlegger i forhold til en usikker basislinje

Classification: Internal Status: Draft

Oppgave 2 IOR i Cook fm i segment I1

Hvordan oppnå maksimal utvinning av olje i et segment som i dag har en utvinningsgrad på 12 %.

Classification: Internal Status: Draft

Oppgave 3 Temperatureffekter pga vanninjeksjon

Vanninjeksjon har ført til redusert temperatur i reservoaret noe som bl. a. påvirker formasjonsstyrke og elastiske egenskaper.

13Reservoir Quality

• Reservoirs: Brent, Cook, Statfjord & Lunde

• Very faulted and eroded, with contrasting layers and weak formations

• Dip up to 12 o in the western part.

• Porosity (Brent): 30-35 %

• Permeability (Brent): 10 D – 10 mD

West East

14

”Map” of Gullfaks Main Field

15Top DrakeTop NERTop Ness

Top Tarbert

16

Visualization of temperature distribution in segment H1 after 20 years of seawater injection.

Top left: south – north cross-section through A-35 (well to the left).

Bottom left: Layer 48, i.e. R-1. Well A-35 is seen in the bottom

17

Comparison of measured and simulated bottom hole temperaturein two producers in segment H1

55.0

57.0

59.0

61.0

63.0

65.0

67.0

69.0

71.0

73.0

75.0

28.10.95 11.3.97 24.7.98 6.12.99 19.4.01 1.9.02 14.1.04 28.5.05 10.10.06 22.2.08 6.7.09

oC

A-39A_Mea B-37_Mea B-37 A-39A

18

Production in H1 - lower Brent

0

50

100

150

200

250

okt.86 jul.89 apr.92 jan.95 sep.97 jun.00 mar.03 des.05

Oilp

rodu

ctio

n (k

Sm3/

mnd

)

0

50

100

150

200

250300

350

400

450

500

WCU

T &

GOR

Oil rate WCUT GOR

Waterinjection and productionH1 - lower Brent

0

50

100

150

200

250

300

jul. 86 apr. 89 des. 91 sep. 94 jun. 97 mar. 00 des. 02 sep. 05

Wat

erra

te (k

Sm

3/m

nd)

Water production Water injection

19

Oil and water properties