Eksperter i Team – Gullfakslandsbyen 2009 Classification: Internal Status: Draft Eksperter i Team – Gullfakslandsbyen 2009 Reservoar og IOR – oppgave 2, 3 & 5 Petter Eltvik, StatoilHydro UPN, Ledende reservoaringeniør Gullfaks området

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

Gullfaks reservoir data Structural Depthmap – Base Cretaceous Gullfaks reservoir data 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

“Til siste dråpe” Hvilke virkemidler har gitt oss denne utviklingen? Reservoarkunnskap og -styring 4D seismikk / monitorering Omfattende innfyllende boring og brønningrep Vann og gassinjeksjon Development of expected recovery 1986 1996 2000 2007 Statfjord 49,4 % 61,4 % 65,6 % 70 % Gullfaks 46,5 % 54,5 % Utblokking av prosessanlegg Smarte brønner AMEOR og EOR

Produksjonsprofiler Tilleggsreserver ved senfaseutvikling 2006 – 2020+? IOR: +190 mill. Sm3 Basis profil 1982 Profil 1988 - Aksellerasjon Tillegg v.h.a. IOR? 70% ?

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 NPD IOR award for 2004

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

Gullfaks in the past and present; Steak vs. ragu Well targets Gullfaks in the past and present; Steak vs. ragu Viser et bilde på hvordan vi kan betrakte GF før og nå. Tidligere kunne en plassere en brønn på GF og være ganske siker på å treffe et godt mål, mens en i dag først må lokalisere de målene vi ta, og så sikte svært godt for å utnytte de optinalt. Og dette er faktisk en mye mer arbeidskrevende prosess enn det var tidligere, det krever mer arbeid og mer integrerte arbeidsformer å planlegge og bore disse marginale målene, det er svært viktig å redusere usikkerhetene mest mulig før vi borer nye brønner. Gullfaks

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

IOR – et deltaprosjekt Planlegger i forhold til en usikker basislinje Vedr. tidskritikalitet : - plattformene krever investeringer for å forlenge levetid utover 2009 (teknisk tilstand og HMS). Det vil være en dårligere lønnsomhet i å gjøre disse investeringene kun for å produsere den siste halen med olje enn om en ser dette i sammenheng med hele senfaseprosjektet gass eksport under dagens dreneringsstrategi opphørere 1.10.2007, skal en selge gass utover dette må en redusere reservoartrykket - senfaseprosjektet er marginalt, det er derfor viktig å få gassinntekter tidlig ( og parallellt med siste hale av oljeproduksjon) for å maksimalisere nåverdien Usikkerhet og fleksibilitet I dag mener vi 2007 er optimalt tidspunkt for å starte trykkavlastning, men prosjektet vil ha fleksibilitet til å skyve dette en periode hvis produksjons( og pris) utviklingen de neste årene tilsier at dette er lønnsomt ( men ref. vi vil da ha startet investeringene – og gjort forpliktelser I markedet) UTFORDRING Realisere et delta-prosjekt med høy investeringseksponering, begrenset (dårlig..) lønnsomhet med dagens rammebetingelser og ikke minst med usikkerhet i forhold til fremtidige endringer av rammebetingelser.

Oppgave 2 IOR i Cook fm i segment I1 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 %.

Oppgave 3 Temperatureffekter pga vanninjeksjon 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.

Reservoir Quality Reservoirs: Brent, Cook, Statfjord & Lunde West East 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 On the Gullfaks field there are four reservoir units, Brent, Cook, Statfjord and Lunde, where Brent has 78 % of the reserves even though it don’t look like it on this crossection. Lundefm. Has the biggest volume, but not very much oil while on Snorre field this formation is the most important. Rotated fault blocks with varying decree of communication. Our story takes place in the accommodation area where faults are in all directions and where horst structures appears. On the other hand the gas injection took place in the best part of the Brent fm. mainly in Tarbert but also in Ness 3. where perm and porosity is very high.

”Map” of Gullfaks Main Field

Top Ness Top NER Top Drake Top Tarbert

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

Oil and water properties