Rejuvenating A Mature EOR Asset:  Miscible CO2

Flooding at SACROC

Mark LinrothKinder Morgan CO2

Company, LPDecember 7th, 2012

SACROC Unit (Canyon Reef)

• Discovered – Nov, 1948• Formation –

Canyon Reef 

(Limestone)• Depth –

6200‐7000 ft.

• OOIP – 2.8 BSTB• Porosity – 9%• Permeability – 30mD• Reservoir Temp –

125oF

• Drive – Solution Gas• Gravity – 42oAPI

• Disc Pressure –

3300 psig• Pb

– 1800 psig• Rsi

– 1000 scf/bbl• Bo

– 1.65 rb/stb• Viscosity – 0.33 cP• Soi

–

80%• Sorw

–

35%

• MMP – 1850 psig

2

SACROC Unit (Canyon Reef)

• Discovered ‐

Nov 1948• Formation –

Canyon Reef 

(Limestone)• OOIP – 2.8 BSTB• Gravity – 42oAPI• Porosity – 9%• Permeability – 30mD• Reservoir Temp –

130oF

• Depth –

6200’• VDP 

– 0.85

• Disc Pressure –

3300 psig• Rsi

– 1000 scf/bbl• Bo

– 1.65 rb/stb• Viscosity – 0.33 cP• Soi

–

80%• Sorw

–

36%• Pb

– 1800 psig• MMP – 1850 psig• Drive – Solution Gas

3

Regional & Geologic Setting

Howard

Hockley Lubbock Crosby Dickens

Terry Lynn Garza Kent

Gaines

ScurryDawsonBorden

WellmanField

WellmanField

Adair FieldAdair Field

Hobo Hobo FldFld

OceanicField

OceanicField

VealmoorField

VealmoorVealmoorField

CogdellField

CogdellField

S. BrownfieldField

S. BrownfieldField

Mungerville

FldMungerville

Fld

Von Roeder Von Roeder FldFld

Good FldGood FldReineckeReinecke

FieldField

500'

500'

0 20

Miles

Sharon Ridge UnitSharon Ridge Unit

Diamond M Diamond M FldFld

Kelly‐Snyder FldKelly‐Snyder Fld

SACROC UnitSACROC Unit

Oklahoma

Texas

Midland Basin

S. Von Roeder S. Von Roeder FldFld

E. E. VealmoorVealmoor

FldFld

Salt CreekField

Salt CreekField

Horseshoe AtollHorseshoe Atoll

4

SACROC Unit Structure

5

SACROC Production Plot to 2001

6

November 1948

• 66 BOPD• Water Cut 0%• Np

‐

2,000 STB

12/15/2012 7

November 1950

• 112,000 BOPD• Water Cut 1%• Np

‐

28 MMSTB• RF  ‐

1%

12/15/2012 8

November 1954

• 52,000 BOPD• Water Cut 9%• Np

‐

129 MMSTB• RF – 4.6%

9

November 1971

• 134,000 BOPD• Water Cut 27%• Np

‐

528 MMSTB• RF –

19%

10

May 1972

• 175,000 BOPD• 174 MMSCF 

CO2

• Water Cut 36%• Np

‐

552 MMSTB• RF –

20%

11

May 1974

• 211,000 BOPD• 150 MMSCF 

CO2

• Water Cut 36%• Np

‐

680 MMSTB• RF –

24%

12

February 1995

• 10,000 BOPD• 49 MMSCF CO2

• Water Cut 97%• Np

‐

1,223 MMSTB• RF –

44%

• 1st

Truly Miscible

13

April 2000

• 8,400 BOPD• 118 MMSCF 

CO2

• Water Cut 95%• Np

‐

1,239 MSTB• Cum CO2

– 1.3Tcf

14

October 2001

• 9,000 BOPD• 136 MMSCF 

CO2

Water Cut 95%• Np

‐

1,244 MSTB

15

The Opportunity

• Saturation, Containment, Pressure, Injectivity,  Connectivity

• Low CO2

Injection Purchases– Over‐distributed available CO2

– Resulted in low injection pressure• No “Classic”

Miscible CO2

Flood Response– Water decreasing & CO2

increasing• THE CO2

WAS NOT MISCIBLE– Swelled the Oil– Reduced Viscosity– IFT ≠

0

16

The Opportunity

17

The Challenge

18

At this rate & current oil  price 

the 

field 

is 

uneconomic.

The previous immiscible  flood recovered little oil  beyond secondary

Can 

we 

improve 

the  recovery 

with 

a 

fully 

miscible CO2

flood?

Favorable Factors

• High K – means fast processing rates (~25%/yr)

• Low viscosity oil – 0.33 cP

(favorable mobility ratio)

• Depth –

Deep enough for miscibility, not too hot

• Known lithology

–

clean limestone, 100% Calcite

• Large unit – able to expand by phases

19

Operational Changes

20

• Raise average reservoir pressure above MMP

• Convert rod pump to ESP to maintain higher  Pwf

(objective to prevent loss of miscibility  near wellbore)

• Use active water curtain to prevent external  migration of CO2

Operational Changes (cont.)

21

• Extend initial CO2

slug, follow with dry WAG  (many patterns were WAG sensitive and 

premature water injection led to loss of  recovery)

• All injectors completed cased hole to control  vertical conformance.

• SIGNIFICANT increase in CO2

purchases

SACROC CO2

Project Areas

22

• 16 Phases to date

• Avg. Dim. Oil  recovery ~ 8.1%

• Avg

dim CO2

injected ~ 0.55

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0

Cum

ulat

ive

Oil

Prod

uctio

n (%

OO

IP)

Cumulative Total Injection (HCPV)

CL 1&2 CL 3 CL 4 CL 5 BE CR1 CR2 So. Plat SWCL GI

Dim. Oil Recovery Curves

AFE vs.

Actual Example

24

South Platform Oil Production

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13 Jan-14 Jan-15

BPD

Actual AFE Prior View ('11 Bud) Current View (3Q EG)

South Platform CO2 Injection

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13 Jan-14 Jan-15

MCFPD

Actual AFE Prior View ('11 Bud) Current View (3Q EG)

25

Cisco

Green Zone

UM

CLM

CTZ

Major Divisions

The Canyon Reef is divided up into four major divisions

•Cisco

•Green Zone

•Upper Middle Canyon

•Lower Middle Canyon

These are further subdivided into zones following the BEG convention

Dim oil Recovery vs. dim CODim oil Recovery vs. dim CO22

InjInj. . 

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

‐ 50  100  150  200  250  300 

Allo

cated Lower M

iddle Ca

nyon

 Zon

e %OOIP EOR Re

covery (B

ased

 on 

Injection Profiles)

Allocated Pattern Lower Middle Canyon Zone %HCPV CO2 Injected

SACROC Lower Middle Canyon Zone %EOR vs %HCPV CO2 Injected

SCALEUP

Recovery

Bullseye Patterns

A= 0.275 D= 0.446 K=  1.05 Ar= 0.00038 C= 1.276 W= 0.001

260

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

‐ 50  100  150  200  250  300 

Allo

cated MCN

3 Zo

ne %OOIP EOR Re

covery (B

ased

 on Injection Profiles)

Allocated Pattern MCN3 Zone %HCPV CO2 Injected

SACROC Upper Middle Canyon (MCN3)Zone %EOR vs %HCPV CO2 Injected

Recovery

SCALEUP

Bullseye Patterns

A= 0.275 D= 0.446 K=  1.05 Ar= 0.00038 C= 1.276 W= 0.001

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

‐ 50  100  150  200  250  300 

Allocated Green Zo

ne %OOIP EOR

 Recov

ery (Based

 on Injection Profiles)

Allocated Pattern Green Zone %HCPV CO2 Injected

SACROC Green Zone %EOR vs %HCPV CO2 Injected

SCALEUP

Recovery

Bullseye Patterns

A= 0.275 D= 0.446 K=  1.05 Ar= 0.00038 C= 1.276 W= 0.001

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

‐ 50  100  150  200  250  300 

Allo

cated Cisco %OOIP EOR Re

covery (B

ased

 on Injection Profiles)

Allocated Pattern Cisco %HCPV CO2 Injected

SACROC Cisco %EOR vs %HCPV CO2 Injected

Recovery

SCALEUP

Bullseye Patterns

A= 0.275 D= 0.446 K=  1.05 Ar= 0.00038 C= 1.276 W= 0.001

27

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1/1/08

12/31/08

12/31/09

12/31/10

1/1/12

12/31/12

12/31/13

12/31/14

1/1/16

Cumulative

 Oil (M

STBO

)

Oil Rate (BOP

D)

SACROC Unit Pattern PAT 58‐2AActual BOPD

Forecast BOPD

Base Case, BOPD

Forecast BOPD

Cumul EOR Oil (MSTBO)

Forecast Cumul Oil (MSTBO)

Base Case Cumul. MSTBO

Forecast Cumul Oil (MSTBO)

+25 BOPD

Oil Rate vs. Time Oil Rate vs. Time 

28

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1/1/08

12/31/08

12/31/09

12/31/10

1/1/12

12/31/12

12/31/13

12/31/14

1/1/16

Cumulative

 CO2

 Produ

ction (M

MSCF)

CO2 P

rodu

ction Rate (M

SCFD

)

SACROC Unit Pattern PAT 58‐2AActual CO2p MCFD

Forecast CO2 MCFD

Base Case MSCFD

Forecast CO2 MCFD

Cumul CO2 Prod (MMSCF)

Forecast Cumul CO2 Prod (MMSCF)

Base Case Cumul. MMSCF

Forecast Cumul CO2 Prod (MMSCF)

COCO22

Produced vs. Time Produced vs. Time 

Monitoring Tools

29

Injection Profiles• Used to determine zone(s) of injection• Run once per year on each fluid

Step‐rate tests• Used to determine parting pressure• Run once per year on water injectors

Vertical Conformance

30

• Injector‐Producer  cross section showing 

dominant injection  into one zone

• Significant amount of  by‐passed pay

284‐4 Before and After Plugback

212‐2  Job cost: $185,025215‐2  Job cost: $405,173

Conformance Response (212‐2, 215‐2 Polymer Jobs)

209‐1 Production response 

5 BOPD to 36 BOPD

212‐1 Production response 

8 BOPD to 100 BOPD

Step‐Rate Test

33

Areal

Conformance

34

• Pressure &  Rate re‐

balancing

• Attempts to  viscosify

CO2

– Surfactant  pilot project 

Examples of Pressure Re‐balancing

35

Pattern production  responded after 8 

months drawdown of  prior water curtain 

261-2

November 2007

Note streamlines  show no support  to 261‐3

July 2008

Note streamlines  now show 261‐3   receiving support

BHP Monitoring

38

All 

ESP’s 

are 

equipped 

to  record 

Pwf

and 

motor  temp. 

This 

data 

is 

available    in  real‐time 

and 

can 

also 

be 

used 

to 

track 

reservoir  pressure

CTF Pressure & Rate Response in Offset Wells

PIP increase due to CTF in 288‐1

Production response 200 BOPD and lower GOR below 20,000

Pattern 210‐5 Rebalancing 

Incremental Oil ResponseNeeds ESP UpsizeHigh GOR Well CTF/SI as Required

SACROC Unit Structure

41

Un‐Drained Pinnacles

42

Mae Lemens # 4295-4

10/27/1950

SACROC UNIT291-5

3/9/2011<3,391FT>

0 100GR

0.3 -0.1NEUT_PHI_NORM

0 100GR

0.3 -0.1CNC

REEF_TOP

REEF_TOP

ECI1

ECI1

6800

690 0

700 0

6 800

6900

7000

7100

SubseaDepth(ft)

SubseaDepth(ft)

-4250 -4250

-4350 -4350

-4450 -4450

-4550 -4550

-4650 -4650

HS=57

Un‐Drained Pinnacles

43

Mae Lemens # 4295-4

10/27/1950

SACROC UNIT295-5

2/17/2011

SACROC UNIT291-5

3/9/2011<1,599FT> <1,792FT>

0 100GR

0.3 -0.1NEUT_PHI_NORM

0 100GR

0.3 -0.1CNC

0 100GR

0.3 -0.1CNC

REEF_TOP

REEF_TOP

ECI1

ECI1

6800

690 0

700 0

6800

6900

7000

7100

6 800

6900

7000

7100

SubseaDepth(ft)

SubseaDepth(ft)

-4250 -4250

-4350 -4350

-4450 -4450

-4550 -4550

-4650 -4650

HS=57

44

CO2

“Harvest”

‐‐

RTP

CO2

“Harvest”

‐‐

Upsize

45

46

Production Response

Oil 

production 

rate 

has  increased 

from 

8800 

BOPD 

to 

the 

current  30,000 BOBD.

Cumulative 

incremental  oil 

production 

since 

year 

2001 

now 

exceeds  110 MMSTBO 

47

SACROC CO2

Response

12/15/2012 2011 SPE Dallas E&P Forum: Raising the Dead 48

X

49

X

50

X

51

Layer by Layer Forecasting ProcessLayer by Layer Forecasting Process•• Using the historical injection profiles determine the fraction oUsing the historical injection profiles determine the fraction of injected COf injected CO22

entering each layer, and from the injection rate determine the %entering each layer, and from the injection rate determine the %HCPV CO2 HCPV CO2 

injection with time into each layer injection with time into each layer •• From the generalized dimensionless recovery curves we calculate From the generalized dimensionless recovery curves we calculate the the 

dimensionless oil and COdimensionless oil and CO22

recoveries  for each layerrecoveries  for each layer•• The Oil recovery equation The Oil recovery equation ““AA””

value is set to 15% initially, but it value is set to 15% initially, but it 

occasionally requires changing to occasionally requires changing to ““history matchhistory match””

performanceperformance•• Calculate the oil and CO2 production rates from the layer allocaCalculate the oil and CO2 production rates from the layer allocated COted CO22

injection rate and the oil & COinjection rate and the oil & CO22

recovery derivativesrecovery derivatives•• Sum the layer oil & COSum the layer oil & CO22

production rates to get the pattern oil & COproduction rates to get the pattern oil & CO22

production. Calculate the water production by material balanceproduction. Calculate the water production by material balance

52

Outline

• Field History– Geologic Setting– Key Statistics– Production History

• The Opportunity• The Challenge

– Operational Changes– Monitoring– Rate Re‐Balancing– Conformance

53