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TitreMainland Canada, North of 60: An area of potential and challenge for petroleum exploration
AuteurMacLean, B C; Hannigan, P K; Morrow, D W
SourceL'Association géologique du Canada-L'Association minéralogique du Canada, Réunion annuelle conjointe, Recueil des résumés vol. 34, 2011, 1 pages; 1 CD-ROM
Année2011
Séries alt.Secteur des sciences de la Terre, Contribution externe 20100412
Éditeurgac
Réunion2011 GAC-MAC-SEG-SGA Joint Annual Meeting; Ottawa; CA; mai 25-27, 2011
Documentpublication en série
Lang.anglais
Mediapapier; CD-ROM
ProvinceTerritoires du Nord-Ouest; Nunavut; Yukon
SNRC25; 26; 27; 28; 29; 35; 36; 37; 38; 39; 45; 46; 47; 48; 49; 55; 56; 57; 58; 59; 65; 66; 67; 68; 69; 75; 76; 77; 78; 79; 85; 86; 87; 88; 89; 95; 96; 97; 98; 99; 105; 106; 107; 115; 116; 117; 120; 340; 560
Lat/Long OENS-142.0000 -60.0000 84.0000 60.0000
Sujetshydrocarbures; capacité de production d'hydrocarbures; pétrole; ressources pétrolières; présence de pétrole; exploration pétrolière; combustibles fossiles
ProgrammeCorridor et delta du Mackenzie, GEM : La géocartographie de l'énergie et des minéraux
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Résumé(non publié)
Une évaluation probabilistique du potentiel total en pétrole et gaz conventionnels (ressources produites et restantes) de la partie nord du Canada continental montre qu'environ 70 % du pétrole et 60 % du gaz n'ont pas encore été découverts. Cette évaluation, qui englobe de nombreuses zones d'hydrocarbures qui s'étendent bien à l'intérieur de la Colombie-Britannique et de l'Alberta, estime le potentiel en pétrole à 1053*106 m3 (6,6 milliards de barils) et le potentiel en gaz à 2189*109 m3 (77 billions pi3)(volumes moyens). En limitant la région d'intérêt au nord de 60 oN, le rapport des ressources non découvertes sur les ressources découvertes augmente, mais les valeurs des potentiels diminuent à 4,8 milliards de barils de pétrole et 32,6 billions pi3 de gaz. Au nord de 60 oN, on estime le contenu de la Plate-forme de l'Intérieur à 388,5*106 m3 (2,4 milliards de barils) de pétrole et à 600,5*109 m3 (21 billions pi3) de gaz et celui du Domaine de l'avant-pays à 375*106 m3 (3,8 billions de barils) de pétrole et à 322,2*109 m3 (11,3 billions pi3) de gaz.
Les régions présentant le plus fort potentiel sont la plaine du Grand lac des Esclaves et l'avant-pays adjacent, les collines Colville et le secteur de Norman Wells de la plaine du Mackenzie. Les trois principales zones pétrolières quant à leur potentiel sont les récifs de Kee Scarp dans le Domaine de l'avant-pays (1,3 milliards de barils de pétrole), les unités clastiques de la Plate-forme de l'Intérieur (0,95 milliards de barils de pétrole) et la plate-forme d'Arnica-Landry dans le Domaine de l'avant-pays (0,85 milliards de barils de pétrole). Les trois principales zones gazéifères sont les unités clastiques de la Plate-forme de l'Intérieur (10,7 billions pi3 de gaz), le faciès de Manetoe du Domaine de l'avant-pays (8,6 billions pi3 de gaz) et la bordure du récif de Slave Point de la Plate-forme de l'Intérieur (3,2 billions pi3 de gaz).
Les données de sismique-réflexion et de champs de potentiel fournissent un aperçu des aspects structuraux et stratigraphiques de ces zones d'hydrocarbures et des défis inhérents à la recherche des ressources non découvertes. Les récifs de Kee Scarp et le réservoir du champ pétrolifère de Norman Wells sont facilement identifiable dans les profils sismiques, mais sont relativement petits, ce qui les rend difficiles à trouver. Les cartes isopaques du Cambrien, lorsque que combinées à celles de l'anomalie de Bouguer, montrent l'influence de la tectonique de fragmentation continentale sur l'évolution des zones de dépôt maximal et des configurations sédimentaires et pourraient être utiles dans l'élaboration de modèle prédictifs pour retracer le grès basal du Cambrien (Formation de Mount Clark), un important réservoir potentiel de gaz et de pétrole. Les réservoirs dans l'unité généralement étanche d'Arnica-Landry nécessitent la formation d'une porosité secondaire par fracturation, lessivage ou diagenèse du faciès de Manetoe. Il est possible de localiser des endroits favorables à la formation d'une telle porosité secondaire, comme cela a été le cas à la découverte de Summit Creek, mais l'identification directe de la porosité dans les profils sismiques n'est possible uniquement que par le traitement minutieux de données à large bande permettant de conserver les subtiles caractéristiques d'amplitude et de phase. Ceci nécessite des connaissances beaucoup plus poussées des paramètres géophysiques que celles que nous possédons typiquement dans une région pionnière.
GEOSCAN ID287833