Incidence and Importance of Tectonics and Natural Fluid Migration on Reservoir Evolution in Foreland Fold-And-Thrust Belts
Impact de la tectonique et de la migration naturelle des fluides sur l'évolution des réservoirs dans les chaînes plissées et leurs avant-pays
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Institut français du pétrole
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Afdeling Fysico-chemische Geologie
Corresponding author: francois.roure@ifp.fr
Integrated structural-petrographic-magnetic-basin modeling case studies in numerous foreland fold-and-thrust belts provided key information on the critical parameters and processes controlling reservoir evolution from the end of the passive margin phase to the post-orogenic collapse of the tectonic pile. Fluid-rock interactions in reservoir rocks are intensified during tectonic events, as tectonic compaction in the foreland and development and re-opening of fracture systems in the allochthon help remobilizing basinal fluids, to squeeze-out host-rock buffered fluids as well as to reinject exotic fluids in reservoir sandstone or carbonate layers. For instance, quartz cementation in Sub-Andean foothills is dominantly controlled by Layer Parallel Shortening (LPS/tectonic compaction) in the footwall of frontal thrusts. LPS can also be inferred to cause in situ recrystallisation of mesodolomite in the Canadian Cordilleran Foreland Belt. In contrast, secondary hydrothermal dolomitization of limestone strata usually accounts for lateral migration in stratigraphic conduits in the foreland and for vertical migration of mineralizing fluids in open fractures in the allochthon, respectively. Alternatively, vuggy porosity observed in allochthonous carbonate strata in the North American Cordillera can also be interpreted to result from reservoir cooling operating in a dominantly closed fluid system during tectonic uplift and coeval erosion. Basin models can provide realistic estimates of burial-temperature history that can be compared to paleo-thermometers, such as fluid inclusions or stable isotopes, and thus provide a means to determine the relative age of cementation or dissolution episodes. Basin models can also provide fluid velocities, that can be subsequently used as critical constraints on diagenetic models at reservoir scale. Natural fluid-rock interactions induced by exotic tectonic fluids are short, no longer than one million years. As such, they constitute very good models of the long term effects of CO2 and H2S injection and storage in natural reservoirs. The integrated quantitative appraisal approach proposed here for petroleum evaluation and reservoir prediction, also provides useful information on the overall changes in fluid flow regime and fluid velocities trough time in natural open systems, that should be used as regional boundary conditions for future reservoir storage and monitoring of acid gases in natural reservoirs.
Résumé
Nous avons utilisé ici les résultats d'études de cas réalisées dans plusieurs chaînes plissées et leurs avant-pays au moyen d'une méthodologie intégrant la géologie structurale, la pétrographie, la fabrique magnétique et les modélisations de bassin. Cette méthode permet d'identifier les paramètres critiques et les processus contrôlant l'évolution des réservoirs depuis la fin du développement de la marge passive jusqu'aux épisodes postorogéniques de collapse de l'édifice tectonique. Les interactions fluides-roche sont exacerbées pendant les périodes de crise tectonique. La compaction tectonique est déjà active dans l'avant-pays, tandis que le développement et la réouverture de réseaux de fractures permettent de remobiliser les fluides dans les unités allochtones, d'expulser les fluides préalablement rééquilibrés des roches-réservoirs, mais aussi d'injecter de nouveaux fluides exotiques, en déséquilibre chimique, dans les drains carbonatés ou gréseux. Dans les bassins subandins, la cimentation siliceuse est ainsi dominée par les effets de la compression tectonique (raccourcissement parallèle aux couches ou LPS) dans les unités sous-charriées à proximité du front de la déformation. Le LPS est aussi suspecté de contrôler la recristallisation des mésodolomites dans l'avant-pays des montagnes Rocheuses au Canada. En revanche, la dolomitisation secondaire par processus hydrothermaux des niveaux carbonatés permet souvent une migration latérale des fluides diagénétiques le long d'horizons stratigraphiques peu pentus dans l'avant-pays, mais aussi l'échappement vertical de fluides minéralisateurs dans les réseaux de fractures ouvertes de l'allochtone. Inversement, le développement de porosité vacuolaire dans les séries carbonatées allochtones de la Cordillère nord-américaine peut s'expliquer par un refroidissement progressif du réservoir dans un système relativement clos, en liaison avec la surrection tectonique et l'érosion progressive des séries superficielles. Les modélisations de bassin permettent d'obtenir des estimations réalistes des paléo-températures et des paléo-enfouissements atteints par un réservoir donné, valeurs qui peuvent être ensuite comparées à des paléo-thermomètres tels que les inclusions fluides ou les isotopes stables, permettant ainsi de dater de manière indirecte les épisodes de cimentation ou de dissolution. Ces modèles de bassins fournissent aussi des vitesses d'écoulement des fluides, qui peuvent être ensuite utilisées comme conditions aux limites pour des modèles diagénétiques à l'échelle du réservoir. Dans la nature, les interactions fluides-roche induites par l'injection tectonique de fluides exotiques sont de courte durée, ne dépassant pas le million d'années. Ces mouvements de fluides contrôlés par la tectonique constituent donc de bons analogues pour étudier les effets à long terme d'injection et de stockage de gaz acides comme le CO2 ou l'H2S dans les réservoirs naturels. Les mêmes méthodes quantitatives, validées ici dans des études régionales, dont le but principal est l'évaluation pétrolière, constituent également des prototypes permettant déjà de fournir des valeurs de référence pour les vitesses de transfert de fluides en systèmes ouverts, qui seront de fait fort utiles pour le stockage et la surveillance de gaz acides confinés dans des réservoirs naturels.
© IFP, 2005