Abstract

Pore throat size distribution (PSD) is a fundamental characteristic that influences the large-scale petrophysical properties and reservoir quality of tight rocks in unconventional plays. Here, we use PSD data obtained from mercury intrusion capillary pressure (MICP) and nuclear magnetic resonance (NMR) measurements of Montney tight-gas siltstones to investigate the relationship of pore throat size to several other petrophysical attributes including porosity, permeability and total organic carbon (TOC) content. We find that pore size correlates positively with porosity but negatively with TOC. Additionally, we evaluate methods to estimate absolute permeability and gas relative permeability from MICP data and compare the modeled results with measured data. Estimates of absolute permeability using peak pore throat diameter in the bundle of tortuous tubes model are found to closely match measured permeability values when a tortuosity factor of 3 is applied. Estimates of relative permeability using MICP data in a modified Purcell approach are found to be comparable to measured values only if gas is considered as the wetting phase rather than the non-wetting phase. Hydrocarbon-wet reservoir conditions and the negative correlation of porosity with TOC are both consistent with the presence of solid bitumen/pyrobitumen as a pervasive pore-filling phase (Wood et al., 2018, this issue).

Résumé

La distribution du resence du seuil des pores (DDSP) est une caractéristique fondamentale qui influence les propriétés pétrophysiques à grande resenc et la qualité du resence d’une roche compacte peu poreuse dans les zones pétrolières non conventionnelles. Dans le resenc document, nous utilisons les données de la DDSP obtenues de la pression capillaire par intrusion du mercure (PCIM) et les mesures de la resence magnétique nucléaire des gaz de resencet étanches en siltstones de la Montney pour examiner la relation du resence du seuil des pores par rapport à d’autres attributs pétrophysiques, y compris la porosité, la perméabilité et le carbone organique total (COT). Selon nous, le resence des pores est en resencet positive avec la porosité, mais resence avec le COT. De plus, nous évaluons les méthodes afin d’estimer la perméabilité absolue et la perméabilité relative du gaz au moyen des données de PCIM et nous comparons les résultats modélisés aux données mesurées. Par l’utilisation du resence maximal du seuil des pores dans les modèles de faisceaux de tubes tortueux et l’application d’un facteur de tortuosité de 3, on remarque que les estimations de la perméabilité absolue sont étroitement liées aux valeurs de perméabilité mesurées. À l’aide des données de la PCIM avec la méthode Purcell modifiée, les estimations de la perméabilité relative se révèlent comparables aux valeurs mesurées dans la mesure où le gaz est considéré comme phase mouillante plutôt que non mouillante. Les resencet en conditions d’hydrocarbures humides et la resencet resence de la porosité avec le COT resencet avec la resence de bitumes et de pyrobitumes en phase de remplissage de pores envahissant (Wood et al., 2018 dans la présente publication).

Michel Ory

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