Enabling time-lapse 3D CSEM for reservoir management

Når et olje- og gass-felt tas i produksjon er det et behov for å forstå endringer i reservoaret som oppstår. Utvinning av olje i sammenheng med injeksjon av vann eller gass vil føre til at trykk, metning og distribusjon av olje og gass endres. For å velge best mulig strategi for drenasje av feltet ved produksjons-styring og brønnplassering, kreves kontinuerlig innsamling av geofysiske data fra brønner og overflatemålinger. Repetert innsamling av seismiske data er en metode som har vært utviklet siden 1990-tallet og er i dag tatt i bruk i stor skala for å gi nødvendig informasjon til reservoar-styring. Det er etablert at denne metoden gir verdifulle bidrag til økt produksjon og utvinningsgrad. Men det er fremdeles noen begrensninger ved metoden. Olje- og gass-industrien er nå fokusert på multi-fysikk metoder som søker å kombinere seismikk med uavhengige målinger for å løse tolkningsproblemer og gi mer presis informasjon. En metode for bruk av marin kontrollert-kilde elektromagnetiske (CSEM) målinger er utviklet for bruk i leting etter olje- og gass-felter de siste 20 år. Denne teknologien har nå oppnådd modenhet og brukes rutinemessig i leting. Teknologi-utviklingen motiverer nå også bruk av denne teknologien for reservoarstyring i form av repetert innsamling av CSEM over et felt. I dette prosjektet vil vi bestemme hvordan CSEM kan anvendes for å bidra til reservoar-styring og optimalisering av et felts produksjon og utvinningsgrad. Siden CSEM data har ulike egenskaper enn seismikk, er det behov for å utvikle spesialiserte strategier for best mulig oppløsning og avbildning av endringer i reservoar resistivitet. Målet med prosjektet er å lage dataprogrammer for å kunne sammenlikne ulike data innsamlinger og avbildnings-strategier. Basert på dette vil vi betrakte realistiske modeller for reservoarer i Norge ved bruk av datasimuleringer for å demonstrere hva repeterte innsamlinger av CSEM kan oppnå.

Due to a severe downturn in the oil and gas services market (caused by the coronavirus crisis and very low oil price) and associated reduction in R&D activites, the project was terminated early. During the limited duration of the project, research results pertaining to the formulation of the time-lapse 3D CSEM inversion problem were obtained. The software implementations were, however, not completed. Parts of the project objectives will transfer to a new project led by NTNU. The current results and plans for demonstrating the feasibility of the time-lapse 3D CSEM method for reservoir management will be made available for the new project. With access to both the EMGS production software (provided by EMGS to NTNU free of charge) and detailed geophysical data for Wisting, we anticipate that it will still be possible to mature the technology motivating future deployment.

This project will enable new applications of controlled-source electromagnetics (CSEM) to production planning and time-lapse monitoring. These applications are motivated by recent technology developments enabling improved resolution imaging as well as identified limitations of current tools for reservoir monitoring. We will develop new techniques for acquisition, imaging, and interpretation relevant to reservoir production planning and monitoring and demonstrate this on two case studies relevant to the geology of of the Barents Sea and the North Sea/Norwegian Sea. Integration with other geophysical data, in particular time lapse seismic and gravity data, will be crucial in the project. Our study will define solutions that address the need for detailed knowledge of production fluid movements in environmentally sensitive areas.