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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 149-164

Fluid Inclusion and Stable Isotopic Studies of Thermochemical Sulphate Reduction from Burnt Timber and Crossfield East Gas Fields in Alberta, Canada

Chao Yang, Ian Hutcheon, H.R. Krouse

ABSTRACT

Thermochemical sulphate reduction (TSR) is generally considered to be the source of high H2S content in deep Devonian and Mississippian gas fields. Increasing concentration of both H2S and CO2 is observed to correlate in general with increasing depth, and therefore temperature. The TSR reaction between anhydrite and natural gas to produce calcite and H2S is also thought to generate water. Fluid inclusions in TSR calcite cement from the Burnt Timber and Crossfield East natural gas fields in the Upper Devonian Crossfield Member, in the Foothills and adjacent Plains of southwestern Alberta, reveal details of the TSR reaction. Petrographic, stable isotopic, fluid inclusion microthermometry and gas compositional data have been gathered to calibrate the temperature range of TSR and to obtain semi-quantitative compositional data on the variation and evolution of natural gas composition and reaction products as TSR proceeds.

Fluid inclusions in late-stage calcite have higher homogenization temperature (Th: 110-160°C) and lower salinity (3.9 to 9.9wt.% NaCl equivalent) than anhydrite cement (Th: 80-105°C; 11.6-17.8wt.% NaCl equivalent). They also have distinctively lower salinity (5-20wt.% NaCl equivalent) and heavier oxygen isotopic composition (delta.gif (54 bytes)18Owater = 7.8-11.7‰ V-SMOW) than formation water in the area (delta.gif (54 bytes)18Owater = -5-+7‰ V-SMOW and 20-25wt.% NaCl equivalent); and contain CH4, H2S, CO2, C2H6 and C3H8 gases. This indicates that TSR occurred at a temperature range between 110 and 160°C and less saline (fresh?) water was produced within the reservoirs during TSR. Water from the TSR reaction has locally diluted the formation water and, potentially, may have increased the TSR reaction rate because hydrocarbon solubility is greater in less saline water.

The delta.gif (54 bytes)34S values of H2S gas increase with increasing H2S% in the gas fields and they approach the values of elemental sulphur (+25.4 to +26.4‰ V-CDT), which in turn are similar to the values of anhydrite. The negative delta.gif (54 bytes)13C values of calcite (-23.9 to and -12.0‰ V-PDB) reflect incorporation of organic carbon from the isotopically light hydrocarbons. The occurrence of light hydrocarbon gases (e.g. CH4, C2H6 and C3H8) in fluid inclusions in calcite suggests their participation in TSR.

RESUME

La reduction thermochimique des sulfates (RTS) est generalement consideree comme la source du contenu eleve en H2S dans les champs profonds de gaz du Devonien et du Mississippien. Les concentrations croissantes du H2S et du CO2 sont observees comme etant generalement correlatives avec l'augmentation de la profondeur et par consequence de la temperature. La reaction RTS entre l'anhydrite et le gaz naturel pour produire de la calcite et du H2S est aussi percue comme etant generatrice d'eau. Les inclusions fluides dans le ciment RTS de calcite du Membre Crossfield du Devonien superieur des champs de Burnt Timber et de Crossfield Est, dans les Foothills et les plaines adjacentes du Sud-Ouest de l'Alberta, revelent des details quant a la reaction de RTS. Les donnees de petrographie d'isotopes stables, de microthermometrie des inclusions fluides, et les donnees de composition des gaz qui ont ete acquises pour calibrer l'echelle de temperature de la RTS et pour obtenir des donnees semi-quantitatives compositionnelles quant a la variation et a l'evolution de la composition du gaz naturel et aux produits de la reaction decoulants de la RTS.

Les inclusions fluides de la calcite de phase tardive ont une temperature d'homogeneisation plus haute (Th: 110-160°C) et une salinite plus basse (3.9 a 9.9% poids NaCl equivalent) que le ciment d'anhydrite (Th: 80-105°C; 11.6 - 17.8% poids NaCl equivalent). Elles se distinguent aussi par une salinite plus basse (5-20% poids NaCl equivalent) et une composition isotopique de l'oxygene plus lourde (delta.gif (54 bytes)18Oeau = 7.8-11.7‰ V-SMOW) que les eaux de formation dans

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la region (delta.gif (54 bytes)18Oeau = -5-+7‰ V-SMOW et 20-25% poids NaCl equivalent), et contiennent des gaz de CH4 H2S, CO2, C2H6 et C3H8. Ceci indique que la RTS s'est produite dans une gamme de temperatures situee entre 110 et 160°C et que des eaux moins salines (douces?) ont ete produites a l'interieur des reservoirs durant la RTS. L'eau provenant de la reaction RTS a localement dilue les eaux de formation et, peut avoir potentiellement augmente le taux de reaction RTS parce que la solubilite des hydrocarbures est plus grande dans des eaux moins salines.

Les valeurs de delta.gif (54 bytes)34S du gaz H2S augmentent avec une augmentation du % H2S dans les champs de gaz et elles approchent des valeurs du soufre elementaire (+25.4 to +26.4‰ V-CDT), qui a leurs tours sont similaires aux valeurs de l'anhydrite. Les valeurs negatives de delta.gif (54 bytes)13C de la calcite (-23.9 to -12.0‰ V-PDB) refletent l'incorporation de carbone organique a partir d'hydrocarbures isotopiquement legers. L'occurrence de gaz legers d'hydrocarbures (ex. CH4, C2H6 et C3H8) dans les inclusions fluides de la calcite suggere leur participation a la RTS.

Traduit par Lynn Gagnon


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