ABSTRACT

An integrated surface and subsurface study, encompassing reservoir geometry, petrography, hydrodynamics and seismic, of the lower 200 metres of the Campanian Belly River Formation in west-central Alberta suggests the presence of a regional "deep basin" style of oil accumulation. In this setting hydrocarbons are found in the deepest (western) portions of the basin downdip of aquifers within lenticular fluvial reservoirs with northeasterly paleocurrent orientations which traverse a western northwest-striking fold and fault belt and an eastern northeast-striking fracture network. Faulted channel fills form traps in the western portions of the basin whereas updip sandstone pinchouts localize hydrocarbons in the shallower regions found in the east.

The bulk of the lower Belly River Formation is interpreted to have been deposited within anastomosed fluvial environments. The interpreted paleogeographic setting and reservoir geometries of this fluvial system are compatible with the map views of the major channel fills, the mud-rich nature of the unit, the degree of hydrodynamic communication within channel fill trends, the nature and distribution of porosity and the seismic responses of channel fills.

The major reservoir units are channel fills with thicknesses of 20 to 30 metres, widths up to several hundred metres and individual segments can be mapped over several tens of kilometres. Flanking rocks comprise rippled sheet sandstones interbedded with coaly mudstones; the latter are volumetrically the most significant deposits within the interval studied.

The Belly River Formation displays progressive underpressuring in a westerly direction which reflects, in part, postorogenic erosion. The westernmost underpressured portions of the study area coincide with a potentiometric low within which hydrocarbons are the dominant interstitial fluid. To the east and updip localized oil pools with attendant aquifers are encountered. Individual channel fill segments display pressure communication over tens of kilometres. These conditions of hydrocarbon accumulation appear to cover several thousand square kilometres oriented along depositional and structural strike.

In the western disturbed belt primary porosity is preserved within grain-supported conglomerates and pebbly sandstones associated with channel fills located in positions proximal to source terranes. Further east, secondary porosity predominates in sandy chert litharenite lithofacies and the best developed porosity is found adjacent to fractures which enhanced fluid migration and grain dissolution.

Prior petroleum industry emphasis on deeper targets in this portion of western Canada has inhibited seismic delineation of Belly River reservoirs. The thickest reservoir bodies (20 metres and greater) and major structures (i.e., those with relief of 30 to 50 metres) are seismically resolvable if acquisition parameters are employed which utilize small group intervals and emphasize near trace data.

Analysis of established productive trends reveals many criteria applicable to further exploration and more efficient exploitation. A case study is presented which illustrates the application of the concepts forwarded here to defining successful new drilling locations and new prospective areas are proposed. It is conceivable that new fields with over 14.7 million m³ (100 million barrels) of oil-in-place await discovery in the deeper parts of the basin whereas smaller accumulations with 2.9 to 3.7 million m³ (20-25 million barrels) of oil-in-place will be discovered in the shallower, eastern portions of the area examined.

RESUME

Une etude integree de surface et du sous-sol, comprenant geometrie de reservoir, petrographie, hydrodynamique et sismique, des 200 m inferieurs de la formation Belly River campanienne dans l'ouest de l'Alberta central suggere la presence d'un bassin regional "profond" contenant du petrole. Dans ce contexte, les hydrocarbures se trouvent dans les parties les plus profondes (occidentales) du bassin en aval-pendage des aquiferes dans des reservoirs fluviaux lenticulaires,

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dont les orientations de paleocourants sont vers le nord-est, qui traversent une chaine faillee occidentale de plissements et de charriages orientee vers le nord-ouest et un reseau oriental de fractures oriente vers le nord-est. Les sediments de chenaux failles forment des pieges dans la partie occidentale du bassin, alors que des biseaux greseux en amont-pendage contiennent des hydrocarbures dans les regions moins profondes a l'est.

En gros, la partie inferieure de la formation Belly River est interpretee comme ayant ete deposee dans des environnements fluviaux anastomoses. La position paleogeographique et la geometrie de reservoir interpretee sont compatibles avec les representations en plan des sediments de chenaux majeurs, le caractere boueux de la formation, le degre de communication hydrodynamique au sein des sediments de chenaux, la nature et la distribution de la porosite et la reponse sismique des sediments de chenaux.

Les reservoirs majeurs sont des sediments de chenaux de 20-30 m d'epaisseur, 100-200 m de large dont des segments individuels peuvent etre suivi sur plus de quelques dizaines de km. Les roches sedimentaires adjacentes comprennent des gres rides intercales avec des pelites riches en charbon, qui sont les sediments les plus importants en volume dans l'intervalle etudie.

La formation Belly River a un deficit de pression de plus en plus marque vers l'ouest, qui reflete en partie l'erosion post-orogenique. Les parties occidentales les plus deficitaires en pression de la region etudiee coincident avec une depression potentiometrique au sein de laquelle les hydrocarbures constituent le fluide interstitiel dominant. Vers l'est et en amont-pendage, certaines zones a huile locales associees a des aquiferes sont presentes. Des segments de sediments de chenaux individuels sont en communication de pression sur des dizaines de km. Ces conditions d'accumulation d'hydrocarbures semblent presentes sur quelque milliers de km² le long des directions sedimentaire et structurale.

Dans la zone occidentale perturbee, la porosite primaire est preservee dans les conglomerats et les gres conglomeratiques a grains jointifs qui sont localises dans les sediments de chenaux proches des terrains sources. Plus a l'est, la porosite secondaire domine dans les lithofacies de litharenites a cherts et la porosite la mieux developpee se trouve pres des fractures qui favoriserent la migration des fluides et la dissolution des grains.

L'emphase dans le passe de l'industrie petroliere sur des reservoirs plus profonds dans cette partie de l'ouest canadien n'a pas permis de delineer les reservoirs de Belly River grace a la sismique. Les reservoirs les plus epais (plus de 20 m) et les structures majeures (celles dont le relief va de 30 a 50 m) sont discernables par sismique si les parametres d'acquisition utilises incluent un faible espacement des geophones et mettent l'accent sur des donnees de faible intensite. Les reponses sismiques proprement acquises permettent l'interpretation des sediments de chenaux refletant leur geometrie en affleurement.

L'analyse de tendances de production etablies revele plusieurs criteres applicables a l'exploration future et a une production plus efficace. L'etude d'un cas specifique qui illustre l'application des concepts enonces ici pour definir le site de nouveaux forages fructueux est presentee, et de nouvelles zones prometteuses sont proposees. Il est concevable que de nouveaux champs de plus de 14,7 millions de m³ (100 millions de barils) d'huile en place puissent etre decouverts dans les parties les plus profondes du bassin, alors que de plus petites accumulations de 2,9-3,7 millions de m³ (20-25 millions de barils) d'huile en place puissent etre decouvertes dans les parties moins profondes, orientales de la region examinee.

Traduit par Patrice de Caritat