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Baylor University, Department of Geology, One Bear Place #97354, Waco, Texas
Baylor University, Department of Geology, One Bear Place #97354, Waco, Texas
Auriga Energy Inc, Suite 1440, 140 - 4 Avenue SW, Calgary, Alberta
En 1961 environ 104,772 x 106m3 (3.7 trillion pi3) de ressources de gaz acide in situ ont été découvertes à l’intérieur de la formation de Swan Hills du Dévonien tardif (Beaverhill Lake, gisement A) au sud du champ pétrolifère de Kaybob South, dans l’Alberta central-ouest. La production, dans Kayob South, est gérée en trois unités opérationnelles (unités de gaz #s 1, 2 et 3), et a débuté en 1968 par l’unité de gaz #1 avec la récupération secondaire de liquides de gaz naturel, et de condensat provenant du gaz produit, et avec la re-injection de sous- produit de gaz pauvre non-corrosif. La production de liquide et de gaz, au moyen du procédé de cyclage de gaz, a été poursuivie sur l’unité de gaz #1 jusqu’en 1983, suivie d’un récolte de gaz par déplétion de pression. À ce jour, la production cumulative de gaz sur l’unité de gaz t #1, suggère que seulement 47–56% du gaz in-situ sera finalement capturé par les puits productifs restants. Cette récupération relativement basse est attribuée à la panne mécanique de puits de forage causée par des fluides de formation corrosifs, ainsi qu’à la perte de perméabilité à la fois des puits et du réservoir, causée par la précipitation de liquides d’hydrocarbures et de précipitants minéraux divers.
Le travail présenté dans cette étude suggère que le forage de 17 puits de développements de remplissage puisse capturer entre 1,183 x 106m3 (42 Tpi3) et 5,192 x 106m3 (183 Tpi3) de ressources de gaz dérivé . Ces additions de réserves, combinées avec les 651 x 106 m3 (23 Tpi3) de réserves anticipées d’être récupérées par les puits de production actuels dans leur vie restante, augmenteront la récupération finale de l’unité de gaz # 1 de 63–77% d’OGIP. Ce facteur de récupération est comparable aux gisements de gaz analogues de la formation de Swan Hills, à l’intérieur de la région.
La formation de Swan Hills à l’unité de gaz #1, s’est accumulée en tant qu’une succession de plate-forme marginale de carbonates marins peu profonds, qui est divisée en cinq séquences de dépôts de haute fréquence (HFS-2 à HFS-6). HFS-2 à-4 sont caractérisés par une figuration d’empilement allant d’aggradant à rétrogradation légère, alors que HFS-5 et -6 sont empilés en rétrogradation plus prononcée. La priorité assignée au futur développement doit tenir compte des propriétés géologiques qui influencent la performance des puits. La meilleure qualité de réservoir et la meilleure performance de sa production sont associées aux marges de récif dolomitisées et aux associations de faciès de hauts-fonds riche en stromatopores. En raison des fracturations pénétrantes, on conçoit que les limites de séquences et les distributions de faciès associés, ne compartimentent pas les unités de débit. Les puits de développements futurs peuvent être ordonnés selon la probabilité de leurs performances favorables, en tenant compte de leurs localisations relatives aux prédictions de distributions de faciès dominants, à la position structurale, à l’épaisseur du volume des pores du gaz saturé, à la perméabilité de Kmax, à la densité de fracturation, et à la proximité de production courante. Suivant l’évaluation de tous les puits prometteurs de développement, trois prospects ont été forés avec succès au cours du quatrième trimestre de 2006 et de 2007, et tiennent lieu de test indépendant qui renforce l’interprétation géologique et confirme l’existence de ressources de gaz dévié importantes pouvant être capturées par le développement de remplissage.
Traduction de Gabrielle Drivet
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