Турбидиты Монтни провинции Альберта (Канада) – гибридный тип углеводородной системы

UDK: 553.98

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-5-23-29

Ключевые слова: гибридный объект, сложнопостроенный коллектор, триас, турбидиты, эоловые отложения, Западно-Канадский осадочный бассейн

Авт.: П.Е. Сынгаевский (Компания «Шеврон» (подразделение Северной Африки)), к.г.-м.н., С.Ф. Хафизов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.г.-м.н.

Свита Монтни нижнетриасового возраста находится в Западно-Канадском осадочном бассейне и является очень значимым ресурсом, содержащим до 121 млрд м³ газа, 20,173 млн м³ конденсата и 22,48 млн м³ нефти. Запасы связаны преимущественно с низкопроницаемыми алевролитами, содержащими разное количество ограники, и в меньшей степени – с мелкозернистыми песчаниками. Дистальные части турбидитных конусов выноса Монтни сложены хорошо отсортированными и окатанными мелкозернистыми алевролитами, которые на определенных участках палеобассейна чередовались с глинистыми глубоководными разностями, сформированными в условиях кислородного голодания и обогащенными органикой. Эти чередования создают оптимальное сочетание расположенных рядом и контактирующих между собой слойков, генерирующих углеводороды. Отложения удаленных частей конусов выноса формировались в периоды нехватки и отсутствия кислорода, которые чередовались с короткими периодами активности. С указанными обстановками осадконакопления связаны три типа пористости: нанопористость преобразованного органического вещества, микропористотсь глинистых частиц и межгранулярная макропористость обломочной части. Органическое вещество представлено керогеном I и II типов и является источником углеводородов и локально развитого аномально высокого пластового давления. Разнообразные алевролиты формируют участки с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Глинистые разности, содержащие значительные объемы связанной влаги с высокими значениями капиллярных давлений, играют роль локальных покрышек. Толщины турбидитных комплексов Монтни достигают 150-270 м, а продуктивные пласты занимают площадь до 130 км². При средней пористости, равной 6 %, и коэффициенте извлечения нефти не более 10 % они представляют собой весьма перспективный объект разработки даже в условиях высоких колебаний цен на углеводородное сырье. 

Список литературы

1. Davies G.R., Aeolian sedimentation and bypass, Triassic of western Canada // Bulletin of Canadian Petroleum geology. – 1997. –  V. 45& –  P. 624–642.

2. Regional subdivisions, sequences, correlations and facies relationships of the Lower Triassic Montney Formation, west-central Alberta to northeastern British Columbia, Canada – with emphasis on role of paleostructure / G.R. Davies, N. Watson, T.F. Moslow, J.A. MacEachern // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. – 2018. – V. 66. – № 1. – Р. 23–92.

3. Western Canada Sedimentary Basin petroleum systems: A working and evolving paradigm /K.G. Osadetz, A. Mort, L.R. Snowdon [et al.] // Interpretation 6 (2): SE63–SE98. DOI: 10.1190/INT-2017-0165.1

4. Cant D.J., Stockmal G.S. The Alberta foreland basin: relationship between stratigraphy and Cordilleran terrane-accretion events // Canadian Journal Earth Sciences. – 1989. –  V. 26. –  Р. 1964–1975.

5. Kent D.M. Paleogeographic evolution of the cratonic platform - Cambrian to Triassic / in G. Mossop, I. Shetson, eds. – Geological atlas of the Western Canada Sedimentary Basin: Canadian Society of Petroleum Geologists and Alberta Research Council, 1994. – Р. 69–86.

6. Alberta Geological Survey, 2019. Alberta Table of Formations. – https://ags.aer.ca/publication/alberta-table-formations)

7. Henderson C.M., Richards B.C., Barclay J.E. Permian strata of the Western Canada Sedimentary Basin. – Geological atlas of the Western Canada Sedimentary Basin: Canadian Society of Petroleum Geologists and Alberta Research Council, 1994. – Р. 251–259.

8. Palynostratigraphy, lithostratigraphy and thermal maturity of the Lower Triassic Toad and Grayling, and Montney formations of Western Canada and comparisons with coeval rocks of the Sverdrup Basin, Nunavut / J. Utting, J.-P. Zonneveld, R.B. MacNaughton, K.M. Falls // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. – 2005. –  V. 53. – Р. 5–24.

9. Zonneveld J.-P., Moslow Th.F. Paleogeographic setting, lithostratigraphy, and sedimentary framework of the Lower Triassic Montney Formation of western Alberta and northeastern British Columbia // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. – 2018. – V. 66. – № 1. – Р. 1–35.

10. Wood J.M. Water Distribution in the Montney Tight Gas Play of the Western Canadian Sedimentary Basin: Significance for Resource Evaluation // SPE Reservoir Evaluation & Engineering, DOI: 10.2118/161824-PA.

11. Wirth O., Bastian P. Reservoir characterization of the Montney in Blair/Kobes area of NE BC // 5th Unconventional Gas Technical Forum, Victoria, 2011. http://www.ugresources.com/linkclick.aspx?fileticket=CP1Hic3pfR0%3D&tabid=2932.

12. Rakhit K. The Montney resource play - limits and distribution, a hydrodynamic perspective // 4th Annual Unconventional Gas Technical Forum, Victoria, 2010.

13. ERCB/AGS Open File Report 2010-05. Energy Resources Conservation Board, Alberta Geological Survey. Rock Eval™, Total Organic Carbon, and Adsorption Isotherms of the Montney Formation in Alberta: Shale Gas Data Release.

14. Podetz, C.P. Western Canada Activity Summary: Montney. Getting Deeper into the Play. Discovery Digest. January 9, 2019.

15. USGS, 2019. Assessment of Continuous Gas Resources in the Montney and Doig Formations, Alberta Basin Province, Canada, 2018. – Р. 2018–3071.