Modélisation 3D du système pétrolier du bassin nord-est de la Gaspésie, Québec, Canada.

Parent, Adeline (2012). Modélisation 3D du système pétrolier du bassin nord-est de la Gaspésie, Québec, Canada. Thèse. Québec, Université du Québec, Institut national de la recherche scientifique, Doctorat en sciences de la terre, 276 p.

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Résumé

La Gaspésie (Québec, Canada) présente un potentiel pétrolier reconnue depuis 150 ans et des puits de gaz sont en production dans l'est de la péninsule. Un programme de recherche sur la compréhension et l'analyse du système pétrolier dans cette région a permis d'améliorer l'évaluation du potentiel pétrolier à partir des données de surface, de puits et de modélisation en 1D et 2D. Dans la continuité de ce programme, l'objectif principal de cette thèse est d'évaluer le potentiel pétrolier en 3D de la zone d'étude appelée zone Bourque située au nord-est de la Gaspésie. Pour atteindre cet objectif, il a fallu définir une méthode de travail qui se compose de plusieurs étapes en partant de l'interprétation sismique jusqu'à la simulation en saturation. L'interprétation des lignes sismiques avec pour la première fois la vérification de l'interprétation dans un environnement en 3D a permis de déterminer la géométrie des roches en profondeur et le prolongement des deux grandes failles majeures, les failles du Bras Nord-Ouest et Troisième Lac. Ces deux failles s'enracinent profondément dans les unités cambro-ordoviciennes sous le bassin siluro-dévonien. La structure des roches en profondeur décrivent un style en ceinture de plis et de chevauchements. La restauration en coupe valide l'interprétation des lignes sismiques et permet de déterminer la cinématique de la déformation. Ainsi le raccourcissement a été mesurée sur la Formation de Forillon avec un taux de 9 % et se rapproche du raccourcissement tectonique total de la région qui est compris entre 5 et 20 %. Pour la première fois en Gaspésie, une restauration surfacique a été effectuée tout en testant la recevabilité des résultats. Le taux de raccourcissement surfacique est de 3,8 %. Ces deux faibles taux de raccourcissement permettent de valider l'utilisation du logiciel Temis 3D qui utilise la méthode de restauration en Backstripping. La reconstitution de la géométrie en 3D à l'âge actuel a permis d'améliorer le positionnement des horizons, surtout du toit des roches cambro-ordoviciennes qui sont considérées comme des roches mères potentielles, et des failles existantes et de répertorier de nouvelles failles. Le modèle surfacique a servis de modèle structural en profondeur pour le simulateur de bassin. Pour la première fois en Gaspésie, la modélisation en 3D de l'évolution du bassin a été effectuée. La méthode proposée consiste à comparer les données de réflectance de la vitrinite simulées par le logiciel et mesurées à partir des échantillons. Le scénario qui permet la meilleure comparaison des données de réflectance da la vitrinite est celui dont les hypothèses sont: i) un flux de chaleur moyen de 50 m W.m⁻², ii) une érosion locale au nord des roches cambro-ordoviciennes de 4000 m à la fin de l'orogenèse taconienne, iii) une érosion salinique de 100 m de la Formation de Gascons, iv) une érosion jusqu'à 3200 m du Groupe des Grès de Gaspé après l'orogenèse acadienne et v) un enfouissement/érosion de 3000 m de roches carbonifères. Ce scenario a également été comparé avec d'autres données de calibration: les données de porosité et de traces de fission. La simulation de la génération et de la saturation en hydrocarbures a permis de déterminer que la roche mère principale est la Formation de Rivière Ouelle et les roches mères secondaires sont les formations de Forillon et de Shiphead. Les roches réservoirs potentielles sont les formations de White Head et d'Indian Cove, la Formation de West Point qui est située dans les zones de failles, les formations de Forillon et de Shiphead présentent une accumulation d'hydrocarbures seulement lors du scenario avec des failles imperméables.

Gaspé Penin sula (Quebec, Canada) has hydrocarbon potential recognized for 150 years, and with current gas production in the east of the peninsula. A research program on understanding and analyzing the petroleum system in the Gaspé Peninsula helped in improving the evaluation of hydrocarbon potential from surface data, well data and 1D and 2D basin modeling. Following this program, the main objective of this thesis is to evaluate the hydrocarbon potential in 3D of the study area known as the Bourque zone in north-eastern Gaspé Peninsula. To achieve this objective, it was necessary to define a working method which consists of several steps starting from seismic interpretation to saturation simulation Seismic interpretation was used to determine the geometry of the basement and the extension of two major faults: the Bras Nord-Ouest fault and the Third Lake fault, and has been implemented for the first time with the verification of these interpretations in a 3D environment. These two deep-seated faults are located in the Cambro-Ordovician units under the Siluro-Devonian basin. The structure of the basement describes a fold and thrust belt style. A structurally restored cross-section is used to validate the seismic interpretation and to determine the kinematics of the deformation. Therefore, shortening measured on the Forillon Formation aproximated 9 %, which is close to the total tectonic shortening of the area which lies between 5 and 20 %. For the first time in Gaspe pinsula, surface restoration was made while checking the results viability. Surface restoration gave a shortening of 3,8 %, which validated the use of the basin simulation software that based on backstripping. The geometric model has helped in improving the localisation of horizons and existing/new faults. The geometry specifically aided in defining the base of the Silurian-Devonian basin where there is a potential source rock. The reconstruction of the 3D present-day geometry has served as a structural model for the basin simulation software. For the first time, the evolution of basin modelling was performed. The suggested method consists in comparing the simulated and sampled vitrinite reflectance data. Only one scenario was conclusive with the vitrinite reflectance data. The hypothesis of this scenario is: i) a mean heat flow of 50 mW.m⁻², ii) a local erosion of 4000 m in the north of the Cambro-Ordovician rocks at the end of the Taconic orogeny, iii) a Salinic erosion of 100 m of the Gascons Formation, iv) an erosion up to 3200 m of the Gaspé Sandstone Group after the Acadian Orogeny and finally v) an burial/erosion of 3000 m of Carboniferous rocks. This scenario was also compared with porosity and fission track calibration data. With the hydrocarbon generation and saturation simulations, we determined that the main source rock is located with-in the Rivière Ouelle Formation, whereas secondary source rocks occur in the Forillon and Shiphead formations. Reservoir rocks observed in the simulations are the White Head Formation, the lndian Coye Formation, the West Point carbonate formation located on footwall highs, the Forillon and Shiphead formations. However the 2 latter formations only generate potential leads in a scenario with the tight faults.

Type de document:	Thèse Thèse
Directeur de mémoire/thèse:	Malo, Michel
Co-directeurs de mémoire/thèse:	Thibaut, Muriel
Mots-clés libres:	bassin pétrolier; nord-est Gaspésie; modélisation 3D; simulation de bassin; restauration en coupe; restauration surfacique; interprétation sismique; potentiel pétrolier; roche mère; roche réservoir
Centre:	Centre Eau Terre Environnement
Date de dépôt:	11 févr. 2014 20:59
Dernière modification:	04 mai 2023 18:11
URI:	https://espace.inrs.ca/id/eprint/1885

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