Habitat of Biodegraded Heavy Oils: Industrial Implications

Abstract

Résumé -Habitat géologique des huiles lourdes biodégradées : implications industrielles -Les huiles lourdes, extra-lourdes et les sables bitumineux représentent des ressources mondiales équivalentes à celles des pétroles conventionnels. En raison de leur forte viscosité leur production est un défi technique et économique majeur. Comprendre l'origine et l'habitat géologique de ces pétroles non-conventionnels est un enjeu important pour optimiser les opérations d'exploration et de production. La grande majorité des pétroles lourds est le résultat de la dégradation de pétroles conventionnels par une activité bactérienne. Les facteurs limitant des processus biologiques impliqués (température, sels nutritifs, etc.) sont contrôlés par la situation géologique. De ce point de vue, les bassins d'avant-pays, qui abritent actuellement une large part des accumulations d'huiles lourdes, sont particulièrement favorables à la biodégradation de grandes charges d'huiles. En effet, ces bassins se caractérisent par une migration latérale des huiles sur de longues distances, drainant de ce fait un volume important du système pétrolier. Cette migration est favorisée par un système de drains efficaces présentant une grande continuité latérale. Ces derniers correspondent aux premiers remplissages sédimentaires, fluviaux et fluviaux-deltaïques, se mettant en place lors de l'initiation tectonique du bassin d'avant-pays. La structure du bassin permet ainsi aux huiles d'atteindre, au niveau du « fore bulge », des profondeurs suffisamment faibles pour que la température permette l'activité bactérienne. Les réservoirs associés avec le « fore bulge » sont souvent constitués de corps sableux non consolidés, car n'ayant jamais subis d'enfouissement notables, et présentant de fortes porosités et perméabilités. Avant d'être mis en charge, ils contiennent de larges volumes d'eau, et ils facilitent les circulations d'eaux météoriques, favorisant la disponibilité des sels nutritifs indispensables aux micro-organismes responsables de la biodégradation. En ce qui concerne la production, les hétérogénéités associées aux corps sédimentaires fluviaux ou fluviaux-deltaïques doivent être attentivement pris en compte. Notamment, les modèles géologiques développés pour rendre compte de l'architecture et de l'évolution stratigraphique des chenaux fluviaux et des vallées incisées fournissent des guides utiles lorsqu'il s'agit de caractériser les réservoirs situés dans un tel contexte géologique afin de les produire. Les difficultés techniques qu'il y a pour récupérer ces huiles très visqueuses exigent, à l'évidence, de disposer d'une description du réservoir encore plus détaillée que ce que requiert la production de pétrole conventionnel. Les réservoirs Crétacé de la Formation de Mannville au Canada sont donnés comme exemples des types d'hétérogénéités présents dans les corps sédimentaires fluviaux, du contrôle géologique de ces hétérogénéités, de leurs effets sur la récupération des huiles lourdes et de la prise en compte de l'information géologique dans la ...

PVTX characteristics of oil inclusions from Asmari formation in Kuh-e-Mond heavy oil field in Iran

“…Biodegradation is controlled mainly by temperature, chemical composition of the oil and groundwater, and the relation between the oil volume and the oil-water contact area. Biodegradation affects petroleum fluid properties (lowers the API gravity and increases the in situ viscosity of the oil), alters the oil geochemistry, and increases the asphaltene content, sulfur content, acidity, and concentration of heavy metals in the oil Larter et al 2006;Eschard and Huc 2008). Gradients in oil composition and viscosity variations are common at reservoir scales both vertically and horizontally and are linked with proximity to active water (slow flux) and geochemical factors.…”

“…It has previously been shown that these distribution functions can be (2) Z n = exp (A + BC n ) Fig. 16 A basin-tectonic context for naturally fractured carbonate heavy oil deposits [modified from Eschard and Huc (2008)] used to represent reservoir fluid compositions to at least C 19 (Pedersen et al 1984). The compositions of petroleum reservoir fluids are most often reported to C 7+ , C 10+ , or C 20+ and in rare cases to C 30+ (Katz and Firoozabadi 1978;Pedersen et al 1989).…”

Surface Geochemistry

“…Biodegradation in shallow reservoirs explains the origin of extraheavy oils and bitumen in Western Canada (Fig. 11) and Venezuela (Eschard and Huc 2008;Talwani 2002).…”

Origins of formation waters in the Llanos foreland basin of Colombia: geochemical variation and fluid flow history

“…Toward the Miocene, oil accumulations occurred in shallow reservoirs in the eastern and southwestern parts of the LBC, where the temperatures were less than 70°C. Under these conditions, biodegradation processes can take place, resulting in heavy oil reserves (Eschard & Huc ). This phenomena is currently taking place in the east, whereas in the west, the present‐day charge of hydrocarbons may consist of high API light oils that become mixed with previously degraded oils (Mora ; Moretti et al .…”