Petroleum potential in western Sverdrup Basin, Canadian

BULLETIN OF CANADIAN PETROLEUM GEOLOGY
VOL. 48, NO. 4 (DECEMBER, 2000), P. 000-000
Petroleum potential in western Sverdrup Basin, Canadian Arctic Archipelago*
ZHUOHENG CHEN, KIRK G. OSADETZ, ASHTON F. EMBRY, HAIYU GAO, AND PETER HANNIGAN
Geological Survey of Canada
3033 - 33Street NW
Calgary, AB
T2L 2A7
ABSTRACT
One hundred nineteen wells drilled in the Mesozoic structural play of western Sverdrup Basin resulted in one of the
technically most successful Canadian petroleum exploration efforts discovering 19 major petroleum fields, including 8
crude oil and 25 natural gas pools. The total original in-place reserve of 294 x 106 m3 crude oil and 500 x 109 m3 natural gas at standard conditions is about equivalent to 10% and 23%, respectively, of the remaining national reserves of
conventional crude oil and natural gas. Using and comparing both discovery process and volumetric petroleum assessment methods the petroleum resource can be confidently estimated to be between 540 x106 m3 and 882 x106 m3 original in-place crude oil, and 1242 x109 m3 to 1423 x109 m3 original in-place natural gas at standard conditions. The total
resource is expected to occur in approximately 93 fields, containing about 25 crude oil pools and 117 natural gas pools.
Both exploration data and resource assessment results suggest that the largest natural gas pools were found efficiently,
and that 9 of the 17 largest gas pools are now discovered. The two largest natural gas pools are believed to have been
discovered in the Drake and Hecla fields. There remain undiscovered 17 or 18 natural gas pools larger than or equal to
10 x109 m3. In contrast, oil pools, of which no significant discoveries were made during the first nine years of exploration, appear to have been found inefficiently, if not randomly. Although five of the ten largest crude oil pools have
been discovered there remain undiscovered between 7 and 9 crude oil pools expected to have individual resources
greater than or equal to 10 x106 m3. Among these is an undiscovered oil pool predicted to be greater than or equal to
100 x106 m3, similar in size to the largest discovered crude oil pool at Cisco in the Awingak Formation. The ability to
compare discovery process and volumetric methods of assessment increases confidence in these results, while illustrating the relative merits of each technique. The Geo-anchored discovery process model analyzes oil and gas pools simultaneous while it independently and objectively estimates numbers of accumulations without reference to subjective
exploratory risk evaluations or efficiencies of geophysical prospecting. This suggests that similar assessments could be
improved by:
a) the use of the Multivariate Discovery Process Model to obtain unbiased distributions of reservoir volumetric parameters,
b) the simultaneous estimation of oil and gas pools numbers using the Geo-anchored method, and
c) the validation of assessments by comparing the predictions of different methods.
RÉSUMÉ
Cent dix-neuf puits forés dans la cible structurale du Mézosoïque de l'ouest du bassin de Sverdrup ont eu pour résultat un des efforts les plus réussis techniquement de l'exploration pétrolière canadienne, ayant découvert 19 champs
pétroliers majeurs, comprenant huit gisements de pétrole brut et 25 de gaz naturel. La quantité totale d'origine des
réserves en place de 294 x 106 m3 de pétrole brut et de 500 x 109 m3 de gaz naturel, à des conditions normales, est à
peu près équivalente à respectivement 10% et 23% des réserves nationales restantes de pétrole brut conventionnel et de
gaz naturel. En utilisant et comparant à la fois les processus de découverte et les méthodes volumétriques d'évaluation
du pétrole, la ressource en pétrole peut-être évaluée avec confiance comme variant entre 540 x106 m3 et 882 x106 m3
de pétrole brut en place à l'origine, et de 1242 x109 m3 à 1423 x109 m3 de gaz naturel en place à l'origine à des conditions normales. La ressource totale devrait se présenter selon les attentes dans approximativement 93 champs, contenant approximativement 25 gisements de pétrole et 117 gisements de gaz naturel. Ensemble, les données d'exploration
et les résultats de l'évaluation de la ressource suggèrent que les plus grands gisements de gaz naturel ont été trouvés efficacement, et que 9 des 17 plus grands gisements de gaz ont maintenant été découverts. Les deux plus grands gisements
de gaz naturel correspondent possiblement aux découvertes des champs de Drake et de Hecla. Il reste 17 ou 18 gisements de gaz naturel non découverts plus grand ou égaux à 10 x109 m3. Par contraste, les gisements de pétroles, dont
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Z. CHEN, K.G. OSADETZ, A.F. EMBRY, H. GAO, and P. HANNIGAN
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aucune découverte significative n'a été faite durant les premières neufs années de l'exploration, ne semblent pas avoir été
trouvés de façon efficace, mais même plutôt en raison du hasard. Même si cinq des dix plus grands gisements de pétrole
brut on été découverts, il reste entre sept et neuf gisements non découverts de pétrole brut pour lesquels on s'attend à des
ressources individuelles plus grandes que ou égales à 10 x106 m3.
Parmi ceux-ci, il y a un gisement de pétrole non découvert que l'on prévoit être plus grand ou égal à 100 x106 m3,
similaire en dimension au plus grand gisement de pétrole brut découvert à Cisco dans la Formation d'Awingak. La capacité de comparer le processus de découverte et les méthodes volumétriques d'évaluation augmente la confiance en ces
résultats, tout en illustrant la valeur relative de chaque technique. Le modèle de processus géo-ancré de découverte
analyse les gisements de pétrole et de gaz simultanément, pendant qu'il évalue indépendamment et objectivement le
nombre d'accumulations sans référence à l'évaluation subjective du risque d'exploration ou de l'efficacité de la prospection géophysique. Ceci suggère que des évaluations similaires pourraient être améliorées par:
a) l'utilisation du modèle multivariant de processus de découverte pour obtenir des distributions impartiales des
paramètres volumétrique de réservoir,
b) l'évaluation simultanée du nombre de gisements de pétrole et de gaz en utilisant la méthode géo-ancrée, et
c) la validation des évaluations en comparant les prédictions faites avec des méthodes différentes.
Traduit par Lynn Gagnon
INTRODUCTION
Petroleum resource assessment predicts undiscovered petroleum accumulation characteristics using available knowledge.
Assessment is important because sound estimates of undiscovered potential help to characterize and rank exploration opportunities. Various petroleum assessment methods, often with
different goals, have been proposed during the last thirty years.
Assessment techniques address either “petroleum systems” or
“plays”. Petroleum system assessments consider volumes of
petroleum generated and proportions of petroleum entrapped
(Dow and Magoon, 1994). The method requires either sufficient geological data or subjective inference to allow petroleum
system identification and characterization, especially regarding
secondary migration and entrapment efficiencies. Detailed
studies of “classic” petroleum systems (Magoon and Dow,
1994; Dow, 1974) indicate significant uncertainties in petroleum systems definition and analysis (Burrus et al., 1996;
Osadetz et al., 1992). Petroleum system assessments allow no
Fig. 1. Location map showing the distribution of Middle Triassic oil and gas fields in west-central Alberta. The Hythe study area is outlined.