About This Item

Share This Item

The AAPG/Datapages Combined Publications Database

CSPG Bulletin

Abstract


Bulletin of Canadian Petroleum Geology
The Devonian of Western Canada - Aspects of a Carbonate Petroleum System
Vol. 49 (2001), No. 1. (March), Pages 86-116

3-D Geologic Model of a Fractured Carbonate Reservoir, Norman Wells Field, NWT, Canada

Lyndon A. Yose, Thorston Eiben, Steven Brown, Gary S. Kompanik, Timothy L. Davis, Susanne R. Maxwell

ABSTRACT

Norman Wells is a Devonian-age carbonate bank complex located in the Northwest Territories of Canada, 60 kilometres south of the Arctic Circle. The bank complex reaches a maximum thickness of 130 metres in the bank interior and thins towards the basin, due to a combination of bank-margin backsteps and depositional pinchout. Norman Wells is an oil reservoir with approximately 108 million cubic metres (680 million barrels) of original oil in place. The reservoir is naturally fractured with low matrix permeability (avg. 2 to 4 millidarcies). Previous 3-D modeling efforts at Norman Wells did not attempt to incorporate fracture permeabilities, resulting in discrepancies among the static and dynamic reservoir models and historical field performance data. In the present study, a 3-D geologic model was constructed to quantify the combined affects of matrix and fracture properties on total, full-field permeability. Matrix and fracture properties were modeled separately, and then combined into a total permeability model. Matrix properties vary as a function of depositional facies and the sequence-stratigraphic framework. Core and log data were used in combination with facies and stratigraphic information to develop the 3-D porosity and matrix permeability models. Fracture permeabilities were modeled using a two-stage approach. First, in mjection and production data were used to isolate and model the fracture component of total permeability within the reservoir (fracture-enhanced permeability). Second, geometric fracture properties (orientations, sizes, densities) measured from core, image logs and outcrop data were used to quantify fracture geometries and the resultant flow anisotropy (directional permeability). Structural, stratigraphic, and facies information were incorporated into the 3-D model framework and used to guide the allocation of fracture permeabilities away from well control.

Modeling results show that fractures variably enhance matrix permeabilities and that, without fracture enhancement, significant areas of the Norman Wells reservoir would be non-commercial. In most areas of the reservoir, the fracture network is developed at an optimum level to enhance matrix permeabilities without significant impact on reservoir conformance. However, some areas of the reservoir are more highly fractured, resulting in injected-water breakthrough and reduced reservoir conformance. Fracture properties vary in a predictable manner as a function of structural position and the mechanical stratigraphy of the carbonate bank. Fracture influence is greatest along the bank margins and in the steeper dipping, updip (northeast) structural region of the reservoir. Using this new model, a history match of production performance was achieved rapidly and required little modification of permeabilities in the flow simulator. Benefits of incorporating dynamic data directly into the 3-D geologic model include 1) reduced need for adjusting permeabilities in the flow simulator, resulting in increased consistency between the static and dynamic models, and 2) geologic information is used to guide the distribution of the excess permeability rather than ad-hoc adjustments in the flow simulator. The new static and dynamic models are being used for reserves and production forecasts, opportunity identification, and field management.

RESUME

Norman Wells est un complexe de platiers carbonates d'age Devonien situe dans les Territoires du Nord-Ouest du Canada, a 60 kilometres au sud du Cercle Arctique. Le complexe de platiers atteint une epaisseur maximale de 130

End_Page 86-------------------------

metres dans l'interieur du platier et s'amincit vers le bassin du a une combinaison de reculs de la marge de platier et de disparition par biseautage. Norman Wells est un reservoir de petrole avec approximativement 108 millions de metres cubes (680 millions de barils) de petrole originellement en place. Le reservoir est fracture naturellement avec une faible permeabilite de matrice (en moy. 2 a 4 millidarcys). Les efforts anterieurs de modelisation 3D a Norman Wells n'ont pas tente d'incorporer les permeabilites de fracture, ce qui a resulte en des divergences entre les modeles de reservoir statique et dynamique, et donnees d'historique de rendement de champ. Dans la presente etude, un modele geologique 3-D a ete construit pour quantifier les effets combines des proprietes de matrice et de fracture sur la permeabilite totale, de l'ensemble du champ. Les proprietes de matrice et de fracture ont ete modelisees separement et puis ont ete combinees dans un modele de permeabilite totale. Les proprietes de matrice varient en fonction des facies de depot et du cadre de stratigraphie sequentielle. Les donnees de carottes et de diagraphie ont ete utilisees en combinaison avec l'information de facies et stratigraphique. Les permeabilites de fracture ont ete modelisees en utilisant une approche en deux etapes. Premierement, les donnees d'injection et de production ont ete utilisees pour isoler et modeliser la composante de fracture de la permeabilite totale a l'interieur du reservoir (permeabilite augmentee par les fractures). Deuxiemement, les proprietes geometriques des fractures (orientation, dimensions, densites) mesurees a partir de carottes, d'imagerie diagraphique et d'affleurement ont ete utilisees pour quantifier la geometrie des fractures et l'anisotropie d'ecoulement resultante (permeabilite directionnelle). Les informations structurale, stratigraphique et de facies ont ete incorporees a l'interieur d'un modele cadre 3-D et utilisees pour guider l'allocation des permeabilites de fracture au-dela des controles fourni par les puits.

Les resultats de la modelisation montrent que les fractures augmentent la permeabilite de matrice de facon variable et que sans augmentation de cette permeabilite par la fracturation, des zones significatives du reservoir de Norman Wells n'auraient pas de valeur commerciale. Dans la plupart des zones du reservoir, le reseau de fracture s'est developpe a un niveau optimum pour augmenter les permeabilites de matrice sans avoir toutefois un impact sur la conformite du reservoir. Toutefois, certaines zones du reservoir sont plus fortement fracturees, resultant en des arrivees d'eaux d'injection et une reduction de la conformite du reservoir. Les proprietes de fracture varient de facon previsible, en fonction de la position structurale et de la stratigraphie mecanique du banc de carbonate. L'influence de la fracturation est maximale le long des marges de banc et dans la region structurale a pendage plus abrupt et en amont-pendage (nord-est) du reservoir. En utilisant ce nouveau modele, une histoire conforme au rendement de production a pu etre rapidement realisee et n'a requis que peu de modification des permeabilites du simulateur d'ecoulement. Les benefices d'incorporation des donnees dynamiques directment dans le modele geologique 3-D incluent 1) la diminution du besoin d'ajuster les permeabilites dans le simulateur d'ecoulement, resultant en un plus grand accord entre les modeles statique et dynamique, et 2) l'information geologique est utilisee pour guider la distribution de l'exces de permeabilite plutot que des ajustements ad hoc dans le simulateur d'ecoulement. Les nouveaux modeles statique et dynamique sont utilises pour les previsions des reserves et de la production, l'identification des opportunites, et la gestion des champs.

Traduit par Lynn Gagnon


Pay-Per-View Purchase Options

The article is available through a document delivery service. Explain these Purchase Options.

Watermarked PDF Document: $14
Open PDF Document: $24