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TitreHow sandstone porosity and permeability vary with diagenetic minerals in the Scotian Basin, offshore eastern Canada: implications for reservoir quality
AuteurZhang, Y; Pe-Piper, G; Piper, D J W
SourceMarine and Petroleum Geology vol. 63, 2015 p. 28-45, https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2015.02.007
Année2015
Séries alt.Secteur des sciences de la Terre, Contribution externe 20140478
ÉditeurElsevier
Documentpublication en série
Lang.anglais
DOIhttps://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2015.02.007
Mediapapier; en ligne; numérique
Formatshtml; pdf
ProvinceRégion extracotière de l'est
SNRC10N; 10O; 11B; 11C
Lat/Long OENS -62.0000 -57.0000 45.0000 43.0000
Sujetsgrès; porosité; perméabilité; diagenèse; données de réservoirs; reservoirs; lithofaciès; corrélations stratigraphiques; géochimie des roches totales; analyses des roches totales; analyses d'ensemble; analyses du bassin; Formation de Wyandot ; Formation de Banquereau ; Formation de Dawson Canyon ; Formation de Logan Canyon ; Formation de Missisauga ; Formation de Mic Mac ; Formation d'Abenaki ; Formation de Mohican ; sédimentologie; stratigraphie; géochimie; Crétacé; Jurassique
Illustrationsgeological sketch maps; cross plots; photomicrographs; analyses
ProgrammeAnalyse des bassins frontaliers, Les géosciences pour les nouvelles sources d'énergie
Résumé(non publié)
Le bassin Néo-Écossais est un bassin en milieu extracôtier insuffisamment exploré qui a produit un peu de pétrole à partir de grès deltaïques du Jurassique-Crétacé. La qualité du réservoir constitue un important facteur de risque pour l'exploration dans le bassin. La présente étude évalue s'il existe des variations systématiques de caractère stratigraphique ou géographique dans les associations de minéraux diagénétiques qui exercent un contrôle sur la porosité et la perméabilité du réservoir. Nous avons eu recours à trois jeux de données : une compilation de toutes les mesures disponibles de porosité et de perméabilité effectuées sur des échantillons de carottes (3271 au total), un sous-ensemble de 577 lames minces pour lesquelles des attributions de faciès ont été réalisées et un sous-ensemble de 35 lames minces provenant principalement des grès de réservoir pour lesquelles la détermination de l'abondance modale des minéraux diagénétiques a été réalisée par l'analyse d'images en électrons rétrodiffusés produites par un microscope électronique à balayage. Les abondances supérieures au seuil de 4 % de la kaolinite, de la calcite et de l'ankérite montrent une corrélation négative à la perméabilité, mais celle de la chlorite, et peut-être aussi de la sidérite, montre une corrélation positive. Les associations de minéraux diagénétiques ne présentent pas de variations systématiques de caractère stratigraphique ou géographique, ce qui dans les deux cas peut être une indication d'apports détritiques variables. La perméabilité montre une variation bien établie avec la granulométrie et la profondeur d'enfouissement, mais une fois les corrections appliquées, ces effets sont les plus marqués dans les grès de chenal estuarien et de turbidites d'embouchure de rivière. La raison de ceci tient à la formation préférentielle d'auréoles de chlorite sur les grains de quartz détritiques dans ces faciès et aussi parce que ces faciès constituent des sites d'écoulement accru des fluides de bassin tardifs, qui se traduit par la formation d'une porosité secondaire. Il s'avère que des effets locaux tels que la distribution des faciès, l'organisation des grès de chenaux, les voies empruntées par les fluides en lien avec une tectonique salifère complexe et les effets de surpression soient plus importants dans le contrôle de la qualité des grès de réservoir que les effets prévisibles s'exerçant à l'échelle du bassin.
Résumé(Résumé en langage clair et simple, non publié)
Ce document résume la gamme de minéraux diagénétiques dans le bassin Néo-Écossais et explore leur rapport à la qualité du réservoir de pétrole.
GEOSCAN ID295944