Abstract
Tens of thousands of production wells drilled during the past 100 years reveal that biogenic gas accumulations in the Upper Cretaceous succession in southeast Alberta and southwest Saskatchewan are a regionally pervasive gas field with mixed reservoirs and varying resource density across the region. Historical pool boundaries have disappeared gradually as a result of in-fill drilling. This suggests that previous resource assessments that used methods based on feature counting, such as the number of pools and individual pools sizes, may have significantly underestimated the resource potential of this field because the resource potential occurring between the pool boundaries were largely ignored and the areal extent of the field is still growing geographically. This study used available historical production data and employed a well performance-based method to re-assess the natural gas potential of this giant gas field. Three major production intervals, Medicine Hat, Milk River and Second White Speckled formations in Upper Cretaceous successions, were assessed. The geographical locations of 86 561 production wells with production from one of these three intervals were used to define the play boundaries. More than ten thousand production wells with historical records were collected and analyzed. All wells with comingled production from more than one zone were excluded to eliminate the impact from mixed contributions from multiple intervals. The remaining 2783 production wells with production from a single formation were used in the Estimated Ultimate Reserve (EUR) calculation for each of the three intervals. The estimated total technically recoverable natural gas resource in the three stratigraphic intervals vary from 30.2 to 73.3 TCF (P90 to P10) with a median of 43.6 and a mean of 50.1 TCF. The total inferred resources obtained for this study are much larger than those obtained previously for this field.
Abstract
Des dizaines de milliers de puits de production forés au cours des 100 dernières années révèlent que les accumulations de gaz biogénétique de la succession du Crétacé supérieur dans le Sud-Est de l’Alberta et le Sud-Ouest de la Saskatchewan font partie d’un champ gaséifère envahissant composé de gisements mixtes et de ressources de densité variée sur le plan régional. Les limites historiques des gisements ont progressivement disparu en raison des forages intercalaires. Cela nous donne à penser que les méthodes d’estimation des ressources étaient fondées sur le comptage d’attributs, tels que le nombre de gisements et leur dimension individuelle. Par conséquent, on a peut-être sous-estimé considérablement le potentiel de ce champ, car l’on en ignorait largement l’existence entre les limites de gisement et que l’étendue aréale du champ continue de s’agrandir sur le plan géographique. Pour réestimer le potentiel gazier de ce champ immense, la présente étude s’est servie des données de production historiques disponibles et une méthode de rendement des puits. Trois intervalles de production importants situés dans les successions du Crétacé supérieur, c’est-à-dire les Formations de Medecine Hat, de Milk River et de Second White Speckled ont été estimés. Nous avons utilisé les emplacements géographiques de 86 561 puits de production de ces trois intervalles afin de délimiter la zone gazéifère. Les données historiques de plus de dix mille puits de production ont été recueillies et analysées. Tous les puits ayant été la cible d’un captage simultané de plus d’une nappe ont été exclus afin d’éliminer l’effet des contributions mixtes d’intervalles multiples. Les 2783 puits restants avec la production tirée d’une seule formation ont été utilisés pour calculer les réserves ultimes estimatives (RUE) de chacun des trois intervalles. La quantité totale estimative de gaz naturel techniquement récupérable de ces trois intervalles stratigraphiques varie de 30,2 Tpi3 à 73,3 Tpi3 (P90 à P10) avec une médiane de 43,6 Tpi3 et une moyenne de 50,1 Tpi3. La quantité totale de ressources inférées dans la présente étude se révèle beaucoup plus élevée que celle obtenue dans la documentation précédente pour ce champ.
Michel Ory
