The Gorgon Project is a major LNG development to be based in Northwest Australia. Gas will be produced from several offshore gas fields located in the Greater Gorgon Area with processing facilities to be located on Barrow Island. The reservoir fluids of several of the fields contain carbon dioxide (CO2) which will be extracted from the produced gases prior to liquefaction into LNG. The Gorgon Joint Venture participants have proposed to geologically dispose of the produced reservoir CO2 from the gas processed at the Barrow Island LNG plant. The CO2 injection project was extensively documented and subjected to public comment as part of the Gorgon Project Environmental Impact Assessment Process. Following this process the WA Environmental Protection Authority found that the environmental risks associated with the CO2 injection project were acceptable and recommended that CO2 injection must proceed as an integral component of the Gorgon Project. The target formation for geological disposal of this carbon dioxide is the Dupuy Formation, a Jurassic saline reservoir, deep beneath Barrow Island. The evaluation of the Dupuy Formation for the disposal of carbon dioxide was focused on characterising the reservoir and narrowing subsurface uncertainties not addressed by legacy oil exploration and development. Data acquisition was targeted to reduce major subsurface uncertainties including a seismic pilot to assess acquisition methods (including 4-D seismic) and an extensively evaluated appraisal well. Robust geological description, hydrodynamic, static and dynamic reservoir models have been used to gauge the impact of CO2 injection on development decisions. Key drivers for this development have been maximising per well injection of CO2 and ensuring containment of CO2 within the reservoir. Through effective subsurface and economic evaluation, a phased and flexible development plan for CO2 disposal has been developed to meet these objectives. Introduction The Gorgon Joint Venture is an unincorporated joint venture of three major international oil companies; Chevron (Operator, 50% interest), ExxonMobil (25%) and Royal Dutch Shell (25%). The Gorgon Project is a major capital LNG project that will produce gas from several offshore fields in the Greater Gorgon Area, off the Northwestern coast of Australia. Figure 1 shows the development plan for the Gorgon Project. The Gorgon and Io/Jansz gas fields will be developed initially as a subsea development with a tie back to Barrow Island. On Barrow Island the raw gas will be received and undergo liquefaction into LNG for export. Production of gas is also being actively considered for supply into the West Australian domestic market. The Gorgon Project has needed to overcome several technical challenges during the concept selection phase of development:The project has one of the longest sub-sea tie-backs in the world (145kms) in water depths greater than 1km and challenging terrain with the pipeline crossing the continental shelf;Barrow Island is a remote location and a Class A Nature Reserve;The nearest major logistical staging point (Perth, Australia) is over 1200km away from Barrow Island;Strict quarantine barriers to prevent environmental contamination;Finally, the Gorgon gas field has a significant component of CO2 in the reservoir fluid composition, with approximately 14% of Gorgon reservoir fluids being CO2.

No abstract

TX 75083-3836, U.S.A., fax +1-972-952-9435. AbstractNuclear magnetic resonance (NMR) logging has been routinely used to measure mineralogy independent porosity, irreducible water saturation, and permeability of earth formation. The T 2 distribution derived from NMR logging data is often composed of several fluid components. For example T 2 of clay bound water is in general less than 10ms while T 2 of movable water is above 33 ms in sandstone formation. Each fluid component can be represented by a unique T 2 peak in a T 2 distribution. The shape of the T 2 peak can be predetermined by either a Gaussian or B-Spline function. Recently we have developed a "Fluid Component Decomposition" (FCD) method that uses a set of predetermined T 2 peaks as base function to perform T 2 inversion with CPMG echo trains. The FCD method significantly reduces the computation time for NMR data inversion especially for multi-dimensional data sets from oil well measurements, without sacrificing the smoothness and accuracy of the inverted distributions. It also allows direct fluid typing from either raw CPMG echo data or apparent T 2 distribution. We have applied FCD method for apparent heavy oil volume calculation to estimate in-situ heavy oil viscosity. One major uncertainty of both regular and FCD T 2 inversion methods is T 1 / T 2 ratio. Reecent study shows that T 1 /T 2 ratio is a linear function of T 2 in log-log scale. We have applied this log-log function into FCD inversion code and greatly improve the accuracy of NMR total porosity in both carbonate formation and formations with large amount of paramagnetic impurity.

No abstract

Многодисциплинарное дальновидное планирование сбора данных в новых скважинах утилизации сточных водЕгор Се, Самех Макари и Ерун Брантчес, SPE, Тенгизшевройл и Ахмед Аль-Баттави, SPE, Шлюмберже Авторское право 2014 г., Общество инженеров нефтегазовой промышленности Этот доклад был подготовлен для презентации на Ежегодной Каспийской технической конференции и выставке SPE, 12 -14 ноября, 2014, Астана, Казахстан.Данный доклад был выбран для проведения презентации Программным комитетом SPE по результатам экспертизы информации, содержащейся в представленном авторами реферате. Экспертиза содержания доклада Обществом инженеров нефтегазовой промышленности не выполнялась, и внесение исправлений и изменений является обязанностью авторов. Материал в том виде, в котором он представлен, не обязательно отражает точку зрения SPE, его должностных лиц или участников. Электронное копирование, распространение или хранение любой части данного доклада без предварительного письменного согласия SPE запрещается. Разрешение на воспроизведение в печатном виде распространяется только на реферат объемом не более 300 слов; при этом копировать иллюстрации не разрешается. Реферат должен содержать явно выраженную ссылку на авторское право SPE. АннотацияЗакачка сточных и технических вод в надсолевые песчаные горизонты осуществляется компанией Тенгизшевройл (ТШО) на протяжении более 20 лет. Согласно регламенту горного отвода закачка сточных вод должна быть ограничена определенным пластом стратиграфически, а фронт закачки ограничен определенным полигоном по площади. ТШО заинтересована в поддержании высоких темпов заказки, поддержании механической целостности скважинного оборудования без каких-либо нарушений экологических требований и установленных ограничений. Две новые скважины были недавно пробурены и добавлены в фонд закачки сточных вод. Бурение данных скважин обеспечило уникальную возможность для дополнительного сбора керновых и каротажных данных для улучшения геологической модели коллектора. Дальновидное и детальное планирование и подготовка операционных процессов и процедур для всех видов работ, включая подготовку буровой площадки, бурение, отбор и анализ керна, сбор каротажных данных и петрофизическую интерпретацию) позволило успешно закончить все работы на скважине раньше срока, ниже запланированного бюджета, без проишествий и травм. Технические обсуждения и консультации с сервисными компаниями по вопросам правильного подбора оборудования и заблаговременного решения деталей и сроков снабжения позволило снизить трудности и ошибки, связанные с человеческим фактором во время проведения работ. Отобранный керн из различных пластов, полный комплект каротажных данных, пробы воды совместно с сейсмическими данными значительно улучшило пониманием истории залегания пластов, соединяемости и границ различных песчанных пропластков. Данные по давлению МДТ подтвердили отсутствие сообщаемости между зоной закачки сточных вод и вышележащими пластами. Полученные данные по пористости и давлению помогут точнее определеть размер коллектора, а также помогут в исто...