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TitreVariation of porosity and permeability with diagenetic minerals in the Scotian Basin, offshore eastern Canada and its implications for reservoir quality
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AuteurZhang, Y; Pe-Piper, G; Piper, D J W
SourceCommission géologique du Canada, Dossier public 7642, 2015, 459 pages, https://doi.org/10.4095/295067 (Accès ouvert)
Image
Année2015
ÉditeurRessources naturelles Canada
Documentdossier public
Lang.anglais
DOIhttps://doi.org/10.4095/295067
Mediaen ligne; numérique
Formatspdf
ProvinceRégion extracotière de l'est
Lat/Long OENS -64.0000 -57.0000 45.0000 43.0000
Sujetsporosité; perméabilité; grès; reservoirs; roches reservoirs; lithologie; pétrographie; pétrologie du sediment; minéraux détritiques; albite; débris; potassium; feldspath; plagioclase; diagenèse; Crétacé inférieur; microscopie électronique à balayage; analyses par microscope électronique; faciès sédimentaires; lithofaciès; Puit Louisbourg J-47 ; Puit Kegeshook G-67 ; Puit Cohasset A-52 ; Puit Dauntless D-35 ; Puit Esperanto K-78 ; Puit Glenelg E-58 ; Puit Glenelg H-59 ; Puit Glenelg N-49 ; Puit Mic Mac J-77 ; Puit Mohican I-100 ; Puit Panuke B-90 ; Puit Sable Island C-67 ; Puit Thebaud C-74 ; Puit Thebaud I-93 ; Puit Venture B-52 ; Puit Venture H-22 ; Puit Wyandot E-53 ; pétrologie ignée et métamorphique; géologie marine; sédimentologie; Mésozoïque; Crétacé
Illustrationslocation maps; photomicrographs; plots; stratigraphic columns; tables
ProgrammeAnalyse de bassin et ressources géoscientifiques, Géoscience en mer
Diffusé2015 02 04
Résumé(disponible en anglais seulement)
The Scotian Basin is an under-explored offshore basin that has produced gas and minor oil from Jurassic-Cretaceous deltaic sandstones. Reservoir quality is an important exploration risk in the basin. This study investigates whether there are systematic stratigraphic or geographic variations in diagenetic mineral assemblages that relate to reservoir permeability. Three data sets are used: a compilation of all available core-plug porosity and permeability measurements (3271 in total), a subset of 577 corresponding to thin sections with lithofacies assignments, and a subset of 35 thin sections principally from reservoir sandstones, in which modal abundance of diagenetic minerals has been determined by image analysis of scanning electron microscope backscattered electron images. Abundances above a threshold of ~ 4% diagenetic kaolinite, calcite and ankerite correlate inversely with permeability, but chlorite and possibly siderite correlate positively. Diagenetic assemblages show no systematic variation with stratigraphy or geography, both of which may have variable detrital supply. Permeability shows the well-known variation with grain size and depth of burial, but after correcting for these effects is greatest in estuarine channel and river-mouth turbidite sandstones. Local effects such as facies distribution, architecture of channel sandstones, fluid pathways related to complex salt tectonics, and the effects of overpressure are more important than predictable basin-wide effects such as detrital supply, regional depositional lithofacies or sequence stratigraphy in controlling sandstone reservoir quality.
Résumé(Résumé en langage clair et simple, non publié)
Dans cette étude, nous utilisons une évaluation quantitative des ciments qui remplissent partiellement les pores des grès qui renferment du pétrole et du gaz afin d'examiner les relations entre ces minéraux et la perméabilité des réservoirs. Ce travail contribue à l'objectif plus large d'évaluer les risques découlant de l'exploration et qui dépendent de la qualité du réservoir dans le bassin Néo-Écossais.
GEOSCAN ID295067