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Évaluation des potentiels en huile de gaz du nord-est de la Gaspésie (Québec, Canada): approche géochimique et modélisation 2D du système pétrolier.

Grundman, Gaëlle (2013). Évaluation des potentiels en huile de gaz du nord-est de la Gaspésie (Québec, Canada): approche géochimique et modélisation 2D du système pétrolier. Thèse. Québec, Université du Québec, Institut national de la recherche scientifique, Doctorat en sciences de la terre, 399 p.

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Résumé

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La Gaspésie (Québec, Canada) est une péninsule constituée de trois ensembles tectonostratigraphiques distincts: l'ensemble cambro-ordovicien (zones de Humber et de Dunnage), l'ensemble siluro-dévonien (Ceinture de Gaspé) et l'ensemble carbonifère. Le premier assemblage a été fortement déformé durant les orogenèses taconienne, salinienne et acadienne, le second pendant les orogenèses salinienne et acadienne, et le troisième faiblement par l'orogenèse alléghanienne. Depuis la découverte d'indices d'hydrocarbures au XIXe siècle, plusieurs études ont souligné le potentiel pétrolier du Nord-Est de la péninsule. Deux types de roches mères y sont reconnus : les roches mères cambro-ordoviciennes et les roches mères siluro-dévoniennes. Toutefois, la production d'hydrocarbures demeure faible et est restreinte aux calcaires fracturés et aux grès du Dévonien. De nombreuses incertitudes existent sur l'origine des hydrocarbures extraits, sur l'importance des phases d'érosion et sur la chronologie des évènements ayant affecté le système pétrolier de cette région. L'objectif de la présente étude est donc d'améliorer la connaissance de ce système pétrolier grâce à une approche géochimique couplée à une modélisation 2D. L'approche géochimique a consisté en la caractérisation des roches mères cambro-ordovicienne et siluro-dévonienne, et de leur potentiel pétrolier par extraction des kérogènes et par analyse Rock-Eval 6 (RE 6), complétant ainsi les études antérieures. Des analyses ont été effectuées sur plus de 300 roches brutes (surface, déblais, carottes des puits) appartenant aux deux séries sédimentaires, et sur les matières organiques totales et kérogènes d'échantillons sélectionnés. À partir de ces résultats, de la géométrie de 3 profils sismiques et des données géologiques et lithologiques de plusieurs puits, la modélisation 2D du système pétrolier a pu être effectuée avec les logiciels Temis Suite 2D et Permedia ™ au travers d'une coupe constituée de trois blocs tectoniques (nord, centre et sud). Cette approche numérique envisage par ailleurs deux hypothèses simples d'enfouissement maximal, l'une syn-dévonienne et l'autre syn-carbonifère. Ainsi, l'étude des profils RE 6 des roches brutes siluro-dévoniennes révèle des pics anormaux entre les pics S1 et S2 et après le pic S2, suggérant la présence d'une quantité importante de produits pétroliers générés mais non libres. Afin d'éviter la surestimation du potentiel pétrolier représenté par le pic S2, il apparait indispensable d'effectuer les analyses RE 6 sur les kérogènes et non à partir des roches brutes. L'étude des extraits issus de l'extraction des kérogènes indique ainsi que les roches mères siluro-dévoniennes ont généré des hydrocarbures sans que ceux-ci aient pu être expulsés. En complément, les paramètres cinétiques de craquage de ces kérogènes ont été déterminés. Ceci a permis d'établir une courbe de décroissance de l'indice d'hydrogène théorique, à corréler avec la courbe réelle mesurée. Avec cette démarche, il devient possible d'estimer à 4500 m la hauteur minimale des dernières érosions ayant affecté le Nord-Est de la Gaspésie. Cette estimation de l'érosion s'est avérée être un paramètre important en vue de la modélisation numérique. Ainsi, trois scénarios ont été définis en fonction de l'épaisseur des formations érodées et des hypothèses d'enfouissement maximal, mais également en prenant en compte des résultats obtenus par ailleurs sur des traces de fission. Après simplifications de la coupe étudiée, il ressort des différentes modélisations (trois scénarios, deux hypothèses d'enfouissement maximal, gradient géothermiques variables, perméabilité-imperméabilité des failles, fracturation, etc ... ) que les deux roches mères étudiées ont généré des hydrocarbures, la roche mère cambro-ordovicienne essentiellement entre 409 et 392 Ma, la roche mère siluro-dévonienne entre 403 et 392 Ma, mais que seule la roche mère cambro-ordovicienne peut les expulser. De plus, les tests numériques montrent que la migration des hydrocarbures s'est effectuée à partir des roches mères cambro-ordoviciennes vers les niveaux réservoirs dévoniens déjà connus, mais également vers des réservoirs soupçonnés mais non observés, correspondant aux unités siluriennes et aux unités récifales du Silurien supérieur et du Dévonien inférieur, et parfois près des failles séparant les blocs tectoniques. Il est difficile de déterminer le scénario d'enfouissement qui a prévalu dans l'histoire géologique du Nord-Est de la Gaspésie, mais la convergence des résultats permet d'établir (1) l'origine cambro-ordovicienne des hydrocarbures, (2) de proposer une chronologie fiable des évènements de génération-expulsion-migration, (3) d'estimer les masses d'hydrocarbures mises en jeu et (4) de localiser les accumulations au cours du temps. De ce point de vue, les résultats obtenus et l'approche envisagée constituent une avancée significative dans la compréhension du système pétrolier de la Gaspésie.

Abstract

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Gaspé Peninsula (Québec, Canada) is made up of three distinct tectonostratigraphic domains: Cambro-Ordovician rocks (Humber and Dunnage Zones), Siluro-Devonian rocks (Gaspé Belt) and Carboniferous rocks. Cambro-Ordovician rocks were largely deformed during the Taconian, Salinian and Acadian orogenies, the Siluro-Devonian rocks underwent the Salinian and Acadian deformation events and the Carboniferous rocks were slightly affected by the Alleghanian orogeny. Since the discovery of hydrocarbon seeps in the XIXth century, several studies have highlighted the petroleum potential of the North-East of the peninsula. Two types of source rocks have been identified there, belonging to the Cambro-Ordovician and Siluro- Devonian rocks. However, oil production remains low and is restricted to fractured limestones and sandstones of the Devonian. Many uncertainties exist about the origin of the oil extracted, the importance of the erosion amount and the chronology of events affecting the petroleum system in this region. The objective of this study is to improve understanding of this petroleum system, through a geochemical approach coupled with a 2D modeling. The geochemical approach has consisted in the characterization of the Cambro-Ordovician and Silurian-Devonian source rocks by Rock-Eval 6 analysis (RE 6), completing previous studies. Geochemical analyzes were performed on more than 300 bulk rocks samples (surface, cuttings, and cores from wells) from both sedimentary series, along with analyzes on the total organic matters and kerogens of selected samples. Using these results, the geometry of three seismic and geological and lithological data from several wells, it has been possible to carry out a 2D modeling of the petroleum system with the softwares Temis Suite and Permedia™ following a cross-section describing three tectonic blocks (northern, central and southern). This numerical approach also considers two assumptions for the maximum burial, one syn-Devonian and the other syn-Carboniferous. Thus, the study of RE 6 profiles of Siluro-Devonian bulk rocks reveals abnormal peaks between S1, and S2 peaks and after the S2 peak, suggesting the presence of a significant amount of generated but not free petroleum products. To avoid overestimation of the oil potential represented by the S2 peak, it appears necessary to analyze the kerogens and not only the bulk rocks with RE 6. The study of kerogens extracts thus indicates that the Siluro-Devonian rocks have generated hydrocarbons without possibility to expel them. In addition, the kinetics parameters of thermal cracking of kerogens were determined. This allowed the establishment of a decreasing curve of the theoretical hydrogen index, which can be compared to the curve measured in this study. With this approach, it becomes possible to estimate the minimum height of eroded sediments during the last erosions that affected the northeastern Gaspé (4500 m). This estimated amount of erosion proved to be an important parameter during the the numerical modeling. Thus, three scenarios were defined according to the thickness of eroded formations and assumptions of maximum burial, but also taking into account results on previous fission track analysis. After simplifications of the studied section, it appears from the different models (based on three scenarios, two hypotheses for the maximum burial, variable geothermal gradient, permeability-impermeability of faults, fractures, etc ... ) that the two studied source rocks generated hydrocarbons, the Cambro- Ordovician source rock mainly between 409 and 392 Ma, the Silurian-Devonian source rock between 403 and 392 Ma. However, only the Cambro-Ordovician source rock has expelled them. Furthermore, numerical tests show that hydrocarbon migration occurred from the Cambro-Ordovician rocks to the Devonian reservoir already known, but also to suspected but not observed ones, corresponding to Silurian units and the upper Silurian and Lower Devonian reefs, and sometimes near faults splitting the tectonic blocks. It is difficult to determine the best burial scenario that prevailed in the geological history of northeastern Gaspé, but the convergence of results enable (1) the establishment of the Cambro- Ordovician origin of the hydrocarbon, (2) the provision of a reliable chronology of generation-expulsion-migration events, (3) the estimation of the mass of hydrocarbons in play, and (4) the location of accumulations over time. From this point of view, the results and the proposed approach are thus a significant advance in the understanding of the petroleum systems of the Gaspé Peninsula.

Type de document: Thèse
Directeur de mémoire/thèse: Malo, Michel; Baudin, François
Co-directeurs de mémoire/thèse: Behar, Françoise
Informations complémentaires: Résumé avec symboles
Mots-clés libres: Gaspésie; système pétrolier; géochimie; modélisation de bassin; roche mère; hydrocarbures; génération; expulsion; migration; réservoir
Centre: Centre Eau Terre Environnement
Date de dépôt: 16 oct. 2013 20:35
Dernière modification: 20 nov. 2015 14:55
URI: http://espace.inrs.ca/id/eprint/1620

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