ABSTRACT

In the Deep Basin of Alberta, a northwest-trending boundary separates hydrocarbon prone rocks in the west (downdip) from water-bearing rocks in the east (updip). This boundary represents a discontinuity or interruption in reservoir character. Otherwise, the updip water would exchange positions with the downdip hydrocarbons. Possible mechanisms include facies change, diagenetic effect or faulting. An analysis of the Cardium main sand based on thin section, capillary pressure data and structural information was performed in an effort to determine the controlling factors on the location of the oil/water boundary.

In the area of study the Cardium main sand forms a quasi-continuous sand unit across the oil/water boundary, minimizing facies change as a trapping mechanism. Capillary pressure information and analysis of thin sections has shown that the sandstones on the downdip (oil side) of the boundary are more cemented than those updip resulting in distinctly smaller pore throat sizes downdip. This pattern of capillarity is the reverse required for using a diagenetic change to explain the present fluid configuration, indicating that a diagenetic change is not the trapping mechanism. Structural analysis involving trend surface residuals has shown that the location of the hydrocarbon/water boundary coincides with a change in structural style. A structural interpretation should therefore be considered as a viable explanation of the hydrocarbon/water boundary of the Deep Basin.

RÉSUMÉ

Dans le bassin profond (Deep Basin) de l’Alberta, une frontière se dirigeant vers le nord-ouest sépare les roches enclines à contenir de l’hydrocarbure à l’ouest (en aval pendage) des roches aquifères à l’est (en amont-pendage). Cette frontière constitue une discontinuité ou une interruption de caractère du réservoir. Dans le cas contraire, l’eau en amont-pendage changerait de position avec les hydrocarbures en aval pendage. Les mécanismes possibles comprennent un changement de faciès, un effet diagénètique ou une formation de faille. Une analyse du sable principal de Cardium à l’aide de lames minces, les données de pression capillaire et les données structurales a été effectuée afin de déterminer les facteurs de contrôle de l’emplacement de la frontière pétrole/eau.

Dans la région étudiée le sable principal de Cardium forme une unité de sable presque continue qui traverse la frontière pétrole/eau, minimisant ainsi le changement de faciès comme mécanisme de piégeage. Les données de la pression capillaire et l’analyse des lames minces indiquent que le grès de la partie en aval pendage (côté du pétrole) de la frontière est plus cimenté celui en amont-pendage ce qui donne des diamètres distinctement plus petits pour les gorges de pores en aval pendage. Cette structure de capillarité est l’inverse nécessaire pour expliquer la configuration du fluide actuelle grâce à un changement diagénétique, indiquant que ce changement n’est pas le mécanisme de piégeage. L’analyse structurale mettant en jeu la direction des résiduels de surface indique que l’emplacement de la frontière hydrocarbure/eau correspond avec le changement de style structural. Par conséquent, une interprétation structurale devrait être considérée comme une explication logique de la frontière hydrocabure/eau du bassin profond (Deep Basin).

Traduit par Marie Louise Tomas

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