| Titre | Effects of entrained hydrocarbon and organic-matter components on reservoir quality of organic-rich shales: implications for «sweet spot» identification and enhanced-oil-recovery applications in the
Duvernay Formation (Canada) |
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| Auteur | Ghanizadeh, A; Clarkson, C R; Clarke, K M; Yang, Z; Rashidi, B; Vahedian, A; Song, C; DeBuhr, C; Haghshenas, B; Ardakani, O H ; Sanei, H; Royer, D P |
| Source | Society of Petroleum Engineers Canada Unconventional Resources Conference, proceedings; SPE Journal vol. 25, issue 3, SPE-189787-MS, 2020 p. 1351-1376, https://doi.org/10.2118/189787-MS |
| Image |  |
| Année | 2020 |
| Séries alt. | Ressources naturelles Canada, Contribution externe 20180468 |
| Éditeur | Society of Petroleum Engineers |
| Réunion | Society of Petroleum Engineers Canada Unconventional Resources Conference; Calgary, AB; CA; mars 13-14, 2018 |
| Document | livre |
| Lang. | anglais |
| DOI | https://doi.org/10.2118/189787-MS |
| Media | en ligne; numérique |
| Formats | pdf (Adobe® Reader®) |
| Province | Alberta |
| SNRC | 73D; 73E; 73L; 73M; 83 |
| Lat/Long OENS | -119.0000 -111.0000 56.0000 52.0000 |
| Sujets | ressources pétrolières; hydrocarbures; pétrole; recuperation d'hydrocarbures; roches reservoirs; géologie du substratum rocheux; lithologie; roches sédimentaires; schistes; pétrophysique; pyrolyse;
porosité; perméabilité; analyses au microscope électronique à balayage; maturation thermique; Formation de Duvernay ; Bassin sédimentaire de l'ouest du Canada; Méthodologie; combustibles fossiles; sédimentologie; géochimie; Phanérozoïque;
Paléozoïque; Dévonien |
| Illustrations | tableaux; organigrammes; photographies; graphiques; graphique à barres; photomicrographies |
| Programme | Les géosciences pour les nouvelles sources d'énergie Caractérisation des réservoirs de schiste |
| Diffusé | 2018 03 01 |
| Résumé | (non publié)
La capacité de stockage des hydrocarbures des schistes riches en matières organiques dépend de la porosité et de la surface, tandis que la distribution de la taille des pores
(gorges) et la connectivité du réseau de pores (gorges) contrôlent la perméabilité. Les pores de la matière organique (MO) des schistes riches en matières organiques se développent au cours de la maturation thermique lorsque différentes phases
d'hydrocarbures sont générées et expulsées de la MO. Les schistes riches en matières organiques peuvent potentiellement retenir une grande partie des hydrocarbures générés au cours du processus de diagenèse. La production commerciale d'hydrocarbures
à partir de réservoirs de schistes riches en liquide peut être réalisée à l'aide de technologies de complétion telles que les puits horizontaux à fracturation multiétagée (MFHW). Cependant, la capacité de l'industrie à identifier les " points
favorables " le long des MFHW est encore entravée par une compréhension insuffisante de l'effet du type/contenu des composants hydrocarbures/OM entraînés sur la qualité du réservoir. L'objectif principal de la présente étude est donc d'examiner
l'impact des hydrocarbures/OM entraînés sur les propriétés de stockage et de transport des schistes riches en matières organiques. Pour atteindre cet objectif, une série complète d'analyses pétrophysiques est effectuée sur une série d'échantillons
divers de la formation Duvernay (un réservoir prolifique de pétrole de schiste canadien) différant en teneur en matière organique (2,8-5 % en poids ; n = 5), avant et après une pyrolyse séquentielle par une analyse Rock-Eval révisée (analyse
Rock-Eval à chauffage lent étendu (ESH) ; Sanei et al., 2015). L'utilisation du cycle ESH permet de distinguer plus facilement différents composants hydrocarbures/OM et de les fiabiliser au cours du processus de pyrolyse : 1) huile légère libre
(S1ESH ; jusqu'à 150 °C), 2) résidu d'hydrocarbure de type fluide (S2a ; 150-380 °C) et 3) bitume solide/carbone résiduel (S2b ; 380-650 °C). Les techniques de caractérisation à chaque étape sont la pycnométrie à l'hélium (densité des grains,
porosité à l'hélium) ; l'adsorption de gaz à basse pression (N2, CO2) (volume des pores, surface, distribution de la taille des pores dans les micropores, les mésopores et les macropores plus petits) ; la perméabilité aux gaz de la roche broyée (He,
CO2, N2) et l'analyse du taux d'adsorption (CO2, N2). Une analyse par microscopie électronique à balayage (MEB) est également effectuée pour vérifier/appuyer les observations pétrophysiques. Par rapport à l'état "tel que reçu", la porosité, la
perméabilité, la distribution modale de la taille des pores et la surface augmentent avec les étapes séquentielles de la pyrolyse, associées à l'expulsion et à la dévolatilisation de l'huile légère libre et des résidus d'hydrocarbures fluides (S2a ;
jusqu'à 380 °C). Cependant, le changement des propriétés pétrophysiques associé à la dégradation du bitume solide/carbone résiduel (S2b ; jusqu'à 650 °C) est variable et imprévisible. La réduction observée des valeurs de porosité/perméabilité après
l'étape S2b est probablement attribuée à 1) l'occlusion du volume des pores avec la dégradation du bitume solide/carbone résiduel (c'est-à-dire la cokéfaction) et/ou 2) le gonflement de l'échantillon dû à la perte d'eau de la structure réticulaire
des minéraux argileux (c'est-à-dire l'illite) et 3) la compaction de l'échantillon suite à l'élimination de la MO de la matrice rocheuse. La présente étude s'inscrit dans la continuité des travaux précédents (Clarke et al., 2016, 2017), visant à
élucider l'impact des différents types et contenus d'hydrocarbures/OM entraînés sur la qualité du réservoir des schistes riches en matières organiques. La quantification de l'évolution de la qualité du réservoir en fonction de la maturité thermique a
des implications importantes pour 1) l'identification des " points faibles " pétrophysiques dans les réservoirs non conventionnels, afin d'optimiser la conception de la stimulation et 2) le ciblage de zones spécifiques dans le réservoir d'intérêt
avec une teneur/un type de matière organique permettant de maximiser le stockage/le transport du gaz pendant l'injection cyclique de solvant pour les applications de récupération assistée du pétrole. Le flux de travail intégré proposé ici est d'un
intérêt significatif pour les opérateurs de Duvernay pour développer des traitements de stimulation optimisés pour améliorer la récupération primaire et améliorée des hydrocarbures. (Traduction préformée par une intelligence artificielle.)
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| GEOSCAN ID | 314582 |
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