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TitreA dual-porosity model for evaluating petroleum resource potential in unconventional tight-shale plays with application to Utica Shale, Quebec (Canada)
AuteurChen, Z; Lavoie, D; Malo, M; Jiang, C; Sanei, H; Haeri-Ardakani, O
SourceMarine and Petroleum Geology vol. 80, 2017 p. 333-348, https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2016.12.011
Année2017
Séries alt.Secteur des sciences de la Terre, Contribution externe 20140328
ÉditeurAssociation of American Petroleum Geologists
Documentpublication en série
Lang.anglais
DOIhttps://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2016.12.011
Mediapapier; en ligne; numérique
Formatspdf
ProvinceQuébec
Sujetsstructure des pores; capacité de production d'hydrocarbures; établissement de modèles; reservoirs; lithologie; Argile d'Utica ; Ordovicien
Illustrationsgraphs; flow charts; geological sketch maps; stratigraphic charts; histograms
ProgrammeÉvaluation des ressources pétrolières pour les schistes, Les géosciences pour les nouvelles sources d'énergie
Résumé(disponible en anglais seulement)
Unconventional tight to shale reservoirs vary from tight sandstone/siltstone to organic-rich mudstone/shale, commonly with mixed lithologies. In such reservoir systems, matrix pores and organic pores with different origins and distinct physical and chemical properties co-exist for hydrocarbon storage. Traditional resource assessment methods, designed for conventional reservoirs, cannot handle the two pore systems properly. This study proposes a dual-porosity model to respond to the need for a new method in assessing hydrocarbon resource potential in such reservoir systems. The dual-porosity model treats the two types of pores separately and derives the resource estimates from different sources of data, thus better characterizing unconventional reservoirs with complicated pore systems. The new method also has the flexibility of assessing resource potential for the entire spectrum of mixed lithologies ranging from a complete tight to a pure source rock (organic - rich shale/mudstone) reservoir. The proposed method is illustrated through the assessment of the in-place petroleum resource potential in the Upper Ordovician Utica Shale of southern Quebec, Canada. The results of the application suggest that the proposed approach effectively handles the two pore systems in tight-shale reservoirs effectively and provides a useful tool for estimating resource potential in unconventional plays.
Résumé(Résumé en langage clair et simple, non publié)
Les réservoirs non classiques de schiste compact présentent généralement une lithologie mixte allant du grès compact au mudstone riche en matière organique. Une zone de schiste de cette nature est habituellement un système pétrolier fermé dans lequel le pétrole provient du schiste riche en matière organique et est stocké dans l'intervalle stratigraphique qui comprend le réservoir étanche. La porosité de la matrice peut constituer le principal lieu d'accumulation du pétrole expulsé, mais le reste du pétrole demeure dans les pores organiques de la roche mère. La matrice et les pores organiques ont des propriétés physiques et chimiques distinctes. Il est difficile d'évaluer le potentiel en ressources d'un tel réservoir parce que les méthodes volumétriques classiques ne tiennent compte que du milieu poreux dominant. Le présent article propose un modèle à double porosité pour l'évaluation du potentiel en ressources d'hydrocarbures dans un réservoir comportant des porosités mixtes. La nouvelle méthode est illustrée par l'évaluation des ressources en hydrocarbures dans le Shale d'Utica de l'Ordovicien supérieur, dans le sud du Québec.
GEOSCAN ID295584