General Summary and Geologic Summary for the Colville River Unit, Fiord Oil Pool

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Colville River, Fiord Oil Pool 

Summary 

Oil‐stained  sand  currently  assigned  to  the  Fiord  Oil  Pool  was  first  encountered  in  the  Nechelik  No.  1 

exploratory well in 1982.

1

  However, the Fiord No. 1 exploratory well is considered to be the discovery 

well  because  it  tested  oil  at  an  average  rate of  1,065  barrels  per  day  from  the  upper  portion  of  this 

pool  and  180  barrels  per  day  from  the  lower  portion  of  the  pool.

2

    This  discovery  was  confirmed  by 

Fiord No.2 in 1994, and then delineated by the Fiord No.4, Fiord No.5, Nigliq No.1, and Nigliq No. 1A 

wells that were drilled between 1999 and 2001.

3

 

 

The Fiord Oil Pool is common to, and correlative with, the interval between the measured depths of 

6,876'  and  7,172'  in  the  Fiord  No.  5  well.  This  pool  is  unusual  in  that  it  encompasses  two  reservoir 

sandstone  intervals  that  are  in  direct  contact  and  in  hydraulic  communication  within  the  oil  column. 

The deeper reservoir interval, informally termed the "Nechelik zone," is Jurassic‐aged (Oxfordian) and 

lies  within  the  Kingak  Formation.  The  shallower  reservoir  interval,  informally  named  the  "Kuparuk 

zone," lies within the Cretaceous‐aged (Hauterivian) Kuparuk Formation.

4

 

 

 

Colville River Field, Fiord Oil Pool

Average Daily Production Rates

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Jan-09

Jan-10

Jan-11

Jan-12

Ba

rrels of 

Oil 

or 

Wa

te

r

 per Day

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

Avg Prod Oil Daily

Avg Prod Water Daily

Avg Prod Gas Daily

# Wells x 1000

MCFD

  or

 # 

We

lls x

 1

,00

0

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Regular production began from the pool in early August 2006,

5,6

 and with the addition of new wells, 

production reached 24,355 barrels of oil per day (BOPD) in June 2007, 26,325 BOPD in May 2009, and 

peaked at 32,906 BOPD in April 2010. For the first six months of 2011, the pool has averaged 20,452 

BOPD.

7

   

 

 

 

Geology 

 

The  Fiord  Oil  Pool  consists  of  three  intervals.  They  are,  in  ascending  order,  the  Nechelik  interval,  an 

intervening wedge of non‐reservoir shale and sandstone, and the Kuparuk interval. 

 

The  Nechelik  interval  consists  of  fine‐grained,  quartz‐rich,  sandstone  that  was  deposited  in 

environments ranging from marine‐shelf (at the base of the zone) to middle shoreface (near the top). 

Detrital matrix constitutes 10 to 30 percent of the sediments at the base of the Nechelik, but decreases 

in abundance upwards as sand content increases. The best‐quality reservoir sandstone occurs near the 

top of the zone. Detrital matrix is predominantly mixed‐layer illite/smectite, discrete illite and kaolinite 

clays with some localized siderite cement. Clay swelling is not expected to be significant based on core 

flood  studies  and  experience  with  similar  clays  in  the  Alpine  Field.  Nechelik  porosity  averages  about 

16%,  and  air  permeability  averages  approximately  8  millidarcies.  Average  water  saturation  is  about 

34% in the Fiord No.4 and Fiord No.5 wells. 

 

Between  the  Nechelik  and  Kuparuk  intervals  is  a  wedge  of  non‐reservoir  shale  and  sandstone  that 

thickens  to  the  south.  The  top  of  the  non‐reservoir  wedge  is  the  Lower  Cretaceous  Unconformity 

("LCU"), which at one time was a regional erosional surface. In the northern and northwest part of the 

development area, the LCU dips to the north and cuts down into the Nechelik zone, and the reservoir 

sand of the Kuparuk zone directly contacts reservoir sandstone of the Nechelik zone. The base of the 

wedge is the top of the Nechelik zone, which dips southeast within the proposed development area. 

Along the southeastern edge of the affected area, within portions of Sections 13, 14, and 15 of TI2N, 

R5E, UM, the wedge of sediments separating the Nechelik and Kuparuk zones contains a thin interval 

of  Alpine  sandstone.  This  sandstone  is  5'  thick  in  the  Fiord  No.2  exploration  well,  where  it  was 

described  as  being  fine‐to  medium‐grained,  calcareous,  and  glauconitic  with  spotty,  medium  to  dark 

brown  oil  staining.  In  this  area,  which  is  situated  more  than  2  miles  from  the  nearest  Alpine 

development well, the Alpine sandstone appears to be of fair to poor reservoir quality. 

 

The  Kuparuk  interval  consists  of  a  transgressive,  shallow‐marine  lag  deposit  that  is  situated  directly 

atop  the  LCU  and  is  typically  less  than  5'  thick.  It  consists  of  fine‐  to  medium‐grained,  quartz‐rich 

sandstone containing varying amounts of glauconite and siderite cement. Initial drilling results indicate 

the  Kuparuk  sandstone  thickens  locally  on  the  western  (downthrown)  side  of  northwest‐trending 

normal faults that occur in the development area. Kuparuk zone porosity averages about 22%, and air 

permeability  averages  approximately  110  millidarcies.  Average  water  saturation  is  about  22%  in  the 

Fiord No.5 well. 

 

Within the Fiord development area, the structure at Kuparuk level dips to the northwest. During early 

Cretaceous  time,  faults  were  active  creating  accommodation  space  for    accumulation  of  sediments. 

The  main  fault  in  the  development  area  is  termed  the  "Fiord"  fault.  Therefore,  as  stated  above  the 

---

Kuparuk reservoir is thickest on the downthrown, western side of this northwest‐trending normal fault, 

and it thins toward the west. 

 

Well  log  and  seismic  information  indicates  that  the  oil  in  the  pool  is  trapped  by  both  structural  and 

stratigraphic  elements.  The  trapping  mechanisms  for  oil  within  the  Kuparuk  reservoir  are  the  Fiord 

Fault  to  the  east  and  stratigraphic  pinch‐outs  into  very  fine‐grained,  non‐reservoir  rock  in  all  other 

directions.    The  Nechelik  reservoir  is  truncated  by  the  LCU  to  the  north,  and  it  degrades  to  non‐

reservoir quality to the south and west. 

 

Geochemical analyses of reservoir fluids recovered from well tests of Fiord No.5 and RFT tests of Fiord 

No.4  indicate  that  oils  trapped  within  the  Nechelik  and  Kuparuk  zones  are  likely  the  same  oil.  Oil 

viscosity ranges from 0.79 to 0.92 centipoise, solution‐gas ratio ranges from 538 to 609 standard cubic 

feet  per  stock  tank  barrel,  and  the  formation  volume  factor  ranges  from  1.299  to  1.333  reservoir 

barrels  per  stock  tank  barrel.  Crude  oil  produced  during  testing  measured  between  28.6  and  31.3 

degrees API gravity.  Neither gas‐oil nor oil‐water contacts have been observed within the Nechelik and 

Kuparuk zones within the proposed pool area. Original Nechelik zone pressure is approximately 3,200 

psi  at  6,900'  true  vertical  depth  subsea  ("TVDSS").  Reservoir  temperature  is  approximately  163°F  at 

6,850' TVDSS.

8

 (Conservation Order 569) 

 

SFD 

Revised July 26, 2011 

                                                 

1

 SOHIO Petroleum Company, 1982, Nechelik No. 1, Core Description; AOGCC Well File number 1811490, p. 76‐81 

2

 ARCO Alaska, Inc., 1992, Fiord No. 1, Formation Tests; AOGCC Well File number 1911470, p. 15 

3

 Alaska Oil and Gas Conservation Commission, 2006, Fiord Oil Pool Rules, Conservation Order No. 569, July 21, 2006 

4

 Alaska Oil and Gas Conservation Commission, 2006, Fiord Oil Pool Rules, Conservation Order No. 569, July 21, 2006 

5

 PI/Dwights, 2006, Alpine Field’s First Satellite Pool Placed into Production, PI/Dwights Drilling Wire, Volume 52, No. 33, 16‐

Aug‐06 

6

 Nelson, K., 2006, Fiord Participating Areas Approved; Petroleum News, v. 11, no. 42, October 15, 2006 

7

 Alaska Oil and Gas Conservation Commission, 2011, Production Database 

8

 Alaska Oil and Gas Conservation Commission, 2006, Fiord Oil Pool Rules, cited above.