Structural inversion of the Middle Triassic Halfway Formation, Monias Field, northeast British Columbia

The Monias Field is the largest Halfway Formation gas field in northeast British Columbia. The field was discovered in 1975 by the re-entry of the 14-15-82-21W6M well. Monias is located 22 kilometres southwest of the city of Fort Saint John. The field is made up of a series of anticlinal structures, the result of Jurassic reactivation, of late Mississippian-aged faults with structural movement that continued into post-Albian time forming structural closure at the Triassic Halfway Formation level and also overlying Cretaceous reservoirs. Gas is trapped in the Halfway Formation sandstone and coquina reservoirs which were deposited in an upper shoreface setting that have an average porosity of 8.8% and average horizontal permeability of 5.2 md. Diagenetic overgrowths around detrital grains and fine pore-blocking dolomite and quartz crystals are the cause of low flows on drillstem tests during drilling operations. To date there are 33 producing gas wells in the Halfway Formation pools flowing 1239 E³m³/d (44 MMcf/d) with a cumulative production of 7184 E⁶m³ (255 Bcf) to July 1, 1996.

Le champ Monias est le plus important champ de gaz naturel de la Formation Halfway du nord-est de la Colombie-Britannique. Le champ a été découvert en 1975 avec la réintroduction du puits 14-15-82-21W6M. Monias est situé à 22 km au sud-ouest de la ville de Fort-Saint-John. Le champ est composé d’une série de structures anticlinales, résultat d’une réactivation du Jurassique, de failles du Mississippien tardif avec déplacements structurals qui continuent jusqu’à l’époque du post-Albien formant une fermeture structurale au niveau de la Formation Triassique Halfway et qui repose également sur des réservoirs du Crétacé. Le gaz naturel piégé dans les réservoirs de grès et de calcaire coquillier de la Formation Halfway déposés dans un environnement de zone infratidale supérieure ont une porosité se situant en moyenne à 8,8 % et une perméabilité moyenne de 5,2 md. Les surcroissances diagénétiques autour des grains détritiques et de dolomie bloquant les pores fins et de cristaux de quartz sont la cause de faibles taux de débits sur les tests de maîtresse-tige pendant les forages. Jusqu’à ce jour, il existe 33 puits producteurs de gaz naturel dans les gisements de la Formation Halfway avec un débit de 1239 E³m³/d (44 MMcf/d) et une production cumulative de 7 184 E⁶m³ (255 Bcf) en date du ler juillet 1996.

Traduit par Marie-Louise Tomas