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CSPG Bulletin


Bulletin of Canadian Petroleum Geology
Vol. 42 (1994), No. 4. (December), Pages 529-543

Evaluation of the Diagenetic and Structural Influences on Hydrocarbon Entrapment in the Cardium Formation, Deep Basin, Western Alberta

Christopher Murray, Robert Ehrlich, Edward Mason Ross Clark


In the Deep Basin of Alberta, a northwest-trending boundary separates hydrocarbon prone rocks in the west (downdip) from water-bearing rocks in the east (updip). This boundary represents a discontinuity or interruption in reservoir character. Otherwise, the updip water would exchange positions with the downdip hydrocarbons. Possible mechanisms include facies change, diagenetic effect or faulting. An analysis of the Cardium main sand based on thin section, capillary pressure data and structural information was performed in an effort to determine the controlling factors on the location of the oil/water boundary.

In the area of study the Cardium main sand forms a quasi-continuous sand unit across the oil/water boundary, minimizing facies change as a trapping mechanism. Capillary pressure information and analysis of thin sections has shown that the sandstones on the downdip (oil side) of the boundary are more cemented than those updip resulting in distinctly smaller pore throat sizes downdip. This pattern of capillarity is the reverse required for using a diagenetic change to explain the present fluid configuration, indicating that a diagenetic change is not the trapping mechanism. Structural analysis involving trend surface residuals has shown that the location of the hydrocarbon/water boundary coincides with a change in structural style. A structural interpretation should therefore be considered as a viable explanation of the hydrocarbon/water boundary of the Deep Basin.


Dans le bassin profond (Deep Basin) de l'Alberta, une frontiere se dirigeant vers le nord-ouest separe les roches enclines a contenir de l'hydrocarbure a l'ouest (en aval pendage) des roches aquiferes a l'est (en amont-pendage). Cette frontiere constitue une discontinuite ou une interruption de caractere du reservoir. Dans le cas contraire, l'eau en amont-pendage changerait de position avec les hydrocarbures en aval pendage. Les mecanismes possibles comprennent un changement de facies, un effet diagenetique ou une formation de faille. Une analyse du sable principal de Cardium a l'aide de lames minces, les donnees de pression capillaire et les donnees structurales a ete effectuee afin de determiner les facteurs de controle de l'emplacement de la frontiere petrole/eau.

Dans la region etudiee le sable principal de Cardium forme une unite de sable presque continue qui traverse la frontiere petrole/eau, minimisant ainsi le changement de facies comme mecanisme de piegeage. Les donnees de la pression capillaire et l'analyse des lames minces indiquent que le gres de la partie en aval pendage (cote du petrole) de la frontiere est plus cimente celui en amont-pendage ce qui donne des diametres distinctement plus petits pour les gorges de pores en aval pendage. Cette structure de capillarite est l'inverse necessaire pour expliquer la configuration du fluide actuelle grace a un changement diagenetique, indiquant que ce changement n'est pas le mecanisme de piegeage. L'analyse structurale mettant en jeu la direction des residuels de surface indique que l'emplacement de la frontiere hydrocarbure/eau correspond avec le changement de style structural. Par consequent, une interpretation structurale devrait etre consideree comme une explication logique de la frontiere hydrocabure/eau du bassin profond (Deep Basin).

Traduit par Marie Louise Tomas

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