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TitreA revised method for organic porosity estimation in shale reservoirs using Rock-Eval data: example from Duvernay Formation in the Western Canada Sedimentary Basin
AuteurChen, Z; Jiang, C
SourceAmerican Association of Petroleum Geologists Bulletin vol. 100, no. 3, 2016 p. 405-422, https://doi.org/10.1306/08261514173
Année2016
Séries alt.Secteur des sciences de la Terre, Contribution externe 20140280
ÉditeurAssociation of American Petroleum Geologists
Documentpublication en série
Lang.anglais
DOIhttps://doi.org/10.1306/08261514173
Mediapapier; en ligne; numérique
Formatspdf
ProvinceAlberta
SNRC83
Lat/Long OENS-119.0000 -111.0000 56.0000 52.0000
Sujetsressources pétrolières; hydrocarbures; roches mères; roches reservoirs; porosité; carbone organique; maturation thermique; lithologie; roches sédimentaires; schistes; modèles; Dévonien supérieur; Bassin sédimentaire de l'ouest du Canada; Formation de Duvernay ; combustibles fossiles; géochimie; Phanérozoïque; Paléozoïque; Dévonien
Illustrationstables; geological sketch maps; profiles; graphs; diagrams; plots; schematic diagrams; cross-plots; photomicrographs
ProgrammeÉvaluation des ressources pétrolières pour les schistes, Les géosciences pour les nouvelles sources d'énergie
ProgrammeInitiative écoÉNERGIE sur l'innovation
Résumé(disponible en anglais seulement)
Studies suggest that nanometer-scale pores exist in organic matter as a result of thermal decomposition of kerogen. Depending on the host rock lithology, organic pores could be the primary storage for hydrocarbon accumulation in unconventional petroleum plays. Although various methods are publicly available, estimation of organic porosity remains a challenge because the procedures involve certain simplification or some implicit assumptions on the calculation of initial total organic carbon (TOC). In this study, we propose a revised method to address some of these issues. A model of estimating hydrocarbon expulsion efficiency is developed and incorporated into the calculation of initial TOC, thus producing an estimate of organic porosity with an improved mass balance. The method has been tested and compared with estimates using other methods based on a Rock-Eval data set in the literature. An application of the method to a large data set from the Upper Devonian Duvernay Formation petroleum system in the Western Canada Sedimentary Basin reveals that the modification has a significant effect on the estimated organic porosity. This study also indicates that organic porosity in the Duvernay Formation ranges greatly from none in immature intervals to >6% in highly mature and organic-rich shale intervals. Scanning electron microscope images of immature and mature organic-rich shale samples of the Duvernay Formation show a progressive increase in organic porosity with increasing thermal maturity, supporting the proposed model calculation. The presence of a large volume of organic porosity in mature shale intervals suggests a significant amount of hydrocarbon may be stored in the organic nanopores in the Duvernay Formation.
Résumé(Résumé en langage clair et simple, non publié)
Les progrès dans le domaine des technologies de forage et de complétion ont modifié la dynamique de l'offre et de la demande dans le marché mondial du pétrole. Une transformation fondamentale est en cours dans les marchés nord américains de l'énergie, en raison de l'évolution rapide de l'exploitation du gaz de schiste et du pétrole de réservoirs étanches. Tout semble indiquer que des pores de taille nanométrique existent dans la matière organique et qu'ils pourraient être la principale zone de stockage des hydrocarbures accumulés dans les réservoirs non conventionnels. Même s'il existe diverses méthodes d'estimation, l'estimation de la porosité de la matière organique reste difficile. Une nouvelle méthode a été mise au point pour remédier à cette difficulté. La méthode a été mise à l'essai et comparée avec des estimations données par d'autres méthodes, basées sur des échantillons dans la littérature et sur un grand ensemble de données provenant du schiste de Duvernay du Dévonien supérieur, dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Les résultats révèlent que les estimations de la porosité de la matière organique peuvent varier grandement selon différentes hypothèses et que la porosité de la matière organique dans le schiste de Duvernay varie grandement, allant de nulle dans des intervalles de schiste immature à >6 % dans des intervalles de schiste de grande maturité.
GEOSCAN ID295488