An integrated surface and subsurface study, encompassing reservoir geometry, petrography, hydrodynamics and seismic, of the lower 200 metres of the Campanian Belly River Formation in west-central Alberta suggests the presence of a regional “deep basin” style of oil accumulation. In this setting hydrocarbons are found in the deepest (western) portions of the basin downdip of aquifers within lenticular fluvial reservoirs with northeasterly paleocurrent orientations which traverse a western northwest-striking fold and fault belt and an eastern northeast-striking fracture network. Faulted channel fills form traps in the western portions of the basin whereas updip sandstone pinchouts localize hydrocarbons in the shallower regions found in the east.

The bulk of the lower Belly River Formation is interpreted to have been deposited within anastomosed fluvial environments. The interpreted paleogeographic setting and reservoir geometries of this fluvial system are compatible with the map views of the major channel fills, the mud-rich nature of the unit, the degree of hydrodynamic communication within channel fill trends, the nature and distribution of porosity and the seismic responses of channel fills.

The major reservoir units are channel fills with thicknesses of 20 to 30 metres, widths up to several hundred metres and individual segments can be mapped over several tens of kilometres. Flanking rocks comprise rippled sheet sandstones interbedded with coaly mudstones; the latter are volumetrically the most significant deposits within the interval studied.

The Belly River Formation displays progressive underpressuring in a westerly direction which reflects, in part, postorogenic erosion. The westernmost underpressured portions of the study area coincide with a potentiometric low within which hydrocarbons are the dominant interstitial fluid. To the east and updip localized oil pools with attendant aquifers are encountered. Individual channel fill segments display pressure communication over tens of kilometres. These conditions of hydrocarbon accumulation appear to cover several thousand square kilometres oriented along depositional and structural strike.

In the western disturbed belt primary porosity is preserved within grain-supported conglomerates and pebbly sandstones associated with channel fills located in positions proximal to source terranes. Further east, secondary porosity predominates in sandy chert litharenite lithofacies and the best developed porosity is found adjacent to fractures which enhanced fluid migration and grain dissolution.

Prior petroleum industry emphasis on deeper targets in this portion of western Canada has inhibited seismic delineation of Belly River reservoirs. The thickest reservoir bodies (20 metres and greater) and major structures (i.e., those with relief of 30 to 50 metres) are seismically resolvable if acquisition parameters are employed which utilize small group intervals and emphasize near trace data.

Analysis of established productive trends reveals many criteria applicable to further exploration and more efficient exploitation. A case study is presented which illustrates the application of the concepts forwarded here to defining successful new drilling locations and new prospective areas are proposed. It is conceivable that new fields with over 14.7 million m3 (100 million barrels) of oil-in-place await discovery in the deeper parts of the basin whereas smaller accumulations with 2.9 to 3.7 million m3 (20-25 million barrels) of oil-in-place will be discovered in the shallower, eastern portions of the area examined.

Une étude intégrée de surface et du sous-sol, comprenant géométrie de réservoir, pétrographie, hydrodynamique et sismique, des 200 m inférieurs de la formation Belly River campanienne dans l’ouest de l’Alberta central suggère la présence d’un bassin régional “profond” contenant du pétrole. Dans ce contexte, les hydrocarbures se trouvent dans les parties les plus profondes (occidentales) du bassin en aval-pendage des aquifères dans des réservoirs fluviaux lenticulaires, dont les orientations de paléocourants sont vers le nord-est, qui traversent une chaîne faillée occidentale de plissements et de charriages orientée vers le nord-ouest et un réseau oriental de fractures orienté vers le nord-est. Les sédiments de chenaux faillés forment des pièges dans la partie occidentale du bassin, alors que des biseaux gréseux en amont-pendage contiennent des hydrocarbures dans les régions moins profondes à l’est.

En gros, la partie inférieure de la formation Belly River est interprétée comme ayant été déposée dans des environnements fluviaux anastomosés. La position paléogéographique et la géométrie de réservoir interprétée sont compatibles avec les représentations en plan des sédiments de chenaux majeurs, le caractère boueux de la formation, le degré de communication hydrodynamique au sein des sédiments de chenaux, la nature et la distribution de la porosité et la réponse sismique des sédiments de chenaux.

Les réservoirs majeurs sont des sédiments de chenaux de 20-30 m d’épaisseur, 100-200 m de large dont des segments individuels peuvent être suivi sur plus de quelques dizaines de km. Les roches sédimentaires adjacentes comprennent des grès ridés intercalés avec des pélites riches en charbon, qui sont les sédiments les plus importants en volume dans l’intervalle étudié.

La formation Belly River a un déficit de pression de plus en plus marqué vers l’ouest, qui reflète en partie l’érosion post-orogénique. Les parties occidentales les plus déficitaires en pression de la région étudiée coïncident avec une dépression potentiométrique au sein de laquelle les hydrocarbures constituent le fluide interstitiel dominant. Vers l’est et en amont-pendage, certaines zones à huile locales associées à des aquifères sont présentes. Des segments de sédiments de chenaux individuels sont en communication de pression sur des dizaines de km. Ces conditions d’accumulation d’hydrocarbures semblent présentes sur quelque milliers de km2 le long des directions sédimentaire et structurale.

Dans la zone occidentale perturbée, la porosité primaire est préservée dans les conglomérats et les grès conglomératiques à grains jointifs qui sont localisés dans les sédiments de chenaux proches des terrains sources. Plus à l’est, la porosité secondaire domine dans les lithofaciès de litharénites à cherts et la porosité la mieux développée se trouve près des fractures qui favorisèrent la migration des fluides et la dissolution des grains.

L’emphase dans le passé de l’industrie pétrolière sur des réservoirs plus profonds dans cette partie de l’ouest canadien n’a pas permis de délinéer les réservoirs de Belly River grâce à la sismique. Les réservoirs les plus épais (plus de 20 m) et les structures majeures (celles dont le relief va de 30 à 50 m) sont discernables par sismique si les paramètres d’acquisition utilisés incluent un faible espacement des géophones et mettent l’accent sur des données de faible intensité. Les réponses sismiques proprement acquises permettent l’interprétation des sédiments de chenaux reflétant leur géométrie en affleurement.

L’analyse de tendances de production établies révèle plusieurs critères applicables à l’exploration future et à une production plus efficace. L’étude d’un cas spécifique qui illustre l’application des concepts énoncés ici pour définir le site de nouveaux forages fructueux est présentée, et de nouvelles zones prometteuses sont proposées. Il est concevable que de nouveaux champs de plus de 14,7 millions de m3 (100 millions de barils) d’huile en place puissent être découverts dans les parties les plus profondes du bassin, alors que de plus petites accumulations de 2,9-3,7 millions de m3 (20-25 millions de barils) d’huile en place puissent être découvertes dans les parties moins profondes, orientales de la région examinée.

Traduit par Patrice de Caritat

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