ABSTRACT

One hundred nineteen wells drilled in the Mesozoic structural play of western Sverdrup Basin resulted in one of the technically most successful Canadian petroleum exploration efforts discovering 19 major petroleum fields, including 8 crude oil and 25 natural gas pools. The total original in-place reserve of 294 10⁶ m³ crude oil and 500 10⁹ m³ natural gas at standard conditions is about equivalent to 10% and 23%, respectively, of the remaining national reserves of conventional crude oil and natural gas. Using and comparing both discovery process and volumetric petroleum assessment methods the petroleum resource can be confidently estimated to be between 540 10⁶ m³ and 882 10⁶ m³ original in-place crude oil, and 1242 10⁹ m³ to 1423 10⁹ m³ original in-place natural gas at standard conditions. The total resource is expected to occur in approximately 93 fields, containing about 25 crude oil pools and 117 natural gas pools larger than or equal to the smallest oil and gas pools discovered. Both exploration data and resource assessment results suggest that the largest natural gas pools were found efficiently, and that 9 of the 17 largest gas pools are now discovered. The two largest natural gas pools are believed to have been discovered in the Drake and Hecla fields. There remain undiscovered 17 or 18 natural gas pools larger than or equal to 10 10⁹ m³. In contrast, oil pools, of which no significant discoveries were made during the first nine years of exploration, appear to have been found inefficiently, if not randomly. Although five of the ten largest crude oil pools have been discovered, there remain undiscovered between 7 and 9 crude oil pools expected to have individual resources greater than or equal to 10 10⁶ m³.

Among these is an undiscovered oil pool predicted to be greater than or equal to 100 10⁶ m³, similar in size to the largest discovered crude oil pool at Cisco in the Awingak Formation. The ability to compare discovery process and volumetric methods of assessment increases confidence in these results, while illustrating the relative merits of each technique. The Geo-anchored discovery process model analyzes oil and gas pools simultaneous while it independently and objectively estimates numbers of accumulations, without reference to subjective exploratory risk evaluations or efficiencies of geophysical prospecting. This suggests that similar assessments could be improved by:

1. the use of the Multivariate Discovery Process Model to obtain unbiased distributions of reservoir volumetric parameters,
2. the simultaneous estimation of oil and gas pools numbers using the Geo-anchored method, and
3. the validation of assessments by comparing the predictions of different methods.

RESUME

Cent dix-neuf puits fores dans la cible structurale du Mezosoique de l'ouest du bassin de Sverdrup ont eu pour resultat un des efforts les plus reussis techniquement de l'exploration petroliere canadienne, ayant decouvert 19 champs petroliers majeurs, comprenant huit gisements de petrole brut et 25 de gaz naturel. La quantite totale d'origine des reserves en place de 294 10⁶ m³ de petrole brut et de 500 10⁹ m³ de gaz naturel, a des conditions normales, est a peu pres equivalente a respectivement 10% et 23% des reserves nationales restantes de petrole brut conventionnel et de gaz naturel. En utilisant et comparant a la fois les processus de decouverte et les methodes volumetriques d'evaluation du petrole, la ressource en petrole peut-etre evaluee avec confiance comme variant entre 540 10⁶ m³ et 882 10⁶ m³ de petrole brut en place a l'origine, et de 1242 10⁹ m³ a 1423 10⁹ m³ de gaz naturel en place a l'origine a des conditions normales. La ressource totale devrait se presenter selon les attentes dans approximativement 93 champs, contenant approximativement 25 gisements de petrole et 117 gisements de gaz naturel plus grand ou egaux aux plus petits gisements de petrole et gaz decouverts. Ensemble, les donnees d'exploration et les resultats de l'evaluation de la ressource suggerent que les plus grands gisements de gaz naturel ont ete trouves efficacement, et que 9 des 17 plus grands gisements de gaz ont maintenant ete decouverts. Les deux plus grands gisements de gaz naturel correspondent possiblement

* Geological Survey of Canada Contribution Number: 2000185

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aux decouvertes des champs de Drake et de Hecla. Il reste 17 ou 18 gisements de gaz naturel non decouverts plus grand ou egaux a 10 10⁹ m³. Par contraste, les gisements de petroles, dont aucune decouverte significative n'a ete faite durant les premieeres neufs annees de l'exploration, ne semblent pas avoir ete trouves de facon efficace, mais meme plutot en raison du hasard. Meme si cinq des dix plus grands gisements de petrole brut on ete decouverts, il reste entre sept et neuf gisements non decouverts de petrole brut pour lesquels on s'attend a des ressources individuelles plus grandes que ou egales a 10 10⁶ m³.

Parmi ceux-ci, il y a un gisement de petrole non decouvert que l'on prevoit etre plus grand ou egal a 100 10⁶ m³, similaire en dimension au plus grand gisement de petrole brut decouvert a Cisco dans la Formation d'Awingak. La capacite de comparer le processus de decouverte et les methodes volumetriques d'evaluation augmente la confiance en ces resultats, tout en illustrant la valeur relative de chaque technique. Le modele de processus geo-ancre de decouverte analyse les gisements de petrole et de gaz simultanement, pendant qu'il evalue independamment et objectivement le nombre d'accumulations sans reference a l'evaluations subjective du risque d'exploration ou de l'efficacite de la prospection geophysique. Ceci suggere que des evaluations similarires pourraient etre ameliorees par:

1. l'utilisation du modele multivariant de processus de decouverte pour obtenir des distributions impartiales des parametres volumetrique de reservoir,
2. l'evaluation simultanee du nombre de gisements de petrole et de gaz en utilisant la methode geo-ancree, et
3. la validation des evaluations en comparant les predictions faites avec des methodes differentes.

Traduit par Lynn Gagnon