Rock compositional control on geomechanical properties of the Montney Formation, Western Canadian Basin

Abstract

We examine geological and geomechanical properties of the Montney Formation of Western Canada, a reservoir dominated by silt-rich mudstone (siltstone) that hosts one of the largest hydrocarbon resources in Western Canada. Geomechanical properties are critical to assessment and exploitation of this reservoir, affecting both the development of natural fractures and the formation’s response to hydraulic stimulation. We evaluate relationships between rock composition (mineralogy and organic matter), lithology and rock fabric, and dynamic Young’s modulus, dynamic Poisson’s ratio, hardness and brittleness in five wells that represent a range of burial depths. Our study highlights similarities and differences between the silt-rich mudstone of the Montney Formation and more commonly studied clay-rich mudstones (shales). Statistical analysis established that no one of the parameters investigated strongly correlates with their dynamic rock mechanical properties. Nonetheless, clay content is the most significant component affecting the strength and brittleness of the Montney siltstone, an observation consistent with several other fine-grained reservoirs. We also showed that water saturation has a pronounced effect on dynamic elastic moduli and concluded that hardness measurements are a poor proxy for rock brittleness in the Montney siltstone, in contrast to observations of several shale formations. No relationship was found between the geomechanical properties and sedimentary facies in the Montney Formation, in contrast to the behavior of many shale formations, which we attribute to the size and compositional homogeneity of the detrital material comprising the siltstone, and to pervasive cementation at shallow burial depth that further homogenized the rock. Rock fabric, encompassing the orientation, shape, and size of the grains, grain contacts, porosity, organic matter distribution and authigenic cements (mineralogy and distribution) is what distinguishes silt-rich or silt-dominated mudstones from clay-rich or clay-dominated mudstones. A comparison of fabric controls on geomechanical properties of silt-rich mudstones, mud-rich mudstones, and sandstones revealed that: 1) intergranular porosity in a sandstone may be a proper analog for the influence of porosity, organic matter distribution, and grain boundaries on the geomechanical properties of the Montney; and 2) shales may be a proper analog for the influence of clay content and total cement volume on the geomechanical properties of the Montney siltstone. Résumé Dans le présent document, nous examinons les propriétés géologiques et géomécaniques de la Formation de Montney, un réservoir où prédomine le mudstone riche en silt (siltstone), lequel renferme l’une des plus vastes ressources en hydrocarbures du Canada occidental. Les propriétés géomécaniques sont essentielles pour évaluer et exploiter ce réservoir, tant sur le plan de l’évolution des fractures naturelles que celui de la réaction de la formation à la stimulation hydraulique. Nous évaluons les relations entre la composition de la roche (minéralogie et matières organiques), la lithologie, la pétrofabrique, le module d’Young dynamique, le coefficient de Poisson dynamique, la dureté et la fragilité au moyen de cinq puits représentant une variété de profondeurs d’enfouissement. Notre étude met en relief les similarités et les différences entre le mudstone riche en silt de la Formation de Montney et les mudstones riches en argile (shales) plus couramment étudiés. Les analyses statistiques révèlent qu’aucun des paramètres examinés n’établit de fortes corrélations avec leurs propriétés mécaniques et dynamiques de la roche. Néanmoins, le contenu en argile est le composant le plus significatif qui influe sur la résistance et la fragilité du silstone de Montney, une observation en accord avec plusieurs autres réservoirs à grains fins. Nous avons également montré que la saturation par l’eau produit un effet prononcé sur le module d’élasticité dynamique et avons conclu que les mesures de dureté ne sont pas de bons moyens pour déterminer la fragilité de la roche du siltstone de Montney, par contraste avec les observations de plusieurs formations de shales. Aucune relation n’a été trouvée entre les propriétés géomécaniques et les faciès sédimentaires de la Formation de Montney et cela en opposition au comportement de nombreuses formations de shales que nous attribuons à la taille et à l’homogénéité compositionnelle du matériel détritique du siltstone, ainsi que de la cimentation pervasive à un niveau peu profond de l’enfouissement, laquelle a prolongé l’homogénéisation de la roche. Englobant orientation, forme et taille des grains, contacts des grains, porosité, répartition des matières organiques et ciments authigènes (minéralogie et répartition), la pétrofabrique permet de distinguer le mudstone riche en silt ou à prédominance de silt de celui riche en argile ou à prédominance d’argile. Une comparaison entre les composantes qui régissent les propriétés géomécaniques du mudstone riche en silt, du mudstone riche en boue et du grès révèle que : 1) la porosité intragranulaire du grès pourrait être un analogue approprié pour influencer la porosité, la répartition de la matière organique et les joints de grains sur les propriétés géomécaniques de la Formation de Montney; et 2) les shales pourraient être un analogue approprié pour influencer la composition en argile et le volume total en ciment des propriétés géomécaniques du siltstone de la Formation de Montney. Michel Ory