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CSPG Bulletin

Abstract


Bulletin of Canadian Petroleum Geology
Vol. 42 (1994), No. 4. (December), Pages 465-481

Petrophysical Properties of Matrix Blocks of a Heterogeneous Dolostone Reservoir - the Upper Devonian Grosmont Formation, Alberta, Canada

Ping Luo,, Hans G. Machel, Jerry Shaw

ABSTRACT

The Upper Devonian Grosmont Formation in northeast Alberta forms a giant heavy-oil (bitumen) reservoir that consists mainly of heterogeneous dolostones with unusually large porosities and permeabilities (commonly > 20% and 100 to 10 000 md, respectively). This paper reports an investigation of petrophysical properties of the Grosmont dolostones by means of well log and core material, microscopic petrography (transmitted light, UV-light, SEM), mercury injection capillary pressure measurements and statistics of conventional petrophysical data (porosity, permeability, bitumen saturation) from core plugs.

Stratigraphic and facies analyses show that the best reservoir rocks commonly occur in two shallow water lithofacies with abundant primary porosity. In addition, diagenetic dissolution generated abundant secondary porosity. At least one dissolution event was caused by regional karstification, the other dissolution event(s) is (are) older and may be related to dolomitization. Primary and secondary porosity have been classified into four types of microporosity and five types of mesoporosity. The pore throat textures have been classified into six types on the basis of mercury injection capillary pressure measurements and petrography. Statistical analysis of the pore throat size distribution suggests that reservoir rocks with relatively homogeneous pore throat textures should have better bitumen recovery than those with relatively heterogeneous pore throat textures. Based on the pore throat radius at 20% Hg saturation (R20), recovery efficiency (RE), porosity and permeability, the Grosmont lithologies can be grouped into five types of differing reservoir rock quality: seal beds, nonreservoir rocks, poor, fair and good reservoir rocks.

The results of this study can be used for modelling and design of enhanced recovery schemes, such as steam or CO2 injection, in the Grosmont reservoir. Parts of this study, particularly the classifications of porosity and pore throat textures, can be applied to other dolostone reservoirs.

RESUME

La Formation Grosmont du Devonien superieur au nord-est de l'Alberta forme un reservoir geant de petrole lourd brut (bitume) composee principalement de dolostones heterogenes avec une porosite et une permeabilite inhabituellement importante (normalement > 20% et 100 a 10 000 md, respectivement). Cet expose decrit une etude des proprietes petrophysiques des dolostones de Grosmont a l'aide de diagraphies de forage et de materiel de carottage, de petrographie microscopique (lumiere transmise, lumiere UV, M.E.B. (SEM)), de mesures de la pression capillaire par injection de mercure et de statistiques sur les donnees petrophysiques conventionnelles (porosite, permeabilite, saturation en bitume) et de bouchons de carotte.

Les analyses stratigraphiques et de facies indiquent que les meilleures roches reservoirs se trouvent habituellement dans deux lithofacies d'eau peu profonde avec une porosite primaire abondante. De plus, la dissolution diagenetique a genere une porosite secondaire abondante. Au moins un phenomene de dissolution a ete cause par la karstification regionale, les autres phenomemes de dissolution sont plus anciens et sont peut-etre relies a la dolomisation. Les porosites primaire et secondaire ont ete divisees en quatre types de microporosites et cinq types mesoporosites. Les textures de la gorge du pore ont ete classees en six types, selon les mesures de la pression capillaire par injection de mercure et la petrographie. L'analyse statistique de la distribution des diametres des gorges de pore suggere que les roches reservoirs avec des textures de gorges de pore homogenes devraient avoir un taux de recuperation de bitume meilleur que ceux de textures de gorges de pore heterogenes. Selon le rayon de la gorge du pore a 20% Hg de saturation (R20), l'efficacite de la recuperation (RE), la porosite et la permeabilite, les etudes petrographiques de Grosmont peuvent etre divisees en cinq types de qualites de roches reservoirs: couches obturatrices; roches nonreservoirs et roches reservoirs, pauvres, faibles et bonnes.

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Les resultats de cette etude peuvent etre utilises pour creer des modeles et concevoir des plans pour ameliorer la recuperation, tel que l'injection de vapeur ou de CO2, dans le reservoir Grosmont. Des parties de cette etude, plus particulierement la classification de la porosite et des textures de la gorge des pores, peuvent etre utilisees pour d'autres reservoirs de dolostones.

Traduit par Marie Louise Tomas


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