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The objective of this paper is to examinereasons for pressure rise in the Zama X2X pool  in northwestern Alberta, Canada, that was used foracid gas disposal, and whether  subsequent pressure decay was a result of pressure dissipation into a larger aquifer. The  Zama X2X pool, approximately 1 km2 in size, is connected to four other nearby  poolsthrough a common underlying aquifer. Pressure analysis for all the pools indicates  that they are in goodhydraulic communication. Initial pressure in the Zama X2X pool was  approximately 15 MPa. Pressuredeclined first during oil production, stabilizing at around  10 MPa in the early 1970s, after which started toincrease such that it reached 26 MPa in  1986. Subsequently, pressure declined reaching 22 MPa by 1995just prior to starting  injection of acid gas (80% CO2 and 20% H2S). The operator injected  acid gas at lowerrates and wellhead pressures than those licensed by the regulatory  agency. Despite significant production ofwater and hydrocarbons, the pressure in the Zama  X2X pool continued to be higher than the initial reservoirpressure by more than 5 MPa,  such that disposal operations were suspended in late 1998. Oil productioncontinued all  this time until 2002.  Numerical simulations using CMG-IMEXTM and corresponding sensitivity  studies reported in this papershow that disposal of more than 1 million m3 of  water between 1970 and 1988 and again in 1992-1993 inthe adjacent Zama YY pool, which is  in good hydrodynamic communication with the Zama X2X poolthrough the aquifer below the oil  column, is the main reason for the high pressures observed in the ZamaX2X pool.  Sensitivity studies indicate that pressure decay in the X2X pool was due to fluid  production.The study indicates that while pressure rise has been caused by hydraulic  communication between theX2X and YY pools through the common aquifer, the aquifer was not  of large volume to allow dissipationof the pressure. In addition to the case study, the  implications of pressure communication to geological storage of CO2 in aquifers  are briefly discussed.Le but de l’article est de comprendre l’accroissement de pression dans le gisement de  Zama X2X, utilisé pour le stockage degaz acide (NO de l’Alberta, Canada), et aussi  d’examiner si la baisse de pression, observée ultérieurement,est la conséquence d’une  dissipation par un aquifère de grande taille. Le gisement de Zama X2X, d’uneextension de 1  km2 environ, est connecté à quatre autres gisements voisins par  l’intermédiaire d’un aquifère commun sous-jacent. L’analyse de la pression à travers tous  ces gisements indique un bon niveau decommunication hydraulique. La pression initiale de  l’accumulation de Zama X2X était d’environ 15 MPa.Pendant la production d’huile, la  pression a commencé par décroître, pour se stabiliser vers 10 MPa audébut de la décennie  1970. Mais ensuite la pression a repris son ascension, jusqu’à atteindre 26 MPa en1986. Un  nouvel épisode de baisse est alors intervenu et la pression s’est établie vers 22 MPa en  1995,au moment où l’on a commencé à injecter du gaz acide (80 % CO2 et 20 %  H2S) – l’opérateur, toutefois,injectait ce gaz à des débits et à des  pressions en tête de puits qui se situaient en deçà des seuils autoriséspar  l’Administration. En dépit d’une production significative d’eau et d’hydrocarbures, la  pression à ZamaX2X est ensuite restée plus élevée que la pression vierge, d’au moins 5  MPa, au point qu’en 1998 les opérations d’injection de gaz furent suspendues. La  production d’huile a cependant été maintenue jusqu’en 2002.  Des simulations numériques  effectuées avec CMG-IMEXTM, assorties d’une analyse de sensibilité,montrent ici que la  ré-injection de plus de 1 million de m3 d’eau dans le gisement voisin de Zama  YY,entre 1970 et 1988 puis en 1992-93, est la principale cause du comportement de la  pression à Zama X2X.Les deux champs sont en effet connectés hydrauliquement via l’aquifère  situé au-dessous de la colonned’huile. L’analyse de sensibilité indique que la baisse de  pression un moment enregistrée à Zama X2Xétait due à la production de fluides, mais aussi  que l’aquifère commun n’est pas d’une dimension suffisante pour permettre une dissipation  rapide et complète des effets de pression. Ce cas d’étude illustretoute l’importance, pour  la transmission des pressions lors du stockage géologique de CO2, de la  connectivité entre les réservoirs concernés

Pressure Build-up and Decay in Acid Gas Injection Operations in Reefs in the Zama Field, Canada, and Implications for CO2Storage

Pressure Build-up and Decay in Acid Gas Injection Operations in Reefs in the Zama Field, Canada, and Implications for CO₂Storage