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TitreThe Saglek Basin in the Labrador Sea; past exploration history, current estimates and future opportunities
AuteurJauer, C D; Oakey, G N; Avery, M; Williams, G; Wielens, H
SourceCSPG GeoConvention 2012: Vision; 2012 p. 1-4
LiensOnline - En ligne
Année2012
Séries alt.Secteur des sciences de la Terre, Contribution externe 20120151
ÉditeurCanadian Society of Petroleum Geologists
RéunionCSPG Geoconvention:Vision; Calgary; CA; mai 14-18, 2012
Documentlivre
Lang.anglais
Mediaen ligne; numérique
Formatspdf
ProvinceRégion extracotière de l'est
Lat/Long OENS-67.0000 -60.0000 63.0000 58.2500
Sujetslevés sismiques; prospection sismique; données sismiques; levés de reflexion sismiques; présence de pétrole; ressources pétrolières; exploration pétrolière; capacité de production d'hydrocarbures; hydrocarbures; bassins sédimentaires; géologie marine; combustibles fossiles; géophysique
Illustrationsseismic profiles; geophysical images
ProgrammeBassins sédimentaires de la baie de Baffin - Systèmes de pétrole dans l'Arctique canadien est (CAPSE), GEM : La géocartographie de l'énergie et des minéraux
Résumé(non publié)
Le bassin de Saglek dans la mer du Labrador est le bassin sédimentaire en milieu extracôtier le plus au nord de la marge orientale du Canada. D'une superficie de plus de 100 000 km2, huit puits y ont été forés, qui ont mené à une découverte importante.L'exploration pour les hydrocarbures y a été active de 1975 à 1982 et même la réalisation de nouveaux enregistrements sismiques ne s'est pas produite avant 2002. Cette interruption de l'activité d'exploration dans ce bassin justifie la reconsidération de divers aspects ayant trait à la taille, au cadre général et aux résultats.La découverte au puits Hekja O-71, foré en 1980, s'est manifestée par l'écoulement de gaz et de condensat et les réserves y ont été estimées à 2 x109 pi3. D'après l'analyse de la maturité des roches mères, la production de ce puits était issue d'une profondeur située juste à l'amorce de la fenêtre à huile, ce qui constitue en soi une anomalie. Ceci pourrait être expliqué par le caractère continental des roches mères qui contiennent vraisemblablement des résinites, de puissants générateurs d'hydrocarbures à de faibles niveaux de maturité (Fowler et al., 2005), ainsi que par l'évolution thermique complexe du bassin. Le cadre actuel de marge passive a été soumis à une intense activité tectonique du Crétacé jusqu'à l'Éocène et les abords du complexe de dorsale d'expansion maintenant inactif se situent à moins de 250 km de la côte. Bien que tout mouvement tectonique a essentiellement cessé depuis la fin de l'Éocène (env. 34 Ma), la région est toujours sismiquement active et les tremblements de terre historiques de la zone sismique de la mer du Labrador, lorsqu'ils sont reportés sur une carte, permettent de délimiter la dorsale d'expansion.Cette zone de forte sismicité explique probablement l'absence d'indicateurs observables de la présence d'hydrates de gaz naturel dans les profils de sismique-réflexion, puisque l'activité sismique agit comme un mécanisme déclencheur qui favorise leur fuite le long de réseaux de fractures préexistants. Ceci pourrait aussi expliquer l'absence relative d'autres indicateurs sismiques de l'existence de sédiments chargés de gaz en présence d'entités du fond marin qui semblent fortement associés à la fuite d'hydrocarbures, comme le souligne l'existence de films de pétrole proximaux à la surface de la mer sur l'imagerie de satellite radar (Jauer et Budkewitsch, 2009).L'analyse des roches mères effectuée sur les déblais de forage révèle de bons indices quant à la présence dans le sous-sol d'au moins trois formations d'intérêt capables de générer des hydrocarbures. Ces données ont été intégrées à une simulation virtuelle de bassin utilisant les surfaces sismiques relevées pour créer un volume modèle géologique qui a recours à des paramètres de roches sources conservateurs en accord avec l'histoire interprétée du flux thermique. Les résultats de la simulation montrent que des volumes initiaux de gaz en place de 170 à 260 109 pi3 sont possibles pour ce bassin.Un examen des puits forés nous montre que des mouvements de réactivation du socle associés au régime tectonique ont créé de nombreux pièges structuraux et que les failles ancrées dans le socle ont aussi créé des allées de détournement des sédiments dans certains secteurs qui ont mené à une distribution complexe des faciès silicoclastiques côtiers, lesquels se poursuivent beaucoup plus loin au large des côtes qu'on n'aurait pu le penser. L'utilisation de jeux de données améliorés (Sandwell et Smith, 2009), tels que des cartes gravimétriques de l'anomalie de Bouguer corrigée à l'aide de la bathymétrie combinées à des représentations classiques de données sismiques, a grandement amélioré notre compréhension géologique.Une nouvelle cartographie des données sismiques est inévitable, mais, d'un point de vue corporatif, il pourrait s'agir d'un exercice futile. Au puits Hekja, on a foré un puits d'extension en 1982, mais celui-ci s'est avéré sec. La réinterprétation des données montre que ce puits a été foré sur le flanc d'une structure beaucoup plus vaste que celle visée par le puits Hekja; cependant, le puits a manqué sa cible et il existe des doutes à l'effet qu'il s'agisse d'une autre découverte de "gaz coincé". Que ce bassin soit réellement ou non propice à la présence de gaz demeure une question ouverte.Un examen plus attentif des données géochimiques utilisées pour l'analyse des roches mères montre que, bien que la génération d'hydrocarbures à la découverte Hekja ait pu se produire aux profondeurs de la zone de réservoir, c'est-à-dire que ceux-ci soient auto-générés, la simulation modélisée semble favoriser une génération à de plus grandes profondeurs avec migration en amont-pendage sur des distances importantes. Lorsque l'on combine cette hypothèse à l'histoire de génération des hydrocarbures en deux phases déduite de l'interprétation du flux thermique, il y a toujours lieu de croire à l'existence d'un système pétrolier plus propice à la présence de pétrole, comme semblent le signaler les observations récentes de films pétroliers.L'étude de plusieurs sources d'information intégrées dans un modèle virtuel offre de nouvelles explications et estimations quant au potentiel en hydrocarbures de ce bassin d'intérêt.
GEOSCAN ID291556