Reservoir Heterogeneities, in Fractured Fluvial Reservoirs of the Buchan Oilfield (Central North Sea)
Hétérogénéités du réservoir fluvial et fracturé du champ pétrolifère de Buchan (partie centrale de la mer du Nord)
1
Université de Constantine
2
University of Durham
3
Université de Bab Ezzouar
Corresponding author: benzagouta_said@caramail. com
The Buchan Oilfield in the central North Sea is a structurally complex, pervasively fractured Upper Devonian-Carboniferous reservoir comprising vertically stacked, sandstone-dominated, fining-upward sequences deposited predominantly by braided streams. Hierarchical analysis of reservoir quality at the microscale (thin sections), mesoscale (lithofacies and facies sequences) and megascale (zones composed of more than one mesoscale sequence) levels shows that the reservoir can be divided into six megascale units based on their sedimentological properties, poroperm values and electric log response. The microscale and mesoscale properties of these units, particularly the presence of fractures and variations in the correlation coefficient between the logarithm of permeability and porosity, provide a means of defining effective and non-effective reservoir zones, which correspond with, or occur within the units. The most effective zone, between 2738 and 2788 m, consists predominantly of extensively fractured subarkoses which differ from other sandstones in the reservoir in that they contain more preserved primary intergranular porosity and secondary fracture porosity, with porosity values up to 30. 2%, and permeabilities up to 1475 mD. This zone extends across most of the field where it defines, more precisely than has previously been possible, the best quality and most productive part of the reservoir section.
Résumé
Le réservoir pétrolier de Buchan, dans la mer du Nord, présente dans sa partie centrale une complexité du point de vue structural au niveau du Dévonien-Carbonifère. Ce réservoir se caractérise par une succession de séquences décroissantes, à dominance gréseuse de type chenaux en tresse. L'analyse hiérarchique de la qualité du réservoir, à l'échelle microscopique (lames minces), à l'échelle moyenne ou méso (lithofaciès et séquences de faciès) et à grande échelle ou méga (plus d'une séquence), montre que le réservoir peut être divisé en six grandes unités. Cette subdivision a été réalisée en se basant sur les propriétés sédimentologiques, sur les valeurs de la perméabilité et de la porosité, ainsi que sur les réponses des logs électriques. Les propriétés de ces unités aux échelles microscopique et moyenne, particulièrement la présence de fractures et les variations du coefficient de corrélation entre la porosité et le logarithme de la perméabilité, apportent une bonne contribution pour définir les zones efficaces et non efficaces du réservoir se trouvant dans ces unités. La zone la plus efficace, située entre 2738 et 2788 m, est caractérisée par une prédominance de roches de type subarkose à quartzarénite fracturées. Cette zone diffère des autres zones gréseuses du réservoir par une préservation de la porosité intergranulaire primaire ainsi que par une porosité secondaire issue du système de fracturation présent. Les valeurs de la porosité et de la perméabilité peuvent atteindre jusqu'à 30,2 % pour la porosité et 1475 mD pour la perméabilité. Une zone identique a été découverte, s'étendant presque tout le long du champ pétrolifère, et elle définit avec précision la partie la plus productive d'un point de vue qualité du réservoir.
© IFP, 2001