2nd  Biennial  CO2  for  EOR  as  CCUS  Conference  

Houston,  TX  October  5,  2015  

   

Me@n  Karakas  

CO2-­‐EOR  Reservoir  Workflow  

RMC  Objec@ves  

Ø  Iden@fy  current  key  technology  gaps  Ø  Focus  on  interfaces  between  different  disciplines  Ø  Integrate  data,  informa@on,  exper@se  and  workflows  Ø  Maintain  a  balance  between  the  short  term  high  impact  

research  and  long  term  needs  Ø  Develop  dynamic  reservoir  monitoring  (DRM)  workflows  Ø  Focus  areas:  

•  Shale,  •  Carbonate,  •  Deep  water  

 

Faculty  &  PhD  Students  Ø  Prof.  Aminzadeh  (Principal  Director)  Ø  Prof.  Ershaghi  Ø  Prof.  Jessen  Ø  Prof.  Jafarpour  Ø  Dr.  Yesser  Haj  Nasser    (Post  Doc)  

•  Magdalene  Ante  (NETL)  •  Ahmed  Bubshait  (Saudi  Aramco)  •  Mehran  Hosseini  •  Nima  Jabbari  •  Me@n  Karakas  (Chevron  Fellowship)  •  Debotyam  Maity  (now  with  Gas  Technology  Ins@tute)  •  Noha  Najem  (Kuwait  Oil  Company)  •  Arman  Nejad  •  Mahshad  Samnejad  •  Tayeb  Ta`i  (now  with  Aera  Energy)  •  Robert  Walker  (Chevron  Fellowship)  

 

USC  Reservoir  Monitoring  Consor@um  

CO2-­‐EOR  Research  Objec@ves  

Ø  To  conduct  a  through  research  to  understand  how  we  could  mi@gate  the  undesirable  effects  during  CO2-­‐EOR  implementa@ons  

Ø  To  understand  the  CO2  fluid  flow  behavior  under  adverse  reservoir  condi@ons  (layering,  gravity  segrega@on)  

Ø  To  assess  the  rela@ve  merits  of    various  measurements  (well  tes@ng,  Seismic  &  EM  surveys)  to  map  the  fluid  fronts  

Ø  To  come  up  with  a  prac@cal  workflow  to  reduce  the  uncertainty  by  combining  these  measurements  

 

Successful  CO2  -­‐  EOR  Projects  

Ø  Reservoir,  Fluid  &  Rock    Characteriza@on  Ø  Reservoir  Monitoring  Ø  Data  Integra@on  Ø  Conformance  Control    

Reservoir  Conformance  

Ø  Low  reservoir  sweep  efficiency  under  condi@ons  of  high  (unfavorable)  mobility  ra@os  

Ø   Gravity  override  by  the  less  dense  CO2  

Ø   Viscous  fingering  of  the  CO2  

Ø   Channeling  of  the  CO2  in  highly  heterogeneous  reservoirs  

 

Reservoir  Workflow  Target  Areas    for  CO2  Pilot  

Representa)ve  Fluid  Sample  Mul)-­‐Contact  Miscibility,    Asphal)ne  Deposi)on  during    produc)on  

Residual  Oil  ,  Miscibility  CO2  SCAL,  Asphal)ne,  Foam  Fluid  &  Rock  Interac)ons    

Well  and  Comple)on  Types,  Injec)on  Schemes,  Mobility  Control  Agents  

Site    Selec@on  

Key  Success  Factors  Conformance,  Residual  Oil  Satura)on,  Risks  &  Opportuni)es  

Observa)on  Wells  Comple)on  Types  &  Control,    Reservoir  and  Well  Monitoring,  Mi)ga)on  Plans    

Sector  Model  Remaining  Uncertain)es  Risk  Mi)ga)on,  Opportuni)es      

Pilot    Evalua@on  

Lessons  Learned  Data  Integra)on  &  Produc)on  Forecas)ng    

Pilot  Design   Sector  /  Field  Development  

Key  Success  Factors  Met?  

Technical  Success?  

Screening  Studies  

 CO2  Core  Tests  

CO2  SCAL,  Residual  Oil  Satura)on  

Sensi@vity  Studies  

Differen)al  Fluid  Movement,  Facies,  Ver)cal  Barriers,    High-­‐Perm  Streaks,  Fracture  Corridors  

Reservoir  Uncertain@es  

Tests  under  reservoir  condi@ons  

Reservoir  &  Well  Monitoring  Injec)on    &  Produc)on  Control  Mobility    Reduc)on  Real-­‐)me  Model  Update    

Pilot  Execu@on  

CO2  Fluid  Characteriza@on  

Satura)on  &  Pressure  Distribu)ons  Fractures,  Risks  &  Opportuni)es  

Reservoir  Uncertainty  

Ref:  “A  Pilot  Carbon  Dioxide  Test,  Hall-­‐Gurrey  Field,  Kansas”  by  G.P.  Willhite  et.  al.  (2012)    

Reservoir  Workflow  Target  Areas    for  CO2  Pilot  

Representa)ve  Fluid  Sample  Mul)-­‐Contact  Miscibility,    Asphal)ne  Deposi)on  during    produc)on  

Residual  Oil  ,  Miscibility  CO2  SCAL,  Asphal)ne,  Foam  Fluid  &  Rock  Interac)ons    

Well  and  Comple)on  Types,  Injec)on  Schemes,  Mobility  Control  Agents  

Site    Selec@on  

Key  Success  Factors  Conformance,  Residual  Oil  Satura)on,  Risks  &  Opportuni)es  

Observa)on  Wells  Comple)on  Types  &  Control,    Reservoir  and  Well  Monitoring,  Mi)ga)on  Plans    

Sector  Model  Remaining  Uncertain)es  Risk  Mi)ga)on,  Opportuni)es      

Pilot    Evalua@on  

Lessons  Learned  Data  Integra)on  &  Produc)on  Forecas)ng    

Pilot  Design   Sector  /  Field  Development  

Key  Success  Factors  Met?  

Technical  Success?  

Screening  Studies  

 CO2  Core  Tests  

CO2  SCAL,  Residual  Oil  Satura)on  

Sensi@vity  Studies  

Differen)al  Fluid  Movement,  Facies,  Ver)cal  Barriers,    High-­‐Perm  Streaks,  Fracture  Corridors  

Reservoir  Uncertain@es  

Tests  under  reservoir  condi@ons  

Reservoir  &  Well  Monitoring  Injec)on    &  Produc)on  Control  Mobility    Reduc)on  Real-­‐)me  Model  Update    

Pilot  Execu@on  

CO2  Fluid  Characteriza@on  

Satura)on  &  Pressure  Distribu)ons  Fractures,  Risks  &  Opportuni)es  

Residual  Oil  Satura@on  

Ref:  “A  Pilot  Carbon  Dioxide  Test,  Hall-­‐Gurrey  Field,  Kansas”  by  G.P.  Willhite  et.  al.  (2012)    

Reservoir  Workflow  Target  Areas    for  CO2  Pilot  

Representa)ve  Fluid  Sample  Mul)-­‐Contact  Miscibility,    Asphal)ne  Deposi)on  during    produc)on  

Residual  Oil  ,  Miscibility  CO2  SCAL,  Asphal)ne,  Foam  Fluid  &  Rock  Interac)ons    

Well  and  Comple)on  Types,  Injec)on  Schemes,  Mobility  Control  Agents  

Site    Selec@on  

Key  Success  Factors  Conformance,  Residual  Oil  Satura)on,  Risks  &  Opportuni)es  

Observa)on  Wells  Comple)on  Types  &  Control,    Reservoir  and  Well  Monitoring,  Mi)ga)on  Plans    

Sector  Model  Remaining  Uncertain)es  Risk  Mi)ga)on,  Opportuni)es      

Pilot    Evalua@on  

Lessons  Learned  Data  Integra)on  &  Produc)on  Forecas)ng    

Pilot  Design   Sector  /  Field  Development  

Key  Success  Factors  Met?  

Technical  Success?  

Screening  Studies  

 CO2  Core  Tests  

CO2  SCAL,  Residual  Oil  Satura)on  

Sensi@vity  Studies  

Differen)al  Fluid  Movement,  Facies,  Ver)cal  Barriers,    High-­‐Perm  Streaks,  Fracture  Corridors  

Reservoir  Uncertain@es  

Tests  under  reservoir  condi@ons  

Reservoir  &  Well  Monitoring  Injec)on    &  Produc)on  Control  Mobility    Reduc)on  Real-­‐)me  Model  Update    

Pilot  Execu@on  

CO2  Fluid  Characteriza@on  

Satura)on  &  Pressure  Distribu)ons  Fractures,  Risks  &  Opportuni)es  

Pilot  Execu@on  control  

operate  

forecast  

Time  2  

forecast  

q  

pilot  

q  

Base  Measurements  

invert  

model  

Time  1  

invert   invert  

update  

op7mize   apply   op7mize   apply  

Key  Success  Factors  Met?  

update   update  

control  

q  

operate  

Adequate  Informa)on?  

pilot   pilot  

Cross-­‐Well  Tes@ng  Ref:  Karakas  &  Kristensen    

(Slb,  unpublished  work  -­‐  2011)    

-­‐  Pulses  generated  by  step  changes  in  injec@on  rate  -­‐   Pressure  monitored  in  observer  -­‐   Travel  @me  and  amplitude  of  pressure  response  recorded  -­‐   3  scenarios:  

-­‐   Water  injec@on  -­‐   CO2  injec@on  -­‐   CO2  WAG  injec@on  

-­‐   Composi@onal,  1D  &  2D  models,  2000-­‐5500  blocks  -­‐   Ini@al  reservoir  pressure  varied  above/below  MMP  for  CO2  

INJ   OBS   PROD  500`   1500`  

CO2:  Miscible  Case:  P  >  MMP  

0 500 1000 1500 20000

0.5

1

Distance [ft]

Satu

ratio

n

Gas Saturations

0 500 1000 1500 20000

10

20

30

Distance [ft]

Mob

ility

[1/c

P]

Total Mobility

@ pulse 1@ pulse 2@ pulse 3@ pulse 4

OB  

OB  0 5 10 15

0

10

20

30

40

50

60

Delta time [days]

Delta

pre

ssur

e [p

si]

No  change  in  @me  lag?  

CO2:  Miscible  Case:  P  >  MMP  

tD ∝ST

S = φcth = storativity

T = khµ= transmissivity

MobilityilityCompressib

~lag Time

0 500 1000 1500 20000

0.5

1Gas Saturations

0 500 1000 1500 20000

20

40

[1/c

P]

Total Mobility

0 500 1000 1500 20000

1

2 x 10-4

Distance [ft]

[1/p

si]

Total Compressibility

-­‐  Change  in  mobility  is  offset  by  change  in  compressibility    -­‐  Therefore  no  observable  change  in  @me  lag  

Miscible  CO2  Injec@on  

Gas  Satura@on  Kv  =  0.1mD  

Kv  =  0.01mD  

Kv  =  0.001mD  

Gas  Satura@on  Gas  Satura@on  

Miscible  CO2  Injec@on  

Q1  

Q2  

Q3  

Q4  

Layer  Injec@on  profile:  

0 5 10 150

5

10

15

20

25

Delta time [days]

Del

ta p

ress

ure

[psi

]

Layer 1

0 5 10 150

5

10

15

20

25

Delta time [days]

Del

ta p

ress

ure

[psi

]

Layer 2

Pulse 1

Pulse 2

Pulse 3

0 5 10 150

5

10

15

20

25

Delta time [days]

Del

ta p

ress

ure

[psi

]

Layer 3

0 5 10 150

5

10

15

20

25

Delta time [days]

Del

ta p

ress

ure

[psi

]

Layer 4

Mobility  Control  

Seismic  Response  during  Oil  Injec@on  

*  Acous7c  Emission  and  Ultrasonic  Transmission  Monitoring  of  Hydraulic  Fracture  Ini7a7on  and  Growth  in  Rock  Samples  Sergey  STANCHITS,  Aniket  SURDI,  Eric  EDELMAN,  Roberto  SUAREZ-­‐RIVERA  

Conclusions  

Ø  CO2-­‐EOR  is  the  realis@c  way  forward  for  CO2  storage  Ø  We  need  technologies  and  methodologies  that  can  make  

difference  (cost  and  containment)  Ø  Petroleum  Engineers  can  make  a  difference!  

 

Thank  you