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TitreImproved models for estimating TOC in shale resource play: an example from Duvernay Formation, Western Canada Sedimentary Basin
AuteurWang, P; Chen, Z; Pang, X; Hu, K; Sun, M
SourceCanadian Society of Petroleum Geologists, Canadian Society of Exploration Geophysicists, Joint Annual Meeting, Abstracts 2015.
LiensOnline - En ligne
Année2015
Séries alt.Secteur des sciences de la Terre, Contribution externe 20140396
ÉditeurCanadian Society of Petroleum Geologists
RéunionCSPG GeoConvention 2015; Calgary; CA; mai 4-8, 2015
Documentpublication en série
Lang.anglais
Mediapapier; en ligne; numérique
Formatspdf
ProvinceAlberta; Colombie-Britannique
Sujetsmatières organiques; établissement de modèles; roches mères; schistes; pétrogenèse; pétrole; géologie économique; Dévonien
ProgrammeÉvaluation des ressources pétrolières pour les schistes, Les géosciences pour les nouvelles sources d'énergie
Résumé(disponible en anglais seulement)
Determination of total organic content (TOC) is essential in source rock study and unconventional shale resource play evaluation (Jarvie et al., 2007; Rokosh et al., 2012). Indirect method, such as the petrophysical approach, does not require laboratory test and can provide a fast, convenient and cost efficient means for TOC estimation when well log data are available. Among the publically available approaches, the deltalogR method proposed by Passey et al. (1990) is proven to be useful and widely accepted. In the recent source rock evaluations in the Western Canada Sedimentary Basin (WCSB) and elsewhere, we found that mineral composition and rock texture of the organic rich shales vary considerably from play to play. With fixed parameters pertaining to mineral composition, compaction and rock texture, the original deltalogR method may result in biased estimates when the target source rock differs significantly from the one that was used to derive the equations. Other limitations of the deltalogR method include restricted ranges of resistivity and sonic transit time because a linear approximation of the ratio of resistivity to porosity logs and inconvenience of converting commonly used thermal indicators, such as Ro% or Tmax to LOM.
This study attempts to improve the deltalogR method by 1) introduce flexible petrophysical parameters specific to the target source rock and drop the linear approximation, 2) replace LOM with commonly used thermal indicator Tmax, and 3) include additional log curve (Gamma Ray) to improve TOC estimation. We present the models with an application example from the Devonian Duvernay shale of WCSB to demonstrate the improved deltalogR method. The TOC estimates derived from the revised models (sonic- and density-based models) show much high correlation coefficients (R2 = 84% and 86% respectively) with the measured TOCs from core samples, as compared with R2 of 67% and 59% for sonic- and density-based models respectively from the original deltalogR method.
Résumé(Résumé en langage clair et simple, non publié)
La détermination du carbone organique total (COT) est essentielle dans une étude sur la roche mère et dans une évaluation d'une ressource de schiste non conventionnelle. Dans les récentes évaluations de la roche mère du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (BSOC) et ailleurs, nous avons constaté que la composition minérale et la texture de la roche des schistes riches en matière organique varient considérablement d'une ressource à l'autre. Avec des paramètres fixes quant à la composition minérale, à la compaction et à la texture de la roche, la méthode originale ?logR peut donner des estimations biaisées lorsque la roche mère cible diffère grandement de celle qui a été utilisée pour calculer les équations. La présente étude tente d'améliorer la méthode ?logR. Nous présentons les modèles avec un exemple d'application pour le schiste de Duvernay du Dévonien du BSOC pour démontrer la méthode ?logR améliorée.
GEOSCAN ID295737