L'Exploration Pétrolière et Gazière

Guide de l'exploration pétroliè et gazière et de son potentiel

auteur: Directorate Pétrole et gaz du Nord; Indian and Northern Affairs Canada
Date: 1995
ISBN: 0-662-23120-1
QS-8504-00-EE-A1


Format PDF   (7.12 Mb, 120 Pages)
 

Le guide L'exploration pétrolière et gazière dans le Nord du Canada a été publié par Affaires indiennes et du Nord Canada en 1995. Il est à noter que même si la version Web n'est pas récente, elle fournit des renseignements et des observations sur l'essor de l'exploration dans le Nord au cours des années 1970 et 1980.

Depuis 1995, plusieurs autres activités ont été réalisées en ce qui a trait à l'exploitation pétrolière et gazière dans le Nord. Ces activités ne sont pas traitées dans le présent document, mais sont mises en valeur dans les rapports annuels de Pétrole et gaz du Nord.

De nombreuses publications sur les recherches relatives à l'exploitation pétrolière et gazière dans le Nord et son potentiel sont également parues depuis 1995, dont plusieurs sous forme de rapports publics ou autres. On invite les lecteurs à consulter les sites Web du Bureau géoscientifique des Territoires du Nord-Ouest (disponible en anglais seulement)   et de la Librairie de la Commission géologique du Canada  .



 

Table des matières




REMERCIEMENTS

Les auteurs ont puisé à plusieurs sources qui constituent une littérature exhaustive sur la géologie du Nord du Canada. Plusieurs des figures ont été tirées de ees ouvrages publiés. Les auteurs tiennentà remercier le personnel de l'Office national de l'énergie, du ministère des Affaires indiennes et du Nord canadien et de la Commission géologique du Canada pour le graphisme et la production. G.E. Reinson etTD. Bird de la Commission géologique du Canada ont aimablement revu le manuscrit et ont fait plusieurs commentaires utiles. Les auteurs remercient spécialement]. Dixon de la Commission géologique du Canada qui a révisé le manuscrit et qui s'est chargé d'une part importante de la production et de l'édition.







PRÉFACE

L'explorationpétrolière etgazièredans le Nord du Canadaa été publiée afin de marquer la réouverture de vastes régions du nord à de nouveaux permis de prospection pour la première fois depuis 2S ans, dans les Territoires du Nord-Ouest continentaux.

Les activités gazières et pétrolières dans les territoires situés au nord du 60e parallèle et qui sont de compétence fédérale remontent à la découverte du champ pétrolifère Norman Wells en 1919. Les permis de prospection émis durant les années 1960 et 1970 couvraient presque tous les bassins sédimentaires prometteurs.

Au cours des années 1970, le gouvernement a gelé l'émission de permis de prospection afin de faciliter le processus de revendications territoriales des Autochtones en général et le processus de sélection territorial en particulier. À l'époque, on ne s'attendait pas à ce que le processus de revendications territoriales se prolonge si longtemps; deux décennies se sont écoulées avant la récente signature d'ententes de revendications territoriales. Durant les années qui se sont écoulées entretemps, presque tous les permis historiques de prospection ont expiré.

Leprocessus d'émission despermis a été réintroduit à la suite d'ententes de revendications territoriales dans le bassin Beaufort-Mackenzie en 1989, dans l'extrême Nord en 1991, et dans les Territoires du Nord-Ouest continentaux en 1994. L'acceull favorable réservé à la réponse de l'émission des permis de prospection dans lesterritoires continentaux peut, en fait, annoncer une nouvelle phased'exploration pétrolière dans le Nord.

L'interruption de l'émission de permis et, éventuellement, d'activités gazières et pétrolières a sans doute créé une lacune dans les connaissances qu'ont les entreprises du potentiel pétrolier du Nord. Cette publication offre un aperçu de la majorité des bassins pétroliers potentiels ainsi qu'un résumé plus étoffé de la géologie pétrolière, de l'historique de l'exploration et du potentiel d'hydrocarbures de chaque bassin. Il fournit aux explorateurs éventuels une référence pratique pour qu'ils sefamiliarisent avec le potentiel significatif qu'offre le Nord.

M. Fortier
Directrice intérimaire
Direction du pétrole et du gaz du Nord





CHAPITRE 1 - INTRODUCTION

Figure 1: Bassins sédimentaires du Nord du Canada
Description textuelle pour figure 1 : Bassins sédimentaires du Nord du Canada

Carte démontrant les bassins sédimentaires du Nord du Canada.

Le territoire canadien situé au nord du 60e parallèle se divise en deux juridictions territoriales: lesTerritoires du Nord-Ouest et le Yukon. La superficie de ces territoires couvre environ 40 p. 100 de tout le territoire canadien. Une autre vaste région setrouve en eau peu profonde le long du plateau continental de l'Arctique et du nord de l'Océan Atlantique ainsi qu'à l'intérieur de l'archipel de l'Arctique. Cinquante pour cent de cette région repose sur des roches sédimentaires tandis que le reste du territoire recouvre les roches métamorphiques et ignées du bouclier canadien.

Cette publication doit servir de référence à ceux qui s'intéressent aux ressources gazières et pétrolières du Nord du Canada. Dans les pages qui suivent, les personnes intéressées trouveront de l'information géographique de base, un résumé de la géologie pétrolière, l'historique de l'exploration ainsi que le potentiel pétrolier et gazier de chaque bassin. L'information est traitée dans le sens des aiguilles d'une montre; c.-à-d. de la frontière de Colombie-Britannique au 60e parallèle, vers le nord à la mer de Beaufort, vers le nord-ouest aux Îles de l'Arctique, vers l'est à la côte de la baie de Baffin et vers le sud au détroit d'Hudson.

Les limites géographiques entre les provinces et les territoires ne reflètent pas la géologie sous-terraine. Le bassin sédimentaire de l'Ouest du Canada s'étend de l'Alberta et de la Colombie-Britannique jusqu'aux Territoires du Nord-Ouest et au Yukon, puis au nord jusqu'à la mer de Beaufort. De la même façon, le bassin extra-cotier de l'est de l'Arctique marque la limite du système de failles du nord de l'Atlantique. Ledéroulement de l'exploration, par contre, a subi une forte influence géographique;donc, lesactivités de forage sontbeaucoup plus concentrées dans le bassin sédimentaire au sud du 60e parallèle qu'elles ne le sont plus au nord, même en dépit d'une structure géologique et d'un potentiel pétrolier et gazier comparables. Le Nord du Canada est composé d'une mosaïquede provinces sédimentairesqui diffèrent par leur histoire géologique et leur potentiel pétrol ier. Certai nes d'entre-elles, comme le bassin Sverdrupdesîles de l'Arctique, sont uniques enAmérique du Nord. D'autres, comme le bassin tertiaire du delta du Mackenzie et de la mer de Beaufort ont certaines ressemblances avec le delta du Mississippi et le golfe du Mexique.

Ce catalogue décrit 19 régions du Nord du Canada qui, dans la plupart des cas, seconforment à l'ensemble des bassins sédimentaires sous-jacents (Fig. 1). Notre définition d'un bassin est délibérément souple et ne se conforme peut-être pas à une définition technique rigoureuse. Elle reconnaît que deszonesde discontinuités géographiques et structurales, qui séparent des régions dont la géologie pétrolière se ressemble, subdivisent les territoires en sites d'opérations où les coûts sont liés aux risques d'exploration et aux bénifices potentiels. La rigueur du traitement accordé aux bassins individuels varie selon la perception du potentiel: les bassins dont le potentiel estmoindre sont résumés tandis que les bassins dont le potentiel est plus élevé reçoivent un traitement plus détaillé.

La fin de chaque section comporte une brève liste d'ouvrages de référence importants. Cessections ne sont pasdes bibliographies détaillées. Lasommede recherche dans plusieurs secteurs est volumineux et ceux qui s'y intéressent sont priés de communiquer avec les organismes ou les personnes dont les noms apparaissent à la fin de l'introduction.







L'importance des ressources gazières et pétrolières dans le Nord du Canada

Les provinces de l'Ouest sont les principales régions productrices de gaz et de pétrole au Canada. L'Albertaà elle seuleproduit 83 p. 100 du gaz et 86 p. 100 du pétrole du Canada. Toutefois, les principaux bassins de production sont des découvertes vastes et matures qui se font de plus en plus rares. Le restedes ressources établies et découvertes dans les Territoires du Nord-Ouest et au Yukon représente 23 p. 100 du pétrole léger brut conventionnel et 26 p. 100 du gaz naturel conventionnel qui restent au Canada (Fig. 2 et 3). Le potentiel non découvert desterresdomaniales estbeaucoup'plus élevé, soit 48 p. 100 du potentiel du gaz exploitable et 59 p. 100 du potentiel du pétrole exploitable (Office national de l'énergie, L'énergie au Canada - offre et demande 1993 - 2010, 1994, sauf le potentiel attribué aux «autres» bassins des territoires pionniers).

Les bassins du nord du Canada contiennent des réserves substantielles et un inventaire considérable de ressources gazières et pétrolières découvertes. Il s'agit d'un des derniers vastes territoires d'exploration gazière et pétrolière sur le continent nord-américain. Les découvertes des quelques prochaines années contribueront à l'approvisionnement qui doit combler la demande grandissante de gaz et fourniront une part croissante de la production de pétrole au pays.







Les champs productifs au nord du 60e parallèle

Depuis 1994, quatre champs produisent des hydrocarbures dans les Territoires du Nord-Ouest et au Yukon. Les champs gazéifèresde Kotaneeleeet de Pointed Mountain se situent juste au nord de la frontière de la Colombie-Britannique au 60e parallèle. Les champs sont reliés au système de pipeline de la Westcoast EnergyIne. en Colombie-Britannique. Deux champs pétrolifères sont aussiexploités. Leplus important, NormanWells, sesitue à la latitude 65°15' N sur le fleuve Mackenzie. Le pétrole coule vers l'Alberta par voie de pipeline. Le champ Bent Horn de l'île Cameron de l'archipel arctique n'a qu'un seul puits en exploitation et le pétrole est acheminé vers une raffinerie de Montréal par pétrolier.

Figure 2: Pétrole brut conventionnel - réserves restantes et autres ressources découvertes au Canada.
Description textuelle pour figure 2 : Pétrole brut conventionnel - réserves restantes et autres ressources découvertes au Canada

Diagramme démontrant le pétrole brut conventionnel - réserves restantes et autres ressources découvertes au Canada.

Région Pourcentage
Ouest du Canada 59%
îles de l'Arctique 5%
Delta du Mackenzie et mer de Beaufort 16%
T.N.-O. continental et territoire du Yukon 2%
Terre-Neuve et Labrador 18%
Nouvelle-Écosse off-shore 1%
Total = 1358 Millions de mètres cube

Figure 3: Gaz naturel conventionnel - réserves restantes et autres ressources découvertes au Canada
Description textuelle pour figure 3 : Gaz naturel conventionnel - réserves restantes et autres ressources découvertes au Canada

Diagramme démontrant le gaz naturel conventionnel - réserves restantes et autres ressources découvertes au Canada.

Région Pourcentage
Ouest du Canada 62%
îles de l'Arctique 13%
Delta du Mackenzie et mer de Beaufort 12%
T.N.-O. continental et territoire du Yukon 1%
Terre-Neuve et Labrador 8%
Nouvelle-Écosse off-shore 5%
Total = 3105 milliards de mètres cubes

Le champ Norman Wells (Fig. 4)

Figure 4: Production de pétrole de Norman Wells.
Description textuelle pour figure 4 : Production de pétrole de Norman Wells

Diagramme démontrant la production de pétrole de Norman Wells.

Année Mètres cubes
1981 200,000
1982 200,000
1983 200,000
1984 200,000
1985 1,050,000
1986 1,400,000
1987 1,550,000
1988 1,750,000
1989 1,800,000
1990 1,850,000
1991 1,900,000
1992 1,850,000
1993 1,800,000
1994 1,700,000

La plus grande partie du champ NormanWells d'Imperial Oil Ltd. se trouve sous le fleuve Mackenzie au sud-ouest du village de Norman Wells. L'unité centrale de traitement se situe sur la rive nord du fleuve à l'intérieur du village de Norman Wells et occupe la lisière nord du champ. Les installations de production ont originalement été mises sur pied durant les années 1940, dans le cadre du projet Canol, et on acheminait un petit volume de pétrole vers Whitehorse en empruntant le pipeline Canol. La production subséquente étaittrèslimitée jusqu'au milieu des années 1980 lorsque la construction du pipeline Norman Wells vers l'Alberta a donné lieu à une expansion majeure des installations du champ pétrolifère.

De nos jours, 98 p. 100 des réserves du champ, soit 37.3 x 106m3 (23,5 millions de barils) sont exploitées. La pression du réservoir de 165 puits de production est maintenue par injection d'eau dans 156 puits d'injection, par mailles de cinq puits, dans l'ensemble du champ. La plupart des puits sur la terre ferme, près du village de Norman Wells et sur lesîles Goose et Bear, sont verticaux. Mais la majeure portion du champ à été exploitée grâce à des puits forés obliquement des îles artificielles dans le fleuve Mackenzie ou le long des rives. Les futurs forages d'exploitation le long des rivesdu gisement seront percés horizontalement afin d'obtenir des puits d'exploitation et d'injection plus efficaces.

La production du champ Norman Wells était de 1.79 x 106m3 (11.3 millions de barils) en 1993 et la production cumulative était d'environ 16 x 10 6m3 (100 millions de barils). On s'attend à récupérer environ 43 p. 100 du pétrole sur place. L'exploitant s'affaire activementà trouver de nouveaux moyensd'augmenter ce pourcentage et d'élaborer des réserves en périphérie du champ. Le forage d'exploitation et les méthodes de récupération améliorées appliqués aux modèles de production actuels pourrait permettre de conserver l'actuel taux élevé de production. Toutefois, tout semble indiquer que la production du champ a commencé à diminuer.

Faits historiques saillants
Avant 1789 Les Indiens se servent du suintement pétrolier le long du fleuve Mackenzie, à l'embouchure du ruisseau Bosworth.
1789 Alexander Mackenzie note des suintements de pétrole provenant des «Lower Rarnpartss» lors de son exploration du Deh Cho (grand fleuve).
Durant les années 1800 Lesindiens Dénés et les traiteurs de la Compagnie de la Baie d'Hudson seservent de la source bitumineuse de Fort Good Hope comme principale source de bitume. En 1860, l'industrie pétrolière canadienne a vu le jour lorsqu'on a découvert du pétrole à Petrolia en Ontario.
1887 Émile Petitot note «de l'asphalte en grande quantité».
Au début de 1911 Un Déné nommé Karkassee signale à J.K. Cornwall (de la Northern Trading Co.) des nappes de pétrole le long des rives du Mackenzie; celte incidence a entraîné la découverte de suintements pétroliers à Norman Wells.
1913-1914 Leszones de suintements sont jalonnées par Bosworth, au moment même de ladécouverte du champ de pétrole Turner Valley en Alberta.
1919 Imperial Oil achète la concession Norman Wells de J.K. Cornwall.
1920 Du North-West Discovery No 1 jaillit du pétrole provenant d'une fracture dans la formation Canol. .Le pétrole monte à la surface sous forme de globules noirs... Lestranchées se remplissent de pétrole.
1942 Projet Canol. Exploitation limitée du champ pétrolier Norman Wells pour alimenter l'effort de guerre dans le Pacifique. L'année suivante, le pétrole se met à couler dans le pipeline Canol vers Whitehorse au Yukon à un débit de 3000 barils ou 476 m3 par jour.
1944 La production augmente à 4000 barils ou 635 ml par jour mais cesseaprès la guerre. Lepipeline a été démantelé à la fin des années 1940.
A la fin des années 1960 L'émission de permis de prospection dans les terres du Nord amorce une forte initiative d'exploration géophysique et les forages dans la vallée et dans le delta du Mackenzie.
1974 Le «choc pétrolier» fait craindre pour l'approvisionnement domestique. Le résultat est la mise sur pied de programmes intensifs pour mousser l'exploration des terres domaniales.
1977 Après une longue consultation publique sur l'environnement dans le contexte des préoccupations sociales, la commission Bergerrecommande de ne pasconstruire depipeline le long de la côte nord du Yukon vers l'Alaska et de décréter un moratoire de dix ans sur la construction d'un pipeline dans la vallée du Mackenzie. Le gouvernement cessed'attribuer des droits jusqu'à ce que les revendications territoriales soient réglées.
1975-1985 Le forage exploratoire s'intensifie dans les régions peu explorées du Canada, particulièrement dans le delta du Mackenzie et dans la mer de Beaufort.
1984 Règlement de la revendication territoriale des Inuvialuit (région ouest de l'Arctique).
1986 Lesinstallations de Norman Wells prennent de l'ampleur et un pipeline est construit pour alimenter lesmarchés du sud. Le champ est en pleine exploitation pour la première fois. La chute du prix du pétrole fait chuter les investissements destinés à l'exploration des terres domaniales.
1989 Des permis de prospection deviennent disponibles pour la région du delta du Mackenzie et de la mer de Beaufort, pour la première fois depuis 20 ans.
1992 Règlement de la revendication territoriale des Gwich'in (sud du delta du Mackenzie, nord de la région de la vallée du Mackenzie des Territoires du Nord-Ouest).
1993 Règlement de la revendication territoriale desSahtu (vallée du Mackenzie centrale, collines Coleville, région du Grand Lac de l'Ours des Territoires du Nord-Ouest).
Signature d'un règlement de revendication territoriale avec les Inuit du Nunavut (dans l'est de l'Arctique).
Signature de l'accord cadre définitif avec le Conseil des Indiens du Yukon.
1994 Les terres s'ouvrent de nouveau à l'exploration à la suite du règlement des revendications territoriales autochtones dans les Territoires du Nord-Ouest continentaux.

Champ Bent Horn (Fig. 5)

Figure 5: Production de pétrole de Bent Horn
Description textuelle pour figure 5 : Production de pétrole de Bent Horn

Diagramme démontrant la production de pétrole de Bent Horn.

Année Mètres cubes
1984 0
1985 30,000
1986 17,500
1987 35,000
1988 55,000
1989 42,500
1990 25,000
1991 32,500
1992 28,000
1993 56,000
1994 52,500

Le champ pétrolifère Bent Horn de la Panarctic Oil Ltd. a produit 321 469 m3 (2,02 millions de barils) de pétrole jusqu'en 1993. Le pétrole continue à couler de l'unique puits exploité sans indication d'une diminution de débit. Le produit est exporté à partir de l'île Cameron dans un navire pétrolier renforcé, le M.V. Arctic, originalement construit pour naviguer sur les Grands Lacs. Le pétrolier effectue deux, parfois trois voyages annuels entre le champ et la raffinerie de Pointe-aux-trembles à Montréal.

Champ gazéifère de Kotaneelee, Territoire du Yukon (Fig. 6)

Figure 6: Production gazièrede Kotaneelee
Description textuelle pour figure 6 : Production gazièrede Kotaneelee

Diagramme démontrant la production gazière de Kotaneelee.

Année Milliers de mètres cubes
1978 0
1979 25,000
1980 25,000
1981 1,000
1982 1,000
1983 1,000
1984 1,000
1985 1,000
1986 1,000
1987 1,000
1988 1,000
1989 1,000
1990 1,000
1991 220,000
1992 500,000
1993 490,000
1994 475,000

Le champ de Kotaneelee se situe à l'extrême sud-est du Yukon, près de la frontière de la Colombie-Britannique. Après dix ans d'inactivité, la production a repris en 1991 à la suite de l'actualisation des installations de manutention du gaz: rénovation d'un puits et reforage d'un second. La production cumulative à la fin de 1993 était de 1271 x106m3 (44.9 bcf).

Champ gazéifère de Pointed Mountain (Fig. 7)

Figure 7: Production gazièrede Pointed Mountain
Description textuelle pour figure 7 : Production gazièrede Pointed Mountain
Année Milliers de mètres cubes
1972 350,000
1973 1,050,000
1974 900,000
1975 860,000
1976 950,000
1977 780,000
1978 590,000
1979 600,000
1980 410,000
1981 375,000
1982 200,000
1983 180,000
1984 190,000
1985 210,000
1986 200,000
1987 170,000
1988 160,000
1989 90,000
1990 60,000
1991 85,000
1992 81,000
1993 90,000
1994 50,000

Le champ gazéifère de Pointed Mountain se situe dans l'angle sud-ouest des Territoires du Nord-Ouest, près de la frontière de la Colombie-Britannique et du Yukon. Le champ produit depuis 1972 et tire maintenant vers la fin de son exploitation. La production cumulative à la fin de 1993 était de 8.6 x 109m3.







Pipelines existants et projetés

Pipelines pétroliers Norman Wells

Le projet Canol, entrepris en 1942, prévoyait une exploitation limitée du champ pétrolier Norman Wells et la construction d'un pipeline dont le diamètre des premiers 160 km est de 150 mm suivi de 800 autres kilomètres de pipeline dont le diamètre est de 10 mm, acheminant le pétrole vers Whitehorse, territoire du Yukon. Au cours de l'année suivante, le pétrole s'est mis à couler dans le pipeline Canol vers la raffinerie de Whitehorse à un rythme de 476 m3 par jour. Laproduction a augmentéà 700 m3 par jour maisa cessé aprèsla guerre. Le pipeline a été démantelé à la fin des années 1940. Le tronçon qui s'étendait de Whitehorse à Skagway en Alaska est maintenant exploité par la Yukon Pipelines Ltd. pour importer des produits pétroliers au Yukon. Le pipeline moderne Norman Wells est d'un diamètre de 305 mm et joint le champ pétrolifère Norman Wells de la Imperial ail Ltd. à Zama (Alberta), à 860 km au sud. Le pipeline comprend trois stationsde pompage dont le débit moyen est de 4800 m3 par jour. Il possède une importante capacité de débit additionnel qui pourrait être activée en augmentant la compression. L'excès de capacité doit augmenter d'ici dix ans à mesure que la production du champ diminuera.

Pipelines gaziers actuels

Les champs gaziers Kotaneeleeet Pointed Mountain sont déjà liés au systèmeWestcoast. On assiste actuellement à un développement croissant des pipelines gaziers vers les Territoires du Nord-ouest et du Yukon à mesure que leschamps de la Colombie-Britannique serelient. Leplus récent est le pipeline de Hossitl, d'une longueur de 45 km, qui se termine à quelques kilomètres au sud de la frontière desTerritoires du Nord-Ouest.

Pipelines projetés

La mer de Beaufort contient la plus importante concentration de découvertes gazières et pétrolières des terres domaniales Canada; la moitié de ces découvertes setrouvent sur la terre ferme tandis que l'autre moitié se trouve dans leseaux peu profondes de la mer de Beaufort. En 1992, l'Office national de l'énergie a émis une licence d'exportation à un consortium qui proposait d'exploiter 292,9 x 1012m3 de réserve de gaz dans le delta du Mackenzie. Bien que la demande de construction d'un pipeline reliant le delta du Mackenzie aux marchés du sud ne soit pas encore soumise, deux tracés généraux ont été suggérés: l'un suivrait la vallée du Mackenzie jusqu'à Norman Wells, et de là vers le sud jusqu'à la frontière de l'Alberta; l'autre suivrait la route Dempster jusqu'au Yukon pour être reliée au «Alaska Natural Gas Transportation System» qui a été proposé, La majeure partie de la capacité du pipeline a été aménagéeà l'avance en prévision de ce projet.

Un pipeline pétrolier de grand diamètre pour exploiter le champAmauligak dans la mer de Beauforta été suggéré lorsqu'on a considéré l'exploitation de ce champ vers le milieu des années 1980. On a mis ce projet en veilleuse à cause du bas prix du pétrole. On a suggéréun pipeline pétrolier de plus petit diamètre pour relier lesdécouvertes pétrolières terrestres du delta à Norman Wells. Un tel pipeline pourrait augmenter le débit additionnel de Norman Wells jusqu'à la jonction Zama.

Lorsqu'on amorce la conception et la construction de pipelines, on doit tenir compte des grandes distances et du terrain accidenté du nord du Canada, difficilesà franchir, ce qui entraîne d'importants coûts. De tels projets supposent qu'on puisse prévoir, à moyen et à long terme, des prix relativement stables pour le pétrole et le gaz. Si l'on versait le pétrole extra-côtier de la mer de Beaufort directement dans des pétroliers, on règlerait le problème de transport qu'il suscite. Un essai de production d'Amauligak a donné lieu à une exportation vers le lapon par le passage Alaska/Beaufort, durant l'été de 1986.







Lectures de base et références>

Géologie générale

Embry, A.E. and Balkwill, H.R. (eds.). 1982. Arctic Geology and Geophysics. Proceedings of the Third International Symposium on Arctic Geology. Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 8, 552 p.

Gabrielse, H. 1991. Géologie du Canada no. 4. Géologie de l'orogène de la cordillère au Canada, 915 p.

Trettin, H.P.(éd). 1991. Géologie de l'orogène innuitien et de la plate-forme de l'Arctique au Canada et au Groenland. Commission géologique du Canada, p. 549-558.

McCrossan, R.G.(ed.). 1973. The Future Petroleum Provinces of Canada - Their Geology and Potential. Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 1, 720 p.

Procter, R.M., Taylor, G.C., et Wade, J.A.1983. Ressources en pétrole et en gaz naturel au Canada. Commission géologique du Canada, Article 83-31, 62 p.

Autres

Northern Frontier Northern Homeland - The Report of the MacKenzie Pipeline Enquiry. Mr. JusticeBerger, 1977.

Office national de l'énergie. 1991. Frontier Released Information

Office national de l'énergie. 1991. Répertoire des puits au nord du 60e (mise à jour)

Office national de l'énergie. 1994. L'énergie au Canada - offre et demande 1993 - 2010, Rapport technique

Direction du pétrole et du gaz du Nord. 1993. Regulating ail and Gas Activities on Canada's Northern Frontier Lands.







Adresses et contacts

Direction du pétrole et du gaz du Nord

  • 10, rue Wellington, Hull (Québec) K1A OH4
  • Assurance sur les droits, trousses d'information
    • Mme M. Fortier, directrice intérimaire
    • Tél. : (819) 997-0878

Office national de l'énergie

  • 311, 6e Avenue s.a., Calgary (Alberta) T2P 3H2
  • Données sismiques, rapports géologiques, trousses d'information:
    • Mr. R. Klaubert
    • Bureau d'information sur les terres domaniales
    • Direction des ressources énergétiques
    • Tél. : (403) 299-3113
  • Réglementation des activités d'exploration et d'exploitation:
    • M. T. Baker, agent principal de la conservation
    • Direction du génie
    • Tél. : (403) 299-2790
  • Questions environnementales:
    • Dr K. Sato
    • Direction de l'environnement
    • Tél. : (403) 299-3675

Geological Survey of Canada (Commission géologique du Canada)

  • 3303, 33e Rue, N.O., Calgary (Alberta) T2L 2A7
    • Dr A. Embry
    • Division régionale de la géologie
    • Dr L. Snowdon
    • Division de l'énergie et de l'environnement
  • Vérification fondamentale et par échantillonnage
    • Mme Elspeth Snow
    • Tél. : (403) 299-3539


CHAPITRE 2 - LA VALLÉE DU MACKENZIE, LES TERRITOIRES DU SUD ET LES PLAINES INTÉRIEURES

Sud des Territoires du Nord-Ouest et sud-est du Yukon

Âge Du Cambrien au Crétacé
Profondeur des strates visées De 700 à 4500 m
Épaisseur maximale du bassin Plus de 5000 m dans la ceinture des contreforts, s'amenuisant vers l'est
Indices d'hydrocarbures Indices de pétrole et de gaz dans plusieurs formations du Dévonien au Crétacé
Première découverte 1955 (Briggs Rabbit Lake No. 1 0-16; Slave Point Gas)
Ressources découvertes Gaz: Rendement global dans 16 champs: 17,4 x 109m3
Pétrole: Rendement global dans 1 champ: confidentiel à ce jour
Production Gaz: 9,5 x 109m3 Production d'essai à Cameron Hills
Type de bassin Grabens précambriens; marge continentale du Paléozoïque; bassin de l'avant-pays datant du Mésozoïque
Cadre des dépôts Paléozoïque: eaux peu profondes du plateau continental jusqu'à la marge Mésozoïque: alluvial/eaux marines peu profondes (bassin de l'avant-pays)
Réservoirs Carbonates du Dévonien moyen (?carbonates du Dévonien supérieur, grès du Mississippien et du Crétacé)
Structure régionale Plissements de soulèvement vers l'ouest; failles normales et failles de décrochement dans les plaines
Couvertures étanches Schistes épais du Dévonien, un peu d'anhydrite, carbonates denses
Roches mères Schistes matures du Dévonien, carbonates, évaporites; schistes du Mississippien et du Crétacé
Profondeur des fenêtres Près de 800 m de pétrole et de gaz
Nombre de puits au total 400 (386 de prospection, 14 de délimitation)
Densité moyenne des puits 1 par 464 km2
Sondagessismiques 7228 km depuis 1974; du 60e au degré de latitude N; plus au nord, les données sont bonnes, mais plus dispersées
Pipelines Pipeline pétrolier Norman Wells jusqu'à Zama. Pipeline gazier Point Mountain/Kotaneelee jusqu'au système de transmission du West Coast en C.-B. Les pipelines, jusqu'aux champs de gaz Hossitl et July Lake, en C.-B., sont à quelques kilomètres de la frontière des Territoires du NordOuest
Superficie 180,000 km2
Superficie sous licence (km2) 1100 km2détenus en vertu d'attestations de découvertes importantes ou de baux

(Lesconditions d'exploration se comparent à celles qu'on trouve dans le nord de l'Alberta et jusqu'aux contreforts de la Colombie-Britannique. Il y a un terminus ferroviaire à Hay River sur le Grand Lac des Esclaves et des centres de services à la population à Fort Liard, à Fort Simpson et à Yellowknife, capitale des Territoires du Nord-ouest.)

Ce prolongement nordique du bassin sédimentaire prolifique de l'Ouest canadien fait l'objet de plusieurs explorations complémentaires dans le nord de l'Alberta et le nord-est de la Colombie-Britannique. Le plateau Liard dans le sud-est du Yukon et le sud-ouest des Territoires du Nord-Ouest est une région gazière en exploitation qui est déjà raccordée au système de pipelines Westcoast. Les forages de prospection visant les nombreux chevauchements qu'on n'a pas encore sondés dans les vastes anticlinaux faillés du Plateau Liard (contreforts), augmenteront sûrement les réserves gazières de la région. Plusà l'est, surlesplaines, 17 puits de prospection ont donné des indices de pétroleet 20 autres, des indicesde gaz. Cela révèleunpotentielde densitéde découvertes de gaz comparable à celui des régions adjacentes de la Colombie-Britannique et de l'Alberta. Récemment, des essais d'exploitation pétrolière à Cameron Hills ont confortélesétudesgéochimiquesrégionales qui indiquaient un potentielpétrolier dans lapartie moins profonde de l'est de la région située au nord de la frontière de l'Alberta.

Cadre géologique (Figs. 8, 9)

Figure 8: Régions d'exploration du nord-ouest continentaldu Canada

Figure 9: Tableau des formations du nord-ouest continentaldu Canada

À la fin du Précambrien, le proto-Pacifique s'est ouvert tout le long du craton de l'Amérique du Nord. Durant cette période, une tectonique d'expansion a créé une structure de horst et de graben dans le soubassement précambrien, sur laquelle se sont ensuite déposés les sédiments de la marge passive de l'ouest de l'Amérique du Nord, qui était en voie de se former. La structure du soubassementa eu depuis une influence majeure sur les modèles de dépôts et le développement structural de la région.

Le sud des Territoires du Nord-Ouest et le sud-est du Yukon recouvrent une coupe transversale de la marge paléozoïque du continent. Des sédiments évaporitiques et clastiques se sont déposés dans un cadre proximal en bordure du Bouclier canadien, tandis que les carbonates et les schistesdu plateau continental se déposaient dansun cadre distal le long de la lisière externe de la plateforme de carbonates.

Les dépôts du Cambrien ancien étaient surtout des clastiques, avec desgrèsrichesen quartz qui remplissaient les vallées, en s'amenuisant vers les flancs des collines, sur la surface précambrienne profondément érodée. Les sédiments cambriens semblent avoir été érodés ou ne se sont pas déposés sur une très grande portion du sud des Territoires, saufdans le graben du bassin Root dans l'ouest de la région.

Aux dépôts clastiques ont succédé des dépôts de carbonatesdu plateau continental et de sa pente, de façon plus ou moins continue, du Cambrien moyen au Dévonien moyen. L'arche de Tathlina - une élévation topographique est-ouest qui a subsisté jusqu'à la fin du Dévonien - a établi la bordure nord des dépôts de carbonates du Dévonien moyen (Givétien). Les récifs épais situés au-dessus de l'arche de Tathlina constituent la barrière Presqu'l'le. Au nord de celle-ci, les eaux devenaient plus profondes jusque dans le bassin Horn River où prédominaient des dépôts de schistes. Vers la fin du Dévonien, un bassin très étendu de schistes avec des dépôts intermittents de carbonates s'est formé et il a persisté pendant tout le Mississippien.

Le soulèvement de la cordillère s'est amorcé au début du Crétacé. Le plissement et le chevauchement de l'épaisse série du Paléozoïque a créé la ceinture des contreforts dans l'ouest de la région et a transformé la marge océanique du Paléozoïque en mer continentale qui a caractérisé le Mésozoïque. Les dépôts subséquents ont eu lieu dans le cadre d'un bassin de l'avant-pays.

On ne connaît que de façon approximative les limites est de la ceinture perturbée: au sud du 61e degré de latitude N, la structure Bovie Lake qui s'oriente en direction nord-sud suggère une limite commode, mais l'influence orogénique s'est certainement fait sentir dans la zone structurale Liard-Celibeta, plus à l'est (figure 22 dans Reinson et al., 1993). Entre les 61e et 62e degrésde latitude N, la limite estmal définie (en l'absence de profils sismiques modernes), mais elle est probablement déterminée par le «Liard High» (Meijer Drees, 1990) dans le nord et prolonge peut-être la structure Bovie Lake.

Après l'ère paléozoïque, la région située entre les 61e et 62e degrésde latitude N s'est soulevée. Cela constitue la voûte La Martre dont la couverture crétacée a été érodée en grande partie (sauf sur le plateau Horn), exposant des strates du Dévonien moyen. Les sédiments du Mississippien ont été soulevés et érodés partout sauf dans la portion sud-ouest de la région.

Un rétrécissement extrême de la croûte dû à des chevauchements imputables à un enfoncement majeur en Colombie-Britannique sous l'énorme masse de la roche de la cordillère entassée par les mouvements tectoniques. Une épaisseur considérable de sédiments du Crétacé s'est déposée dans le bassin qui s'enfonçait rapidement. Des plissements et des chevauchements modérésau nord du 60e degré de latitude N ont engendré une ceinture orogénique plus large. Cela a dispersé le poids exercé sur la croûte et a ralenti l'enfoncement du bassin, accumulant moins de sédiments du Crétacé et préservant ultimement moins de strates de cette période. Lesroches du Crétacé qui sont demeurées secantonnent largement dans une région située au sud du 61e degré de latitude N.

À l'est de la ceinture perturbée, la plate-forme de carbonatesestdemeurée relativement non structurée. Elle est maintenant sous-jacente aux plaines intérieures du Nord qui sont comparativement peu accidentées. Les structures tectoniques se limitent à une disposition orthogonale de failles normales de rejets médiocres, età des failles de décrochement du Précambrien, orientées vers le nord-est dans le craton sous-jacent.

Exploration History (Figs. 10, 11)

Figure 10: Caractéristiques géologiques, découvertes de gaz et pipelines de lazone continentale du sud des Territoires du Nord-Ouest

Figure 11: Historique de forage dans lazone continentale du sud des Territoires du Nord-Ouest et dans le secteur adjacent du Yukon

Quoiqu'on ait foré deux puits, dans les années 20, sur les lieux de suintements pétroliers près du Grand Lac des Esclaves, ce n'est qu'en 1946 qu'une exploration soutenue s'est amorcée. La première découverte de gaz a eu lieu à Rabbit Lake en 1955. Le forage a été le plus intense de 1966 à 1971, coïncidant avec les découvertes faites dans les bassins adjacents Zama et Rainbow, en Alberta. L'exploration s'est poursuivie lentement depuis 20 ans. On n'a foré que 400 puits entre le 60e et le 63e degré de latitude N, comparativement à des milliers dans le bassin sédimentaire de l'ouest du Canada, dans le nord de l'Alberta et de la Colombie-Britannique.

On a désigné «découvertes importantes» 23 des puits forés. Six de ceux-ci, dont les trois plus grands, sont situés sur le plateau Liard dans les contreforts des Rocheuses, lequel s'étend vers l'est jusqu'au lac Bovie. Deux de ces champs sont actuellement exploités; un troisième est épuisé. Les 17 autres découvertes sont éparpillés sur les plaines intérieures jusqu'à la rivière Hay à l'est. Huit sont concentrés dans la région des collines Cameron.

Outre ces découvertes reconnues, une vingtaine d'autres puits ont donné du gaz. Quoique les données de pression et de débit suggèrent que la plupart de ces indices de gaz proviennent de volumes d'accumulation médiocres, le débit non contrôlé de deux puits, Grumbler G-63 et Mink Lake 1-38, laisse entrevoir une bonne pression et une bonne perméabilité du réservoir.

Ladécouverte de gaz la plus importante dans le bassin est celle du champ Pointed Mountain dans lesTerritoires du Nord-Ouest, formé de carbonates du Dévonien moyen, plisséspar des chévauchements et fracturés. Près de 80 p. 100 des 10,2 x 109m3 des réserves de gaz estimées ont déjà été extraitesde ce champ. BeaverRiver (situé en grande partie en Colombie-Britannique mais se prolongeant au Yukon) est un champ gazéifère comparable, qui tire à la fin de son exploitation économique. Le champ Kotaneelee, au Yukon, est au début de sa phase d'exploitation.

Les gisements gazéifères issus des structures et de la stratigraphie du Dévonien à l'est de la ceinture déformée, ont en moyenne des réserves plus modestes d'environ 0,3 x 10 9m3, quoique des zones d'entassement potentiellement productrices demeurent possibles. Aucune de ces découvertes n'a été exploitée, quoique le réseau de pipelines du nord-est de la Colombie - Britannique passe à quelques kilomètres de la frontière desTerritoiresdu Nord-Ouest. On a fait desessais poussés d'exploitation de pétrole et de gaz dans la région du champ Cameron Hills, mais ces puits ne sont pas encore exploités commercialement.

Stratigraphy (Figs. 9, 12)

Figure 12: Coupe transversale schématique de la zone continentale du sud des Territoires du Nord-Ouest

Des clastiques basaux recouvrent le soubassement cristallin de l'ensemble de la région, sauf les quelques hauteurs dominantes de ce soubassement. L'âge de ces grèsestdifficile à estimer: dans le bassin Root et le bassin du Grand Lac de l'Ours, ils sesituent sous les carbonates de l'Ordovicien et du Silurien et ils datent du Cambrien. Dans le contour de la voûte Tathlina, les clastiques basaux se trouvent sous la formation Keg River du Dévonien moyen et sont équivalents aux alluvions granitiques du nord-est de la Colombie-Britannique.

Les carbonates du plateau et de la pente continentale ont commencé à se déposer dans la partie ouest de la marge continentale pendant l'Ordovicien et ont reculé vers le craton avec les invasions des mers du Dévonien. La marge de la pente ouest de la formation Nahanni marque la position de la zone de transition entre les carbonates et les schistes, qui date du début du Dévonien moyen. Le Nahanni équivaut à la plate-forme Keg River à l'est et à la formation Lonely Bay au nord-est. Vers la fin du Dévonien moyen, la bordure du banc de carbonates a régressé vers l'est pour former la barrière Presqu'île, qui a conti nué de s'amplifier dans deseaux peu profondes sur l'arche de Tathlina. Toutefois, le périmètre de la barrière n'est pas bien défini, particulièrement là où elle borde la saillie Arrowhead. Derrière la barrière, les carbonates et évaporites cycliques Chinchaga, KegRiver, Moskeg et Sulphur Point se sont déposés dans un bassin de circulation restreinte. Des pinacles et des récifs dispersés, contemporains du plateau Horn, ont été découverts dans le bassin au nord de la barrière, recouvrant la plate-forme Lonely Bay.

L'exposition à l'atmosphère et l'érosion ont mis un terme à ce cycle de carbonates avant que ne seproduisent les dépôts Watt Mountain. Les calcaires récifaux Slave Point se sont déposés au cours de l'invasion marine subséquente. Ils ne se sont pas transformés en dolomite sauf en bordure des bancs où il y avait des courants thermiques. L'invasion marine du Dévonien récent a inondé les bancs de carbonates et déposé massivement les shistes Horn River et Besa River. Veuillez noter que la nomenclature des formations de la région est souvent un mélange de noms provenant de l'Alberta, de la Colombie-Britannique et du Nord.

La sédimentation de carbonates a repris par intermittence au cours du Dévonien récent, déposant les calcaires Jean Marie, Tetcho et Kotcho. Dans chaque cas, les carbonates denses du plateau continental prédominent. La formation Jean Marie est caractérisée par des monticules récifaux le long de la lisière ouest des dépôts: cette particularité est bien définie en Colombie-Britannique et elle s'oriente vers le nordà travers la saillie Arrowhead jusque dans lesTerritoires du Nord-Ouest.

La succession de carbonates et de schistes du Mississippien secompare à celle de l'Alberta (formations Pekisko, Debolt et Flett). Des clastiques (formation Mattson) recouvrent cesdépôts dans la partie ouest de la région. Legrès Fantasque du Permien(= Belloy) recouvre le Mississippien, dans la discordance, dans l'angle sudouest de la région cartographiée. Une discordance majeure sépare le Permien des grès et des schistes du Crétacé qui le recouvrent.

Réservoirs potentiels

Les formations Nahanni et Arnica sont des carbonates denses du plateau continental. La dolomite Manetoe est un faciès diagénique - un équivalent dolomitique d'origine hydrothermique de ces formations - et il est le principal réservoir des contreforts. La porosité moyenne des réservoirs dolomitiques n'est que de 3,5 p. 100 et leur perméabilité varie en moyenne de 7 mD à 200 mD. La perméabilité est accentuée par les fractures. Une injection active d'eau assure une exploitation efficace dans les champs Pointed Mountain et Kotaneelee.À Bovie Lake,à l'extrême estdes structures des contreforts, on a observé une porosité supérieure (jusqu'à 6 p. 100).

Parmi les découvertes des contreforts, La Biche fait exception. Le réservoir est constitué de lentilles de siltstone poreuse que pénètrent des langues de calcaire. Le siltstone a une porosité moyenne de 18 p. 100 et une bonne perméabilité horizontale.

La bordure de la barrière Presqu'île de Slave Point est un réservoir gazéifère valable. La porosité moyenne est de 7 p. 100 dans un calcaire discontinu, lessivé et minéralisé à Celibeta et Netla respectivement. Les calcaires et les dolomites du banc interne de Slave Point, Sulphur Point et Keg River se sont jusqu'ici révélés de meilleurs réservoirs avec une porosité moyenne de 9 p. 100 (15 p. 100 au maximum) et une perméabilité de 7 mD (atteignant 200 mD). Paramount Resources Ltd a rapporté des débits pétroliers de 25,4 m3/j du puits Cameron M-73 de Slave Point (Daily Oil Bulletin, 17 juin 1993).

Les réservoirs de dolomite de Keg River derrière la barrière Presqu'île ont une porosité vacuolaire moyenne de 4 p. 100, la porosité et la perméabilité réelles étant accentuées par des fractures près des zones faillées réactivées. Les pinacles et les récifs discontinus du plateau Horn ne se sont pas transformés en dolomite et demeurent plutôt denses, quoiqu'on ait noté de façon certaine une porosité de 6 p. 100 et une perméabilité acceptable dans ces roches, au puits Mink Lake 1-38. La plate-forme Lonely Bay comprend aussi une zone dolomitique qui manifeste une bonne porosité dans ce puits.

Les réservoirs de carbonates du Dévonien supérieur ont une faible porosité et une production médiocre dans le nord-est de la Colombie-Britannique. Les zones poreuses des formations Jean Marie, Kotcho et Tetcho possèdent peut-être de meilleures caractéristiques de réservoir que les zones faillées de la ceinture structurale Liard-Celibeta.

Les clastiques du Carbonifère au Crétacé ont des caractéristiques de réservoir qu'on peut qualifier de moyennes à excellentes. La porosité des grès basaux du Crétacé dépasse 20 p. 100.

Structure, pièges et couvertures étanches

De beaucoup, les pièges d'hydrocarbures les plus prolifiques de ce bassin se trouvent dans la zone des contreforts à l'ouest. Les carbonates du Dévonien, plissés et charriés pendant l'orogénèse Laramide, forment de vastes pièges relativement peu poreux mais ayant une excellente perméabilité due aux fractures. Le meilleur exemple se trouve dans le champ de gaz Pointed Mountain. Despièges diagéniques ainsi que structuraux! stratigraphiques se présentent le long d'une zone située sur la limite est des structures orogéniques et la limite ouest de la barrière Presqu'île dans la saillie Arrowhead et au nord de la barrière Presqu'île, dans le sens ddu «Liard High».

Les zones prospectives Slave Point, Sulphur Point et Keg River, dans l'est de la région, présentent habituellement une combinaison de pièges structuraux (failles normales dominant la topographie du soubassement) et stratigraphiques. Lacouverture étanche des réservoirs Nahanni et Slave Point se compose des shistes épais des formations Horn River et Besa River. Les accumulations de Sulphur Point sont recouvertes par les schistes Watt Mountain. Les anhydrites Moskeg pourraient créer des pièges dans les dolomites Keg River sous-jacents. Les contrôles structuraux ont engendré trois réservoirssuperposés du Dévonien moyen dans la région pétrolifère des collines Cameron, bien que le relief structural devienne plus subtil dans les horizons moins profonds.

Les roches mères

La principale roche mère de ce bassin est formée par les schistes FortSimpson,Horn Riveret Besa River, en contact direct avec les réservoirs Nahanni et Slave Point. Le schiste basal (Muskwa) est bitumineux et présente la plus haute teneur en carbones organiques. Immatureà l'extrême est, le Muskwa est une roche mère pétrolifère mature dans le centre de la région et une roche mère gazéifère à l'ouest. Les carbonates Keg River et les évaporites Moskeg sont les roches mères des hydrocarbures Keg River dans le bassin Rainbow en Alberta et peuvent constituer un apport aux réserves Keg River dans le sud des Territoires.

Des roches mères ayant une teneur supérieure en carbone organique total semanifestent dans le Dévonien supérieur, le Mississipien (par ex. la formation Exshaw) et le Crétacé. Ces roches mères sont surmatures dans le bassin Liard, où le pétrole est apparu et a migré dès la fin du Paléozoïque (Morrow et al., 1993). L'apparition subséquente de gaz et le craquage du pétrole migrateur en gaz s'est apparemment poursuivi pendant tout le Mésozoïque, avecdesmigrations secondairesde gaz dans les accumulations existantes pendant et après la déformation Laramide.

Potentiel

La Commission géologique du Canada a publié une évaluation des ressources gazières du Dévonien dans le bassin sédimentaire de l'ouest du Canada (Reinson et al., 1993). Cinq zones prospectives dont le potentiel combiné dépasse probablement 35 tm3 de gaz s'étendent au nord du 60e degré de latitude N vers la bordure septentrionale de la barrière Presqu'île. Il convient de noter que les zones du plateau Liard n'ont pas été évaluées, non plus que le potentiel pétrolier de cette région. Ces zones ajoutent un potentiel supplémentaire considérable.

Tableau 1: Découvertes importantes dans les contreforts du sud desTerritoires du Nord-Ouest et du Yukon
  Production
Réserve initiale
(106m3)
usqu'au 06/30/93
(106m3)
(106m3)
Pointed Mountain (TNO) 1967 En production 10200 8545  
Kotaneelee (Yuk) 1977 En production 5012 1038  
Beaver River (CBlYuk) 1969 (Épuisé) 218 218  
  Niveaux de probabilité
95% 50% 5%
Liard (TNO) 1986 Non exploitée 80 688 2628
La Biche (TNO/YUK)) 1970 Non exploitée 263 1171 5225
Bovie Lake (TNO) 1966 Non exploitée 128 175 239
(note: Lesestimations de récupération des ressources gazières concernant les gisements non exploités sont très incertaines. Elles ont été estimées à l'aide de methodes de probabilité.)
Source - Office national de l'énergie.



Tableau 2: Découvertes importantes dans les plaines intérieures du sud desTerritoires du Nord-Ouest.
  Niveaux de probabilité
95%
(106m3)
50%
(106m3)
5%
(106m3)
Arrowhead G-69 1985 GAZ 71 115 186
Arrrowhead B-41 1989 GAZ * * *
Cameron Hills M-31 1979 GAZ 32 60 119
Cameron Hills F-51 1969 GAZ 23 33 49
Cameron Hills field
(nombreux gisements;
comprend 7 puits réputés
découvertes importantes)
1986 GAZ ET PÉTROLE * * *
Celebeta H-78 1960 GAZ 48 125 328
Netla C-07 1961 GAZ 101 426 1801
Rabbit Lake 0-16 1955 GAZ 187 318 538
South Island River M-41 1964 GAZ 19 45 105
Tathlina N-18 1973 GAZ 43 70 114
Trainor Lake C-39 1965 GAZ 10 27 75
*Teneur des puits confidentielle en date du 1er janvier 1994.
(note: aucune de ces découvertes n'a été exploitée. Les estimations de gaz récupérable se fondent sur les résultats d'un seul puits dans la plupart des cas et demeurent donc très incertaines.)
Source - Office national de l'énergie.

Laprincipale phasede prospection dans leszones peu profondes de l'est se fondait sur des données sismiques des années 60 à 70. Quoique la barrière Presqu'île paraisse continue à la lumière des présentes données sismiques, il estpossible qu'elle contienne de petites baies qui piègent deschamps pétrolifères et gazéifèresde petite et moyenne étendue. Desformations établies qui laissent encore espérer des résultats moyens sont les pièges structuraux et stratigraphiques combinés le long du golfe Cordova de la formation Keg River, du système de la barrière principale ou de la région intérieure du banc de carbonates. Les récifs Horn river forés au nord de la barrière contiennent peu de pétrole ou de gaz et cela est peut-être attribuable à un problème de migration entre la roche mère et celle du réservoir et, dans certains cas, à des brèches dans le réservoir même. Une exploration plus poussée de cette zone pourra mettre au jour des secteurs locaux où les conditions de migration, d'augmentation de la porosité et d'intégrité des pièges ont été plus favorables.

Les monticules récifaux jean Marie constituent le réservoir du champ de gaz exploité à july Lake (C.-B.). II pourrait exister des faciès de réservoir comparables dans l'enfoncement Cordova au nord du 60e parallèle. Un système récifal de la barrière jean Marie, défini par des données sismiques, se situe en direction nord-sud entre les 122e et 123e degrés de longitude O. II s'agit d'une extension du systèmerécifal du nord-est de la ColombieBritannique qui compte des puits de gaz en exploitation. Des failles dans la lisière ouest de la saillie Arrowhead et des fractures attribuables aux tensions de charriage de carbonates envahissant le bord du banc sous-jacent peuvent accroître la perméabilité des carbonates jean Marie et de ceux du Dévonien supérieur.

Le potentiel le plus important de vastes gisements de gaz se trouve dans les contreforts où les carbonates du Dévonien sont plissés et soulevés, formant d'énormes piègesstructuraux. Lagéologie superficielle peut indiquer des zones propices, mais il faut recourir à des sondages sismiques modernes pour choisir les meilleurs objectifs de forage: aucune des découvertes des contreforts n'est bien définie par les données actuelles. La zone des contreforts doit s'étendre dans un large corridor au nord du 61e parallèle et dans une bande plus étroite, près du 123e degré de longitude 0, jusqu'à 62°30' de latitude N. La limite ouest de la formation, au Yukon, est marquée par la transition carbonate-schiste, qui est mal définie dans le sous-sol. Plus au nord et plus à l'ouest, la section du Dévonien se manifeste dans un affleurement. L'existenced'un pipeline gazier jusqu'au champ gazéifère Pointed Mountain confère un attrait économique certain à la poursuite de l'exploration le long de ce vastecorridor.

Un potentiel très peu exploré subsistedans les roches du Mississippien et celles qui sont plus récentes dans la partie la plus profonde du bassin à l'ouest du 120e degré de longitude 0, où la couverture des formations du Crétacé n'a pasété érodée. Ici la géologie peut s'étendre des formations du Mississippien ou du Permien à celles des chenaux fluviaux du Crétacé.

Lectures de base et références

Belyea, H.R. 1971. Historique tectonique du dévonien moyen du soulèvement Tathlina, district sud du MacKenzie et du nord de l'Alberta, Canada. Commission géologique du Canada, Article 70-14.

De Wit, R. et al. 1973. Tathlina Area, District of MacKenzie. In Future Petroleum Provinces of Canada. R.G. McCrossan (ed.). Canadian Society of Petroleum Geologists. Memoir 1 p. 187-211.

Gabrielse, H. 1991. Géologie du Canada no. 4. Géologie de l'orogène de la cordillère au Canada. Commission géologique du Canada v. G-2, 915 p.

Hagen, D. 1988. Southern Territories 1: Precambrian Rift Trends, Pre-Devonian Strata: a Realistic Frontier. II-Tathlina High: Greatest Concentration of Weil Control. III-Southern NWT: Realistic Exploration Area. Série de trois articles dans le Oil and Gas Journal, les 4, 11 and 18 juillet.

Meijer Drees, N.C. 1990. Sedimentology and Facies Analysis of Devonian Rocks, Southern District of MacKenzie, N.W.T., Canada. Thèse de doctorat, Université d'Utrecht (Pays-Bas).

Morrow, D.W., Potter J., Richards B., and Goodarzi, F. 1993. Palaeozoic Burial and Organic Maturation in the Liard Basin Region, Northern Canada. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 41, no. 1, p. 17-31.

Reinson, G.E., Lee, P.)., Warters, W., Osadetz, K.G., Bell, L.L., Price, P.R., Trollope, F., Campbell, R.I., and Barclay, J.E. 1993. Ressources en gaz dévonien dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. p. 9-134.

Snowdon, L.R. 1990. Rock-Eval/TOC

Williams, G.K. 1981. Middle Devonian Barrier Complex of Western Canada. Commission géologique du Canada, dossier ouvert 761 (traduction non disponible), cartes et coupes transversales.

Williams, G.K. 1981. Subsurface Geological Maps, Southern Northwest Territories Canada, Commission géologique du Canada, dossier ouvert 793 (traduction non disponible).







La plaine du Mackenzie

Figure 13: Caractéristiques géologiques et géographiques de la plainedu Mackenzie et des régions adjacentes


Âge Du Protérozoïque au début du Crétacé
Profondeur des zones visées De 500 à 4500 m
Épaisseur maximale du bassin Formations du Crétacé et plus récentes - 3000 m
Indices d'hydrocarbures Indices souterrains de pétrole et de gaz dans des roches du Dévonien au Crétacé, suintements superficiels de pétrole
Première découverte 1920 (Northwest Discovery No. 1; formation Kee Scarp du Dévonien moyen - pétrole)
Ressources découvertes Gaz: (indices de gaz)
Pétrole: Norman Wells (37.5 x 106m3: 235 millions de barils récupérables)
Production Gaz: (néant)
Pétrole:: 18 x 106m3
Type de bassin Bassin d'avant-pays du Crétacé au Tertiaire recouvrant une marge continentale du Paléozoïque
Cadre des dépôts Plateau continental avec dépôt de carbonates en eau peu profonde (début du Paléozoïque); plateau continental avec dépôt de clastiques (fin du Dévonien); dépôts fluviaux/marins (du Crétacé au Tertiaire)
Réservoirs Carbonates du Dévonien moyen, potentiellement des carbonates de l'Ordovicien et du Silurien, grès du Crétacé
Structure régionale Formation monoclinale s'enfonçant vers l'ouest, avec soulèvements et chevauchements à l'ouest. Structures de soulèvement et de retrait liées au sel. Zones bien définies de failles verticales de décrochement. Détachements profonds de chevauchement
Couvertures étanches Schistes épais du Dévonien; schistes du Crétacé
Roches mères Schistes matures du Dévonien (potentiellement pétrolifères); schistes du Crétacé inférieur (potentiellement pétrolifères)
Profondeur des fenêtres Dévonien - en surface de pétrole et de gaz
Crétacé - ?1000 m
Nombre de puits au total 76 (de prospection; 345 de développement à Norman Wells)
Sondages sismique Superficie adéquate
Pipelines Pipeline pétrolier Norman Wells jusqu'à Zama (Alberta)

(Plaine inondable peu accidentée, recouverte de forêts, bordée par des montagnes hérissées. L'accèsdu matériel lourd est facilité par des barges sur le fleuve Mackenzie ou par des chemins d'hiver. Concentration de population et centres de services à Norman Wells et à Fort Norman. Main d'oeuvre et entrepreneurs compétents disponibles localement.)

Relativement bien explorée dans la perspective d'un deuxième champ pétrolifère de type Norman Wells, la plaine du Mackenzie se situe dans la zone moyenne de la vallée du Mackenzie, au nord et au sud de Norman Wells. Quoique l'exploration ait été axée sur la découverte de nouveaux dépôts semblablesà ceux de Norman Wells, il existe d'autres zones prospectives, particulièrement dans des grès du Crétacé qui s'entrecroisent avec des roches mères susceptibles de gérérer du pétrole. Une structuration très élaborée diversifie grandement la maturité des roches mères et juxtapose différents réservoirs potentiels de clastiques et de carbonates. Laprobabilité de faire de nouvelles découvertes dans ce secteur est tantôt modérée, tantôt forte. L'étendue des dépôts laisse espérer la découverte d'une gamme d'hydrocarbures, dont des pétroles lourds à légers, et probablement du gaz dans les parties les plus profondes du bassin. La région est voisine d'un pipeline existant et d'un centre de services.

Cadre géologique (Fig. 14)

Figure 14: Coupe transversale schématique de la plaine du Mackenzie

La plaine du Mackenzie recouvre la partie sud de l'auge Peel entre la voûte de la Cordillère (monts Mackenzie)à l'ouest et le flanc de la voûte Keele (monts Franklin)à l'est. Une pointe de stratesdont l'âge s'étend du Crétacé auTertiaire et qui s'épaissit vers l'ouest, recouvre un vaste synclinal du Paléozoïque inférieur dont un bras s'enfonce doucement vers l'est et l'autre bras s'enfonce en pente plus raide vers l'ouest, et qui s'élève dans un affleurement en bordure de la chaîne desmonts Mackenzie. Desstrates du Paléozoïque inférieur, qui émergent pour former les monts Franklin, bordent l'auge Peel à l'est. L'auges'élargit vers le nord-ouest là où les monts Mackenzie prennent un tournant vers l'ouest. La ceinture de plissement du Mackenzie dans ce secteur nord s'étend sous la plaine du Mackenzie. Vers le sud, l'auge se rétrécit de plus en plus alors que l'arche de Keele se termine en bordure des monts Mackenzie à environ 64° de latitude N. Toute la région a subi des compressions tectoniques qui s'expriment en vagues de plissements (particulièrement dans le nord), en détachements de stratification parallèle (sous la plaine du Mackenzie) et en failles de chevauchement qui affleurent dans les monts Franklin.

Historique de l'exploration (Fig. 15)

Figure 15: Historique de forage, plaine du Mackenzie

Les suintements de pétrole sur les rives du fleuve Mackenzie ont longtemps été utilisés par la nation des Dénés. Alexander Mackenzie les a notés lors de sa décente du fleuve en 1789. Les suintements à Norman Wells ont d'abord provoqué un intérêt commercial en 1891 lorsqu'on les a signalés à J.K. Cornwall de la NorthernTrading Co. En1919, Imperial Oil Co. acquérait les concessions de Norman Wells et, l'année suivante, elle forait le puits Northwest Discovery No. 1. Les forages de délimitation subséquents ont indiqué une réserve de 37,5 x 106m3 (235 millions de barils) de pétrole récupérable, emmagasiné dans le flanc ascendantdu récif Kee Scarp du Dévonien moyen à moins de 600 m de la surface.

Au début des années 40, le projet Canol prévoyait la construction d'un pipeline de Norman Wells à une raffinerie située à Whitehorse (Territoire du Yukon) pour appuyer l'effort de guerre sur le front du Pacifique. Le débit du pipeline a connu un sommet de 700 m3 (4400 barils) par jour, mais l'exploitation a cessé après la guerre et le pipeline a été démantelé. L'exploitation d'après guerre alimentait la raffinerie de Norman Wells, qui traitait, en moyenne, 425 m3 (2675 barils) par jour pour la consommation des populations du Nord. Au début des années 80, on a amorcé une expansion majeure du champ Norman Wells. La construction d'un pipeline de 305 mm (12") jusqu'à Zama (Alberta), terminée en 1986, a permis à ce champ de devenir l'un des plus productifs de tout le Canada.

Lesactivités d'exploration se sont accentuées à la fin des années 60 et dans les années 70 et 76 puits exploratoires au total ont été forés dans la plaine du Mackenzie, la plupart regroupés dans un corridor étroit près du fleuve. Vers l'est et vers l'ouest, l'exploration s'est faite plus rare. Au début et jusqu'au milieu des années 80, l'exploration s'est focalisée sur le complexe récifal du Dévonien moyen au nord-ouest de Norman Wells, mais elle a déci iné vers la fin de la décennie parce qu'on a suspendu l'émission de permis d'exploitation des terres pendant la négociation des revendications territoriales. Le forage restreint de la fin des années 80 s'estconcentré dans la région qui estau sud de FortGood Hope et dans la plaine du Mackenzie au sud-ouest de Fort Norman. En 1994, le gouvernement du Canada émettait une demande de désignations qui englobait la plaine du Mackenzie et qui pouvait présagerune reprise de l'exploration.

On a effectué des sondages sismiques sur une grille de reconnaissance couvrant toute l'étendue de la formation KeeScarpdans le voisinage de Norman Wells. Vers le nord-ouest et vers le sud de Fort Norman, les programmesde sondages sismiquessesont faits plus rares. On n'a réalisé, dans la région, qu'un seul programme de sondages sismiques tridimensionnels (à Norman Wells).

Stratigraphy (Fig. 16)

Figure 16: Tableau des formations, région de la plaine du Mackenzie

Une section de clastiques basaux du Cambrien recouvre des roches protérozoïques dans toute les région à une profondeur considérable dans l'auge Peel - mais qui remontent pour affleurer dans l'est de la région. Lesgrès de la formation Mount Clark sont gazéifères dans les collines Colville au nord-est et ils existent probablement en profondeur sous la plaine du Mackenzie. Les apports du Cambrien ont culminé dans des dépôts d'évaporites formation Saline River et ils ont été suivis de vastes dépôts de carbonates pendant le reste du Paléozoïque ancien.

Laplate-forme de carbonates du Paléozoïque inférieur dans les Territoires du Nord-Ouest comprend les formations Franklin Mountains de l'Ordovicien et Mount Kindle du Silurien, recouvertes par la plate-forme de carbonates du Dévonien inférieur et les récifs et le faciès d'évaporites qui y sont associés - les formations Bear Rock, Arnica, Landry et Hume. Lescarbonates récifaux des formations Keg River, Sulphur Point et Slave Point, qui sont présents dans le sud des Territoires du NordOuest, sont représentés par la formation shistique Hare Indian dans la région de Norman Wells. Des conditions favorables à la formation de récifs réapparurent dans la région de Norman Wells et dans une bonne partie de la région de Sahtu pendant le Dévonien moyen alors que se sont accumulés les récifs de la formation Ramparts (KeeScarp). L'évolution des récifs s'est terminée vers la fin du Dévonien par les dépôts schistiques Canol, suivis de l'épaisse pointe de clastiques de la formation Imperial. Laformation Jungle Ridge est une mince couche calcaire qui marque un hiatus dans les apports de clastiques dans le bassin, vers le milieu de la formation Imperial.

Les strates de l'Albien et du Crétacé supérieur sont conservées en grande partie et recouvrent la formation Imperial par dessus une discordance majeure. Les grès qui offrent un potentiel de réservoir sont les formations Slater River, Little Bear et East Fork. Des structures c1inoformes que révèlent les sondages sismiques dans certaines unités trahissent les influx deltaïques locaux. La formation Summit Creek du Tertiaire inférieur est conservée localement dans le voisinage de Fort Norman. Les contours des dépôts du Crétacé ont pu subir l'influence d'une structuration synchrone des dépôts, reliée à desdéplacements restreintsdu sel de la formation Saline River.

Les strates permo-triasiques, jurassiques et préalbiennes sont absentes de cette région.

Réservoirs potentiels

La formation Kee Scarp du Dévonien moyen à Norman Wells est le seul réservoir exploité dans la région. Le champ comporte le faciès de la pente côtière, de la marge récifale et du lagon intérieur d'un atoll qui s'est élevé jusqu'à 150 m au-dessus de la plate-forme calcaire de la région. Le développement de la porosité du réservoir Kee Scarp à Norman Wells est inhabituelle. La microlixiviation a donné lieu à une porosité crayeuse qui va de 12 à 20 p. 100 avec des ouverture de pores fines mais constantes. Le réservoir a une bonne perméabilité horizontale mais une perméabilité verticale médiocre et la production est étroitement liée au zonage géologique du réservoir. Des hauts-fonds bioclastiques minces caractérisent le côté sous le vent du récif Norman Wells. Ces hauts-fonds peuvent se distribuer sur une plus vaste étendue de la plate-forme régionale, quoique de façon discontinue, et peuvent se comparer aux grès bioclastiques dispersés qu'on retrouve immédiatement au-dessus du récif et sous le schiste Canol - le grès Charrue. Dans les zones fortement fracturées, le schiste Canol a toutefois un potentiel valable de faible production.

La plupart des puits récemment forés dans le faciès du récif du Dévonien moyen ont pénétré les faciès de l'arrière du récif et du lagon; l'un des puits déversait de l'eau salée avec un fort débit (PO Morrow Creek J-71), et des carottes extraites de PO Hoosier N-22 et d'AT&S Carcajou 0-25 laissaient échapper du pétrole. Une zone fracturée à AT&SCarcajou D-05 a fait jaillir du gaz avec un fort jet d'eau salée.

Les carbonates et les évaporites Bear Rock du Dévonien inférieur sont très répandus dans la plaine du Mackenzie. Les dépôts souterrains de la formation Bear Rock ont ordinairement une porosité caverneuse. On a signalé des traces de pétrole mineures dans la formation Bear Rock près de la transition qui se produit à l'ouest entre les anhydrites et les carbonates. Toutes les zones poreuses qui ont fait l'objet de sondages à ce jour ont déversé de l'eau, mais cette unité peut se révéler un excellent réservoir si elle est isolée de l'aquifère régional. D'autres formations du Dévonien inférieur sont également desréservoirs potentiels - soit dansune porosité vacuolaire élaborée dans les carbonates de la plate-forme, soit localement dans des récifsà pinacles s'élevant de la plateforme Hume. En exemple de ces récifs peu profonds et bréchés s'est révélé à l'occasion du forage du puits Atlantic Col Car Manitou Lake L-61, près de Fort Good Hope.

À Candel East Mackay B-45 on a récupéré dans le tuyau du pétrole à 20° API provenant de cherts fracturés de la formation Franklin Mountain (Cambrien supérieurOrdovicien). II y a un bon potentiel d'élaboration de réservoirs fracturésdans lesstructuresLaramidecontenant des unités cassantes du Paléozoïque inférieur. II est également possible de trouver des réservoirs clastiques plus profonds dans le Cambrien sous-jacentà la formation Saline River mais, s'ils sont semblables aux réservoirs de la formation Colville Hills, leur porosité ne pourrait guère dépasser 12 p. 100.

Structure, pièges et couvertures étanches

La déformation Laramide de la marge paléozoïque, légèrement déformée antérieurement, a donné lieuà divers plissements, chevauchements et structuresde failles verticales de décrochement qui sont tous locaux et séparés par des zones où la déformation demeure minimale. la superficie et le genre de déformation sont liés à la distribution du sel de la formation Saline River qui forme un horizon de décollement majeur. Un détachement de stratification parallèle et une translation vers l'est de largespanneaux de strates post-cambriennes sevoient dans des chevauchements évidents à l'est de la chaîne Norman.

Des plis de grande amplitude reliés à un détachement très profond apparaissent dans les monts Mackenzie qui bordent l'ouest de la région. Ces structures s'étendent sous la plaine du Mackenzie au nord; par exemple,à l'anticlinal de la formation Imperial. Dans le centre de la vallée, à l'ouest et au sud-ouest de Norman Wells, l'inclinaison régionale s'oriente vers l'ouest. Plus près des monts Mackenzie, l'inclinaison s'inverse au-dessus d'une zone triangulaire profonde où s'imbriquent des panneaux de chevauchement.

Au sud de Norman Wells, apparaît une discordance majeure dans l'alignement des chaînes de montagnes et du cours du fleuve. Cette discordance marque une zone de failles verticales de décrochement qui croisent obliquement l'axe de plissement des monts Mackenzie et Franklin vers le bras Smith du Grand Lac de l'Ours (la structure Fort Norman d'Aitken et Pugh, 1984). Des plissements de chevauchement sont reliés à ce système de décrochement, qui suit l'orientation du système de failles d'expansion antérieur au Crétacé. La déformation structurale dans la région subit l'influence du sel du Cambrien: il y a des structures de soulèvements et d'affaissementsliées à des retraits, mais on n'a noté aucun diapir.

Lesstrates du Paléozoïque inférieur sont tournées vers le haut et sont tronquées le long du flanc ouest de la voûte Keele. Il se peut que des pièges de discordance aient été créésdans cette région par les shistes du Crétacé qui la recouvrent.

Les roches mères

Le pétrole de Norman Wells vient des plissements des schistes Canol qui moulent le récif. La formation Canol est à l'origine de la plupart des suintements de pétrole le long du fleuve Mackenzie. LeCanol s'étale sur une vaste étendue et les études géochimiques montrent que son potentiel en tant que roche mère pétrol ière est constant dans presque toute la région. Une unité semblable d'un point de vue lithologique, mais plus ancienne -la portion Bluefish de la formation Hare Indian - est également une roche mère riche, susceptible de receler du pétrole. Ces deux rochesmèressont tout juste à l'intérieur de la fenêtre pétrolière, à la profondeur actuelle du champ Norman Wells, quoique le pétrole soit plus mature, ce qui indiquerait une source enfouie plus profondément. Des niveaux de maturation plus élevés,probablement au-delà de la limite inférieure de la fenêtre pétrolière, existent vraisemblablement dans les portions plus profondes du bassin, près des monts Mackenzie.

Le pétrole extrait de la formation Franklin Mountainà East Mackay rappelle celui d'une roche mère de la formation Slater River du Crétacé (Feinstein et al., 1988). Cette unité est très répandue dans la région et sa profondeur variable dans l'ensemble du bassin laisse entrevoir un spectrede maturité. On a également observé des taches d'huile dans des grès du Crétacé provenant de plusieurs puits (par exemple des boues souillées de pétrole (25-30° API) extraites de Mesa Hanna RiverJ-05).

Potentiel

De vastes déploiements récifaux au nord de Norman Wells ont été partiellement délimités par les sondages sismiques et les forages. Le potentiel d'exploration de ces zones pour y trouver des gisements du type Norman Wells a été résuméparG.K. Williams (1986). On pourrait encore découvrir des gisements pétrolifères le long de la lisière ascendante des masses récifales et dans le cadre de l'architecture complexe du récif, où coïncident fa formation de roches mères et de couvertures étanches et l'apparition de la porosité. La proximité de la zone d'affleurement dans les monts Franklin, reliésà l'apparition de brèches dans les réservoirs et à la biodégradation des pétroles, et à la distribution variable de la porosité, sont les risques majeurs qui menacent le succès des entreprises prospectives.

Dans le voisinage de la chaîne Norman, la section prometteuse du Dévonien moyen pourrait serépéter sous la couche de chevauchement qui porte le champ Norman Wells. Des hautsfonds récifaux peu accidentés au-dessus de la plate-forme régionale de carbonates pourraient représenter des cibles additionnelles d'accumulations modestes de pétrole: ces sources sont à peine décelées par les sondages sismiques.

Des chevauchements imbriqués près de la zone frontale des monts Mackenzie, des plissements de chevauchement de l'orogénèse Laramide et d'autres pl issements antérieursà ceux-ci, ainsi que desblocs failiés constituent d'autres objectifs structuraux moins explorés. La section du Crétacé offre un potentiel de gisements pétroliers dansdespiègesstructuraux-stratigraphiquesqui peuvent présenter un certain intérêt puisqu'ils sont proches des installations d'exploitation de Norman Wells. Il existe un fort potentiel de rochesmèresde bonne qualité dans les formations du Crétacé.

Lectures de base et références

Aitken, J.D., Cook, D.G., and Yorath, C.J. 1982. Upper Ramparts River and Sans Sault map areas, District of MacKenzie. Commission géologique du Canada, mémoire 388, 48 p.

Aitken, J.0. and Pugh, D.C. 1984. The Fort Norman and Leith Ridge structures: major, Buried, Precambrian underlying Franklin Mountains and Great Bear and MacKenzie Plains. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v.32, p.139-146.

Cook, D.G. and Aitken, J.D. 1975. Ontaratue Lake, Travaillant Lake and Canot Lake map areas, District of MacKenzie, Northwest Territories. Commission géologique du Canada, Article 74-17.

Dixon, J. 1994. Subsurfacecorrelation of Cretaceous and tertiary strata in the MacKenzie and Great Bear Plains, Northwest Territories. Commission géologique du Canada, dossier ouvert (traduction non disponible).

Feinstein, S., Brooks, P.W., Fowler, M.G., Snowdon, L.R., and Williams, G.K. 1988. Families of oils and source rocks in the central MacKenzie corridor: a geochemical oil-oil and oil-source rock correlation. In Sequences, Stratigraphy, Sedimentology: Surfaceand Subsurface, D.P. James and D.A. Leckie (eds.). Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 15, p. 543-552.

Gabrielse, H. and Yorath, C.J. 1992. Géologie de l'orogènede la cordillère au Canada,Géologie du Canada no. 4. Commission géologique du Canada v. G-2, 915 p.

Snowdon, L.R. 1990. Rock-evaflToc Data for 55 Northwest and Yukon Territories wells (60°-69° N). Commission géologique du Canada, dossier ouvert. Version anglaise disponible sur disquette.

Williams, G.K. 1986. Kee Scarpplay, Norman Wells area, N.W.T. Commission géologique du Canada, dossier ouvert 1228, (5 cartes, 5p).

Yorath, C.J. and Cook, D.G. 1981. CretaceousandTertiary Stratigraphyand paleogeography. Northern interior Plains, District of MacKenzie. Commission géologique du Canada, mémoire 398, 76 p.







La plaine et le plateau Peel

Âge Paléozoïque, Crétacé
Profondeur des zones visées 1000-4000 m
Épaisseur maximale du bassin 4000 m près des montagnes
Indices d'hydrocarbures Indices de gaz dans plusieurs puits, bitume
Première découverte Aucune
Type de bassin Bassin d'avant-pays datant du Crétacé et recouvrant une marge continentale du Paléozoïque
Cadre des dépôts Le bassin repose sur une plate-forme de carbonates marins (Paléozoïque ancien); plateau marin (Dévonien récent); plateau alluvial se fondant dans un plateau marin (Crétacé)
Réservoirs potentiels Plate-forme du Paléozoïque inférieur et carbonates d'une lisière continentale; grès Imperial et Tuttle; grès du Crétacé
Structure régionale Monoclinal s'inclinant vers le sud-ouest, bordé à l'ouest et au sud par des ceintures orogéniques
Couvertures étanches Langues de shistes du Paléozoïque inférieur et supérieur; schistes marins du Crétacé
Roches mères Groupe Road River, shistes Bluefish et Canol; schistes Ford Lake du Mississippien
Profondeur de la fenêtre Environ 1000 m pétrolière
Nombre de puits au total 52 (dans le rectangle dél imité par 65-67°30' de latitude N et 130-136° de longitude 0)
Sondages sismiques Reconnaissance dispersée
Superficie sous licence Aucune

(Région accessible des centres peuplés de Fort MacPherson et Fort Good Hope. Transport du matériel lourd par barges sur le fleuve Mackenzie. Terrain: peu d'élévation, moskeg, vallées fluviales encaissées.)

On a foré 52 puits dans cette région et on rapporté des indices significatifs de gaz. Dans l'ensemble, le potentiel va de faible à moyen dans le nord-est et de moyen à élevé dans le sud-ouest, en même temps que les sédiments s'épaississent et deviennent plus complets et que la maturité des roches mères potentielles s'eccroît avec la profondeur d'enfouissement. 1/ est possible de trouver de vastes pièges structuraux dans des zones définies qui s'étendent parallèlement aux monts Richardson et Mackenzie: ailleurs, le potentiel se rattache à des pièges stratigraphiques qui croisent l'inclinaison régionale dans les dépôts fluviaux de la vallée et probablement à des grès deltaïques du Crétacé, à des grès du plateau continental de la formation Imperial ou à des grès deltaïques de la formation Tuttle du Paléozoïque. On conneît l'existence de récifs datant du Dévonien moyen près de la lisière est de la plaine Peel et il est probable que des récifs isolés se sont formés sur la plate-forme Hume.

Cadre géologique (Fig. 17)

Figure 17: Caractéristiques géologiques et géographiques, plaine et plateau Peel

Au nord du 65e degré de latitude N, la cordillère s'oriente vers l'ouest et des strates sédimentaires non perturbées sont conservéessur une vastesuperficie à l'ouest du fleuve Mackenzie. Cette région forme le plaine et le plateau Peel. Une pointe de stratesdu Crétacé s'épaississant vers l'ouest et le sud a été déposée dans le contexte d'un bassin d'avant-pays qui est typique du bassin sédimentaire de l'ouest du Canada. Les strates du Mésozoïque recouvrent celles du Paléozoïque conservées dans l'auge Peel dont l'axe est en dérivation de la ceinture de plissement Mackenzie. Une pointe de strates du Paléozoïque supérieur est conservée dans l'angle sudouest de la région.

Les marges ouest et sud de la reglon bordent respectivement les monts Richardson et Mackenzie. Une structuration notable des roches paléozoïques et postérieures à celles-ci semble se limiter à des zones relativement étroites en bordure des ceintures montagneuses.

Historique de l'exploration (Fig. 18)

Figure 18: Historique de forage, plaine et plateau Peel

Le premier puits foré dans la plaine Peel était celui de Richfield Oil Corp. et al. Grandview Hills No. 1 A-47, repéré en 1959. Le puits a été abandonné à 1998 m après avoir pénétré jusqu'à la formation Franklin Mountain. La majeure partie du forage s'est poursuivie pendant une décennie, débutant au milieu des années 60, mais sans succès notable. L'indice le plus valable s'estmanifesté lors du forage de Shell Tree River H-38 où un jet de gaz non corrosif estimé à 17,7 x 106m3 (14285 m3j) s'est produit lorsqu'on a perdu le contrôle du puitsà 721 m. Au cours du forage, on a rencontré plusieurs zonesde perte de circulation. Les rapports font état d'une bonne porosité dans la section des carbonates du Dévonien.

Le forage s'est concentré dans des corridors voisins du fleuve Mackenzie et dans la zone de drainage de la rivière Peel au Yukon. Le forage n'est pas très élaboré dans le centre de la plaine Peel.

Stratigraphie (Fig. 19)

Figure 19: Coupe transversale schématique, plaineet plateau Peel

La section du Cambrien est profondément enfouie sous le plateau Peel: on y trouve de minces équivalents distaux des formations Mount Clark, Mount Cap et Saline River, qui font partie de sédiments du Cambrien non divisés dans un affleurement des monts Richardson. Les dépôts de la formation Franklin Mountain (Ordovicien, 600-1000 m) marquent l'établissement d'un large plateau continental au début du Pa1éozoïque, dominé par des dépôts de carbonates. La formation Franklin Mountain est recouverte par les carbonates des formations Mount Kindle et Peel (Silurien, 300-800 ml, puis par un assemblagede carbonates du Dévonien comprenant les formations Arnica, Landry et Hume (à environ 1000 ml. La plate-forme de carbonates du Paléozoïque inférieur prolonge des zones d'affleurements dans les monts Franklin à l'est du fleuve Mackenzie, jusqu'à une zone de transition des carbonates aux schistes qui s'étend parallèlement aux monts Richardson. Des équivalents schisteux de ces formations (Road River et ProngsCreek) se sont déposés dans l'ancienne auge Richardson - site d'un soulèvement et d'une déformation structurale postérieurs.

Les shistes Canol du Dévonien supérieur moulent la plate-forme de carbonates dans toute la région de Peel. Les clastiques de la formation Imperial les recouvrent et s'entrecroisent avec eux. La formation Imperial atteint plus de 600 m d'épaisseur dans l'auge Peel et près de 2000 m près des monts Richardson. Lesgrèsdont les lits succèdent tour à tour aux siltstones et aux schistes, et sont déposéssur des c1inoformesde la marge du plateau continental, ont une texture typiquement fine et un faible potentiel de réservoir.

La formation Tuttle (de la toute fin du Dévonien au Mississipien) est représentée par des cycles répétés de grès et de conglomérats fluvio-deltaïques dont les grains vont de fins à gros. Laformation atteint, dans l'ensemble, une épaisseur de 800 m dans le sous-sol de la région de la basse rivière Peel.

Les schistes Ford Lake recouvrent la formation Tuttle, dont ils constituent un faciès distal partiellement équivalent. Le reste de la succession de strates du Carbonifère au Triasique (formations Hart River et plus récentes) sont absentes à l'est des monts Richardson.

Les strates du Crétacé masquent les roches plus anciennes dans la majeure partie de la plaine et du plateau Peel, sauf le long de la marge est de la région. Ici, le coeur des anticlinaux émerge de la couverture du Crétacé et le fleuve Mackenzie a creusé son lit jusqu'aux strates du Dévonien supérieur. Le Crétacé atteint une épaisseur d'environ 500 m dans l'est et d'un peu plus de 2000 m près des monts Mackenzie. Les grès basaux du membre Gilmore Lake (Crétacé) sont d'origine fluviale ou fluvio-marine et occupent les ceintures de méandres encastrées dans les strates du Dévonien supérieur sousjacentes. Toutefois, dans la majeure partie de cette région, le Dévonien est recouvert par les grès glauconieux et carbonés des lits basaux transgressifs de la formation Arctic Red, qui deviennent rapidement plus fins vers le haut pour se transformer en aleurolites et en schistes marins. Les grès de la formation Trevor, plus récente, affleurent dans l'ensemble du plateau Peel.

Réservoirs potentiels

Puisqu'on n'a pas fait de découverte importante, il n'y a pas de réservoirs prouvés dans la région de Peel. On a noté une porosité vacuolaire dans les carbonates du Dévonien et dans les formations plus anciennes mais,à ce jour, il n'y a aucun indice de porosité valable: les calcaires de la plate-forme qui bordent l'auge Richardson sont typiquement imperméables. Plus à l'est, le faciès de la plate-forme dolomitique est poreux, mais l'absence d'une porosité plus accentuée dans le faciès récifal est décourageante. Il y a des zones poreuses dans la formation Bear Rock. Une élaboration récifale sur la plate-forme Hume est possible (comme on l'a constaté au forage de Manitou Lake L-41), mais cette situation se limite peut-être à l'extrême est de la région.

Les grès des formations Imperial et Tuttle offrent un certain potentiel, quoique la porosité soit typiquement faible dans lesdeux cas. Les grès Imperial sesont révélés minces, jusqu'à maintenant, dans les forages, mais des réponses sismiques plus fortes, loin des puits actuels, laissent entrevoir des horizons de grès plus épais. Les grèsImperial semblent chargés de gaz d'après lescomptes rendus issus de Chevron Ramparts River F-46. La zone qui offre une meilleure porosité dans la formation Tuttle a une étendue restreinte. Les grèsTuttlesont généralement mal définis, avec une matrice kaolinitique peu poreuse et peu perméable. Ladéfinition et la qualité desréservoirs potentiels s'améliorent vers le sud où des grès de texture fine à moyenne atteignent une porosité de 15 p. 100à Taylor Lake Y.T. K-15. Les grès basaux du Crétacé sont également des réservoirs potentiels mais, là où on les a trouvés, ils sont d'une qualité indifférente et variable en tant que réservoirs.

Tous les réservoirs de l'ouest du plateau Peel courent le risque d'avoir été le théâtre d'une possible migration ancienne du pétrole et d'un colmatage subséquent des pores par le bitume. Une élaboration secondaire de porosité reliée aux mouvements structuraux de l'orogénèse Laramide est postérieure à cette phase ancienne de migration d'hydrocarbures.

Structure, pièges et couvertures étanches

La transition des carbonates aux schistes qu'on observe en se rapprochant des monts Richardson s'accompagne d'une modification marquée du type de structure. La faille Trevor qui s'étend du nord au sud marque la transition superficielle d'une plate-forme relativement non structurée à l'est vers les chevauchements et les plissements des monts Richardson. La distribution des sondages sismiquesdans cette région a plutôt le caractère d'une reconnaissance et elle est inadéquate pour définir pleinement la complexité structurale.

Les pièges structuraux de la région datent de la fin du Crétacé ou sont même plus récents, et ils correspondent à la phase tectonique Laramide. Il semble qu'ils soient plus récentsque l'amorce de la génération pétrolière dans lesformations du Paléozoïqueinférieur. Les roches mères potentiellement pétrolifères des formations plus récentes sont peut-être apparues dans la fenêtre pétrolière après la formation des pièges. Les pièges stratigraphiques et diagéniques dans les roches du Dévonien supérieur et du Crétacé inférieur se sont vraisemblablement formés en même temps que se produisait la génération et la migration de pétrole dans des roches mères plus anciennes.

Les roches mères

Pugh (1983) note que des milliers de mètres de schistes noirs de la formation Road River se trouvent dans la ceinture des monts Richardson. Ces schistes de bassin sont juxtaposés à des carbonates du plateau continental. On a fait état d'une forte teneur en COT (2,5 à 9,6 p. 100) et de kérogène de type 1et Il dans les schistes Road River et cela suggère que certains intervalles de cette sérieont déjà été d'excellentes roches mèressusceptibles de générer du pétrole. Mal heureusement, certaines études de maturation indiquent que ces roches mères ont généré du pétrole dès la fin du Dévonien et qu'elles ont maintenant dépassé ce stade - cela pourrait particulièrement s'avérer dans les zones plus profondes de l'auge Peel. Lesroches du Dévonien moyen ont peutêtre un certain potentiel en tant que roches mères dans l'est du plateau Peel, tout comme la formation Canol qui les recouvre. Dans l'ouest du plateau Peel, lesformations du Dévonien sont probablement trop matures pour générer du pétrole, comme l'indique le bitume qu'on trouve dans plusieurs puits.

Des échantillons de la formation Imperial du Dévonien supérieur sont réputés matures et auraient un potentiel gazéifère de passable à bon. Les schistes Ford Lake ont un potentiel gazier de passable à bon et un certain potentiel pétrolier dans l'est de la plaine Eagle et il est probable qu'un potentiel semblable existe dans l'ouest du plateau Peel.

La formation Arctic Red du Crétacé inférieur contient généralement peu de carbone organique, le kérogène terrestre de type III étant prédominant. D'après les données plutôt minces que nous possédons, le Crétacé basal atteint la fenêtre pétrolière à plus de 750 m de profondeur.

Potentiel

La localisation et l'empilage des carbonates de la marge du plateau continental créent un potentiel pour plusieurs objectifs de forage adjacents à des roches mères et à des couvertures étanches éventuelles avec lesquelles elles s'entrecroisent. Il est improbable que les roches mères antérieures au Dévonien supérieur conservent quelque potentiel pétrolier, mais elles ont continué de générer du gaz. Cette zone risque surtout de n'avoir élaboré qu'une porosité médiocre et d'avoir dépassé la maturité en tant que roche mère.

À l'est de la marge du plateau continental, on ne distingue qu'une porosité discontinue dans la plate-forme de carbonates. Les facteurs déterminants d'une telle porosité n'apparaissent pas clairement, mais il existe la possibilité de zones productrices d'une épaisseur significative. Il pourrait s'y trouver de vastes pièges diagéniques ou stratigraphiques. Le forage pratiqué jusqu'à maintenant n'a pas beaucoup exploré cette éventualité.

Le grès Tuttle pourrait révéler des caractéristiques favorablesde réservoirdans l'angle sud-ouestde la région. Cela constitue un objectif intéressant dans une zone restreinte, principalement dans l'est du Yukon. La proximité stratigraphique de la formation Tuttle, de roches mères pétrolières potentielles datant du Mississippien, est encourageante.

Un système de drainage du début du Crétacé s'est élaboré vers la fin de l'Aptien sur l'étendue d'une pénéplaine pré-mésozoïque. Il pourrait s'y trouver des réservoirs potentiels de grès dans des pièges stratigraphiques. Le potentiel pétrolier du membre Gilmore Lake se limite peut-être à des zones où la formation Canol sous-affleuredans la discordance basale du Crétacé. Les grès de la formation Arctic Red sont largement distribués, mais ils n'offrent qu'un modeste potentiel en tant que réservoirs à faible rendement. Puisqu'il s'agit de grèsmarins en dépôts continus, ils n'ont guère la possibilité de former des pièges stratigraphiques et ils sont généralement non structurés.

Les complications structurales liées à la transition entre les carbonates et les schistes rendent possibles la formation de pièges structuraux ou stratigraphiques, l'élaboration d'une porosité diagénique et la migration.

Lectures de base et références

Aitken, J.D., Cook, D.G., and Yorath, C.J. 1982. Upper Ramparts River (106G) and Sans Sault Rapids(106G) Map Areas, District of MacKenzie. Commission géologique du Canada, mémoire 388, 48 p.

Link, CM. and Bustin, R.M. 1989. Organic Maturation and Thermal History of Phanerozoic Strata in Northern Yukon and North-Western District of MacKenzie. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 37 (article d'accompagnement sur la source pétrolière potentielle dans le même numéro).

Pugh, D.C. 1983. Pre-Mesozoic Geology in the Subsurface of the Peel Map Area, Yukon Territory and District of MacKenzie. Commission géologique du Canada, mémoire 401,61 p.







Les plaines intérieures du Nord - Les collines Colville

Âge Cambrien, Ordovicien, Dévonien inférieur à moyen
Profondeurs des zones visées 1000-1400 m
Première découverte Ashland et al. Tedji Lake K-24 (1974-gaz)
Ressourcedécouverte Gaz: 11.354 x 109m3 rendement global de 50 p. 100 (médiane) estimations de 3 découvertes
Type de bassin Bassin intra-cratonique (Cambrien): marge cratonique (Ordovicien-Dévonien)
Cadre des dépôts Restreint/continental (Cambrien). Plateau continental (Ordovicien-Dévonien)
Réservoirs Grès du Cambrien
Structure régionale Système de failles d'extension orientées vers le nord avec transgression superposée
Couvertures étanches Schistes du Cambrien, évaporites
Roches mères Formation Mount Cap (Cambrien tendance pétrolifère); ?Précambrien
Profondeur de la fenêtre 1500-2000? pétrolière
Nombre de puits au total 25 (21 exploratoires; 3 de délimitation)
Superficie 20,000 km2
Superficie sous licence 39,078 ha pour 4 licences de découvertes importantes

[Collines basses, ondulantes, avec lacs et moskeg. Centres peuplés les plus proches: Fort Good Hope sur la fleuve Mackenzie (150 km), Coppermine sur le golfe du Couronnement (475 km).]

Cette vaste région explorée de façon dispersée renferme plusieurs découvertes de gaz dans les grès du Cambrien des collines Colville. De vastes structures peu accidentées, à des profondeurs qui varient de 1100 à 1400 m, sont les plus prometteuses. Des trois découvertes, Tweed Lake contient des gaz secs non corrosifs; Tedji Lake et Bele renferment des réserves substantielles de condensat en plus du gaz. Dans l'ensemble, les structures offrent un trèsgrand potentiel de découvertes gazières, les gisements contenant de 1 à 8 Mm3 (récupérables), Les roches mères pétrolières sont également présentes dans le Paléozoïque et peuvent ajouter du pétrole léger ou des condensats aux accumulations principalement gazières. Ii semble que les gisements pétroliers petits à moyens, dans les structures non forées, offrent un potentiel élevé.

Cadre géologique (Fig. 20)

Figure 20: Emplacements des puits et limites géographiques du grès de la formation Mount Clark, région des collines Colville

À la suite du développement d'une pénéplaine régionale à la fin du Précambrien, un bassin intra-cratonique peu profond a commencé à s'enfoncer, flanqué du bouclier précambrien à l'est et de l'arche de Mackenzie à l'ouest. Le bassin s'est rempli d'une succession de sédiments passant des clastiques aux évaporites pendant le Cambrien, pour aboutir aux vastes dépôts de sel Saline River à la fin du Cambrien. Le soulèvement de l'arche de Keele pendant le Silurien et l'Ordovicien a inversé la partie centrale du bassin cambrien. Par la suite, lesdépôts de clastiques dans la région ont été minimaux comme ailleurs le long de la marge cratonique. Puis une longue période de dépôts de carbonates s'est déroulée sur le plateau continental, jusqu'à la fin du Dévonien moyen. Les dépôts clastiques ont dominé à compter de la fin du Dévonien; il Y a pourtant une lacune majeure de continuité stratigraphique de la fin du Dévonien au Crétacé. Les strates du Crétacé se sont déposées dans l'ensemble de la région, mais elles ont subséquemment été érodées des collines Colville.

Dans la région des collines Colville, l'influence des mouvements tectoniques Laramide se manifeste par des failles de décrochement et des failles de compression et d'expansion peu profondes et détachées. Ces failles se superposent à des failles réactivées plus profondesà l'échelle de la croûte terrestre (MacLean et Cook, 1992). La charge de la cordillère en formation a commencéà incliner la margecontinentale à l'ouest depuis le Crétacé, établissant une pente régionale ascendantequi permettait la migration des hydrocarbures générés dans les parties plus profondes du bassin.

Historique de l'exploration

Quoique que de vastes voûtes structurales visibles sur desphotographies aériennesait stimulé l'exploration dans lescollines Colville, une plus grande proportion de zones prometteuses ne sevoit pas en surface. Le puitsAshland et al. Tedji Lake K-24, le premier qui ait donné lieu à une découverte d'hydrocarbures dans la région, a été foré dans une structure souterraine repérée par des sondages sismiques.

Suite à l'émission de permis de prospection dans les années 80, l'exploration des collines Colville s'est particulièrement accentuée. Deux autres découvertes ont confirmé que le grèsbasal Mount Clark du Cambrien était étendu dans toute la région et qu'il y constituait un réservoir potentiel. Onze puits ont été forés dans les collines Colville et ont donné lieu à trois découvertes de gaz (deux contenant des condensats). On n'a trouvé aucune accumulation de pétrole quoique les taches d'huile soient fréquentes. Au total, 25 puits ont pénétré la formation Mount Clark dans l'ensemble des plaines intérieu res.

  • On a fait des découvertes importantes à :
    • Ashland etaI. Tedji Lake K-24 (1974)
    • PCI et al. Tweed Lake M-47 (1985)
    • PO Canterra Bele 0-35 (1986)

De plus, un indice de gaz significatif est apparu à PCI Canterra Nogha 0-47 (1986).

Les suintements de pétrole dans les grès du Crétacé sont communs dans la région et ont attiré l'exploration, particulièrement au lac Rond, à l'ouest des collines Colville. Le forage a déçu ceux qui espéraient que le suintement au lac Rondtrahisse un réservoirdu Dévonien.

Stratigraphie (Fig. 21)

Figure 21: Coupe transversale schématique, région des collines Colville

Sous la base du Cambrien, il ya une section très épaisse de strates du Protérozoïque qui montrent des réflexions stratiformes dans les sondages sismiques, à des profondeurs supérieures à 10 km. La lithologie des puits comprend des dolomites et des basaltes. On trouve une carte des sous-affleurements protérozoïques sous le Cambrien dans MacLean et Cook (1992).

Laformation de 65 m d'épaisseur de grèset de siltstone Mount Clark, du Cambrien inférieur, recouvre le soubassement précambrien (Hamblin, 1990). Cette formation est, à son tour, recouverte par les schistes, les aleurolites et lescarbonatesminces de la formation Mount Cap (qui peut atteindre 270 m d'épaisseur) du Cambrien inférieur à moyen, et par les évaporites et les carbonates de la formation Saline River(d'environ 200 m d'épaisseur) du Cambrien moyen à supérieur. On observe une transition graduelle vers les carbonates ordoviciens de la formation Franklin Mountain (environ 500 m d'épaisseur), que recouvre la formation BearRock du Dévonien moyen par-dessus une discordance majeure. Des formations progressivement plus récentes du Dévonien produisent des sous-affleurements dans la discordance prémésozoïque à l'ouest. Ce sont respectivement les formations Ramparts, Canol et Imperial.

Les grès albiens du membre Gilmore Lake de la formation Langton Bay recouvrent une discordance majeure, qui sectionne lesrochesdu Dévonien et d'autres plus anciennes de l'arche de Keele. Les grès basaux deviennent plus fins vers le haut et se fondent dans les schistes et les aleurolites du membre Crossley Lakes. Les dépôts du Crétacé ont été érodés de l'axe de l'arche de Keele, mais ils affleurent sur les flancs de l'arche vers l'est du bassin du Grand Lac de l'Ours et vers l'ouest.

Réservoirs potentiels

La formation Mount Clark est constituée de grès et de siltstone dont les strates s'entrecroisent, pour atteindre grossomodo une épaisseurde 65 m et peut-être comme l'indique la stratigraphie sismique - une épaisseur plus considérable à l'extérieur des structures. Les grèsMount Clark sont lesprincipaux réservoirs de la région (Hamblin, 1990). Le grès basal du Cambrien s'étend sur une vaste superficie, mais il demeure mince - moins de 10 m en moyenne de dépôts rentables dans les découvertes déjà faites. Il y a aussi des dépôts rentables dans de minces effilements de grès au-dessus du grès basal. Dans les réservoirs découverts, la porosité moyenne est de 12 p. 100 avec des saturations d'eau de 30 p. 100. L'étudedes carottes indique que le meilleur réservoir secompose de grèsà texture fine à moyenne, dont la perméabilité atteint 500 mD, s'établissant à 25 mD en moyenne. À Tweed Lake, des essais sur des intervalles de 15 m ont révélé un débit de gaz atteignant 156 000 m3/j avecdes condensats.

Dans la formation Mount Cap, on rencontre souvent de minces effilements de roches dolomitiques et de grès, qui sont intimement liés à la roche mère. Mais leur porosité et leur perméabilité sont faibles et il ya peu de possibilités de zones productives d'une bonne épaisseur.

On a fait état d'une porosité vacuolaire et de fracture dans le membre chertique de la formation Franklin Mountain et on a fréquemment observé une bonne porosité vacuolaire dans la formation Bear Rock. Les dolomites du Protérozoïque pourraient également manifester une porosité de fracture suffisante pour se révéler des réservoirs potentiels.

Structure, pièges et couvertures étanches

Les structures prometteuses sont reliées aux failles et aux anticlinaux de l'arche de Keele. Les failles normales et inversées des mouvements Laramide ont des détachements peu profonds dans le Protérozoïque supérieur et se présentent au-dessus des failles préexistantes à l'échelle de la croûte terrestre qui s'enracinent dans le Protérozoïque (MacLean et Cook, 1992). Les profils sismiques qui traversent certaines de ces failles manifestent des structures d'écoulement typiques résultant d'un jeu de tensions locales. II convient de noter que plusieurs épisodes de déformation et de réactivation sont survenus dans la région et que les structures antérieures à l'orogénèse Laramide n'ont pas encore été forées.

Les schistes du Cambrien bloquent efficacement la migration verticale du gaz des grès basaux sous-jacents du Cambrien. Au-dessus de la section cambrienne, le selforme régionalement une couverture étanche, fermant un système pétrolifère du Cambrien qui contient des roches mères et des réservoirs (lones et al., 1992). Les strates du Paléozoïque qui recouvrent le sel n'ont pas de couverture étanche.

Roches mères et suintements de pétrole

De minces couches de roche riches en alginite ont été observées dans la formation Mount Cap. Ces dépots confirment la présence de roches mères susceptibles de contenir du pétrole dans la succession cambrienne. Lorsqu'on les a analysées (à Colville 0-45) ces strates se sont révélées à peine matures. Quoique absente des autrespuits du voisinage, il estpossible que desintervalles de roche mère plus épais, parvenus à des niveaux de maturité supérieure, soient présents au sud-estdescolli nes Colville, dans le bassindu Grand Lacde l'Ours, ou soient localisés dans les grabens de la région des collines Colville. On a observé des taches de pétrole ou des suintements d'huile légère ou de condensat sur la plupart descarottesextraitesdu Cambrien basaldans cette région. Des suintements d'huile ont également été signalés dans desdolomites du Protérozoïque (Forward et al., Anderson C-51).

On a observé plusieurs suintements de pétrole dans les grès du Crétacé. Le bitume peut venir des schistes du Crétacé ou peut-être de roches mères du Dévonien localisées plus profondément dans le bassin qui setrouve à l'ouest des collines Colville.

La source des gaz contenus dans des réservoirs du Cambrien est problématique. La composition variable des hydrocarbures, la teneur en azote anormalement élevée à Tweed Lake et la présence de traces d'hélium suggèrent des origines diverses, probablement du Précambrien. On peut aussi imaginer une migration ascendante, sur une longe distance, de la masse la plus importante d'hydrocarbures légers, peut-être de roches mères du Cambrien ou plus jeunes que celles-ci, localisées plus profondément dans le bassin.

Potentiel

Structuralement, les collines Colville sont hautes et elles constituent un excellent champ d'accumulation d'hydrocarbures migrant des bassins avoisinants. Une meilleure compréhension de la chronologie de la migration en provenance de ces bassins et de la nature des hydrocarbures migrants, permettrait peut-être de mieux prévoir l'emmagasinage de diverses catégories de pétrole et de gaz dans les pièges structuraux. On n'a découvert aucune accumulation significative de pétrole, malgré la présence, dans le Cambrien, d'une roche mère susceptible d'en générer, accompagnée d'un réservoir en-dessous et d'une couverture étanche par dessus.

Quoique les structures soient très vastes dans ces formations, l'épaisseur rentable de celle de Mount Clark est typiquement mince, moins de 10 m (mais des dépôts localement plus épais pourraient signifier des zones productrices plus rentables). Les ressources connues s'étendent sur une vaste superficie dont le périmètre demeure inadéquatement défini. La médiane combinée des ressources récupérables de ces gisements (variant de 990,5 à 5094 x 106m3) est donc reliée aux données beaucoup plus élevées du rebord (2830 à 8490 x 106m3) au niveau de 25 p. 100). Lesdolomites du Précambrien, s'ils sont fracturés à l'intérieur desmargesd'accumulation et des renflements dus aux tensions des systèmes de décrochement, sont également des réservoirs potentiels de gaz.

L'absence de succès des puits forés à l'est de l'axe principal de l'arche de Keele pourrait indiquer qu'une migration gazière ascendanteseproduit à partir deszones ouest du bassin. Plusieurs structures du flanc ouest de l'arche de Keele n'ont pas encore été sondées. II existe aussi une possibilité que les grès de la formation Mount Clark pourraient se terminer contre les hauteurs du soubassement, produisant des pièges stratigraphiques et structuraux-stratigraphiques.

Remerciement

A.P. Hamblin (Commission géologique du Canada) a gracieusement autorisé la reproduction de figures tirées de Hamblin (1990).

Lectures de base et références

Hamblin, A.P. 1990. Petroleum Potential of the Cambrian Mount Clark Formation (Tedji Lake Play) Colville Hills Area, Northwest Territories. Commission géologique du Canada, dossier ouvert 2309 (traduction non disponible).

Jones, I.A., Jefferson, CW., and Morrell, G.R. 1992. Assessment of Mineral and Energy Resource Potential in the Brock Inlier-Bluenose Lakearea. NorthwestTerritories. Commission géologique du Canada, dossier ouvert 2434 (traduction non disponible).

Maclean, D.C and Cook, D.G. 1992. The influence of Proterozoic Structures on the Development of Laramide Structures, Northern Interior Plains, NorthwestTerritories, Canada. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v.40, p.207-221.

Wielens, J.B.W., von der Dick, H., Fowler, M.G., Brooks, P.W., and Monnier, F. 1990. Geochemical Comparison of a Cambrian Algilite Potential Source Rock, and Hydrocarbons from the Colville/Tweed Lake Area, Northwest Territories. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 38, p. 236-245.

Williams, G.K. 1987. Cambrian Geology of the Mackenzie Corridor. Commission géologique du Canada, dossier ouvert 1429 (traduction non disponible).

Yorath, CJ. and Cook, D.G. 1981. CretaceousandTertiary Stratigraphyand Paleogeography. Northern Interior Plains, District of MacKenzie. Commission géologique du Canada, Memoir 398, 76 p.







Le bassin du Grand Lac de l'Ours

Âge Paléozoïque ancien; Cretace
Profondeur des zones visées 500-1500 m
Épaisseur maximale du bassin 1000 m Crétacé
Première découverte (Aucune)
Indices d'hydrocarbures Indices de pétrole dans le Crétacé basal, le long de l'arche de Keele (à NSM Mirror Lake N-33, à l'ouest du bassin)
Type de bassin Grabens d'âge Précambrien-Paléozoïque ancien; marge continentale du Paléozoïque; bassin d'avant-pays du Crétacé (marge peu profondeà l'est)
Cadre des dépôts Marin/continental
Réservoirs potentiels Grès du Cambrien, carbonates du Paléozoïque inférieur, grès du Crétacé
Structure régionale Monoclinal s'enfonçant vers l'ouest; failles d'extension mineures
Couvertures étanches Sel Saline River, shistes marins du Crétacé
Roches mères Cambrien: roches mères pétrolières matures si elles se sont élaborées. Crétacé: peut-être immatures
Nombre de puits au total 16
Sondages sismiques Reconnaissance régionale dispersée
Superficie Environ 100,000 km2
Superficie sous licence Aucune

(Leterrain est une toundra peu accidentée. En hiver, le froid règle les conditions de travail, en été, ce sont les insectes. Fort Franklin est le centre peuplé de la région. Un chemin relie Fort Norman et le fleuve Mackenzie.)

La plaine du Grand Lac de l'Ours (et le lac) occupe un bassin entre les monts Franklin et le bouclier Canadien. Des strates du Crétacé atteignant 1000 m d'épaisseur recouvrent les roches du Paléozoïque inférieur et du Protérozoïque. On note des affleurements de roches du Paléozoïque sur une ceinture de 20 km de large bordant le bouclier Canadien. On a foré un petit nombre de puits et on n'a fait aucune découverte. Cette région offre un faible potentiel de gisements pétroliers et gaziers. Il est peu probable qu'on y trouve des gisements étendus, sauf dans des pièges stratigraphiques.

Cadre géologique (Fig. 22)

Figure 22: Caractéristiques géologiques et géographiques, bassin du Grand Lac de l'Ours

Le bassin du Grand Lac de l'Ours date du Crétacé et il est peu profond. Il recouvre des strates du Paléozoïque inférieur. Le périmètre du bassin est déterminé par un soulèvement léger des strates sous-jacentes du Paléozoïque au sud du 63e degré de latitude N (à travers la voûte La Martre) et au nord de 67°30' de latitude N (dans le voisinage de la voûte Coppermine). À l'est, les strates affleurent en bordure du bouclier Canadien.À l'ouest, le bassin est nettement dél imité par le chevauchement à l'extrême est des monts Franklin, qui expose des roches du Paléozoïque inférieur. Au nord du bras Smith du Grand Lac de l'Ours, la marge du bassin du Crétacé borde la flanc est de la voûte Keele.

Historique de l'exploration (Fig. 23)

Figure 23: Historique de forage, bassin du Grand Lac de l'Ours

On a foré des puits dans trois régions du bassin du Grand Lac de l'Ours. La plupart ont été forés dans la moitié ouest du bassin, espérant y rencontrer une colonne sédimentaire plus épaisse. On a foré six puits au nord du bras Smith du Grand Lac de l'Ours, à l'est de la crête de la voûte Keele; huit puits entre le bras Smith et la rivière Great Bearet dix puits dispersésdans le sud de la plaine du Grand Lac de l'Ours. Legroupe du nord ciblait la section du Cambrien qui est gazéifère dans les collines Colville. Plus au sud, les principaux objectifs étaient les grèsbasaux du Crétacé et les carbonates sous-jacentsdu Dévonien moyen.

Stratigraphy (Fig. 24)

Figure 24: Coupe transversale schématique, bassin du GrandLacde l'Ours

On a décrit antérieurement la stratigraphie du Paléozoïque des collines Colville. Des strates du Paléozoïque recouvrent une épaisse succession sédimentaire du Protérozoïque. La formation Mount Clark du Cambrien est plus épaisseque dans les collines Colville. Au puits BP Losh Lake G-22, l'un des forages les plus à l'est, Hamblin (1990) révèle 65 m de grès propre. La formation Mount Clark est tronçonnée au sud du 63" parallèle par la formation La Martre Falls, une unité de clastiques et de carbonates mélangés équivalant aux formations Mount Cap et Saline River plus au nord. Vers le sud, à travers la voûte La Martre, le Cambrien est absent. Lesformations Bear Rock et Hume du Dévonien moyen sont érodées à travers l'arche de Keele et ne sont préservées que localement au nord du bras Smith du Grand Lac de l'Ours. Des strates de l'Ordovicien et d'autres plus anciennes forment une roche encaissante dans l'ensemble de cette région du nord. Au sud du Grand Lac de l'Ours, les formations du Dévonien moyen donnent lieu, à faible profondeur, à des sousaffleurements sous-jacents aux roches du Crétacé.

À cause de l'arche de Keele, les strates du Crétacé du bassin du Grand Lac de l'Ours ne s'apparentent pas très bien à la stratigraphie établie dans l'auge Peel. La succession est d'âge comparable, s'étendant du début de l'Albien au Maastrichtien/?Paléocène et les unités que G.K. Williams (1978) a désignées officieusement, dans le sous-sol, pourraient être partiellement équivalentes aux formations Sans Sault, Arctic Red, Slater River, Little Bear et East Fork de l'auge Peel. À la base des roches du Crétacé, un grès conglomératique est très répandu dans l'ensemble de l'arche de Keeleet dans le bassindu Grand Lac de l'Ours. Il est recouvert par une succession deltaïque de grès fins, de siltstone et de schistes.

Réservoirs potentiels

Les grès Mount Clark et Mount Cap du Cambrien s'épaississent vers l'est. Ces grès sont très propres, ont une texture fine à moyenne, avec desgrains plus grossiers par endroits, ils sont partiellement friables et présentent une porosité visuelle estimative et 15 à 20 p. 100 (dans des bandes minces seulement). On a noté une: porosité intergranulaire mineure dans la série de carbonates du Paléozoïque inférieur.

Le grès basal du Crétacé est le plus poreux de la succession de cette période. Des mesuresde porosité et de perméabilité effectuées sur une carotte extraite du puits Losh Lake G-22 indiquent une porosité pondérée moyenne de 17,5 p. 100 (celle des meilleurs grès s'établissant entre 20 et 23 p. 100) et une perméabilité variant de 150 à 300 mD. C'est un grès quartzeux dont les grains varient de moyens à grossiers. L'unité atteint en moyenne une épaisseur d'environ 25 m; elle est massive dans les quelques mètres basaux au-dessus de la discordance et elle est recouverte de grès et d'aleurolites dont les lits s'entrecroisent. Septessais aux tiges ont été effectuésdans cette zone. De tous cesessais, on a récupéré desquantités significatives de boue et d'eau salée. Les grès qu'on trouve plus haut dans le Crétacé ont une texture fine et ils sont limoneux; ils ont une porosité médiocre.

Structure, pièges et couvertures étanches

À l'est de la voûte Keele, la structure géologique se limite à des déplacements relativement mineurs des failles le long desprincipales fractures orientées en direction nordest et à des failles orthogonales secondaires. Cette disposition desfailles découle desfractures présentes dans les roches protérozoïques sous-jacentes. Les formations basales du Cambrien présentent des structures entourées de failles, qui se combinent avec un pincement stratigraphique dans les grès du Cambrien.

Des sous-affleurements du Cambrien à travers des unités du Dévonien moyen, sous la discordance des formations basales du Crétacé, rendent possible la présence de pièges sous-jacents à la discordance. Dans la partie la plus profonde du bassin, près de la voûte Keele, les formations, Hume, Arnica et Bear Rock affleurent sous le Crétacé, mais l'intégrité d'une couverture étanchedanslesformations basales du Crétacé qui les recouvrent serait plutôt médiocre à cause de la nature sablonneuse de la section.

L'épaisseur des grès basaux du Crétacé varie considérablement. On peut espérer trouver des pièges structuraux/stratigraphiques reliés à la paléo-topographie sous-jacente. La nature lisérée de la porosité des grèsdu Cambrien rend possible l'existence d'une couverture étanche ascendante à l'intérieur de la formation.

Roches mères

Les roches mères susceptibles de générer du pétrole dans la formation Mount Cap du Cambrien descollines Colville peuvent être présentesà de plus grandes profondeurs (et à un niveau plus élevé de maturation organique) dans le bassin du Grand Lac de l'Ours. Il est probable que des conditions restreintes, favorables à la conservation de la matière organique, existaient presque continuellement au début de la formation du bassin paléozoïque, et qu'elles ont subséquemment permis des dépôts épais de sel.

La roche mère Slater River du Crétacé supérieur de la plaine du Mackenzie peut s'étendre dans la partie ouest du bassin du Crétacé mais, à une profondeur moyenne de 600 à 800 m, il est douteux qu'elle soit suffisamment mature pour générer du pétrole.

Dans le réservoir des collines Colville, la voie de migration la plus fréquente se situe dans une pente ascendante régionale qui prend naissancedans les zones plus profondes du bassin à l'ouest.

Le bassin du Grand Lac de l'Ours est isolé de cette voie de migration. Toutefois, il demeure possible que des roches mères mûres générant du pétrole se trouvent dans la section protérozoïque.

Potentiel

La présence de roches mères du Cambrien, susceptibles de générer du pétrole (comme le suggèrent les puits des collines Calville), à des profondeurs plus grandes (età un niveau supérieur de maturité), cette présence s'ajoutant à une plus grande épaisseur des grès basaux de la formation Mount Clark du Cambrien, favorise la présence possible d'un gisement pétrolier dans le bassin du Grand Lac de l'Ours. La présence et l'estimation volumétrique significative d'une roche mère dans le Cambrien est un indice valable d'un tel gisement. L'exposition du réservoir à l'infiltration d'eaux météoriques présente un risque de plus en plus élevé vers la zone d'affleurements de l'est, qui reposeen grande partie sous le Grand Lac de l'Ours.

À l'est de la voûte Keele, la possibilité de la présence d'un réservoir dans le Crétacé se limite au grès basal de cette période. Le réservoir estgénéralement mince, mais il possèdeune bonne porosité et une bonne perméabilité. Cette formation offre un certain potentiel de découvertes modestes de pétrole, la présence et la maturité d'une roche mère présentant un risque majeur.

lectures de base et références

Dixon, J. 1994. Subsurfacecorrelations of Cretaceousand tertiary strata in the MacKenzie and Great Bear Plains, Northwest territories. Commission géologique du Canada, dossier ouvert 2936 (traduction non disponible).

Hamblin, A.P. 1990.Petroleum potential of the Cambrian Mount Clark Formation (Tedji Lake Play) Calville Hills area, Northwest Territories. Commission géologique du Canada, dossier ouvert 2309 (traduction non disponible).

Yorath, C.J. and Cook, D.G. 1981. CretaceousandTertiary Stratigraphyand paleogeography. Northern Interior Plains, District of MacKenzie. Commission géologique du Canada, mémoire 398, 76 p.







Les plaines Anderson et Horton

Âge Le bassin Anderson datant du Crétacé recouvre des strates de plate-forme du Dévonien et même plus anciennes
Profondeur des zones visées 500-3000 m
Première découverte Aucune
Type de bassin Plate-forme du Paléozoïque. Bassin intérieur du Crétacé
Cadre des dépôts Plateau continental
Réservoirs potentiels Carbonates, récifs? de la plate-forme, grès de la formation Imperial, grès basaux du Crétacé
Structure régionale Monoclinal s'enfonçant vers l'ouest: faillé le long de la voûte des lacs Esquimo à l'ouest
Couvertures étanches Schistes marins du Crétacé
Roches mères Schistes de la formation Canol
Nombre de puits au total 9 dans le bassin Anderson; 12 dans la plate-forme Carnwarth
Sondages sismiques Sondagesde reconnaissance dispersés
Superficie sous licence Aucune

(Région éloignée accessible par le fleuve Mackenzie, deTuktoyaktuk en passantpar la baie de Liverpool, et de Paulatuk sur la baie Darnely. Relief peu accidenté, moskeg.)

Les plaines Anderson et Horton s'étendent au nord et à l'est du fleuve Mackenzie, jusqu'au rivage de la baie de Liverpool et du golfe d'Amundsen. Les objectifs de forage comprennent l'équivalence de la succession du Paléozoïque inférieur présente dans les collines Colville (mais elle est moins structurée), la formation Imperial du Dévonien supérieur et les grès du Crétacé dans le bassin Anderson peu profond. On trouve des indices superficiels de pétrole dans des grès du Crétacé (au lac Rond) et des indices de gaz dans des grès de la discordance entre le Crétacé et le Dévonien (à Russell H-23). Les forages et les sondages sismiques demeurent dispersés. On n'a fait aucune découverte.

Cadre géologique (Fig. 25)

Figure 25: Caractéristiques géologiques et géographiques et emplacements despuits, plainesAnderson et Horton

Les sédiments du Crétacé du bassin Anderson occupent un plissement synclinal entre la plate-forme Carnwarth au sud-est et la voûte des lacs Esquimaux au nord-ouest. La marge du nord-ouest est délimitée par des failles sur le flanc de la voûte. Le flanc est du bassin s'élève doucement pour affleurer le long du flanc de la voûte Coppermine.

Historique de l'exploration

On a foré sept puits le long du flanc sud de la voûte des lacs Esquimo. Cespuits pénètrent des stratesdu Crétacé jusqu'à une profondeur de quelque 2000 m. Ces strates recouvrent les grès de la formation Imperial. On a foré deux puits sur la péninsule du cap Bathurst.

On n'a foré que quatre puits dans la partie centrale de la plaineAnderson. Tous, saufcelui de Mobil Gulf Sadene 0-02, ont été commencés à la surface dans la formation Imperial. On a foré 12 puits vers des objectifs dévoniens dans le sud de la plaine Anderson. On a aussi foré un groupe de puits au lac Rond dans l'espoir de découvrir une accumulation dans les strates dévoniennes sous un suintement superficiel de pétrole dans lesgrèsdu Crétacé.

Le sondage sismique de reconnaissance effectué dans la région demeure dispersé et accuse de vastes lacunes.

Stratigraphy (Fig. 26)

Figure 26: Coupe transversale schématiquedes plainesAnderson et Horton

Les strates du Crétacé recouvrent en discordance la formation Imperial du Dévonien supérieur dans la partie ouest de la région, et des unités de plus en plus anciennes vers l'est, en traversant la plate-forme Carnwarth. Des strates du Crétacé supérieur affleurent sur la péninsule Bathurst (particulièrement dans les collines Smoking, le long de la côte est du cap Bathurst). Des affleurements plus importants de la formation Langton Bayet des formations Horton River de l'Albien sont présents vers le sud et vers l'est. À l'est du 120e degré de longitude 0, les strates du Crétacé se présentent comme des avantbuttes dispersées et la roche encaissante comprend les strates du Cambrien à l'Ordovicien desformations Mount Clark, Mount Cap, Saline River, Franklin Mountain, Mount Kindle, Bear Rock et Hume. Les roches du Paléozoïque inférieur sont tronçonnées dans la lisière du bouclier Canadien et le long des flancs de la voûte Coppermine.

Les roches sédimentaires du groupe Shaler du Protérozoïque sont exposées dans l'ensemble de la voûte Coppermine.

Réservoirs potentiels

Les grès Mount Clark du Cambrien sont bien élaborés dans les affleurements qui se rapprochent de la voûte Coppermine. Il existe des réservoirs potentiels sous la plaine Horton, mais leur grain devient de plus en plus fin vers l'ouest, avec un potentiel nettement moins intéressant.

Lasuccession descarbonates du Paléozoïque inférieur sous-affleure à la base du Crétacé. L'élaboration d'une porosité secondaire est probable, le long d'un faciès de carbonates susceptibles de constituer un réservoir. L'élaboration potentielle de récifs est très limitée. De plus anciennes unités de carbonates manifestent une certaine élaboration de porosité et l'on a fait état de bitume dans les vacuoles. Cependant, des brèches dans le réservoir ont probablement permis à la majeure partie du pétrole de s'échapper ou de se biodégrader.

Les grès de la formation Imperial et les strates du Crétacé constituent des réservoirs potentiels, quoiqu'on n'ait pas découvert d'intervalles épais de roche réservoir potentielle et que la porosité s'avère généralement faible.

Roches mères

D'excellentes roches mères susceptibles de générer du pétrole sont présentes dans la section du Crétacé supérieur, mais elles sont immatures. Les boccas (affleurements de schistes bitumineux lampants) qu'on trouve dans les collines Smoking résultent de l'oxydation de pyrite et (ou) de matière organique dans la formation bitumineuse des collines Smoking. Les valeurs de réflexion de vitrinite des schistes éloignés des boccas sont nettement inférieures à celles de la fenêtre pétrolière (Mathews et Bustin, 1984).

La matière organique de la formation Imperial est d'originé terrestre et leur maturité se situe à l'intérieur de la fenêtre pétrolière (indices d'altération thermique de 2+). La formation Imperial est susceptible d'être pétrolifère et elle est la source la plus probable de l'indice de gaz à Imp Cigol Russell H-23.

Potentiel

Dans l'est de la région, la section du Cambrien contient de bons grès à réservoir et une couverture étanche potentielle efficace à l'échelle de la région. Les risques principaux ont trait à une carence de roche mère efficace et à une invasion du réservoir près de la zone d'affleurement.

La succession ouest-est des zones d'affleurement des unités du Dévonien et d'autres plus anciennes, sousjacentes à la discordance pré-Crétacé, limite la présence de strates prospectives et de zones potentielles qui permettraient de trouver des pièges de discordance dans l'ensemble de la plate-forme Carnwarth. C'est peut-être le sous-affleurement Canol/Ramparts qui est le plus significatif. Il s'oriente vers le nord près des 1300 de longitude O. Plus au sud, ces unités sont des roches mères et des réservoirs prouvés. Les principaux risques concernent l'élaboration des réservoirs et les brèches qui peuvent s'y trouver.

Les grèsde la formation Imperial, où dominent plutôt les schistes, constituent des réservoirs potentiels dans le bassinAnderson. Toutefois, laformation est faite de grès, des siltstones et de conglomérats. La rentabilité potentielle risque d'être mince et de qualité indifférente. Dans l'ensemble de la plate-forme Carnwarth, les grès du Crétacé sont près de la surface et contiennent du pétrole biodégradé. Cependant, il existe un certain potentiel dans le Crétacé du bassin Anderson, où la section du Crétacé inférieur est sous-jacente aux schistes du Crétacé supérieur, qui forment une couverture étanche efficace pour la rétention des hydrocarbures. Quoique la plupart des grès du plateau continental du bassin Anderson soient minces et n'aient qu'un maigre potentiel en tant que roche de réservoir, un système de drainage incisé demeure possible sur la discordance sous-jacente au Crétacé. S'il s'y trouve, il pourrait contenir des grès alluviaux possédantun bon potentiel en tant que réservoir.

Lectures de base et références

Mathews, W.H. and Bustin, R.M. 1984. Why do the Smoking Hills Smoke? Canadian Journal of Earth Sciences, v. 21, p. 737-742.

Yorath, C.J. and Cook, D.G. 1981. CretaceousandTertiary Stratigraphyand Paleogeography. Northern Interior Plains, District of MacKenzie. Commission géologique du Canada, Memoir 398, 76 p.



CHAPITRE 3 - LE NORD DU YUKON

Le bassin de la plaine Eagle

Âge Du Paléozoïque au Crétacé, avec couverture du Quaternaire
Profondeur des zones visées De 650 à 2800 m
Profondeur maximale du bassin 5800 m
Indices d'hydrocarbures Dans les strates du Dévonien moyen au Crétacé inférieur; dans plusieurs puits
Première découverte Gaz: 1760-3620 x 106m3; 2524 x 106m3 (à 50 p. 100)
Pétrole: 1,34-2,85 x 106m3; 1,86 x 106m3 (à 50 p. 100)
Production Aucune jusqu'à maintenant
Type de bassin Plateau continental en eau peu profonde (du Paléozoïque au Mésozoïque ancien); compression d'entremont (du Crétacé au Récent)
Cadre des dépôts Carbonates et clastiques déposés en eau peu profonde sur le plateau continental
Réservoirs Monticules de carbonates récifaux et fronts de faciès; carbonates fracturés; pièges de discordance et lentilles de clastiques marins discontinus
Structure régionale Plissements à ondes longues en surface; détachements avec plissements chevauchants dans les strates plus profondes; contraction et failles de relaxation mineures
Couvertures étanches Schistes marins et carbonates denses
Roches mères Schistes et carbonates riches en matière organique
Profondeur des fenêtres 2300 m de pétrole et de gaz
Nombre de puits au total 36 (31 secs; 1 découverte de pétrole; 2 de gaz; 2 de pétrole et de gaz); 2 puits forés après 1980
Sondages sismiques 9952 km; 790 km après 1980
Pipelines Aucun
Superficie 24,060 km2
Superficie sous licence 8900 ha (0,4 p. 100 du bassin, pour 3 licences de découvertes importantes)

(Collines basses ondulantes dont l'altitude varie de 400 à 800 m. Forêt clairsemée dans le sud de la plaine Eagle devenant encore moins dense vers le nord. La toundra recouvre presque entièrement les zones élevées et nordiques. Bon accès à partir de la route Dempster, qui est carrossable presque toute l'année. Centres peuplés offrant des services sur la route Dempster, à Inuvik (250 km) et à Dawson City (250 km également).

Le bassin de la plaine Eagleest faiblement exploré, mais il présente un potentiel prouvé de pétrole et de gaz. Dans le sud de la plaine Eagle, près de la route Dempster, les découvertes actuelles sont caractérisées par des réservoirs de roches clastiques dans des pièges de type structural et de sousdiscordance. 11 est fort possible qu'on y découvre d'autres gisements pétrolifères et gazifères de petiteà moyenne importance. 11 est aussi possible qu'on assiste à des découvertes additionnelles dans le nord de la plaine Eagle, le long de la transition entre les carbonates de la plate-forme du Paléozoïque et les schistes bassinaux.

Cadre géologique

Figure 27: Structures majeures, emplacements des puits et sous-bassins, bassin de la plaine Eagle
Figure 27: Structures majeures, emplacements des puits et sous-bassins, bassin de la plaine Eagle.

Lebassinde la plaine Eagleest un bassinde compression d'entremont, qui chevauche le cercle arctique dans le Territoire du Yukon, 2500 km au nord de Calgary et 80 km à l'est de la frontière entre le Yukon et l'Alaska. Le bassin s'est formé au cours de l'orogénèse Laramide, pendant le Paléozoïque et le Crétacé, alors que se sont plissés et faillés les sédiments (clastiques et carbonates) du plateau continental, déposés en eau peu profonde. L'étendue de sédiments du Mésozoïque qui se sont conservés définit les limites actuelles du bassin, qui est entouré de ceintures d'affleurements dans les monts Richardson à l'est et au nord, les monts Ogilvie au sud et à l'ouest et la chaîne Dave Lord des monts Ogilvie au Nord.

La voûte Eagle divise le bassin en deux. C'est une crête souterraine orientée du nord-est au sud-ouest qui sépare la portion moins profonde du bassin au nord - le sous-bassin Bell de la portion sud du bassin de la plaine Eagle, que caractérise une section stratigraphique plus épaisse et plus complète.

Historique de l'exploration

Figure 28: Historique du forage et des sondages sismiques, région de la plaine Eagle.
Figure 28: Historique du forage et des sondages sismiques, région
de la plaine Eagle.

Figure 29: Emplacements et structures despuits dans le sud de laplaine Eagle
Figure 29: Emplacements et structures despuits dans le sud de laplaine Eagle.

L'exploration pétrolière a débuté vers la fin des années 1950, avec le forage du puits Peel Plateau Eagle PlainYT No. 1 N-49 dans le centre nord du bassin. Le puits N-49 a été foré sur un anticlinal superficiel jusqu'à 2923 m, se terminant dans des schistes et des carbonates datant du Cambrien à l'Ordovicien, sans rencontrer d'hydrocarbures. Le deuxième forage explorait un anticlinal superficiel dans la portion sud du bassin et a donné lieu, en 1960, à la première découverte dans le bassin à Western Minerais Chance YT No. 1 L-08. Le puits L-08 a été foré jusqu'à 2636 m, se terminant dans des carbonates du Mississippien et on a rencontré des hydrocarbures dans six zones distinctes. Depuis la première découverte, on a foré 31 autres puits exploratoires et périmétriques. On a fait deux autres découvertesimportantes d'hydrocarbures dans leschamps Blackie (1964) et Birch (1965). On a découvert des hydrocarbures dans neuf zones distinctes, au total, avec un potentiel à deux niveaux plus profonds où l'on a relevé des indices.

Les sondages ont totalisé 9952 km de profils sismiques dans le bassin et environ la moitié de ces sondages ont été effectués depuis 1970. C'est de loin Chevron qui a réalisé le plus vaste programme de sondages en 1971. Les sondages sismiques se sont concentrés dans le voisinage des trois champs découverts.

Lamoitié des puits du bassinont été forés après 1970, le plus récent datant de 1985 (Exco West Parkin D-54 et Exco North Chance D-22). La densité du forage s'établit à un puits par 745 km', mais elle se concentre dans la portion sud du bassin. Toutefois, on a foré des puits dans tous les secteurs du bassin et ils fournissent une connaissance stratigraphique utile.

Stratigraphie

Figure 30: Tableau des formations, bassin de la plaine Eagle
Figure 30: Tableau des formations, bassin de la plaine Eagle.

Dans le bassin de la plaine Eagle, les strates datant du Précambrienau Crétacésont conservées de mêmequ'une mince couverture de dépôts du Quaternaire. Les strates du Triasique et duTertiaire sont absentes. Lescarbonates dominent de l'Ordovicien au Dévonien moyen, semêlant avec des lithologies de carbonates et de clastiques typiques du Dévonien supérieur et du Carbonifère. Les strates du Permien dans le bassin sont, en grande partie, des clastiques tout comme dans la section du Mésozo"ique. Les dépôts du Mésozoïque sont caractérisés par des transitions latérales de faciès. Trois grandes discordances sont présentes dans la section. La coupe transversale schématique montre les rapports stratigraphiques et les sortes de pièges qui sont propres au bassin.

On distingue deux importants facteurs stratigraphiques qui contrôlent l'apparition d'hydrocarbures: a) la discordance sous-jacente au Crétacé, qui délimite les formations que représentent les sous-affleurements des strates du Carbonifère au Permiendans le sud de la plaine Eagle; b) le faciès du Permien qui passe des carbonates aux schistes dans le sous-bassin Bell.

Réservoirs potentiels

Figure 31: Coupe transversale schématique, réservoirs et pièges potentiels, bassin de la plaine Eagle
Figure 31: Coupe transversale schématique, réservoirs et pièges potentiels,
bassin de la plaine Eagle.

On a décelé des hydrocarbures à cinq niveaux dans les strates du Paléozoïque supérieur et du Crétacé inférieur:

  1. Western Minerais et al. Chance No. 1 L-08 a donné du gaz et un bon débit (225 x 103m3/j) dans un grès à silex, bréchique et caillouteux de 3,6 m, ayant une porosité de 16 p. 100 - le grès Tuttle.

  2. On a récupéré du gaz et du pétrole du membre Canoe River de la formation Hart River (calcaire inférieur) du champ Chance. Le membre Canoe River se compose de minces lits de calcaire micritique, à crinoïdes, entre lesquels s'intercalent des lits de chert, de dolomite et de schiste. Cinq cents mètresde carbonate propre sont présents, avec une porosité atteignant 13 p. 100. Dans le champ Chance, on a décelé deux gisements(l'un de pétrole, l'autre de gaz dans le puits Chance L-08) et un gisement de gaz dans le puits Chance G-19. L'unité a donné un débit de gaz qui atteignait 283 x 103m3/ j et a récupéré 290 m de pétrole.

  3. On a également récupéré du gaz et du pétrole du membre Chance Sandstone de la formation Hart River, dans le voisinage du champ Chance. Le membre Chance Sandstonecontient un grès poivreet- sel qui a une texture fine à moyenne, dont la différentiation est tantôt moyenne, tantôt bonne et dont la porosité varie de 5 à 22 p. 100 (14 p. 100 en moyenne) et dont la perméabilité se situe entre 100 et500 mD. Grossomodo, l'épaisseur du grèsdans le champ Chance est de quelque 130 m. On a découvert six gisements dans le grès Chance (un gisement de pétrole et trois de gaz dans Chance G-19, L-08 et G-08, et un gisement de pétrole dans Chance G-08). On a découvert un autre gisement de gaz dans le grèsChance à Birch B-34. Cette unité a donné un débit de gaz qui atteignait 230 x 103m3/j avec une récupération de 610 m de pétrole et de condensatdans le tuyau.
  4. On a également récupéré du gaz de la formation Jungle Creek du Permien inférieur dans le champ Blackie. L'unité contient un grès conglomératique, mal différencié, de texture moyenne à grossière, et de 3 à 30 m d'épaisseur. La porosité varie de 5 à 20 p. 100 (15 p. 100 en moyenne) et la perméabilité, de 100 à 200 mD. Il y a jusqu'à 166 m de grès propre. On a décelé, dans cette unité, des débits de gaz atteignant 99 x 103m3/j à Blackie. Le potentiel pétrolifère apparaît dans une boue mêlée de pétrole, récupérée lors d'un essai aux tiges, dans Birch B-34 foré dans la formation Jungle Creek, au nord et à l'est du champ Blackie.

    Tous les réservoirs du Paléozoïque superieur s'amincissent vers le sud et, sauf le grès Tuttle et la formation Hart River, ils ne sesont pasélaborés dans la ceinture d'affleurements qui entoure le bassin. Toutes les unités s'élèvent pour sous-affleurer la discordance basale du Crétacé au nord du champ Chance.

  5. On a également récupéré du gaz de la formation Fishing Branch du Crétacé inférieur (groupe Eagle Plain; «grès Blackie K1») du puits Chance L-08. L'unité contient un grès marin poivre-et-sel à silex, de texture fine, modérément différencié. La porosité varie de 15 à 25 p. 100 (22 p. 100 en moyenne). L'unité recèle jusqu'à 50 m de grès propre et s'amincit vers le nord-ouest. On ya décelé du gaz dont le débit était de 23 x 106m3/j.

En outre, deux essais aux tiges ont permis de récupérer des quantités plutôt faibles de gaz du membre Aider (calcaire supérieur) de la formation Hart River, près du sous-affleurement qui marque la limite de cette unité le long de l'anticlinal Chance. L'unité est un calcaire micritique à crinoïdes qui atteint 200 m d'épaisseur, dont la porosité varie de médiocre à passable. L'un des essais aux tiges a révélé un indice mineur de gaz dans la formation Ettrain. L'unité contient un calcaire squelettique à silex, brun pâle, et un packestone tassé où lescarbonates propres atteignent 226 m d'épaisseur, dont la porosité varie de faible à passable

On a également décelé du gaz dans la formation Ogilvie du Dévonien moyen (Peel Plateau N-49 et South Tuttle N-05) et dans la formation Gossage du Dévonien inférieur (South Tuttle N-05). Ces deux unités épaisses de carbonates constituent des réservoirs potentiels.

Structure, pièges et couvertures étanches

Les principales structures superficielles sont des anticlinaux et des synclinaux parallèles orientés vers le nord. Des failles de chevauchement parallèles aux structures superficielles sont présentes dans le sous-sol. Ces failles peuvent s'exprimer ou ne pas s'exprimer en surface, l'inclinaison limitée des chevauchements étant concentrée sur la discordance basale du Crétacé. Les configurations de pièges se trouvent multipliées par les permutations de plusieurs réservoirs potentiels sousaffleurant les discordances le long de la pente des anticlinaux. De plus, la présence de plusieurs pièges stratigraphiques est possible.

On a décelé cinq typesde piègesd'hydrocarbures dans le bassin: 1) des plissements de l'orogénèse Laramide UungleCreek dans Blackie M-59 et le grès Fishing Branch dans Chance L-08); 2) despièges combinant desfacteurs de structure, de stratigraphie et de discordance sous le schiste du Crétacé inférieur (grès Chance dans Chance L-08); 3) des changements stratigraphiques de faciès dus à l'inversion du pendage (indice de gaz à South Chance D-63); 4) pincement de lentilles de grès discontinu (grès basal Chance); et 5) des transitions de faciès des carbonates aux schistes (calcaires Canoe River à Chance M-08 et de possibles pièges dans les formations Ogilvie et Cossagecomme l'indiquent les indices de gaz relevés à South Tuttle N-05).

Des schistes à l'intérieur des formations constituent des couvertures étanches pour les réservoirs du Carbonifère et du Crétacé, tandis les changements de facièsdescarbonatesaux schistes forment descouvertures étanches latérales pour les réservoirs du Paléozoïque. La formation Whitestone River du Crétacé inférieur forme régionalement une couverture étanche pour les réservoirs tronqués par des discordances sous le Crétacé. Les schistes Canol et ProngsCreek constituent régionalement des couvertures étanches pour les carbonates Ogilvie et Cossage.

Roches mères

On a décelé cinq roches mères: 1) la formation Prongs Creek du Paléozoïque inférieur (on ne possède aucune donnée sur sa maturité); 2) la formation Canol du Paléozoïque inférieur (types Il et III, le COT atteignant 9 p. 100; surmature pour donner lieu à un gisement de pétrole); 3) la formation Ford Lake du Paléozoïque supérieur (types Il et III, le COT atteignant 4 p. 100; état mature pouvant donner lieu à un gisement de pétrole et tout probablement la source du pétrole du champ Chance); 4) les schistes du Carbonifère supérieur et les carbonates riches en matière organique de la formation Blackie; et 5) les schistes de la formation Whitestone River de l'Albien (types Il et III, marginalement matures). Un faible potentiel de roche mère existe peut-être dans les schistes des formations Imperial (type III, le COT est inférieur à 1 p. 100) et Jungle Creek (on ne possède aucune donnée de maturité pour ceux-ci).

Le gaz découvert jusqu'à maintenant estde 75 à 85 p. 100 composé de méthane, avec de faibles quantités de CO2 , de N2 et de liquides. Le pétrole découvert à ce jour est du brut à faible teneur en soufre, de 29° à 37° API.

Potentiel

Il y a de fortes chances de découvri r de nouveaux gisementsdans lespiègesstratigraphiques et sous-jacents aux discordances du Paléozoïque, le long des crêtes de plissementsdu sud de la plaine Eagle. Dans cette région, il faudra encore délimiter plusieurs plis de chevauchement dans le sous-sol et il est possible de trouver de nouveaux piègesdans le pendage de structures déjà forées. En outre, mais cela est plus problématique, il ya deschangementsde faciès structuralement inversés, en direction du bassin, dans les formations Jungle Creek, entre la région de Blackie et la ceinture d'affleurements des monts Ogilvie.

Il existe un potentiel dans la zone de transition de faciès des carbonates aux schistes, dans les séries de carbonates du Paléozoïque inférieur, dans la partie nordest du bassin. Dans ces structures, l'élaboration d'une porosité convenable et la conservation sont lesprincipaux risques et il faudra mieux délimiter les fronts de carbonates. C'est dans le sud du bassin, de chaque côté de la route Dempster, qu'existe le plus grand potentiel de découverte de pétrole et de gaz.

Lectures de base et références

Dixon, J. 1992. Stratigraphy of Mesozoic strata, Eagle Plain area, Northern Yukon. Commission géologique du Canada, Bulletin 408.

Gabrielse, H. and Yorath, C.J.1991, Géologie de l'orogène de la cordi 11ère au Canada,Géologie du Canada no. 4. Commission géologique du Canada v. G-2

Hamblin, A.P. 1990. Upper Palaeozoic Petroleum Geology and Potential, Southern Eagle Plain, Yukon Territory, Commission géologique du Canada, dossier ouvert 2286 (traduction non disponible).

Link, C.M. and Bustin, R.M. 1989a. Organic Maturation and Thermal History of Phanerozoic Strata in Northern Yukon and Northwestern District of MacKenzie. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 37, p. 266-292

Link, C.M., Bustin, R.M., and Snowdon, L.R. 1989b. Petroleum SourceRock Potential and Depositional Setting of Phanerozoic Strata in Northern Yukon and Northwestern District of MacKenzie. BuIletin of Canadian Petroleum Geology, v. 37, p. 293-315.

Martin, H.L. 1973. Eagle Plain Basin, Ykon Territory. In Future Petroleum Provinces of Canada, R.G. McCrossan (ed.).Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir i. p. 275-306.







Le bassin Whitehorse

Âge Fin du Triasique au début du Crétacé
Profondeur des zones visées De la surface à ?3000 m
Épaisseurmaximale du bassin ?5000 m
Première découverte Aucune
Type de bassin Bassin cintré marquant une accrétion de la marge du craton
Cadre des dépôts Marin, deltaïque à alluvial
Réservoirs potentiels Récifs du Triasique, grès du Jurassique
Structure régionale Plissements serrés; très déformés et intrusifs vers le sud-ouest
Couvertures étanches Schistes marins
Roches mères Formations Laberge et TantaIlus du Jurassique
Profondeur de la fenêtre En surface pétrolière
Nombre de puits au total Aucun
Sondages sismiques Aucun
Superficie 20,000 km2
Superficie sous licence Aucun

(Les parties les plus prometteuses du bassin sont proches des routes et il est donc facile d'avoir accès aux centres peuplés qui offrent des services. Le terrain est accidenté, mais il est accessible et partiellement couvert d'arbres. Les conditions d'exploration se comparent à celles des contreforts du nord-est de la Colombie-Britannique.)

Le bassin Whitehorse contient des strates du Mésozoïque dont la conservation varie, dans un cadre d'entremont fortement structuré. Les caractéristiques des récifs et des carbonates qui s'y rattachent, ainsi que des grès deltaïques, pourraient avoir élaboré une porosité potentielle dans le sous-sol; on a repéré des schistes et des roches volcaniclastiques à fine texture. Des anticlinaux superficiels constituent des cibles de forage éventuelles, quoique la forte densité des failles complique la définition structurale du sous-sol. La maturité atteint des niveaux élevés dans la partie axiale du bassin, mais elle chute jusque dans la fenêtre gazière vers les flancs du bassin. Le potentiel pétrolifère est médiocre.

Cadre géologique

Figure 32: Catte géologique simplifiée du bassin de Whitehorse
Figure 32: Catte géologique simplifiée du bassin de Whitehorse.

Le bassin Whitehorse sesitue dans la ceinture d'entremont de la cordillère de l'Amérique du Nord. Les dépôts du bassin sont des roches volcaniques et sédimentaires d'un terrain allochtone du Mésozoïque Stikinia qui s'est rattaché à la marge de l'ancienne Amérique du Nord au cours du Jurassique moyen. Le bassin est resserré entre des roches ignées de l'Ominéca ancien, à l'est, et la ceinture plutonique côtière, plus récente, à l'ouest.

Les sédiments du bassin se sont déposésdans le cadre d'un arc en retrait, l'arc d'une île volcanique setrouvant au sud-ouest. D'épaisses sériesde roches volcaniques et volcaniclastiques du Triasique ont été déposées près de l'arc émergent, mais certaines régions du bassin étaient suffisamment éloignées des apports clastiques ou favorablement situéesdans la circulation océanique pour favoriser la croissance de récifs. Au cours du Jurassique ancien, la pénétration et l'érosion de roches granitiques plutoniennes a accompagné un enfoncement accéléré du bassin et le dépôt d'épaisses séries de conglomérats en éventail et de volcan ici astiques.

Un soulèvement et une compression au début du Crétacé ont mis fin à l'accumulation de sédiments dans le bassin. Des indications paléomagnétiques suggèrent un mouvement ultérieur du terrain Stikine vers le nord par rapport au continent nord-américain, au cours du Crétacé récent et duTertiaire ancien (quoique lesdonnées sur le mouvement vers le nord en définissent assez mal l'ampleur). La tension de cisaillement résultant du déplacement du bassin a engendré beaucoup de failles et de fractures, et des roches plutoniennes ont envahi une grande partie de la zone ouest et sud-ouest du bassin pendant cette période.

Historique de l'exploration

L'exploration d'hydrocarbures dans le bassin s'est limitée à une étude géologique du terrain: la majeure partie de la section stratigraphique est exposée bien en vue dans les limites du bassin et les études de la surface donnent une bonne idée des unités qu'on est susceptible de rencontrer dans le sous-sol. On n'a effectué aucun sondage sismique dans le bassin, ni foré aucun puits.

On connaît plusieurs dépôts houillers dans le bassin, principalement dans la formation Tantalus du Jurassique supérieur et du Crétacé inférieur. Les lits de charbon sont généralement peu étendus à cause des dépôts restreints. Le rang est assez variable: l'un des dépôts (à Braeburn) est de l'anthracite. Lescharbons sont, pour la plupart, bitumineux et de modérément à fortement volatils. Certains lits de charbon pourraient être exploités pour leur méthane, quoique, jusqu'à maintenant, on ait préféré utiliser le charbon comme tel comme source locale d'énergie.

Stratigraphie

Figure 33: Tableau des formations, bassin de Whitehorse
Figure 33: Tableau des formations, bassin de Whitehorse.

Il sepeut qu'une couche de strates sédimentaires pouvant atteindre jusqu'à 5000 m d'épaisseur ait été déposéedans le bassin, mais le degré de conservation des dépôts originaux varie grandement. Le fond du bassin se compose de métasédiments du groupe Yukon (Précambrien et plus récent). Des roches volcaniques et des calcaires du groupe Taku du Paléozoïque(Permien et ?Pennsylvanien) recouvrent cette fondation ancienne. La stratigraphie du Mésozoïque du bassin comprend trois grandes divisions le groupe Lewes River (Triasique supérieur), le groupe Laberge plus récent (lurassique) et la formation Tantalus du Jurassique supérieur et du Crétacé inférieur. On n'a établi aucune section typique de ces unités et leur périmètre estmal défini. Lesgroupes Lewes et Laberge ne semblent séparés par aucune discontinuité majeure.

  1. Le groupe Lewes River. La formation Povoas, à la base du groupe, comprend des basaltes et des brèches volcaniques, métamorphisées en schistes dans la zone de Carmacks. Les roches volcaniques sont recouvertes par la formation Aksala, qui se divise en trois membres. Dans la zone de Laberge, le membre Cascacontient du grauwacke calcaire et du grès, avec des lits intercalés de calcaire bioclastique et de calcaire argileux, ainsi que de conglomérats et d'agglomérats mineurs. Le membre Hancock est une unité de carbonate qui comprend d'épais calcaires et des calcaires argileux mineurs. Des récifs sesont formés là où le substratet la turbidité le permettaient. Les récifs peuvent être entassés ou se fondre latéralement à cause de variations majeures d'épaisseur. Typiquement, le côté nord-est des récifs est fortement incliné et porte des blocs de grauwacke et de calcai re issusde la marge des récifs. La marge sud-ouest des récifs se fond en sables bioclastiques dans les lagons peu profonds et, vers l'ouest, plus près des rives de l'arc volcanique, en grèsquartzeux. Le membre Mandanna est constitué de grauwacke rouge et d'un conglomérat de cailloux. Cette unité peut représenter un niveau moins élevé et l'exposition du sommet des récifs.

    Le groupe Lewes River affleure le long de la crête de l'anticlinal Povoas à l'est du lac Laberge, dans une large bande qui traverse le centre du bassin à la latitude de Whitehorse. On présume qu'il est présent dans le sous-sol, sous l'affleurement des strates Laberge plus récentes. On a repéré plus de 2000 m de strates.

  2. Le groupe Laberge représente une progradation majeure de matériel clastique de l'arc insulaire en formation, qui a empêché les récifs de sedévelopper davantage dans le bassin. Les schistes limoneux d'eau profonde, avec des conglomérats mineurs, et les grès arkosiques proximaux de la formation Richthofen sont recouverts de conglomérats épais de la formation Conglomerate, de tufs de la formation Nordenskold et de grès arkosiques à gros grain de la formation Tanglefoot. Le groupe Laberge affleure sur une vaste région au nord et à l'ouest du lac Labergeet au sud-ouestde Whitehorse. On a repéré plus 2000 m de strates.

  3. La formation Tantalus recouvre le groupe Laberge par-dessus une discordance angulaire. Ses conglomérats riches en silex et ses grès sont très distincts des clastiques d'origine granitique des strates sous-jacentes. Lessédiments Tantalus ont été déposés sur une large plaine côtière, peut-être dans un bassin fermé, isolé de l'influence marine. Les roches sont des grès conglomératiques, des grès deltaïques et du charbon, qui sont peut-être issus des margesest et ouest du bassin. Laformation Tantalus est conservée dans de petites avant-buttes dans la partie nord du Bassin, le plus important affleurement se manifestant dans la zone de Carmacks. On a repéré environ 750 m de strates.

Réservoirs potentiels

  1. Les grès et les grès conglomératiques du groupe Laberge. Le faciès proximal du Richthofen, les formations Conglomerate et Tanglefoot offrent un potentiel de porosité dans le sous-sol, suite à une dissolution de feldspath.
  2. Les carbonates récifaux et le faciès clastique qui s'y rattache dans le groupe Lewes River. Le complexe récifal bien exposé à Lime Peak (à l'est du lac Laberge) a 250 m d'épaisseur et on l'a cartographié latéralement sur 3 km. Les récifs, les conglomérats de grès interrécifaux et les grès carbonatés peuvent potentiellement élaborer une porosité dans le soussol. Les carbonates latéralement équivalents et les grèsquartzo-feldspathiques peuvent aussi constituer des réservoirs potentiels et ils peuvent être plus vastes dans le sous-sol que les récifs eux-mêmes.

La porosité et la perméabilité peuvent être accentués par des fractures dans toutes les unités.

Structure, pièges et couvertures étanches

L'axedespl issements et desfai Iles s'oriente généralement vers le nord-ouest, parallèlement aux failles qui entourent le bassin, et forme un angle droit avec la direction de la compression principale. Toutefois, le cisaillement postérieur à la compression a donné une forte densité de failles secondaires diversement orientées dans la plupart des structures originales.

La cartographie superficielle a défini une serie d'anticlinaux faillés à l'intérieur du bassin. Lacouverture mésozoïque est profondément tronquée sur les anticlinaux les plus proéminents et il ya de grands risques de brèches de réservoirs, particu1ièrement dans le groupe Laberge. On ne peut que présumer la structure plus profonde du bassin: cependant, il existe probablement despièges structuraux souterrains qui ne s'expriment pas en surface.

Il se peut que les propriétés de réservoir soient accentuées par les fractures, mais il est probable que l'intégrité des couvertures étanches a été affaiblie. Les schistes Richthofen pourraient former une couverture étanche efficace par-dessus le groupe Lewes River. Les couvertures étanches risquent d'être rares dans le faciès proximal de grès qui caractérise le groupe Laberge dans la portion sud-ouest du bassin. Les roches volcaniclastiques à texture fine sont des couvertures étanches potentielles et elles sont présentes dans l'ensemble de la succession du Mésozoïque. En général, les couvertures étanches risquent grandement d'être absentes de ce bassin fortement structuré et souvent soumis à des forces de tension.

Roches mères

On a noté un certain nombre de suintements pétroliers dans la région. Un échantillonnage limité laisse croire que ceux-ci étaient des déversementsde produits raffinés et non pas du pétrole d'origine géologique. On a aussi rapporté des émanations superficielles de gaz allumant des «boules de feu» en venant en contact avec les systèmes d'échappement des véhicules en mouvement. Il est probable que ce gaz soit d'origine biogénique, ce qui expliquerait le phénomène.

Templeman-Kluit (1978) a noté que lesfaciès à l'arrière du récif du groupe Lewes River sont localement bitumineux et pourraient représenter des accumulations potentielles d'hydrocarbures dans les faciès de récifs et de clastiques de hauts-fonds qui s'y rapportent, pourvu qu'une couverture étanche appropriée les recouvre. Un échantillonnage et une analyse géochimique restreints des schistes des unités stratigraphiques majeures du bassin, a montré que la formationAksala du groupe Lewes River a une faible teneur en carbone organique et ne saurait être, dans le meilleur cas, qu'une source gazière passable. La formation Tantalus du Jurassique et du Crétacé a un indice de COT supérieur à 1 p. 100 dans les zones nord-est et sud-ouest du bassin Whitehorse. Le pétrole et le gaz y seraient potentiellement présents. La formation Richthofen du Jurassique a un indice de COT supérieur à 1 p. 100 dans la zone ouest du bassin, mais seul le gaz y estpotentiellement présent. Toutes les roches mères potentielles paraissent surmatures le long de l'axe central du bassin (indiquant l'enfouissement le plus profond?), mais elles se situeraient dans la fenêtre de génération gazière vers lesflancs du bassin. Laformation Tantalus à la surface se situe dans la fenêtre pétrolière, dans un contexte de mesures de réflectance de vitrinite restreintes.

Potentiel

Le bassin n'offre qu'un potentiel faible à modéré d'accumulation conventionnelle de gaz; l'exploration dans cette région fortement structurée, dont les réservoirs sont discontinus et non prouvés, comporte de grands risques. Les anticlinaux superficiels sont les cibles évidentes d'une première phasede forage, là où les unités de réservoirs potentiels ne comportent pas de brèche. Lepotentiel pétrolier semble faible en l'absence de roches mères à l'échelle de la région, susceptibles de générer du pétrole, et dans un contexte de maturité très élevée. La houille semble offrir quelque possibilité d'exploration de gisements de méthane issus des lits de charbon.

Lectures de base et références

Bostock, H.S. and Lees, E.J. 1938. Laberge Map Area, Yukon. Commission géologique du Canada, Memoir 217.

Koch, N.J. 1973. TheCentral Cordilleran Region. In Future Petroleum Provinces of Canada, R.G. McCrossan (ed.). Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 1, p.27-71.

Reid, P.R. and Templeman-Kluit, D.J. 1987. UpperTriassic Tehyan-type Reefs in the Yukon. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 35, no.3, p. 316-332.

Tempelman-Kluit, D.J. 1978. Reconnaissance Geology, Laberge Map Area, Yukon. In Current research, Part A, Commission géologique du Canada, Article 78-1A, p. 61-66.

Tozer, E.T. 1958. Stratigraphy of the Lewes River Group. Commission géologique du Canada, Bulletin 43, 28 p.

Wheeler, J.O. 1961. Whitehorse Map Area, Yukon Territory. Commission géologique du Canada, Memoir 312,156 p.







Le bassin Kandik

Âge Du Paléozoïque au Crétacé; couverture du Quaternaire
Profondeur des zones visées De 2500 à 4500 m
Ëpaisseur maximale du bassin Jusqu'à 5500 m de roches du Mésozoïque
Indices d'hydrocarbures En surface: bitume dans des schistes du Triasique et des calcaires du Paléozoïque
Dans le sous-sol: taches de pétrole et indices mineurs de gaz, bitume
Première découverte Aucune
Type de bassin Cordillère: plateau marin autochtone en eau peu profonde (du Paléozoïque au début du Mésozoïque). Bassin de compression Laramide (du Crétacé au Récent)
Cadre des dépôts Plateau continental peu profond de carbonates et de clastiques
Réservoirs potentiels Monticules récifaux et fronts de faciès de carbonates; carbonates fracturés; lentilles de grès
Structure régionale Plissements ouverts à ondes longues; failles d'expansion mineures; charriage dans la partie sud du bassin
Couvertures étanches Schistes marins et carbonates denses
Roches mères Schistes et carbonates riches en matière organique
Profondeur des fenêtres De 1800 à 2900 m de pétrole et de gaz
Nombre de puits au total 1 aux É.-U.; aucun au Canada (3 puits dans la ceinture d'affleurementsà l'est du bassin)
Sondages sismiques Environ 200 km le long des marges du bassin au Canada (tous antérieurs à 1980)
Pipelines Aucun
Superficie 9209 km2 (80 p. 100 en Alaska)
Superficie sous licence Aucune (au Canada)


Le bassin Kandik en est au début de la phase exploratoire. 1/ existe un potentiel de gisements petitsà moyens de pétrole et de gaz dans les formations du Crétacé inférieur et du Dévonien moyen et dans les grès du Protérozoïque supérieur, dans des pièges structuraux et de sous-discordance. Les carbonates du Triasique, du Permien, du Carbonifère et du Paléozoïque représentent un potentiel de pièges stratigraphiques.

Cadre géologique

Figure 34: Tracé et emplacements des puits pour le bassin Kandik et les environs.
Figure 34: Tracé et emplacements des puits pour le bassin Kandik et les environs.

Le bassin Kandik est un bassin du Paléozoïque et du Mésozoïque conservé dans la cordillère. Il chevauche la frontière entre le Yukon et l'Alaska, à 907 km au sudest de Prudhoe Bayet à 2600 km au nord-ouest de Calgary. Le périmètre des sédiments du Mésozoïque délimite le bassin, qui est entouré de ceintures d'affleurements de roches non métamorphisées du Précambrien et du Paléozoïque. Le bassin a subi une compression d'est en ouest à la fin du Crétacé et durant le Quaternaire; cela a entraîné un soulèvement et l'élaboration de plissements de chevauchement.

Historique de l'exploration

L'exploration pétrolière dans la partie canadienne du bassin a débuté en 1970 avec le forage du puits INC Husky Amoco Blackfly YT M-55 tout près de la marge estdu bassin. Le puits M-55 a été foré dans le grèsJungle Creek du Permien de la voûte Blackfly. Il s'enfonceà une profondeur totale de 2070 m, se terminant dans les schistes Ford Lake du Dévonien au Carbonifère. Le puits Inexco Husky et al. Porcupine YT G-31 (1972) pénètreà 2658 m, jusqu'aux sédiments du groupe Tinder du Protérozoïque supérieur. Le puits le plus récent foré au Canada (également en 1972) est Inexo et al. Mallard YT 0-18, qui s'enfonce dans un anticlinal à failles de chevauchement, qui comporte des strates Hart River du Carbonifère émergeant en surface. Ce puits perce 3200 m de strates Hart River à failles répétées. Aucun de ces puits n'a pénétré de gisements d'hydrocarbures.

De plus, un autre puits a été foré dans la portion alaskane du bassin. En 1976, Louisiana Land and Exploration No. 1 s'est enfoncé à 3367 m de profondeur jusqu'à la formation Jungle Creek du Permien. On n'y a pas découvert d'hydrocarbure commercial, mais on a noté, au cours du forage, la présence d'huile morte et de taches d'huile dans les carottes et plusieurs venues de gaz. En 1977, deux autres puits (Louisiana Land and Exploration No. 2 et 3) ont été forés dans le bassinYukon Flats, moins profond, au nord du bassin Kandik. Aucun de ces puits n'a repéré d'hydrocarbures.

Stratigraphie

Figure 35: Stratigraphie du bassin Kandik.
Figure 35: Stratigraphie du bassin Kandik.

Lebassin Kandik contient 11 km de strates du Paléozoïque au Récent, entourées d'affleurements du Précambrien au Permien autour de la marge du bassin.

Le groupe Tindir du Protérozoïque superieur se compose de diamictites, de clastiques, de dolomites et de calcaires siliceux déposésen eau profonde. Cesstrates sont recouvertes, dans la discordance, par une série de cycles de carbonates et de schistes du Paléozoïque. Le premier cycle est représenté par lescalcaires dolomitiques de la formation Jones River (Cambrien-Ordovicien), qui recouvrent, avec une discordance, le groupe Tindir, et par les schistes Road River (Ordovicien-Silurien). Le deuxième cycle est représentépar desdolomites de plateforme du Dévonien et les calcaires de la formation Ogilvie, et par les schistes à silex de la formation McCann Hill (en Alaska) et par les schistes Canol (au Canada).

Figure 36: Coupe transversale stratigraphique schématique du bassin Kandik, territoire du Yukon.
Figure 36: Coupe transversale stratigraphique schématique du bassin Kandik,
territoire du Yukon.

Pendant le Dévonien récent, la sédimentation sur le plateau continental du Paléozoïque a été dominée par des clastiques dans les dépôts de la formation Nation River à l'ouest et dans les schistes épais Ford Lakeà l'est. La sédimentation de carbonates a repris pendant le Mississippien dans l'est du bassin dans les dépôts de la formation Hart River, à la même période que les schistes calcaires bitumineux et les calcaires schisteux de la formation Calico Bluff. Un autre cycle est représenté par les clastiques schisteux de la formation Blackie du Carbonifère inférieur à supérieur, et par les calcaires argileux à silex de la formation Tahkandit du Permien supérieur. Les strates Tahkandit se fondent vers l'ouest dans les clastiques calcaires grossiers de la formation Step.

Une discordance majeure sépare les stratesTahkandit/ Step du calcaire Shublik du Triasique supérieur qui les recouvrent et de son équivalent à l'ouest le schiste bitumineux, riche en matière organique, de la formation Glenn. Les schistes épais de la formation Kingak du Jurassique recouvrent, dans la discordance, les strates du Triasique. Ceux-ci sont, à leur tour, recouverts par les strates du Crétacé formées de pointes clastiques périodiques, séparées par des discordances. Les strates du Crétacé comprennent les grès et les aleurolites schistiques des formations Martin Creek, Kamik, Mount Goodenough et Kathul, et les grès conglornératiques de la formation Monster. Des sédiments alluviaux du Quaternaire et du Récentrecouvrent, dans la discordance, les formations du Crétacé.

Réservoirs potentiels

Il existe un potentiel d'élaboration de réservoirs aux horizons suivants:

  1. Dans les calcaires de la formation Tahkandit. Dans la portion alaskane du bassin, ces strates ont des zones poreuses locales qui portent destaches d'huile brun foncé.

  2. Dans la formation Ettrain. Dans le bassin Kandik, les calcaires Ettrain sont presque deux fois plus épais que ceux du bassin de la plaine Eagle.

  3. Dans la formation Ettrain. Dans le bassin Kandik, les calcaires Ettrain sont presque deux fois plus épais que ceux du bassin de la plaine Eagle.

  4. Les calcaires et grès calcaires de la formation Hart River.

  5. Dans la formation Ogilvie. Les carbonates récifaux ont une bonne porosité et une bonne perméabilité dans les affleurements qui longent la rivière Porcupine en Alaska. Des fractures et des fissures dans la formation contenaient une émulsion d'huile brun verdâtre pâle.

  6. Dans la formation Jones Ridge. Les calcaires et les argilites présentaient une bonne porosité et une bonne perméabilité dans les affleurements et elles contenaient une émulsion d'huile brun foncé.

  7. Les calcaires et les grès près du sommet du groupe Tindir ont une porosité de fracture suffisante pour contenir des hydrocarbures.

On a découvert deshydrocarbures dans lesformations Jungle Creek et Hart River du bassin de la plain Eagle. On a également trouvé des indices mineurs de gaz dans les formations Ettrain et Ogilvie.

Structure, pièges et couvertures étanches

Le bassin Kandik a été plissé et faillé dans presque toute son étendue de la fin du Crétacé au Tertiaire. Les axes de plissement s'orientent vers le nord-ouest et ils ont un lien avec un mouvement de cisaillement qui s'exerçait le long de la zone de la faillelintina, sur la marge sud du bassin. Les roches du Protérozoïque et du Paléozoïque forment de vastes plis ouverts, peu fracturés, le long de fa charnière, tandis que les roches du Mésozoïque et du Cénozoïque forment des plis isoclinaux serrés avec des lignes de charnière fracturées et des membres abruptes, très souvent retournés.

Au moins deux sériesorthogonales de failles abruptes du Crétacé ou plus récentessont présentes dans le bassin. Des failles de charriage faiblement inclinées ont été repérées dans la portion canadienne du bassin, rendant possible l'existence de pièges de chevauchement dans cette région.

Les schistes des formations Mount Goodenough, McGuire, Kingak et Ford Lakeconstituent descouvertures étanches possibles pour les unités du Carbonifère et du Crétacé. Les transitions de faciès des carbonates aux schistes (Ogilvie/McCann et Ettrain/Blackie) et des grès aux schistes (Nation River/Ford Lake) constituent des couvertures étanches latérales possibles pour les unités du Paléozoïque inférieur. Les schistes des formations Canol et Road River supérieure, quoique relativement minces, pourraient former des couvertures étanches pardessus les réservoirsdu Dévonien moyen ou plus anciens. La formation Kungak du Crétacé inférieur pourrait agir régionalement comme une couverture étanche pour les réservoirs tronqués par la discordance sous-jurassique.

Roches mères

Lagéochimie indique que les roches mères du Dévonien moyen au Crétacé inférieur sont matures ou surmatures dans un contexte pétrogénétique. Trois roches mèresont été repérées dans le bassin Kandik. Ce sont des schistes de la formation Canol, de type Il et III, riches en kérogène, dont l'indice de COT atteint 7 p. 100; des schistes du sommet de la formation Road River, de type 1 et Il, riches en kérogène, dont l'indice de COT atteint 5 p. 100; et desschistesde la formation Mount Goodenough, de type Il et III, riches en kérogène, dont l'indice de COT atteint 2 p. 100.

En outre, quatre autresrochesmèressemblent possibles par une estimation visuelle de leur contenu organique. Ce sont: les calcaires du groupe lindir; les calcaires de la formation Jones Ridge supérieure; les schistes à silex de la formation McCann Hill et les «shistes pétrolifères» riches en matière organique de la formation Glenn inférieure.

Deux autres roches mères potentielles sont indiquées par l'analogie avec le bassin de la plaine Eagle. Les formations Ford Lake et Blackie contiennent toutes deux du kérogène de type 1 et Il, mais elles pourraient s'avérer surmatures dans le bassin Kandik.

Potentiel

Lagéologie du bassin Kandik secompare à celle du bassin voisin de la plaine Eagle où l'on a découvert plusieurs gisements de pétrole et de gaz. Une stratigraphie et une disposition semblables de pièges laissent espérer des découvertes modérées ou même importantes dans les roches du Paléozoïque supérieur et du Mésozoïque, particulièrement dans des piègesstratigraphiques et sousjacents aux discordances, le long de la crête des plis et dans les failles qui s'y rattachent. Dans la portion canadienne du bassin Kandik, des pièges de chevauchement laissent entrevoir une autre possibilité. D'autres accidents, mais plus risqués ceux-là, ont trait aux piègesstructuraux/stratigraphiques accompagnant les changements de faciès. Un certain potentiel pourrait exister dans les zones de transition des carbonates aux schistes, dans les séries de carbonates qui débutent au Cambrien et qui se poursuivent au cours du Dévonien.

Les risques élevés de l'exploration des formations du bassin sont liés à l'élaboration de faciès de réservoirs,à la conservation de la porosité, à la maturité des roches mèreset à la concordance chronologique de la migration avec les mouvements tectoniques du Crétacé.

Lectures de base et références

Churkin, M. and Brabb, E. 1969. Prudhoe Bay Discovery Forces a Look at Other Alaskan Petroliferous Areas. Oil and Gas Journal, v. 67, no 46, p. 104-110.

Gabrielse, H. 1992 Géologie du Canada no. 4. Géologie de l'orogène de la cordillère au Canada. Commission géologique du Canada, no. 4, v. G-2.

Hite, D. and Nakayama, E. 1980. Present and Potential Petroleum Basinsof Alaska, in New Ideas,New Methods, New Developments, M. Landwehr (ed.). Exploration and Economies of the Petroleum Industry. Matthew Bender, Publisher, v. 18, p. 511-560.

Link, CM. and Bustin, R.M. 1989. Organic Maturation and Thermal History of Phanerozoic Strata in Northern Yukon and Northwestern District of MacKenzie. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 37, p. 266-292.

Link, C.M. and Bustin, R.M. 1989b. Petroleum Source Rock Potential and Depositional Setting of Phanerozoic Strata in Northern Yukon and Northwestern District of MacKenzie. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 37, p. 293-315.

Meyerhoff, A.A. 1982. Hydrocarbon ResourcesArctic and Subarctic. In Arctic Geology and Geophysics, A. Embry and H. Balkwill (eds.). Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 6, p. 509-510.







Le bassin Bonnet Plume

Âge Du début du Crétacé au début du Tertiaire
Épaisseurmaximale du bassin Jusqu'à 700 m(?)
Première découverte Aucune
Type de bassin Bassin d'entremont
Cadre des dépôts Alluvial, continental
Réservoirs potentiels Grès et conglomérats du Crétacé
Structure régionale Blocs faillés: chevauchement au sud
Couverture étanches Schistes à l'intérieur des formations, nappes de chevauchement
Roches mères Schistes sous-affleurant le Crétacé. Dévonien supérieur au Mississippien
Profondeur de la fenêtre Inconnue de pétrole
Nombre de puits au total Aucun (le plus près est celui de Toltec Peel River YT N-77, foré en 1970, à 20 km dans la portion nord-ouest du bassin)
Sondages sismiques Aucune
Superficie 40,000 km2
Superficie sous licence Aucune


De minces dépôts du Quaternaire masquent la formation Bonnet Plume qui va de l'Albien au ?Paléocène et qui comprend des conglomérats et des grès suivis de grès, de schistes et de lignites. Dans la majeure partie du bassin, le Crétacé recouvre des blocs faillés et profondément tronqués du Protérozoïque. Au sud-ouest, les roches du Crétacé s'épaississent et recouvrent peut-être des roches mères des formations Road River, Canol, et ?Ford Lake du Paléozoïque. Des roches du Protérozoïque et du Cambrien chevauchent la marge sud du bassin, créant un contexte de sous-chevauchement qui constitue une zone de risque élevé dans les monts Wernecke. Les cibles étant peu profondes, les couvertures étanches assez médiocres et les roches mères réparties en un petit nombre d'Îlots de conservation, le potentiel pétrolier et gazier est coté plutôt bas.

Figure 37: Le bassin Bonnet Plume ancestral (lignes diagonales et verticales) et préservé (lignes verticales) d'après Norris et Hopkins, 1977
Figure 37: Le bassin Bonnet Plume ancestral (lignes diagonales et verticales) et préservé
(lignes verticales) d'après Norris et Hopkins, 1977.

Figure 38: Coupe transversale schématique du bassin Bonnet Plume (d'après Norris et Hopkins, 1977)
Figure 38: Coupe transversale schématique du bassin Bonnet Plume
(d'après Norris et Hopkins, 1977).

Lectures de base et références

Norris, D.K. and Hopkins, W.S. Jr. 1977. The Geology of the Bonnet Plume Basin, Yukon Territory. Commission géologique du Canada, Article 76-8.







Le bassin Old Crow

Âge Formations du Tertiaire recouvrant des roches du Paléozoïque et du Mésozoïque
Profondeur des zones visées De 1 à 3 km
Épaisseur maximale du bassin 2 km (Tertiaire); 4 km ?Mésozoïque + Paléozoïque
Première découverte Aucune
Type de bassin Marge cratonique déformée par les mouvements tectoniques; bassin d'entremont
Cadre des dépôts Alluvial (Tertiaire). Plateau continental marin distal/bassin (Mésozoïque). Plateau de carbonates marinslbassinaux (Paléozoïque)
Réservoirs potentiels Carbonates du Paléozoïque supérieur, grès du Mésozoïque et du Tertiaire
Structure régionale Anticlinaux faillés
Couvertures étanches Schistes marins du ?Mésozoïque
Roches mères Schistes du ?Carbonifère et du Mésozoïque
Profondeur de la fenêtre Le Tertiaire est immature; les de pétrole roches du Mésozoïque et celles qui sont plus anciennes sont surmatures pour générer du pétrole
Nombre de puits au total Aucune
Sondages sismiques Près de 200 km de reconnaissance sismique effectuée de 1969 à 1972
Superficie 75,000 km2
Superficie sous licence Aucune

(Terrain plat couvert de moskeg et de lacs. Forêt clairsemée. Lecentre peuplé est celui d'Old Crow (piste d'atterrissage), sans accès de la route Dempster.)

Bassin du Tertiaire recouvrant des roches plissées du Paléozoïque et du Mésozoïque issues du faisceau de plis de la cordillère. 11 n'y a aucun forage dans le bassin et le potentiel est faible dans la section peu profonde du Tertiaire (structure inadéquate, couvertures étanches médiocres, roches mères immatures). Lasection du Mésozoïque est plus ou moins bien conservée dans les axes des synclinaux: on estime que les faciès sédimentaires sont distaux et que leur potentiel en tant que réservoirs est faible. Les carbonates du Paléozoïque pourraient avoir élaboré une porosité diagénétique accentuée par des fractures, mais il pourrait y avoir des brèches dans la majeure partie des anticlinaux. Les clastiques du Paléozoïque s'il yen a seraient des équivalents distaux des grès deltaïques de la pente nord de l'Alaska. Lamaturation des roches mères des ceintures d'affleurements environnantes laisse croire que le bassin pourrait générer du gaz.

Figure 39: Caractéristiques géologiques du bassin Old Crow et des environs
Figure 39: Caractéristiques géologiques du bassin Old Crow et des environs.

Figure 40: Stratigraphie probable du bassin Old Crow.
Figure 40: Stratigraphie probable du bassin Old Crow.

Lectures de base et références

Morrell, G.R. and Dietrich, J.R. 1993. Evaluation of the Hydrocarbon Prospectivity of the Old Crow FlatsArea of the Northern Yukon, Bulletin of Canadian Petroleum Geology, V. 41, P32-45



CHAPITRE 4 - LE DELTA DU MACKENZIE ET LA MER DE BEAUFORT

Sud du Mackenzie et péninsule Tuktoyaktuk

Âge Du Jurassique au début du Crétacé, recouvrant le Paléozoïque et s'étendant sous la marge frontale du bassin Beaufort-Mackenzie qui date du Tertiaire
Profondeur des strates visées De 1000 à 5000 m
Première découverte 1969 (découverte de pétrole au puits 1.0.E. Atkinson H-2S). On a fait sept découvertes subséquentes dans des réservoirs du Crétacé inférieur ou de formations plus anciennes, la plus importante étant celle du champ gazéifère Parsons Lake.
Ressources découvertes Gaz: 60,2 x 109m3 dans 2 découvertes
Pétrole: 11,2 x 106m3 dans 6 découvertes
Condensat: 7,0 x 106m3
Production Aucune
Type de bassin Marge continentale faillée
Cadre des dépôts Avant-côte, delta, plateau marin
Réservoirs Grès deltaïques soumis aux vagues, grès du plateau continental
Structure régionale Failles d'expansion avec compression superposée limitée à l'ouest
Couvertures étanches Schistes marins
Roches mères Schistes du Jurassique supérieur; schistes bassinaux du Crétacé supérieur (susceptibles de générer du pétrole)
Profondeur de la fenêtre 3000 m pétrolière
Nombre de puits au total 68 puits de prospection (pénétrant jusqu'aux strates du Crétacé inférieur;) 13 de délimitation; 81 (d'un total de 239 dans la région Beaufort-Mackenzie)
Sondages sismiques

Péninsule Tuktoyaktuk : vaste grille de sondages
Sud du delta du Mackenzie: ancienne méthode (dynamite) et répartition plus dispersée

Pipelines Aucune

(Accessible et terrain commode pour les opérations hivernales, mais le froid y est extrême. Forêt boréale dans le sud du delta, toundra dans le nord. Route Dempster jusqu'à Inuvik, praticable en toute saison. Chemin d'hiver jusqu'à Tuktoyaktuk. Centre administratif à Inuvik. Main d'oeuvre et entrepreneurs locaux compétents.)

Dans la péninsule Tuktoyatuk, on a fait, sur la terre ferme, une découverte majeure de gaz et une autre de gaz/condensat, les deux offrant un potentiel d'exploitation. Cette marge faillée du Mésozoïque se superpose à d'excellents réservoirs du Crétacé inférieur et à des roches mères matures du Crétacé supérieur, susceptibles de générer du pétrole. On a fait un certain nombre de petites découvertes de pétrole, mais il y a de fortes possibilités de trouver des gisements plus vastes. Lesgrès du Jurassique ainsi que les grès et les carbonates du Paléozoïque sont également des réservoirs potentiels : toutes ces formations constituent des pentes ascendantes qui naissent dans la «fabrique» d'hydrocarbures logée dans la couche sédimentaire épaisse, située immédiatement au nord. L'exploration s'effectue sur la terre ferme et près des tracés de pipelines projetés.

Geological Setting (Figs. 41 - 44)

Figure 41: Découvertes de pétrole et de gaz dans la région Beaufort-Mackenzie.

Figure 42: Éléments structuraux de la région de la mer de Beaufort.

Figure 43: Relations tectono-stratigraphiques entre le bassin Beaufort-Mackenzie et lagéologie sous-jacente de lapéninsule Tuktoyaktuk et du sud du delta du Mackenzie.

Figure 44: Coupe transversale du plateau Peel au delta du Mackenzie.

Les strates du Mésozoïque et d'autres plus anciennes se situent à des profondeurs de forage accessibles, sous le sud du delta du Mackenzie, sur le flanc de la péninsule Tuktoyaktuk et la plaine côtière duYukon. Des stratesdu Crétacé supérieur ainsi qu'une pointe de dépôts du Tertiaire et du Quaternaire, qui s'amincit vers le sud, les recouvrent. Les strates affleurent dans le nord des monts Richardson ainsi que dans les montagnes qui sontà l'arrière-plan de la plaine côtière du Yukon.

Le long de la péninsule Tuktoyaktuk, le Mésozoïque est conservé dans des blocs faillés vers le bas, le long de la voûte des lacs Esquimo et dans l'auge Kugmallit adjacente. Des roches du Paléozoïque et du Protérozoïque affleurent sous une couverture du Quaternaire, le long de l'axe de la voûte deslacs Esquimo, et affleurent en surface, ouvrant une fenêtre de strates du Protérozoïque et du Cambrien au Dévonien, au lac Campbell, juste au sud d'Inuvik. La marge faillée du Mésozoïque a succédéà une margecontinentale du début du Paléozoïque, qui a été profondément érodée avant les dépôts du Mésozoïque. Les longues failles d'expansion sous-parallèles et continues du système failié des lacs Esquimo dans la péninsule Tuktoyaktuk, s'orientent vers le nord-ouest, bordant la limite interne des fractures le long de la marge continentale. Dans le sud du delta du Mackenzie, ce systèmede failles croise le front de charriage de la cordillère dans le nord des monts Richardson. Lesstrates du Crétacé inférieur et du Paléozoïque supérieur, qui sesont originalement déposées dans un régime d'expansion tectonique, ont été soulevées, plissées et probablement faillées par chevauchement.

Historique de l'exploration (Figs. 45)

Figure 45: Puits s'enfonçant dans les strates du Mésozoïque surla péninsule Tuktoyaktuk et dans le sud du delta du Mackenzie.

Le forage sur la terre ferme s'est amorcé en 1969 dans la péninsule Tuktoyaktuk et a connu un premier succèsà Atkinson Point. Cette petite découverte de pétrole dans les grèsdu Crétacé a été suivie d'une découverte majeure de gaz en 1970 au à Parsons Lake, dans la formation Kamik et, la même année, d'une seconde découverte de pétrole à Mayogiak, dans descarbonates du Paléozoïque. Le forage subséquent a donné 1ieu à deux petites découvertes de pétrole à Imnak et à Kamik, près de Parsons Lakeet, par la suite, à une découverte importante de gaz/condensat à Tuk L-09. Ladécouverte de pétroleà West Atkinson est la seule qu'on ait réalisée au large de la côte dans un réservoir du Crétacé inférieur. Après 1977, l'exploration a été axée sur le bassin du Tertaire, au large des côtes.

Dans le sud du delta du Mackenzie, on a découvert du pétrole à Kugpik en 1972 (égalementdans la formation Kamik), mais l'exploration subséquente a été plutôt mince. Le seul succès s'est manifesté dans un indice de gaz à Shell Unak L-28.

Le forage sur la plaine côtière du Yukon s'est limitéà trois puits qui n'ont donné aucun indice et n'ont révélé qu'un potentiel peu prometteur de réservoirs et de roches mères.

Stratigraphie

Le Phanérozoïque de la péninsule Tuktoyaktuk recouvre une épaisse succession de strates du Protérozoïque, qui s'amincit rapidementvers la mer de Beaufort. Laquartzite constitue la lithologie la plus fréquemment rencontrée dans les quelques puits qui pénètrent dans le Protérozoïque.

Dix-huit puits ont été forés dans les strates du Paléozoïque inférieur le long de la péninsuleTuktoyaktuk. La succession du Paléozoïque inférieur comprend une épaisse plate-forme de carbonates comparable à celle des plaines intérieures. Les carbonates sont mal différenciés dans le sous-sol: ils correspondent aux formations Franklin Mountain, Mount Kindle, Peel, Tatsieta, Arnica, Landry et Hume connues dans des affleurements. À l'ouest, les carbonates cèdent aux schistes de la formation Road River, exposés dans les formations Richardson et Barn que pénètrent des puits sur le flanc est des monts Richardson.

Des roches du Carbonifère et du Permien, correspondant aux groupes Lisburne et Sadlerochit, sont largement conservées dans le nord du Yukon et ont été foréesà l'extrémité sud-ouest, relativement peu profonde, de l'auge Kugmallit. On n'a pas rencontré de strates de cet âge dans la péninsule Tuktoyaktuk. Le Triasique semble absent du sud du delta du Mackenzie.

Une série de pointes clastiques avançant vers le nord a caractérisélesdépôtsdu Jurassique au début du Crétacé. Le groupe Bug Creek, riche en grès, est conservé sur une vaste étendue dans le sous-sol du sud du delta du Mackenzie; on le connaît bien par les affleurements auxquels il donne lieu dans les monts Richardson adjacents. Laformation Husky,dominée par des schistes, le recouvre, et elle estelle-même suivie du groupe Parsons (qui comprend le grès épais de la formation Kamik). Les strates post-hauteriviennes comprennent les grès de la formation RatRiverdans le sud du delta et leur équivalent approximatif, la formation Atkinson Point, dans la péninsule Tuktoyaktuk.

Ledébut de la formation d'un fond marin dans le bassin Canada a profondément influencé la sédimentation albienne. Une épaisse couche de flysch s'est déposée pendant cette période dans un bassin qui s'effondrait rapidement. Ces dépôts étaient avant-coureurs des épaisses successionsde dépôts du bassin subséquent du Crétacé récent et du Tertiaire.

Réservoirs potentiels

On a fait des découvertes dans les carbonates du Paléozoïque, dans les grès du groupe Parsons du Hauterivien et dans ceux des formations Rat River et Atkinson Point du Barrémien. On a noté des indices significatifs dans les carbonates du Mississippien à Shell Unak L-28 et dans le Permien à Shell Kugpik L-24.

Les grès Kamik du groupe Parsons sont les plus épais et constituent l'unité de réservoir la plus élaborée dans la région. L'épaisseur nette des zones potentiellement productrices de Parsons Lake varie de 40 à 60 m, avec une porosité moyenne de 15 p. 100. Le faciès distal de la formation Kamik peut être présent dans l'auge Kugmallit, mais on ne connaît pas les caractéristiques de ces grès.

Les grèsdu groupe Bug Creek du Jurassique affichent un bon potentiel en tant que grèsde réservoir. Cesunités de grès du plateau continental ont été déposées avant que la région ne se fracture et ne s'effondre de façon notable. Ils sont plus minces que les grèsde la formation Kamik et leur porosité dépasse les la p. 100 dans le faciès le plus propre, mais leur perméabilité est faible. Dans le sud du delta, les roches du Paléozoïque ont aussi un certain potentiel en tant que réservoirs. Des fractures peuvent localement y rehausser les caractéristiques de réservoir.

On a constaté l'élaboration d'une porosité secondaire dans les carbonates du Paléozoïque inférieur le long du système de failles des lacs Esquimo, à Mayogiak età West Atkinson. L'élaboration de cette porosité peut envahir certaines lignes de failles et il est possible de rencontrer desaccumulations volumétriques significatives dans de tels pièges

Structure, pièges et couvertures étanches

Le système de failles des lacs Esquimo comprend un ensemble de failles normales, sous-parallèles. Les principales failles présentent des rejets importants vers le nord-ouest, dans l'auge Kugmallit, mais il existe de nombreusesfailles qui ont des rejets moins prononcés et certains de ceux-ci s'orientent vers le sud-est. La communication à travers lesfailles moins profondes peut être bonne: dans tout le champ Parsons Lake, on note la présence d'un seul contact entre le gaz et l'eau, malgré la présencede nombreux compartiments séparés par des failles. En plus de l'orientation prédominante des failles principales du nord-est au sud-ouest, un système de faiIles conjugué est présent, mais les rejets de ce système sont mineurs.

Potentiellement, l'auge Kugmallit contient d'épaisses successionsde grès du Crétacé inférieur, déposées dans une auge qui s'effondrait rapidement. La rotation et le pincement distal des grès ont pu engendrer des pièges stratigraphiques profonds. Une structure positive d'intragraben, le Napoiak High, et les restes de la marge du nord-ouest de l'auge Kugmallit (le Tununuk High) sont mal définis par l'actuelle grille sismique.

Les schistes marins du Crétacé inférieur constituent descouvertures étanches efficaces et, le long de la marge biseautée des blocs faillés, des réservoirs peuvent se trouver en contact direct avec les formations Boundary Creek et Smoking Hills du Crétacé supérieur, qui pourraient agir comme roches mères et comme couvertures étanches. Les schistesde la formation Husky du Jurassique peuvent aussi former potentiellement des couvertures étanches pour isoler les réservoirs prémésozoïques possibles de l'auge Kugmallit.

Les pieges sont surtout structuraux, mais des pincements et des chenaux dans les réservoirs de grès prêtent aux pièges des caractéristiques stratigraphiques qui n'ont pas encore été pleinement explorées.

Table 3: Découvertes - Sud du delta du Mackenzie et péninsule Tuktoyaktuk.
  Ampleur du rendement (mmbl/109pi3)
Atkinson Point (1969) Pétrole Péninsule Tuk 25-100
Mayogiak J-17 (1971) Pétrole Péninsule Tuk <10
Parsons Lake (1971) Gaz Péninsule Tuk 1000-2000
Kugpik (1973) Pétrole Sud du delta 10-25
Imnak (1974) Pétrole Péninsule Tuk 10-25
Kamik (1975) Pétrole Péninsule Tuk <10
West Atkinson (1982) Pétrole Off-shore 10-25
Tuk L-09 (1984) Gaz/condensat Péninsule Tuk 100-500
Unak L-28 (1986) Gaz Sud du delta ?

La structure est plus complexe dans le sud du delta du Mackenzie, où des failles d'effondrement compliquent la disposition antérieure de blocs faillés inclinés. L'érosion sousle Crétacé supérieur a mis les roches mères pétrolières en contact avec des réservoirs plus anciensà Kugpik et ce type de piège peut se répéter dans la région.

Roches mères

Les séries Boundary Creek et Smoking Hills du Crétacé supérieur sont riches en matière organique marine, le COT variant de 2 à 10 p. 100. Ces formations sont de riches sourcespotentielles de pétrole. Des études sur les sourcesde pétrole indiquent que cette unité est la source pétrolière de Mayogiak et d'Atkinson Point. Les schistes Husky du Jurassique supérieur sont considérées des sources potentielles et une source possible de gaz et de condensat à Parsons Lake. D'autres roches de la succession du Crétacé inférieur peuvent aussi se révéler des sources potentielles.

Potentiel

La Commission géologique du Canada a évalué le potentiel de cette région en 1988 (Dixon et al., 1994). Cinq zones prospectivesont fait l'objet de cette évaluation à l'aide d'une méthodologie probabiliste, mais le potentiel du Crétacé inférieur et desstrates plus anciennes ne s'est pas distingué de celui des zones tertiaires.

Il existe un potentiel de découvertes ultérieures, tant de pétrole que de gaz, dans des roches de réservoir du Crétacé inférieur et plus anciennes, le long de la péninsule Tuktoyaktuk, le long du système de fai Iles des lacs Esquimaux sous le sud du delta du Mackenzie, et dans l'auge Kugmallit. Le forage en profondeur dans l'auge Kugmallit pourrait cibler des formations non prouvées du Paléozoïque, du Jurassique et du Crétacé inférieur, élaborées dans un faciès plus distal.

Lectures de base et références

Dixon, J. 1982. Jurassic and lower CretaceousSubsurface Stratigraphy of the MacKenzie Delta-Tuktoyaktuk Peninsula, NorthwestTerritories, Commission géologique du Canada.

Dixon, J. 1991. The Neocomian Parsons Group, Northern Yukon and Adjacent Northwest Territories. Commission géologique du Canada. Bulletin 406, 54 p.

Dixon, J., McNeil, D.H., Dietrich, J.R., and Macintyre, D.J. 1989. Barremian to Albian Stratigraphy,Tuktoyaktuk Peninsula and South MacKenzie Delta, Northwest Territories. Commission géologique du Canada, Article 89-15,16p.

Dixon, J., Morrell, C.R., Dietrich, J.R., Taylor, c.c, Procter, R.M., Conn, R.F., Dallaire, S.M., and Christie, J.A. 1988. Petroleum Resources of the MacKenzie DeltaBeaufort Sea. Commission géologique du Canada, Bulletin 474, 52 p.







Le bassin Beaufort-Mackenzie

Âge De la fin du Crétacé au Récent
Profondeur des zones visées Au large des côtes: 2000 à 6000 m
Sur la terre ferme: 600 à 3000 m
Épaisseur maximale du bassin De 12 à 16 km
Première découverte 1971 (découverte de gaz 1.0.E. Taglu G-33). On a fait 45 découvertes dans des réservoirs du Tertiaire
Ressources découvertes Gaz: 300 x 109m3
Pétrole: 212 x 106m3
Condensat: 10,5 x 106m3
Production Essai de production prolongée de pétrole dans le champ Amauligak
Type de bassin Delta
Cadre des dépôts Plaine deltaïque, front du delta, prodelta, paralique
Réservoirs Grès deltaïques épais et contigus, grès du plateau continental et en eau profonde
Structure régionale Failles d'expansion avec compression surimposée
Couvertures étanches Langues de schistes marins de transgression, surpressées en profondeur
Roches mères Schistes bassinaux du Crétacé supérieur et schistes frontaux du delta du Tertiaire inférieur
Profondeur de la fenêtre pétrolière 5000 m
Nombre de puits au total 178 de prospection (62 au large des côtes), 61 de délimitation (21 au large des côtes; total 239 (83 au large des côtes)
Pipelines Aucun
Superficie Environ 66 000 km2, 70 p. 100 à 100 m de fond sur la marge continentale et 30 p. 100 dans le delta du Mackenzie
Superficie sous licence 133 659 ha font l'objet de permis de prospection
Attestations de découvertes importantes 111,543 ha

(Centrespeuplés àTuktoyaktuk et à Inuvik avec main-d'oeuvre et entrepreneurs locaux compétents. Centre administratif à Inuvik. Les opérations au large des côtes sont abrégées par la présence des glaces et une brève saison d'eau libre, mais les périodes d'exploitation ont été prolongées par de nouvelles plate-formes de forage et des techniques d'exploitation innovatrices. Les opérations sur la terre ferme et en eau peu profonde se limitent à la saison hivernale.)

Larégion Beaufort-Mackenzie est analogue à plusieurs bassins deltaïques un peu partout au monde. On ya fait53 découvertes de pétrole et (ou) de gaz tant au large des côtes que sur la terre ferme. Quarantequatre de ces découvertes se situent dans le bassin du Tertiaire. Une vaste base de données est disponible sur les caractéristiques géophysiques et sur les puits. Le bassin offre un fort potentiel de nouvelles découvertes. Celles-ci renforceront la base de ressources existantes en prévision de l'exploitation de la prochaine décennie.

Cadre géologique (Figs. 46, 47)

Figure 46: Orientations structurales dans le bassin Beaufort-Mackenzie et position des coupes transversales illustrées à la figure 47 (d'après Dixon et al., 1992).

Figure 47: Coupetransversale schématique du bassin Beaufort-Mackenzie (d'après Dixon et al., 1992). P- Paléozoïque; CR - Crétacé; FR - Fish River; p RND - Reindeer; RI- Richards; KG - Kugmallit;MB - Mackenzie Bay; AK - Akpak.

Lebassin Beaufort-Mackenzie occupe l'extrémité sud de l'auge d'enfoncement formée par l'ouverture du bassin océanique Canada. Ce bassin est confiné à la plaine côtière du Yukon que bordent, au sud-ouest, les montagnes de la cordillère du nord, et à la péninsule Tuktoyaktuk qui définit la marge du craton canadien au sud-est. Depuis la fin du Crétacé et durant le Tertiaire, les sédiments ont avancé vers le nord, dans le bassin Canada, sur toute la largeur de la marge continentale.

Le centre de dépôt du bassin se trouve juste au nord de l'Ile Richards dans le delta du Mackenzie, là où la sédimentation du bassin est en grande partie deltaïque. Sur les côtés, le bassin se fond dans les sédiments paraliques du plateau continental avec des influences deltaïques locales, contiguës aux strates du bassin Kakovik de la mer de Beaufort en Alaska au nord-ouest, et au bassin de l'île Banksau nord-est. On rencontre des sous-bassins le long de la marge continentale, notamment le bassin Demarcation et la hauteur Herschel, qui se prolongent en eaux américaines à l'ouest du 141e degré de longitude O.

Distalement, le fond du bassin Beaufort-Mackenzie est formé de la croûte océanique et, proximalement, de strates progressivement plus anciennes du Mésozoïque et du Paléozoïque, qui affleurent dans les montagnes au sud et au sud-ouest ainsi que dans la péninsule Tuktoyaktuk.

Historique de l'exploration (Fig. 48)

Figure 48: Historique de forage, par année et par objectifgéologique; région Beaufort-Mackenzie.

Le forage sur la terre ferme dans le bassin et dans la péninsule adjacente de Tuktoyaktuk a débuté en 1969. Très tôt, Imperial Oil a connu le succès à Taglu avec la découverte d'un gisement majeur de gaz. Leforage s'est poursuivi rapidement sur la terre ferme vers le milieu des années 70. Dans les années 80, l'exploration s'est déplacée en mer, sollicitée par les nombreuses et vastes structures évidentes dans les profils sismiques et la possibilité de découvrir de nouvelles roches mères susceptibles de générer du pétrole. Le succès rencontré au large descôtes, en 1976, à Kopanoar, a été suivi d'une sériede découvertes de pétrole et de gaz, qui ont culminé dans la découverte de Gulf à Amauligak en 1983. L'exploration a décliné vers la fin de la décennie quoiqu'on ait continué, tous les ans, jusqu'en 1989, de faire de nouvelles découvertes dans la mer de Beaufort. Actuellement, l'exploration se concentre sur la terre ferme, la plus récente découverte de pétrole et de gaz étant celle de Shell à Unipkat (1990).

Le forage de 183 puits de prospection dans la région de Beaufort-Mackenzie a donné 44 découvertes importantes dans les strates du Crétacé supérieur et du Tertiaire et neuf autres dans des roches plus anciennes le long de la marge du bassin. Plusieurs des découvertes les plus importantes ont été subséquemment délimitées. Les tableaux 4 et 5 établissent la liste de toutes les découvertes de la région de Beaufort-Mackenzie, y compris les découvertes dans le bassin du Tertiaire et dans des strates plus anciennes.

Stratigraphie (Fig. 49)

Figure 49: Stratigraphie séquentielle schématique, bassin Beaufort-Mackenzie.

Les sédiments du Crétacé supérieur et ceux qui vont du Tertiaire au Récent ont été déposés sur la marge continentale de la mer de Beaufort au cours de 11 transgressions et régressions alternantes. Des impulsions deltaïques successives ont poussé le bassin à s'élaborer vers le nord, sur la largeur de la marge continentale, jusqu'à la croûte océanique, entraînant la dérive du centre de dépôt du bassin vers le nord.

Au cours du Crétacé récent, la sédimentation se limitait à des boues riches en matière organique dans un environnement de plateau continental externe à bassinai, avec de légers apports terrestres. Ceux-ci, les séries Boundary Creek et Smoking Hills, sont percées de puits dans le sud du delta du Mackenzie. De la fin du Crétacé récent au milieu de l'Éocène, des centres de dépôts deltaïques ont été localisés le long de la marge sud-ouest de la partie canadienne de la mer de Beaufort. Lesséries Fish River,Aklak etTaglu, qui semanifestent dans le soussol de l'île Richards et dans des affleurements de la plaine côtière du Yukon, ont été déposéespendant cette période. Un soulèvement de la cordillère dans le sud-ouest de la région pendant l'Éocène moyen a déplacé le centre de dépôt du bassin vers le milieu de la région de Beaufort. Cette nouvelle concentration de dépôts a augmenté la charge. L'enfoncement qui en est résulté a rendu possible l'accumulation d'épaisses couches de sédiments deltaïques soit lesséries Richards, Kugmallit, Mackenzie Bay, Akpak et Iperk. Ensemble, elles s'étendent de l'Éocène moyen au Plio-Pléistocène. Le delta moderne recouvre la série Shallow Bay. En gros, les dépôts d'aujourd'hui se sont accumulés dans le même cadre tectonique qu'au cours de la majeure partie de la fin du Tertiaire.

De façon générale, la composition lithologique, l'épaisseur et le cadre des dépôts de chaque série, et les transitions verticales entre les séries varient systématiquement à travers le bassin. Les dépôts proximaux de la plaine deltaïque se transforment graduellement vers le nord en dépôts de front deltaïque, de prodelta distal, de plateau et de pente, continentaux et bassinaux.

Des modèles d'architecture des systèmes de dépôts des cycles de transgression et de régression laissent entrevoir l'élaboration de systèmes orientés à divers stades de fluctuation relative du niveau de la mer. Dans la mer de Beaufort, on comprend relativement bien les systèmes orientés élevés (grâce à un bon contrôle des puits) et ils constituent le fondement du cadre stratigraphique publ ié. Plus au nord, on n'a pas entièrement résolu les relations stratigraphiques des strates que pénètrent les puits dans les régions distales du bassin. Les dépôts des systèmes orientés plus bas, sur la pente continentale (et des équivalents sur la pente du bassin des dépôts élevés) et sur le fond du bassin, sont complexes et ne sont pas très bien compris car la densité des puits de contrôle demeure faible. II faut avoir une meilleure compréhension de la stratigraphie des zones basses pour explorer plus à fond les réservoirs de turbidite dans les parties plus profondes du bassin.

Réservoirs potentiels

Tous les grès des successions postérieures au Crétacé supérieur peuvent potentiellement être des réservoirs, mais on n'a rien découvert dans les séries qui dominent le Miocène. Les principales unités de réservoirs sont les grès Aklak et Taglu, qui vont du Paléocène à l'Éocène, dans l'ouest de la région de Beaufort et sous l'ïle Richards, ainsi que les grès Kugmallit de la région centrale de la mer de Beaufort. Ces séries deltaïques sont formées de grès du front et de la plaine deltaïques, qui se succèdent tour à tour, et de schistes pro-deltaïques qui peuvent atteindre, grosso modo, 1000 m d'épaisseur. Dans les parties distales du bassin, on a découvert du pétrole dans une mince couche de calcaire qui représente un hiatus dans les apports clastiques (et la limite de la série), mais ce type de réservoir n'a pasde signification volumétrique.

La découverte d'Amaul igak est une série typique du front deltaïque de la formation Kugmallit. Une de 400 m de zones potentiellement productrices se distribue entre 38 lits de grès séparés par des lits de schistes sur un intervalle vertical de 1500 m. La continuité latérale des sables du front deltaïque surtoute la largeur de la structure paraît bonne à la lumière des forages périmétriques. La porosité est de 24 p. 100 en moyenne, variant jusqu'à 33 p. 1DO, avec une perméabilité confortée par l'élaboration envahissanted'une porosité secondaire. Les équivalents de la formation Kugmallit sur la pente distale et dans le bassin, tels qu'on les connaît à Kopanoar, sont d'épaisses successionsde grèsde turbidite en lits distincts, déposés dans le contexte de la portion inférieure à moyenne d'un éventail de dépôts. La porosité enregistrée varie de 12à 15 p. 1DO, et elle est probablement présente dans un ensemble de lits minces, de qualité variable en tant que réservoirs.

Les formations de réservoirs de l'Éocène et les successions plus anciennes contiennent généralement un plus fort pourcentage de fragments volcaniques que les séries plus récentes, elles sont mieux liées et elles ont une porosité inférieure qui varie de 12 à 20 p. 100. Dans le champTaglu, trois sériesempilées de grèsde chenaux, au sommet de la successionTaglu, sont gazéifères : elles ont une épaisseur nette totale de 130 m sur un intervalle de quelque 600 à 700 m.

Lesgrès du front deltaïque de la série Aklak du début de l'Éocène, forés àAdlartok dans l'ouest de la région de Beaufort, ont une porosité et une perméabilité variables selon la taille des grains. Les lits les plus aptes à servir de réservoirs ont une porosité qui varie de 20 à 24 p. 1DO, mais elle tombe à 15 à 18 p. 100 dans les unités feuilletées à texture plus fine.

On a découvert du pétrole lourd et léger et du gaz dans les grèsde la sérieTaglu sur le flanc de la péninsule Tuktoyaktuk, près de la lisière sud-est du bassin. Trois dépôts sont à très faible profondeur et les grès deltaîques qui contiennent lesaccumulations ont conservé une forte porosité. La continuité latérale des réservoirs de cette région paraît médiocre.

Structure, pièges et couvertures étanches

Le bassin peut se subdiviser en trois régions selon la structure prédominante dans chacune (voir les Figs. 46 et 47).

  1. Dans la partie ouest de la mer de Beaufort, la ceinture de plissement Beaufort s'étend du nord-est de l'Alaska au delta du Mackenzie en décrivant un grand arc. Les structures sont des anticl inaux allongés, coupés par des failles de chevauchementà fort pendage, orientées vers le nord, et formant des bras de plissements asymétriques (la structure Adlartok en est un bon exemple). Les plissements se font plus symétriques vers le nord-est et les failles de chevauchement y semblent absentes.

    L'orientation des axes de plissement vire au sud lorsqu'ils se rapprochent du delta du Mackenzie. Les plissements sont de plus en plus entrecoupés par des failles d'expansion en direction est-ouest, qui deviennent la structure dominante dans la zone centrale du delta. Les structures Adgo et Taglu illustrent ce changement d'influence structurale dominante.

  2. Le delta du Mackenzie et le centre de la mer de Beaufort recouvrent un régime d'expansion de failles listriques et de blocs faillés inclinés qui y sont reliés, lequel régime est typiquement représenté dans la zone faillée Tarsiut-Amauligak. Les failles sont perpendiculaires à la direction des apports de sédiments au bassin, la majorité des failles s'enfonçant vers le nord pour créer une série échelonnée de blocs faillés inclinés. Plusieursfailles ont de vastes rejets (de l'ordre de milliers de mètres) avec desdépôts qui s'épaississent au pied de la pente verticale. La plupart de ces failles ont une longue histoire de mouvements, mais elles semblent avoir cessé de se former à la fin du Miocène.

    Plus proche des côtes, et confinées à des séries plus anciennes, les grandes failles listriques se sont trouvées à côté de failles de moindre rayon, qui pourraient être plus directement reliées à des progradations deltaïques singulières.

  3. Dans l'est de la mer de Beaufort et sous la pente continentale du bassin Canada, le bassin est relativement peu déformé. Des failles d'expansion avec de vastes rejets seprésentent le long d'une zone intérieure (la zone de failles des lacs Esquimo et son extension extra-côtière vers le nord-est) et d'une zone extérieure (la charnière externe), qui est l'extension nord-est de la zone de failles Taglu. La structure Ukalerk illustre ce type de manifestation.

Roches mères

Trois unités du Crétacé supérieur et quatre du Tertiaire sont susceptibles d'être des roches mères pétrolières et gazières dans le bassin. Les séries Boundary Creek et Smoking Hills sont riches en matière organique marine, leCOT variant de 2 à 20 p. 100. Ce sont de riches sources potentielles de pétrole, mais elles semblent avoir assez peu contribué aux apports d'hydrocarbures dans les réservoirs du Tertiaire, particulièrement dans les parties extra-côtières du bassin où l'unité peut être absente ou surmature.

Les roches mères potentielles du Tertiaire coïncident avec les schistes prodeltaïques des séries Richards et Kugmallit. Quoique les matières organiques d'origine terrestre prédominent, on y trouve du kérogènesous forme de résinite qui génère du pétrole à de faibles degrés de maturité. Lamatière organique n'est pasconcentrée dans l'environnement des dépôts prodeltaïques et le COT dépasse rarement les2 p. 100. Cependant, les intervalles de roche mère sont épais et pénètrent dans une zone de transition fortement inclinée pour atteindre la maturité sous le niveau d'environ 4000 m. La profondeur d'enfouissement des sédiments dans cette zone de blocs faillés varie beaucoup. Les roches mères sont donc susceptiblesd'atteindre destempératures suffisantes pour générer du pétrole et du gaz dans les régions de pendage des blocs faillés inclinés et, localement, dans les grabens de la zone faillée Tarsiut-Amauligak. La découverte d'Amauligak a montré que des volumes considérables de pétrole et de gaz ont été généréspar des roches mères du Tertiaire, puisqu'à cet endroit des études bioindicatrices ont confirmé l'origine tertiaire du pétrole.

Dans les réservoirs du Tertiaire, les pétroles bruts sont de bonne qualité, variant de 25 à 35° API, avec de faibles points d'écoulement. Des volumes significatifs de condensat sont reliés aux découvertes de gaz sur la terre ferme.

Potentiel (Fig. 50)

Figure 50: Ressources cumulatives découvertes en équivalence de millions de barils de pétrole; région Beaufort-Mackenzie.

La fiche des découvertes indique un bon potentiel pétrolier et gazier tant off-shore et sur la terre ferme. Le potentiel du bassin a récemment été évalué par la Commission géologique du Canada à l'aide de méthodes d'analyse probabiliste (Dixon et al., 1994). L'analyse a révélé des ressources potentielles considérables dans le contexte des formations externes du delta et de celles qui se trouvent au large des côtes à faible profondeur, ainsi que dans la partie extra-côtière du delta, principalement dans les séries Taglu et Kugmallit. Il est assez probable qu'on trouvera d'autres gisements dont les ressources récupérables dépasseront 28,3 x 109m3 (1 trillion de pi') de gaz et 15,9 x 106m3 (100 millions de barils) de pétrole, de même que des gisementsplus petits, mais plus nombreux, dans des blocs faillés satellites et des pièges stratigraphiques structuraux.

La terre ferme du delta a tôt fait l'objet d'une phase d'exploration de reconnaissance qui a donné lieuà d'importantes découvertes de gaz et à des découvertes de pétrole mineures connexes. Il est très probable qu'on fera de nouvelles découvertes de pétrole importantes et des découvertes de gaz supplémentaires et cela s'avérera à mesure que l'on comprendra mieux la complexité des structures et l'architecture des dépôts, à l'aide de nouvelles techniques de prospection sismique.

Tableau 4: Découvertes de gaz dans la région de Beaufort-Mackenzie (109pi3).
>2000 1000-2000 500-1000 100-500 10-100 < 10
Taglu (1971) Parson LaKe (1971) Niglintagak (1972) Adgo (1973) Ikhil (1986)  
      Garry N. (1975) Mallik (1972)  
      Garry S. (1978) Pelly (1974)  
      Hansen (1986) Reindeer (1973)  
      Tuk L-09 (1983)K Titalik (1972)  
      YaYa S. (1972) YaYa N. (1974)  
  Amauligak (1983) Kenalooak (1979) Netserk (1975) Amerk (1984) Nerlerk (1977)
  Issungnak (1980)   Ukalerk (1977) Amak (1986)  
      Kingark (1987) Isserk (1977)  
        Itiyok (1982)  
        Kadluk (1983)  
        Kiggavik (1982)  
        Nektoralik (1976)  
        Minuk (1985)  
Les découvertes se situent dans les formations du Tertiaire, sauf indication différente.
K= Découvertes dans le Crétacé
P= Découvertes dans le Paléozoïque


Tableau 5: Découvertes de pétrole dans la région de Beaufort-Mackenzie (mmbl).
  500-100 mmbl 100-25 mmbl 25-10 mmbl <10 mmbl
Terre ferme   Atkinson Point (1969)K Garry P-04 (1975) Kamik (1975)K
    Ivik J-26 (1972) Ivik K-54 (1973) Mayoigiak (1971)P
    Adgo (1973) Imnak (1974)K  
    Kumak (1973) Kugpik (1973)K  
    Unipkat (1990) Niglintgak (1972)  
      Tuk J-29 (1985)  
Off-shore        
  Amauligak J-44 (1983)T Havik (1983) W. Atkinson (1982)P Arnak (1986)
  Adlartok (1985) Issungnak (1980) Nektoralik (1976) Itiyok (1982)
  Kopanoar (1976) KoaKoak (1979) Amauligak 0-86 (1988) Nerlerk (1977)
    Nipterk L-19 (1984) Nipterk P-32 (1989)  
    Pitsiulak (1983)    
    Tarsiut (1978)    
    Kingark (1987)    
Lesdécouvertes se situent dans les formations du Tertiaire, sauf indication différente.
K= Découvertes dans le Crétacé
P= Découvertes dans le Paléozoïque

Lectures de base et références

Dixon, J., Dietrich, J.R., and McNeil, D.H. 1992. Upper Cretaceous to Pleistocene Sequence Stratigraphy of the Beaufort-MacKenzie and Banks Island Areas, Northwest Canada. Commission géologique du Canada, Bulletin 407.

Dixon, J., Dietrich, J.R., Snowdon, L.R., Morrell, G.R., and McNeil, D.H. 1992. Geology and Petroleum Potential of Upper Cretaceous and Tertiary Strata, BeaufortMackenzie Area, Northwest Canada. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 76, p.927-947.

Dixon, J., Morrell, G.R., Conn, R.F., Dallaire, S.M., Dietrich, J.R., Taylor, G.c., Procter, R.M., and Christie, J.A. 1994. Petroleum Resources of the Mackenzie DeltaBeaufort Sea. Commission géologique du Canada, Bulletin 474, 52 p.

Enachescu, M.E. 1990. Structural Setting and Validation of Direct Hydrocarbon Indicators for Amauligak Oil Field, Canadian Beaufort Sea. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 74, p. 41-59.

Issler, D.R. and Snowdon, L.R. 1990. Hydrocarbon Generation Kinetics and Thermal Modelling, BeaufortMackenzie Basin. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 38, p. 1-16.

Lerand, M.M. 1973. Beaufort Sea./nThe Future Petroleum Provinces of Canada - Their Geology and Potential, R.G. McCrossan (ed.). Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 1, p. 315-386.

National Energy Board. 1988. Reasons for Decision in the Matter of Esso Resources Canada ltd., Shell Canada l.td. and Gulf Canada ltd.: Applications for licences to Export Natural Gas. Reasons GH-1-88.

Snowdon, L.R. 1987. Organic Properties and Source Potential ofTwo EarlyTertiary Shales, Beaufort-Mackenzie Basin. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 35, p. 212-232.

Snowdon, L.R. 1988. Hydrocarbon Migration in Mackenzie Delta Sediments. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 36, p. 407-412.



CHAPITRE 5 - L'ARCHIPEL DE L'ARCTIQUE CANADIEN

Le bassin Banks

Âge Mésozoïque/Paléozoïque
Profondeur des strates visées Maximum de 3000 m à la base du Mésozoïque; jusqu'à 2000 m dans le Paléozoïque
Indices d'hydrocarbures Aucun
Première découverte Aucune
Type de bassin Marge cratonique instable
Cadre de dépôts Plateau continental à bassin distal (Paléozoïque); fluvial, transitionnel et marin du plateau continental (Mésozoïque)
Réservoirs potentiels Grès du Mésozoïque, carbonates Blue Fiord du Dévonien
Couvertures étanches Schistes marins transgressifs (formation Weatherall), schistes bassinaux (formation Eids) et interdigitation de schistes marins dans la section du Mésozoïque
Roches mères Schistes Eids et autres équivalents bassinaux des carbonates du plateau du Paléozoïque inférieur
Profondeur de la fenêtre La base du Mésozoïque établit une de pétrole transition entre des sédiments immatures et d'autres surmatures
Nombre de puits au total 11 (sur la terre ferme de l'île Banks
Sondages sismiques 9200 km de sondages sismiques
Superficie 60 100 km2 (île Banks)
Superficie sous licence Aucune

(Toundra désertique, terrain peu accidenté. Centre peuplé à Sachs Harbour dans le sud-ouest de l'île Banks. Les conditions d'opérations hivernales y sont extrêmement rigoureuses).

Le bassin Banks contient une section du Mésozoïque d'épaisseur moyenne recouvrant une épaisse succession de carbonates du Peléozoïque inférieur et des équivalents bassinaux. Onze puits ont été forés sans succès, mais un certain nombre de formations explorées peuvent présenter un potentiel moyen, principalement pour le gaz. Laplus grande partie du bassin se trouve sur la terre ferme mais il s'étend vers le nord et traverse le détroit de McLure pour aboutir au graben Eglington où les roches mères du Mésozoique sont enfouies plus profondément et peuvent améliorer le potentiel pétrolier.

Cadre géologique (Figs. 51, 52)

Figure 51: Éléments tectoniques régionaux dans l'ouestde l'Arctique canadien (extrait de Miall, 1979).
Description textuelle pour figure 51 : Éléments tectoniques régionaux dans l'ouestde l'Arctique canadien (extrait de Miall, 1979)

Carte démontrant les éléments tectoniques régionaux dans l'ouest de l'Arctique canadien.


Figure 52: Paléogéographie du milieu du Crétacé inférieur, région de l'île Banks (de Miall, 1979).
Description textuelle pour figure 52 : Paléogéographie du milieu du Crétacé inférieur, région de l'île Banks (de Miall, 1979)

Carte démontrant la paléogéographie du milieu du Crétacé inférieur, région de l'île Banks.

Le bassin Banksest une auge longitudinale de sédiments clastiques du Jurassique au Tertiaire, restreinte du côté ouest par le soulèvement Storkerson, un horst du Mésozoïque qui longe la marge fracturée du bassin Canada, près de l'homoclinal Prince Albert qui se compose de strates du Paléozoïques'inclinant vers l'ouest, dans l'est de l'île Banks et dans l'île Victoria voisine. Le bassin est recouvert d'une mince couche du Tertiaire qui s'épaissit à l'ouest en traversant la plaine côtière de l'Arctique et le plateau continental de la mer de Beaufort.

Historique de l'exploration

Le premier puits sur l'île Banks, Elf Storkerson Bay A-15, foré en 1971, vérifiait les successions du Tertiaire et du Mésozoïque supérieur de la marge continentale de l'Arctique, à l'ouest du soulèvement Storkerson. Lebassin Banks (sensu Miall, 1979) se situe à l'est du soulèvement Storkerson et a été vérifié par sept des 11 puits forés sur l'île. Le plus récent de ces puits, Chevron Muskox 0-87, a été foré en 1982. Bien qu'aucun puits n'ait décelé d'hydrocarbures, plusieurs foragesont traversé de la roche poreuse ayant des caractéristiques de réservoirs. Les principales cibles étaient les carbonates du Paléozoïque et les grèsde la section du Mésozoïque qui les recouvrent comme objectif secondaire.

Stratigraphie (Figs. 53)

Figure 53: Coupe transversale d'est en ouest de certams puits de l'île Banks.
Description textuelle pour figure 53 : Coupe transversale d'est en ouest de certams puits de l'île Banks

Image démontrant la coupe transversale d'est en ouest de certains puits de l'île Banks.

Pour la majeure partie du Paléozoïque ancien, la région de l'île Bankschevauchait une zone de transition majeure, du faciès du plateau de carbonates à l'est, au bassin de schistes à l'ouest. Les plus anciens faciès du plateau sont représentés par les dolomites des formations Allen Bay et Read Bay, vastement exposées dans l'ouest de l'île Victoria (de l'Ordovicien récent au Silurien récent, dans près de 1000 m du puits Murphy et al. Victoria Island F-36), et par les calcaires de la formation Blue Fiord (du Dévonien ancien à moyen, dans 632 m de forage de Deminex-CGDC-FOC-Amoco Orkuts 1-44). Le plateau de carbonates est bordé par une chaîne de biothermes culminant dans les récifs Blue Fiord, formés dans le même contexte que les récifs productifs contigus au champ de pétrole Bent Horn de l'île Cameron au nord-est. Entre le plateau et le bassin, un faciès de roches carbonatées de pente a été découvert.

Les clastiques du groupe Melville Island de l'arrièrepays du nord et du nord-ouest dans le Dévonien récent moyen ont succédé aux dépôts de carbonates dans la région. La majeure partie des sédiments du groupe Melville Island sont d'origine deltaïque et comprennent des faciès fluviaux et marins peu profonds qui s'y rapportent. Un ralentissement desapports clastiques dans le bassin, pendant le Frasnien, a favorisé la croissance des récifs de la formation Mercy Bayvers la fin desdépôts du groupe Melville.

Des strates du Mésozoïque recouvrent les roches du groupe Melville Island à un hiatus stratigraphique majeur qui a duré du Dévonien récent au Jurassique moyen. La plus ancienne formation du Jurassique estcelle de Hiccles Cove du groupe Wilkie Point, un mince lit de grès de déposition transitionnel/plateau marin, préservédans les parties les plus profondes du bassin Banks. Les schistes de la formation Mackenzie King ont été déposésau cours du Crétacé ancien (356 m dans Orksut 1-44), ultérieurement transgressés sur les marges du bassin par les épais grès fluviaux de la formation Isachsen (du Hauterivien à l'Aptien, dans un intervalle de plus de 200 m ?). La formation Isachsen est d'une épaisseur et d'une texture variables et a été déposée durant une période active de soulèvements et d'effondrements intenses. Les schistes marins ainsi que le grès du littoral local de la formation Christopher ont été déposés durant une période de transgression régionale qui s'estterminée au cours du Cénomanien avec l'élaboration des grès de la formation Hassel, déposés dans un système de de barres au large des côtes. En ce qui concerne la formation Kanguk, un schiste bassinai bitumineux, elle a été déposée du Turonien au Maastrichtien.

La formation Eureka Sound du Paléogène est principalement de nature fluvio-deltaïque. Elle a été déposée sur toute la largeur de la plaine côtière de l'Arctique et elle est conservée dans les profondeurs modestes du bassin Banks. La formation Beaufort, plus récente, estconservéeen couche trèsmince dans la plaine côtière de l'Arctique, et elle s'épaissit graduellement vers la côte.

Réservoir potentiel

Les plates-formes de roches carbonatées du Dévonien et despériodes antérieures, ainsi que leurs margesassociées définissent un important potentiel de réservoirs sur une bande qui traverse l'île Banks. On a décelé d'épaisses sections de roches poreusesdans la formation Blue Fiord et on a récupéré de l'eau dans le tuyau, dans quelques intervalles des puits PanarcticTenneco et al., Castel Bay C-68 et Chevron et al. Parker RiverJ-62. Lesgrèsfluviaux de la formation Isachsen (et de formations plus récentes du Mésozoïque et du Tertiaire) sont aussi des roches réservoirs potentielles.

Structure, pièges et couvertures étanches

Les dépôts du Paléozoïque ancien se sont produits sur une marge cratonique stable. Les pièges sont liés à des transitions de faciès et à des accumulations de carbonates et la couverture étanche est fournie par des schistes bassinaux transgressifs. L'élaboration d'une topographie de horst et de graben dans une phase de fractures du Mésozoïque moyen a rendu possible la formation de pièges structuraux au cours du Paléozoïque et de pièges structuraux/stratigraphiques dans les réservoirs de grès du Mésozoïque. La couverture étanche est issue de schistes dans la succession du Mésozoïque.

Roches mères

Les schistes marins superieurs et leurs équivalents bassinaux sur la pente des carbonates du Paléozoïque ont un bon potentiel comme roches mères étant donné leur richesse organique. Toutefois,si l'on sefie à la couleur desspores, la section du Paléozoïqueestsurmature(Mi ail, 1976). La section du Mésozoïque semble immature puisque les schistesbitumineux du Crétacé supérieur ne sont jamais enfouis assez profondément pour générer du pétrole.

Potentiel

L'hiatus majeur de la succession stratigraphique représente une longue période de soulèvement et de tronçonnement, seterminant par l'effondrement au cours du Jurassique. La production et la migration des hydrocarbures du Paléozoïque doit vraisemblablement s'être produite avant et durant cette période, ce qui rend moins probable leur accumulation et leur conservation dans les roches du Paléozoïque.

Bien que plusieurs réservoirs potentiels soient présents, la distribution de la porosité de la section du Paléozoïque demeure incertaine. La majorité des pièges du Paléozoïque sont de nature stratigraphique et pourraient requérir un programme de sondages sismiques intensif. La surmaturité de la section du Paléozoïque, l'absence des roches mères reconnues du Paléozoïque supérieur et du Triasique dans le bassin Sverdrup et l'immaturité générale de la section du Mésozoïque, rendent peu probable la présence de pétrole dans ce bassin. Néanmoins, les sections du Mésozoïque inférieur et du Paléozoïque offrent un potentiel moyen de découvertes de gaz significatives.

Remerciement

L'analyse ci-dessus du potentiel de l'île Banks est tirée, avec quelques modifications mineures, du rapport de Jefferson et al. (1988).

Lectures de base et références

Jefferson, C.W., Scoates, R.F.J., and Smith, D.R. 1988.Evaluation of the Regional Non-Renewable Resource Potential of Banks and Northwestern Victoria Islands, Arctic Canada. Commission géologique du Canada. Dossier ouvert 1695, 63 p.

Miall, A.D. 1976. Proterozoic and Paleozoic Geology of Banks Island, Arctic Canada. Commission géologique du Canada, Bulletin 258, 77 p.

Miall, A.D. 1979. Mesozoic and Tertiary Geology of Banks Island, Arctic Canada. The History of an Unstable Craton Margin. Commission géologique du Canada. Memoir 387, 235 p.







L'archipel de l'Arctique: Les bassins Sverdrup et Franklinien

Superficie Plate-forme stable de l'Arctique, 780 000 km2 (47 p. 100 sur terre)
Ceinture de plissement de l'Arctique 240 000 km2 (60 p. 100 sur terre)
Bassin Sverdrup 313 000 km2 (46 p. 100 sur terre)
Découvertes Première découverte en 1969 (Panarctic Drake Point N-67, gaz); 18 découvertes subséquentes (8 de gaz, 7 de pétrole et de gaz, 3 de pétrole)
Ressources découvertes Gaz: 407 x 109m3
Pétrole: 66 x 106m3
Production Gaz: aucune
Pétrole: Bent Horn 321 470 m3 jusqu'à la fin de 1993
Nombre de puits au total 177 (192 si l'on compte les puits de délimitation et d'exploitation)
Densité moyenne des puits 1 puits par 1630 km2 dans le bassin Sverdrup, 1 par 7000 km2 dans la
région de l'archipel de l'Arctique
Sondages sismiques 44 242 km
Pipelines Aucun
Superficie sous licence 13 000 km2 (ou 37 500 km2 si l'on compte les régions restreintes)


L'archipel de l'Arctique est la plus nordique des régions canadiennes d'exploration; elle couvre l'un des plus vastes bassins pétrolifères du Canada. Les activités de prospection ont été intensives mais clairsemées dans cette vaste région. Toutefois, les 160 puits forés à ce jour ont révélé la présence de ressources gazières (400 billions de m3) ce qui équivaut à 20 p. 100 du reste des réserves de l'Ouest du Canada; de plus, deux des plus importants champs de gaz inexploités se trouvent dans l'archipel de l'Arctique. L'exploitation des ressources pétrolières dans la région est déjà en marche. Le potentiel de pétrole et de gaz dans ce bassin est très important. 1/ est aussi exploitable si l'on acquiert une meilleure compréhension géologique et si l'on recourt à de nouvelles méthodes d'exploration. Il est fort probable que ces vastes ressources deviendront importantes en Amérique du Nord au 21e siècle étant donné l'épuisement des ressources conventionnelles dans l'Ouest du Canada.

Cadre géologique (Fig. 54)

Figure 54: Éléments tecto-stratigraphiques des Îles de l'Arctique.
Description textuelle pour figure 54 : Éléments tecto-stratigraphiques des Îles de l'Arctique

Image démontrant les éléments tecto-stratigraphiques des Îles de l'Arctique.

Depuis le début du Cambrien, lesdépôts dans les bassins sédimentaires de l'archipel de l'Arctique ont prolongé la masse continentale de l'Amérique du Nord de quelque 1400 km vers l'océan à partir du bouclier Canadien et de sa bordure de roches sédimentaires partiellement métamorphisées. La colonne sédimentaire se divise en deux sections, inférieure et supérieure, qui sont caractérisées par plus ou moins d'effondrement et des dépôts plus ou moins continus, séparés par un soulèvement tectonique majeur l'orogénèse ellesmerienne du Dévonien récent au Carbonifère ancien. À ceci près, les strates conservées s'étendent sur la majeure partie du Paléozoïque, du Mésozoïque et du Tertiaire ancien.

On traitera des strates sédimentaires,de la déformation tectonique et de la géologie pétrolière de la section préellesmerienne la plus ancienne, dans la partie intitulée «Bassin Franklinien». On traitera de la géologie postellesmerienne dans la partie consacrée au «Bassin Sverdrup»,qui estvastementsuperposé. Enfin, la géologie sous-jacente à la plaine côtière de l'Arctique, et qui s'étend sous l'océan Arctique, fera l'objet de la partie suivante intitulée «Pointe du socle continental de l'Arctique».

Historique de l'exploration (Figs. 55, 56)

Figure 55: Emplacements de puits dansles îles du nord de l'Arctique.
Description textuelle figure 55 : Emplacements de puits dansles îles du nord de l'Arctique

Carte démontrant l'emplacements de puits dans les îles du nord de l'Arctique.


Figure 56: Historique du forage dans les îles de l'Arctique.
Description textuelle pour figure 56 : Historique du forage dans les îles de l'Arctique

Diagramme démontrant l'historique du forage dans les îles de l'Arctique.

Année Nombre de puits
1961 1
1962 0
1963 2
1964 to 1968 0
1969 5
1970 10
1971 15
1972 24
1973 37
1974 18
1975 16
1976 10
1977 9
1978 9
1979 8
1980 4
1981 6
1982 6
1983 4
1984 to 1985 3
1986 2
1987 1

La présence de plusieurs bassins sédimentaires comprenant d'épaisses successions de strates du Paléozoïque et du Mésozoïque dans l'archipel de l'Arctique, rend probable la génération de pétrole et de gaz, comme l'ont démontré dans les années 1950 les géologues de la Commission géologique du Canada (des exemples des travaux de ces premiers chercheurs sont décrits dans Fortier et al., 1954 et Thorsteinsson, 1958).

Les pétrolières ont amorcé leur exploration au début des années 1960. Les forages et l'exploration sismique se sont déroulés, en très grande partie, au nord du 75e parallèle, soit dans la ceinture de pl issementde l'Arctique et dans le bassin Sverdrup. Au sud de cette latitude, l'exploration des successions du Paléozoïque modérément déformées de la plate-forme Arctique a été très dispersée. Trois puits seulement ont été forés dans les îles Prince-de-Galles et Somerset. La présence permanente de la calotte glacière et l'isolement extrême de cette région ont aussi limité l'exploration de la pointe du socle continental de l'Arctique.

Le premier puits d'exploration de l'archipel de l'Arctique a été foré en 1961 àWinter Harbour dans l'île Melville. Le puits Dome et al. Winter Harbour No. 1 A-09 a percé les strates du Paléozoïque inférieur jusqu'à une profondeur totale de 3823 m. Le puits a pénétré les grès et les siltstones de la pointe clastique du Dévonien moyen au Dévonien récent dans la section supérieure du puits. Cesstrates ont donné du gaz à un rythme faible et irrégulier lors d'un essai de pistonnage. Aucun hydrocarbure n'a fi Itré de l'épaisse section de carbonates au fond du puits et on n'a signalé aucune zone de roches poreuses.

On a fait 19 découvertes depuis le forage de Winter Harbour dont trois de pétrole, 12 de gaz et cinq de gaz et pétrole. Lesdécouvertes purement pétrolières étaient relativement petites. Les plus importantes découvertes contenaient du gaz ou bien du gaz et du pétrole. La découverte extra-côtière de Cisco fait exception. Cette structure contenait beaucoup plus de pétrole que de gaz, ce qui laisse supposer qu'on pourrait y trouver d'autres importantes accumulations de pétrole dans les catégories majeures. Le tableau 6 dresse une liste des découvertes et la courbe qui représente la somme des découvertes (en barils de pétrole) n'indique aucune diminution de l'ampleur des découvertes à ce jour (Fig. 57).

Au début des années 1970, les sociétés pétrolières se sont intéressées à la côte nord de l'île Melville, où le bassin Sverdrup contient d'épaisses successions du Mésozoïque. Le puits Panarctic Drake Point N-67, foré sur la péninsule Sabine en 1969, à une profondeur de 2577 m, fut la première découverte majeure de l'archipel de l'Arctique. Ce champ de gaz géant a été délimité par 14 forages, y-compris le puits de la découverte et deux puits d'intervention forés pour régler une perte de contrôle qui s'est produite pendant le forage du puits de découverte. Le programme de forage a occasionné la découverte d'une prolongation majeure du champ à East Drake 1-55 au large de la côte. Selon la Commission géologique, la combinaison des ressources du réservoir principal de Drake Point et du prolongement East Drake serait de 98,5 x 109m3. On a découvert un second champ gazier géant à Hecla, à 50 km le long de l'axe structural à l'ouest du champ Drake Point. En 1978, un forageà Roche Point a occasionné la découverte d'un puits plus modeste au nord de Hecla et juste au large du nordouest de la Péninsule Sabine.

Dès le début de son programme d'exploration, la Panarctic Oil Ltd. a innové les techniques de forage au large des côtes arctiques en épaississant la glace artificiellement pour y installer une plate-forme de forage. Cette technique s'est avéréeéconomique et efficace pour vérifier plusieurs structures extra-côtières dans la partie centrale du bassin Sverdrup qui est submergé à des profondeurs atteignant plus de 500 m. Par la suite, on a fait une succession de découvertes prèsde l'île Lougheed, sur la côte sud-ouest de l'île Ellef Ringnes, sur l'île King Christian et dans les eaux qui les séparent. La première des découvertes de la Panarctic dans la partie centrale du bassin Sverdrup a été celle de King Christian en 1970. Celle-ci a été suivie desdécouvertes deThor, de Kristoffer, de Jackson Bay, de Whitefish, de Char, de Balaena, de Cisco, de Skate, de Maclean, de Sculpin, de Cape Macmillan et finalement celle de Cape Allison en 1985. Dome et ses partenaires ont ajouté Wallis à la liste en 1973.

Durant cette période, le forage s'est maintenu le long de la marge sud du bassin et a connu du succès à Bent Horn sur l'l'le Cameron en 1974. Il s'agit de la seule découverte dans les carbonates du Paléozoïque dans le bassin Franklinien. C'est aussi la seule découverte exploitée dans l'archipel de l'Arctique.

Le forage dans la partie nord-ouest du bassin Sverdrup, sur la péninsule Fosheim,n'a connu qu'un succèsmitigé. LaPanarctic n'y afait qu'une seuledécouverte à Romulus. On a décelé du pétrole et des condensats de gravités variables ainsi que du gaz, tous issus des grèsduTriasique et du Jurassique. Bien qu'on ait observé une perméabilité qui va de bonne à excellente dans plusieurs essais aux tiges, une chute de pression a signalé des réservoirs de dimensions restreintes et de potentiel limité. Les huit autres puits forés dans cette partie du bassin n'ont connu aucun succès.

Après une année record de forage de 37 puits en 1973, les activités ont été réduites de façon radicale à quatre puits forés en 1980. le début des années 1980 a vu un certain regain parce que des entreprises ont obtenu de nouveaux permis de prospection pour le bassin.Toutefois, le forage a continué à chuter vers le milieu des années 1980, le dernier puits de prospection étant foré en 1986. En 1987, à Bent Horn, la Panarctic a foré un puits incliné orienté dans une nouvelle direction d'un puits de délimitation existant pour tenter d'étendre le périmètre du réservoir, mais sans succès. Depuis ce temps, le bassin n'a fait l'objet d'aucune prospection en dépit de son potentiel de découvertes importantes.

Aperçu

LaCommission géologique du Canadaestime le potentiel de l'archipel de l'Arctique à 686 x l06m3 de pétrole età 2257 x 109m3 de gaz (probabilité moyenne). Le potentiel gazier et pétrolier dans le bassin Sverdrup est le plus élevé dans les roches du Mésozo"iqueet du Paléozoïque récent. L'exploration future pourrait cibler desparties plus profondes de la succession du Mésozoïque et un certain nombre de formations du Paléozoïque récent qui n'ont pas été vérifiées à fond. On estime qu'elles ont au moins autant de potentiel que celles qui ont déjà été vérifiées.

Bien que l'exploration antérieure se soit largement concentrée dans la partie centrale du bassin Sverdrup, les efforts subséquents pourraient cibler la marge sud du bassin et la ceinture de plissement de l'Arctique. Le champ Bent Horn se trouve dans cette région de complexité structurale et il existe un vaste potentiel le long de cet axe. De plus, la proximité relative du passage du Nord-ouest rend plus économique et plus attrayante l'exploitation des découvertes sur le périmètre sud du bassin Sverdrup.

Il existe, dans tout l'archipel de l'Arctique, plusieurs formations qui n'ont pas été vérifiées et qui feraient pourtant l'objet d'une exploration intensive si elles étaient situées dans le sud du Canada. Bien que les coûts d'exploitation soient élevés, les ressources découvertes par mètre de forage sont plus importantes dans l'Arctique que dans J'ouest du Canada. Il est clair que les coûts du transport, et non pas le potentiel pétrolifère, font obstacle à l'exploration de cette région éloignée. Vers la fin des années1970, plusieurs tracésde gazoducs vers le sud du Canada ont fait l'objet d'études mais ont été abandonnés (Projet Polar Gas Pipeline). On a aussi considéré la liquéfaction et le transport du gaz de la péninsule Sabine par méthaniers comme alternative à un pipeline très coûteux et d'une longueur extrême (Projet pilote Arctique). le transport du pétrole et probablement du gaz liquéfié par navires citernes est certainement plus économique que n'importe quel projet de pipeline et permettrait d'augmenter les approvisionnements sans perturber le marché de façon excessive comme le ferait inévitablement l'addition d'un nouvel approvisionnement par un pipeline de forte capacité. De plus amples efforts d'exploitation pourraient suivre la découverte de nouveaux champs le long de la marge sud du bassin. En ce qui concerne l'exploitation gazière, c'est un accroissement de la capacité des pays consommateurs de gaz d'importer du gaz naturel liquide qui pourra déclencher un nouveau cycle.

Figure 57: Ressources cumulatives découvertes dans les îles de l'Arctique parséquence.
Description textuelle pour figure 57 : Ressources cumulatives découvertes dans les îles de l'Arctique parséquence

Diagramme démontrant les ressources cumulatives découvertes dans les îles de l'Arctique par séquence.

Nombre Équivalent en millions de barils de pétrole
1 650
2 800
3 900
4 1100
5 to 7 1600
8 1650
9 to 10 1850
11 2200
12 2250
13 2350
14 2600
15 2700
16 to 17 2800
18 2850
19 3900


Tableau 6: Ressources de pétrole et de gaz découvertes dans les îles de l'Arctique.
Découverte Date Nature Ressources pétrole 106m3 Ressources de gaz 109m3
Drake Point 1969 Gaz - 98.5
King Christian 1970 Gaz - 17.3
Thor 1972 Gaz - 11.9
Kristoffer 1972 Gaz - 27.1
Hecla 1972 Gaz - 85.5
Bent Horn 1974 Pétrole 1.0 -
Jackson Bay 1976 Gaz - 28.3
Whitefish 1979 Gaz - 57.2
Cisco 1981 P & G 48.7 4.4
Maclean 1981 P & G 3 13.6
Autres     (31.5) (44.6)
  TOTAL = 66 406 (14.3 1012pi3)
Notes:Lesdécouvertes dans la catégorie «autres. comprennent Romulus (1972, pétrole), Wallis (1973, gaz), Roche Point (1978, gaz), Char (1980, pétrole et gaz), Balaena (1980, pétrole lourd), Skate (1981, pétrole et gaz), Sculpin (1982, gaz), Cape MacMillan (1983, pétrole et gaz) et Cape Allison (1985, pétrole et gaz).

Source:C.C.C (1983) pour champs individuels; O.N.~. (1994) pour «autres. et le total des bassins comprend des révisions non publiées d'estimations de ressources découvertes; et Bent Horn.

Remerciements

La majorité des descriptions et des analyses géologiques du potentiel du Paléozoïque que l'on trouve ci-dessus sont tirées de plusieurs auteurs de la Géologie de l'orogène Innuitienne et de la plate-forme de l'Arctique au Canada, publiée en 1991. La stratigraphie et l'interprétation hautement détaillées publiées par ces auteurs ainsi que par d'autres ont été très simpl ifiéesdans cet ouvrage, et nous nous en excusons.

Key Reading and References

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Le bassin Sverdrup

Âge Du Carbonifère (Viséen/Namurien) au Récent
Superficie 313 000 km2 (46 p. 100 s'ur terre)
Profondeur des strates visées Formation Isachsen (Crétacé) de 500 à 1000 m
Formation Awingak (Jurassique) de 1100 à 1700 m
Groupe Heiberg (Triasique) de 800 m (marge du bassin) à 2200 m
Épaisseur maximale du bassin ? 300 m (Paléozoïque supérieur); 9000 m (Mésozoïque); jusqu'à 300 m (Cénozoïque)
Indices d'hydrocarbures Indices de pétrole dans les grès du Mésozoïque à plusieurs endroits dans l'ouest du bassin; par exemple: les sables bitumineux de l'île Melville (formation Bjorne)
Première découverte 1969 (Panarctic Drake Point N-67)
Ressources découvertes Gaz: 406 x 109m3
Pétrole: 65 x 106m3
Production Aucune (pour le pétrole de Bent Horn, voir le bassin Franklinien)
Type de bassin Fractures et failles dans la marge continentale qui recouvre une mégasuture qui évolue vers un type de marge passive contenue
Réservoirs Grès marin fluvio-deltaïque du Mésozoïque; récifs du Permien (?); grès du Carbonifère et du Permien (?)
Structure régionale Structures faillées, flexures de marge bassinale, déformation saline, plissements de compression à l'est
Couvertures étanches Schistes marins, peut-être des évaporites
Roches mères Formations marines de type Il du Triasique, susceptibles de générer du pétrole; schistes bitumineux du Carbonifère et du Permien; schistes de type III du Mésozoïque, susceptibles de générer du gaz; schistes marins du Paléocène et du Crétacé supérieur (gaz avec un potentiel pétrolier, mais à peine mature)
Profondeur des fenêtres Variable de pétrole et de gaz
Nombre de puits au total 160 puits de prospection et de délimitation
Densité moyenne des puits Un puits par 1630 km2

Cadre géologique (Figs. 58)

Figure 58: Éléments tectoniques du bassin Sverdrup.
Description textuelle pour figure 58 : Éléments tectoniques du bassin Sverdrup

Carte démontrant les éléments tectoniques du bassin Sverdrup.

Le bassin Sverdrup recouvre la partie centrale et distale du bassin Franklinien avec une discordance angulaire. Le centre du dépôt du bassin est déplacé vers le nordouest et à l'extérieur du site de son prédécesseur (relativement au craton nord-américain) et pourrait recouvrir une suture de plaque d'origine ellesmerienne, maintenant incorporée au sein de la marge continentale nord-américaine. Au nord-ouest de l'axe du bassin, celuici s'amincit et recouvre la marge Sverdrup, une zone épaisse de la croûte continentale, qui borde l'océan Arctique. Le bassin Sverdrup s'étend sur un axe nord-est sud-ouest, sur une distance de 1300 km, et il fait près de 400 km de largeur. La région axiale contient jusqu'à trois kilomètres de strates du Paléozoïque supérieur, jusqu'à neuf kilomètres de strates du Mésozoïque, et plus de trois kilomètres de strates du Crétacé supérieur et du Tertiaire.

Le début de l'élaboration du bassin Sverdrup a suivi la détente de la compression et le soulèvement ellesmeriens et dans l'archipel de l'Arctique au cours du Carbonifère ancien. Le début d'un système de grabens s'estélaboré sousl'effet de l'expansion et s'est manifestée en direction nord nord-est dans l'ouest de l'archipel de l'Arctique. La ceinture de plissement de l'île Parry qui s'oriente d'est en ouest - la particularité culminante de l'orogénèse ellesmerienne - a masqué la limite sud de ce système de fractures. Desfailles normales, principalement descendant vers le bassin, longent, de façon parallèle, la structure de compression antérieure le long de cette marge.

La marge nord-ouest de ce bassin en formation était sous-parallèle au système de fractures en voie d'élaboration. Des horsts et des grabens se sont développés le long de cette marge, mais l'effondrement global le long du périmètre Sverdrup a toujours été moindre que dans le centre de dépôt du bassin. Depuis le début de la propagation du Mésozoïque et du Cénozoïque dans le bassinCanada, le périmètre Sverdrup est demeuré élevé, séparant ainsi ce bassin, de façon plus ou moins efficace, de l'océan Arctique.

Le bassin Sverdrup était un centre de dépôt majeur pendant une grande partie du Paléozoïque récent et du Mésozoïque. Un effondrement rapide, engendré par des fractures à partir du Carbonifère et jusqu'au Permien ancien, a été suivi d'un effondrement thermique à un rythme plus modéré dans un contexte de marge passive. Du Jurassique récent au Crétacé moyen, les taux d'effondrement et de dépôt dans le bassin ont été influencés par des événements qui ont engendré une fracture et la formation d'une nouvelle croûte océanique dans le bassin Canada au nord-ouest. Une activité volcanique très répandue dans la partie nord du bassin Sverdrup, au cours du Crétacé moyen, coïncide avec la fracture principale dans le proto-bassin Canada, et elle s'est manifestée là où les fissures du bassin Sverdrup du Paléozoïque récent, qui s'orientent en direction nordnord- est, croisent la marge fracturée du bassin Canada, qui tend vers le nord-est.

Le Paléogène ancien a connu l'influence grandissante de mouvements orogéniques dans l'est, jumelésà l'élargissement du nord de l'Atlantique nord et, en particulier, pour faire place à l'élargissement du fond marin de la baie de Baffin. L'orogénèse Eurêkaa replié la moitié est du bassin Sverdrup, qui est élevé et exposé en grande partie sur l'île Ellesmere. L'influence de cette compression a affecté des strates vers l'ouest jusqu'à l'île Lougheed. Dans la partie ouest du bassin Sverdrup, l'effondrement s'est poursuivi à cause de la charge différentielle du sel du Carbonifère et de la croissance des diapirs. Toutefois, au cours du Tertiaire, la concentration des dépôts a migré vers J'ouestà la pointe du socle continental Arctique, au-delà du périmètre du bassin Sverdrup.

Stratigraphie (Figs. 59)

Figure 59: Stratigraphie sommaire du bassin Sverdnsp.
Description textuelle pour figure 59 : Stratigraphie sommaire du bassin Sverdnsp

Image démontrant la stratigraphie sommaire du bassin Sverdrup.

Les strates les plus anciennes de la période postellesmerienne dans l'archipel de l'Arctiqueappartiennent à laformation Emma Fiord du début du Carbonifère. Cette formation de schistes lacustres, riche en alginite et caractérisée par un «schiste bitumineux» dans l'affleurement, peut avoir une distribution restreintedans le sous-sol. Les roches rouges, les grèset les conglomérats des formations Borup Fiord et Canyon Fiord sont beaucoup plus étendus dans les margesdu bassin en voie d'élaboration, et probablement dans les profondeurs mêmes du bassin. Ces formations datant de la fin du Carbonifèreet du début du Permien, marquent une phase ancienne d'effondrement rapide du bassin. Les sédiments provenaient de l'amincissement progressif des marges du bassin et de l'érosion locale des horstsà l'intérieur du bassin et ont été déposés dans un contexte continental aride. En même temps que le dépôt de clastiques sur les marges du bassin, les évaporites de la formation Otto Fiord se déposaient dans deux principaux centres de dépôts le long de l'axe du bassin, à peu près à l'est età l'ouest de l'île Lougheed actuelle. Ces sels épais du Carbonifère supérieur - la halite y est prédominante marquent lespremièresincursionsmarinesdans le bassin.

Alors que l'influence marine s'accentuait à la fin du Carbonifèreet au début du Permien, les calcaires marins épais des formations Nansen et BelcherChannel se sont déposés dans le nord et dans l'estdu bassin et (encouches plus minces) sur l'ensemble de la marge Sverdrup. Des récifs se sont élaborés sur le bord du plateau de carbonate. Des calcaires et des schistes argileux (formation Hare Fiord) ont succédé auxévaporites dans le centre du bassin.

À la fin du Permien, les schistes et les siltstones de la formation van Hauen se sont déposés dans l'ensemble du bassin, mettant fin aux dépôts de carbonates. Les grès des formations Sabine Bay, Assistance Bayet Trold Fiord sont des équivalents proximaux et évoquent une progradation venant du nord-est. Les calcaires de la formation Degerbôlssont des équivalentsdistauxdes grès de la formation Trold Fiord. La retraitevers l'est des dépôts de carbonates au cours du Permien et la prédominance croissante des dépôts de grès et de schistes dans une grande partiedu bassinSverdrup pourraient refléter, d'une part, l'influence régionale croissante des terres élevées au nord-ouestet au nord-estdu bassinSverdrup et, d'autre part, la dérive du bassin vers des paléolatitudes plus nordiques.

La transition entre le Permien et leTriasique est signalée par une discordance dans les marges du bassin, mais elle était probablement concordante dans la plus grande partie du bassin sous forme d'une transition schiste sur schiste. Les grès de la formation Bjorne (Triasique inférieur) ont été la première incursion majeure dans le bassin de systèmesde clastiques deltaïques grossiers. Au cours de cette période, lesgrèsde laformation Sadlerochit se déposaient dans le bassin de la pente nord de l'Alaska, peut-être en provenance du même arrière pays que la formation Bjorne.

Les dépôts ultérieurs du Triasique témoignent de l'avance et du recul des systèmes deltaïques dans le bassin, reflétant le jeu des variations du niveau de la mer et des mouvementstectoniques du bassin. Les formations RochePointet Pat Bay du groupe Schei Pointreprésentent de modestes régressions dans le bassin. La phase transgressive subséquente de ces cycles est caractérisée par des dépôts de calcaires bioclastiques sur le plateau continental. Ces avances deltaïques du Triasique moyen auTriasique récent annonçaient l'avancée majeure, dans l'ensemble du bassin, des systèmes deltaïques qui ont déposé les grès du groupe Heiberg (coupés de façon distale par des langues de schiste marin et des discordances séparant les séries, dans les formations Skybattle, Maclean Straitet King Christian). L'arrière-pays à l'origine des cours d'eau qui ont déposé les grès du groupe Heibergse situaità l'estdu bassin. Plus de 1500 m de sédiments entassés, de front et de plaine deltaïques, se sont déposés dans le centre de dépôt du bassin, qui jouait le rôle de piège à sédiments, permettant le dépôt de schistes marins au nord-ouest.

Une transgression marine, au début du Jurassique, a inondé les deltas Heiberg, déposant les schistes épais de la formation Iarneson Bayet, subséquemment, la formation Mackenzie King au cours du Jurassiquemoyen et récent. Depuis le début du Jurassique, les dépôts ont été de plus en plus influencés par des régions d'origine situées au nord-ouest. Au milieu du Jurassique, le bassin était confiné par la marge Sverdrup qui émergeait au nord-ouest et les îles Ellesmere, Bathurst et Melville au sud-ouest. Des grès d'avant-côte ont été déposés de chaque côté du passage maritime Sverdrup. Des régressions notables, au cours de cette période, ont déposé lesgrès des formationsSandy Point, Hiccles Cove etAwingak. Unsystèmecomplexe d'intercalation de grès et de schistes marins et deltaïques s'est élaboré selon la prédominance des systèmes fluviaux qui se déplaçaient de part et d'autre du bassin, restreignant la jonction du passage maritime.

Une transgression majeure au début du Crétacé a déposé les schistes de la formation Deer Bay sur les marges du bassin. Par la suite, un soulèvement et un tronçonnement ont accompagné l'amorce d'un épisode de fracturation dans le bassin Canada, au début du Crétacé. La régression subséquente a déposé des grès fluvio-deltaïques (formation Isachsen) dans l'ensemble du bassin et sur la marge continentale nouvellement formée.

Après le début de l'Aptien, les dépôts du bassin Sverdrup sont devenus de plus en plus subordonnés à la croissance de la marge continentale. Une discordance majeure liée à la régression et au dépôt de la formation Hassel du Cénomanien correspond à une rupture dans le bassin Canada. Le dépôt des schistes épais de la formation Kanguk à la fin du Crétacé reflète l'inondation des marges continentales à l'échelle mondiale pendant une transgression marine généralisée.

Le membre basal du groupe Eureka Sound (membre Expedition) représente la dernière étape de sédimentation continue dans le bassinSverdrup. L'âgedesdiversesunités du groupe Eureka Sound varie du Campanien ou du Maastrichtien à l'Éocène récent ou au tout début de l'Oligocène. Legroupe comprend desmembresalluviaux, deltaïques et estuariens. Les strates sont riches en grès mal consolidés et dont le grain varie de fin à grossier, avec du charbon en abondance. Legroupe EurekaSound est profondément tronqué dans l'ensemble du bassin Sverdrup par les systèmes de drainage élaborés pendant despériodes de régression marine au cours du Paléocène et de l'Holocène. Ses faciès marins et deltaïques sont conservés plus complètement sur la pointe du socle continental arctique.

Réservoirs

Les réservoirs prouvés du bassin Sverdrup sont les grès peu profonds du front et de la plaine deltaïques du groupe Schei Point,du groupe Heiberg et desformationsAwingak et Isachsen. Ceux-ci ont été les objectifs principaux de la majeure partie desforages dans l'archipel de l'Arctique, et on y trouve toutes les découvertes importantes.

  1. Le groupe Schei Point. Dans le champ gazier Roche Point, on a rencontré un épisiode de 24 m potentiellement exploitables dans les grès marins de la formation Roche Point et 15 m dans la formation PatBay moins profonde. Laporosité estde 18 p. 100 dans la meilleure partie de la zone la moins rentable. La qualité du réservoir est plus faible dans la zone inférieure.

  2. Legroupe Heiberg. On aforé 14 accumulations dans les grès du groupe Heiberg et 13 dans la portion supérieure de la formation King Christian. En moyenne, l'épaisseur des zones potentiellement productrices de cette formation est de 30 m et elle atteint 60 m au maximum dans la découverte Kristoffer forée dans des grès de plaine deltaïque entassés. La porosité des champs Drake et Hecla varie de 18 à 20 p. 100 en moyenne. Les réservoirs sont plutôt homogènes et massifs, et la porosité ne s'écarte guère de la moyenne. Les grès sont généralement très propres et les diagraphies électriques donnent une excellente réplique.

  3. La formation Awingak. On a découvert du gazà Whitefish dans 10 m de grèsde front deltaïque dont le grain grossit progressivement vers le haut. L'épaisseurexploitable de 5 à 8 mdans chaque cycle donnait en tout 17 m de grès potentiellement exploitables dont la porosité s'établissait à 16 p. 100 en moyenne. À 200 km vers l'est, au cap Macmillan, on a décelé du gaz dans 22 m de grès épais. Les7 m inférieurs de cette unité ont un grain qui grossit progressivement vers le haut et leur qualité de réservoir est pauvre. Quinze mètres de grès propre de plaine deltaïque et de front deltaïque proximal recouvrent cette unité; la porosité de ce grès est de 18 p. 100.

  4. Les grès Isachsen contiennent des hydrocarburesà Balaena et Whitefish. On a décelé 30 m de grès pétrolifère dans des grès de front deltaïqueà Balaena. Laporosité de ce réservoir très récent estde 30 p. 100.

Bien que les accumulations importantes découvertes à ce jour se situent dans le Triasique moyen et les formations plus récentes, les grès Bjorne du Triasique ancien et les grès Trold Fiord du Permien ainsi que les carbonates Degerbëls qui y sont associés constituent également des réservoirs potentiels. On a trouvé des indices de pétrole et de gaz dans la formation Bjorne, dans certains puits forés dans leschamps Drake et Hecla, respectivement. Dans le puits Drake L-67, on a noté des indices de gaz à une grande profondeur dans la formation Degerbëls. Quoiqu'on n'ait relevé aucun indice dans les carbonates du Permien, les récifs qui longent la marge continentale du passage Nansen/Belcher et les accumulations isolées enfermées dans les schistes van Hauen constituent des réservoirs potentiels.

Les réservoirs potentiels les plus anciens dans la succession Sverdrup sont les grès continentaux des formations Canyon Fiord et Borup Fiord. Le faciès de conglomérats des éventails alluviaux qui caractérisent les deux formations, au moins dans les margesdu bassin ont tendance à manifester une porosité et une perméabilité plutôt pauvres. Les grès éoliens qui caractérisent également les milieux arides et qui sont reliés aux couches rouges du Permien dans plusieurs bassins de la planète, sont beaucoup plus attrayants en tant que réservoirs potentiels. On n'a pasdécelé ce faciès dans le bassin Sverdrup.

Structure, pièges et couvertures étanches

On associe trois types de pièges structuraux aux découvertes effectuéesjusqu'à maintenant dans le bassin Sverdrup. Ils se situent dans des secteurs géographiques distincts comme le montre la Figure 58.

  1. Une large flexure peu accidentée longe parallèlement la marge sud du bassin Sverdrup. Elle est le site de deux champs de gaz géants, Drake Point et Hecla, qui remplissent des enceintes locales, le long de la flexure, jusqu'au point de fuite. le systèmede failles normales qui traverse les champs en direction nordest a pu se former à la faveur de la réactivation des fractures qui ont donné naissance au bassin. La région extra-côtière, qui se trouve à l'est du champ Drake Point, s'allonge dans ce système en direction nord-est, là où les failles ont des rejets plus amples et établissent le cadre structural dominant. Le champ de gaz Drake Point est le plus vaste des terre domaniales du Canada. Il est typique des grandes structures qui s'enfoncent profondément le long de la marge sud du bassin.
  2. La deuxième famille de structures comprend la découverte de gaz à Whitefish et la découverte de pétrole et de gaz à Cisco à l'ouest de l'île Lougheed. La structure Whitefish est typique de cette catégorie: c'est un dôme de 25 km de diamètre avec un relief de 175 m. On y trouve des failles d'extension mais leur fréquence demeure faible et les rejets sont modestes. La continuité des réservoirs dans l'ensemble du champ semble bonne. Ces structures recouvrent le sous-bassin salin du Carbonifère de l'ouest et sont élaborées sur des diapirs de sel qui, toutefois, ne percent pas le niveau stratigraphique des réservoirs. Deux diapirs sont exposés dans le nord de la péninsule Sabine. Lastructure seprolonge au large des côtes en direction nord-est, parallèlement à une autre structure à 30 km au nordouest. La charge des pièges dans ces structures est supérieure à 50 p. 100.

  3. La troisième catégorie de failles s'étend au large du sud-ouest de l'île Ellef Ringnes et de l'île du Roi Christian une superficie de quelque la 000 krn-. Il s'agit d'anticlinaux du début du Tertiaire qui se sont élaborés ou accentués au cours de l'orogénèse Eurêka. Les structures sont très accidentées et leur élaboration a été faci 1itée par le sous-bassin de sel du Carbonifère qui est sous-jacent à la région. Les parois de sel au centre des anticlinaux sont à angle droit de la direction est-ouest des lignes principales de tension qui ont caractérisé l'orogénèse. Les découvertes de ce type de structure sont les champs Kristoffer, Sculpin, Thor, Jackson Bay, Wallis, King Christian, Cape Allison, Cape MacMillan, Char et Balaena. La découverte de gaz dans King Christian est typique: la structure est allongée (12 km sur 5 km), avec un relief de plus de 1000 m. Cesstructures ont une charge médiocre, soit environ la p. 100 de leur fermeture. Cela peut être dû à leur formation tardive, à une aire restreinte de capture d'hydrocarbures, à une génération déclinante d'hydrocarbures dans un contexte de surmaturité des roches mères et, peut-être, à un suintement superficiel à travers les failles de crête qui caractérisent ces structures.

Les découvertes effectuéesà Skateet Mclean - au large de l'île Lougheed - sont de nature intermédiaire entre les structures du dôme qui est à l'ouest de l'île Lougheed et les plis anticlinaux et les parois de sel décrits ci-dessus. Elles sont probablement le fruit de soulèvements attribuables au sel de l'époque qui a précédé l'orogénèse Eurêka, réactivés et faillés par la compression de cette orogénèse.

La fermeture de blocs faillés sur la marge du graben contribue à l'élaboration de pièges à East Drake. Sauf ce puits, le graben n'est pas foré. II est probable que des pièges semblables définis par des fai Iles soient communs dans la marge Sverdrup. D'autres cibles structurales sont présentesdans le nord-est du bassin Sverdrup, au centre de la péninsule Fosheimde l'île Ellesmere. Ellessesituent dans la ceinture de plissement Hazen où sont conservées des épaisseurs significatives de strates du Mésozoïque. Ailleurs, dans l'île Ellesmere, le soulèvement a éliminé une grande partie de la chargedu Mésozoïque accumulée dans le bassin.

Un pincement stratigraphique sur le flanc suddu bassin semble faire partie du piège de l'un des gisements gazifères du champ Hecla. Cela pourrait se présenter ailleurs dans les structures de plusieurs grès du Mésozoïque. Des piègespeuvent également être présents au bas de la pente de sables bitumineux comme ceux, par exemple, qui sont exposés à la baie Marie dans la partie ouest de l'île Melville. II se peut aussi qu'il se produise un pincement des dépôts sur les flancs des renflements salins, comme lespiègesqu'on trouve contre les intrusions de sel.

Roches mères

La plus ancienne roche mère qu'on ait trouvé dans le bassin Sverdrup est dans les schistes pétrolifères de la formation Emma Fiord du Carbonifère. L'indice de COT atteint 50 p. 100 dans des échantillons d'affleurement. Les schistes sont riches en alginite et l'on croit qu'ils ont été déposés dans un milieu lacustre. La formation Emma Fiord pourrait être surmature (mais probablement une riche source de gaz), sauf dans les marges extrêmes du bassin. Des schistes foncés à haute teneur en matière organique ont égalementété rapportésdans lesformations Hare Fiord et van Hauen du Carbonifère et du Permien.

Les rochesmèresles plus épaisses et les plus répandues dans le bassin Sverdrup sont le faciès distal du groupe Schei Point du Triasique (formations Murray Harbour et Hoyle Bay). Les dépôts répétés de schistes riches en matière organique dans le bassin ont eu lieu à la faveur de la présence d'eaux stratifiées à faible énergie dans des secteurs éloignés du flux deltaïque. Le changement de direction de la source de sédiments a fait en sorte que ces roches mères soient très largement distribuées dans le bassin, quoique les dépôts aient été quelque peu décalés au cours du Triasique. L'analyse d'échantillons des schistes Schei Point montre une grande variation de l'indice de COT dont la moyenne s'établit à 4 p. 100. Tousles échantillons contiennent de la matière organique marine de type Il, qui vient des algues et qui est une excellente source potentielle de pétrole.

Des extraits des schistes Shei Point montrent une corrélation géochimique proche de tous les pétroles découverts dans le bassin; cela évoque une source pétrolifère commune. En fait, la distribution des découvertes existantess'explique trèsbien par la maturité régionale des seuls schistes Schei Point. La présence de gaz s'explique par la disposition d'accumulations gazeuses sur lesflancs des roches mèressurmaturesSchei Point, atteignant des niveaux de maturité au-delà de la fenêtre pétrolière, à la faveur d'une circulation de chaleur intense associée à des intrusions de sel ou de produits volcaniques et (ou) à la profondeur d'enfouissement. Les découvertes de pétrole et de gaz réunis peuvent s'expliquer par quelques phases de migration successive des hydrocarbures, liées à des mouvements tectoniques successifs qui auraient influencé la maturité de la roche mère. En général, les roches mères du Triasique deviennent surmatures à l'est d'une ligne qui épouse grosso modo l'axe de l'île Ellef Ringnes et qui s'étend vers le sud-est jusqu'à l'île Ellesmere.

Les schistes de la formation Jameson Baydu Jurassique contiennent du kérogène de type Il et sont susceptibles de générer du pétrole à l'ouest de l'île Lougheed, mais l'intervalle n'est que marginalement mature. Les niveaux de maturité peuvent être supérieurs près des intrusions de sel. Plus à l'est, là où prédomine la matière organique de type III dans des faciès deltaïques plus proximaux, ces schistes et d'autres datant du Mésozoïque pourraient être plus susceptibles de générer du gaz.

Potentiel

Lebassin Sverdrup estun vastebassinpétrolifère diversifié qui a une excellente fiche de découvertes. Des structures prouvées dans les grès du Triasique contiennent des accumulations géantes et on peut espérer plusieurs découvertes moins spectaculaires. La fiche cumulative des découvertes n'indique aucune défaillance. Les accumulations plus importantes ont tendance à se loger dansdes structures dont le relief est plutôt subtil, à l'écart de l'orogénèse Eurêka.Lespièges stratigraphiques de ces réservoirs ne sont aucunement explorés et il existe un fort potentiel de fermetures considérables, particulièrement dans la marge sud du bassin. Sur une pente ascendante à partir du sous-bassin de sel à l'ouest (dans la péninsule Sabine et les environs), les structures sont susceptibles de contenir du gaz. Plus à l'ouest, les schistes Schei Point sont probablement moins matures et les accumulations de pétrole sont possibles dans de tels pièges. Un exemple patent d'un tel champ potentiel se trouve dans les sables bitumineux de la baie Marie sur l'île Melville, qui se manifestent dans les grès de la formation Bjorne du Triasique inférieur. La distribution de cette formation Bjorne dans le sud-ouest du bassin en fait un objectif intéressant sous les groupes Heiberg et Schei Point. La formation Awingak suscite l'intérêt dans l'ouest du bassin Sverdrup, particulièrement dans le contexte de son association avec les roches mères contemporaines à l'ouest de l'île Lougheed.

De nombreuses structures refermées existent probablement au large des côtes dans les blocs faillés du graben, en plus des pièges structuraux-stratigraphiques liés aux déformations des dépôts de sel. Les blocs de horst sont particulièrement attrayants et se trouvent probablement à des profondeurs favorables dans les marges du bassin.

En général, les risques liés à la surmaturité des roches mères, à l'altération de l'intégrité des pièges et à la biodégradation des pétroles augmentent dans la marge estdu bassin: dans ceszones, il estmoins probable qu'on puisse réaliser de grandes perspectives économiques. Quoique le taux des découvertes soit élevé, ces considérations sont de nature à modérer la poursuite de projets ambitieux dans les secteurs, qu'occupent les structures de l'orogénèse Eurêka

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Meneley, R.A., Henao, D., and Merritt, R.K. 1975. The North-West Margin of the Sverdrup Basin. In Canada's Continental Margin and Offshore Exploration, C}, Yorath, E.R. Parker and D.J. Glass (eds.). Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 4, p. 531-544.

Waylett, D.C. 1989. Drake Point Gas Gield, Canada, Arctic Islands, Sverdrup Basin. American Association of Petroleum Geologists, Treatise of Petroleum Geology, Atlas of Oil and Gas Fields, A-014.







Le bassin Franklinien

Âge Du Cambrien au début du Carbonifère
Superficie Plate-forme de l'Arctique 780 000 km2 (47 p. 100 sur la terre ferme) Ceinture de plissement de l'Arctique 240 000 km2 (62 p. 100 sur la terre ferme) se prolongeant en profondeur sous le bassin Sverdrup
Profondeur des zones visées De 0,5 à 5 km
Épaisseur maximale du bassin 10 km
Indices d'hydrocarbures Taches d'huiles dans les formations Thumb Mountain (Ordovicien supérieur), Bird Fiord et Weatherall (Dévonien moyen). Indices de gaz dans le premier puits foré dans le bassin - à Winter Harbour No. 1 A-09 dans la pointe clastique du Dévonien supérieur
Découverte unique Bent Horn N-72 (1974: pétrole à 43° API)
Ressources découvertes Pétrole: 1.0 x 106m3
Production Pétrole: Bent Horn: 321 470 m3 jusqu'à la fin de 1993
Type de bassin Marge continentale dominée par des carbonates (miogéoclinaux) du Paléozoïque inférieur. Bassin de l'avant-pays du Dévonien récent.
Cadre des dépôts Bassin de carbonates et de schistes marins; se convertissant en siliciclastiques marins, deltaïques et fluviaux du Dévonien récent
Réservoirs Récifs du début au milieu du Dévonien; carbonates de la marge de la pente continentale et carbonates et monticules du plateau continental déposés en eau peu profonde; grès de la pointe clastiques
Structure régionale Ceinture de plissement de l'Arctique, fortement structurée, au large de la plate-forme de l'Arctique
Couvertures étanches Schistes marins (formations Cape de Bray à Bent Horn)
Roches mères Schistes de l'Ordovicien et du Dévonien inférieur (gaz); schistes de la pointe clastique (pétrole?); carbonates du Dévonien moyen et schistes contemporains des récifs (pétrole?); roches mères structuralement juxtaposées du Carbonifère et du Mésozoïque qui recouvrent les structures précédentes (pétrole?)
Profondeur de la fenêtre À la surface dans la ceinture de de pétrole plissement de l'Arctique
Nombre de puits au total 50

Cadre géologique (Figs. 60)

Figure 60: Paléogéographie généralisée du bassin Franklinien entre le Cambrien et le Dévonien moyen.
Description textuelle pour figure 60 : Paléogéographie généralisée du bassin Franklinien entre le Cambrien et le Dévonien moyen

Carte démontrant la paléogéographie généralisée du bassin Franklinien entre le Cambrien et le Dévonien moyen.

Le bassin Franklinien du Cambrien ancien au Dévonien moyen était contigu à la plate-forme Hudson au sud-est et à la plate-forme intérieure au sud-ouest, et il faisait partie d'une marge continentale ininterrompue en bordure du craton nord-américain. Les dépôts de carbonates ont dominé pendant toute cette longue période, formant une pointe péricratonique épaisse (miogéoclinale). À compter du Dévonien moyen, des sédiments siliciclastiques issus des terres élevées à l'est, qui résultaient de l'orogénèse ellesmerienne, se sont répandus dans toute la région. Le dépôt dans le bassin de ces sédiments épais de l'avant-pays la «pointe clastique» d'Embry et Klovan (1976) a précédé le plissement et le soulèvement d'une grande partie du bassin Franklinien à l'apogée de l'orogénèse ellesmerienne.

Lalisière sud de la ceinture de plissement de l'Arctique marque la limite du plissement des strates du Franklinien par la compression ellesmerienne. Cette ceinture est le composant sud d'une vaste région d'activité tectonique du passé la province tectonique innuitienne qui comprend également les parties distales du bassin Franklinien, le bassin Sverdrup et la pointe du socle continental de l'Arctique.

Au sud de la ceinture de plissement de l'Arctique, la plate-forme de l'Arctique estgénéralement peu déformée, sauf dans le voisinage de la voûte Boothia. L'axe de ce soulèvement majeur du Silurien s'oriente vers le nordà partir du bouclier Canadien, exposant des roches de l'Achéen dans toute sa longueur. L'influence structurale de la voûte s'étend au nord du détroit de Barrow jusque dans l'île Cornwallis et la péninsule Grinell de l'île Devon, où desstructuresd'interférence complexes sesont élaborées au croisement de la ceinture de plissement de l'Arctique.

Stratigraphie (Figs. 61)

Figure 61: Stratigraphie sommaire du bassin Franklinien.
Description textuelle pour figure 61 : Stratigraphie sommaire du bassin Franklinien

Image démontrant la stratigraphie sommaire du bassin Franklinien.

Les formations du Cambrien s'épaississent à partir de la marge du bouclier Canadien pour atteindre plus de six kilomètres dans le nord-est de J'île Ellesmere. Dans la plate-forme de l'Arctique, lesgrèsdesformations Gallery et Turner Cliffs se sont déposés sur une vaste étendue après une longue période de pénéplanation qui sépare les roches du Cambrien de celles du Précambrien. Dans J'île Ellesmere, la succession est beaucoup plus épaisse et de nature principalement marine. Elle comprend des carbonates du plateau marin (formation Ella Bay), des grèsdeltaïques (formation Rawlings Bay) et un équivalent distale (formation Archer Fiord), ainsi que les siltstones du plateau continental de la formation Kane Basin. Des équivalents d'eau profonde (formation Grantland) se trouvent dans le nord-est de l'île Ellesmere.

Une bordure de carbonates du plateau Franklinien a commencé à s'élaborer au début de l'Ordovicien (formation Bulleys Lump), restreignant la circulation marine sur l'étendue du plateau intérieur. Les carbonates, l'anhydrite et le gypsefeuilletés de la formation Baumann Fiord, du début de l'Ordovicien moyen, se sont déposés, suivis des calcaires marins de la formation Eleanor River. Un bassin évaporitique s'est reformé après le dépôt de la formation Eleanor River. Le sel gemme épais de la formation Bay Fiord est présent dans le sous-sol des îles Bathurst et Melville dans le contexte d'une zone plus étendue de dépôts de gypse et d'anhydrite.

Un milieu marin s'est établi sur presque toute la marge continentale vers la fin de l'Ordovicien et a persisté jusqu'au Dévonien récent. Une accrétion rapide de la marge continentale, dominée par les carbonates, a marqué cette longue période. Lesunités de l'Ordovicien comprennent les calcaires marins de la formation Tumb Mountain (atteignant 400 m d'épaisseur et recouvrant les évaporites Bay Fiord sur une grande partie de la plateforme de l'Arctique) ainsi que les formations Irene Bay et Allen Bay. Au cours de l'Ordovicien moyen et supérieur, les façonneurs de récifs étaient à l'oeuvre dans le nordest de l'île Melville, où l'on a décrit des monticules de 30 m de hauteur et de 1500 m de diamètre. On connaît l'existence de monticules semblables sur la plate-forme Hudson.

Les dépôts du Silurien au Dévonien étaient caractérisés par des carbonates de plateaux déposés en eau peu profonde dans le sud et l'est (formations Allen Bayet Cape Storm), qui se fondent vers la mer, dans le milieu plus profond du plateau continental, en carbonates resédimentés en eau profonde (formation Cape Phillips). Le plateau était bordé de récifs (formation «Blue Fiord») sur la lisière d'une pente plongeante et d'un bassin de schistes d'eau profonde, au nord-ouest (formation Kitson). La disposition du faciès a perduré jusqu'au Dévonien récent, conférant une stabilité prolongée au milieu de dépôt. Plusieurs lits très épais de carbonates se sont accumulés en bordure du plateau du début au milieu du Dévonien. L'accumulation de carbonates Bent HornTowson Point, exposée sur l'île Melville et pénétrée dans le sous-sol à Bent Horn, a une épaisseur totale de plus de 600 m.

Durant toute cette période, la ceinture de carbonates formait un système discontinu de récifscomplexes séparés par des chenaux plus profonds. Ce complexe de récifs s'étendait vers l'est jusqu'à l'île Ellesmere actuelle, où l'on a décrit un récif emsien affleurant (Smith et Stern, 1987). Ce récif mesure 10 km sur 2 km et a 100 m d'épaisseur. Sa dimension se compare à celle du récif Norman Wells, un peu plus récent, dans la partie continentale des Territoires du Nord-Ouest.

Leplateau externe, la ceinture de carbonates, la pente et les dépôts bassinaux du bassin Franklinien setrouvent dans la ceinture de plissement de l'Arctique. Le faciès du plateau intérieur à moyen, et la majeure partie des strates du Cambrien et de l'Ordovicien qui ont été pénétrées, se situent à l'intérieur de la plate-forme de l'Arctique. On note une complexité locale et une interruption de la sédimentation de carbonates dans le voisinage de la voûte Boothia, où les conglomérats de la formation Peel Soundsesontdétachésde la voûte pendant sa principale période de croissance au Silurien.

L'orogénèse ellesmerienne a donné lieu à un influx de sédiments siliciclastiques, de l'est à l'ouest, sur toute l'étendue du plateau de carbonates, à compter du tout début du Dévonien moyen. L'orogénèse ellesmerienne pourrait être liée à des mouvements de plaque qui ont également mis en place un terrain exotique, Pearya, en bordure nord de la région. Pearya a pu constituer une source additionnelle de sédiments quartziques. Ces dépôts forment une pointe massive (leur épaisseur conservée maximale atteint 4 km) qui s'est originalement épaissie à l'ouest (et de façon distale) vers les côtes modernes de la mer de Beaufort. Lesdépôts de la pointe clastique ont cessé lorsque le soulèvement ellesmerien s'estpropagé versl'ouest, ce qui a entraîné l'érosion d'une épaisseurconsidérable de la pointe clastique et un dépôt répété de sédiments au delà des confins des îles de l'Arctique.

Les strates les plus anciennes attribuées à la pointe clastique sont les clastiques à grain fin de la formation Blackley, qui recouvre les schistes noirs de la formation Kitson. Les strates Blackley ont été déposées au pied d'une pente qui avançait, sur laquelle lessiltstoneset les schistes de la formation Cape de Bray se sont déposés. Une granulation plus grossière, diachronique et ascendante, caractérise la régression vers l'ouest des systèmes de dépôts de clastiques à gros grain, et la formation Cape de Bray est recouverte des dépôts deltaïques et marins du plateau continental des formations Bird Fiord et Weatherall, qui lui sont aussi latéralement équivalentes. La première incursion de dépôts fluviaux dans le bassin se manifeste dans les grès de la formation Strathcona Fiord de l'île Ellesmere; elle est suivie des dépôts fluviaux entrelacés,beaucoup plus étendus, de la formation Hecla Bay de la fin du Dévonien moyen. Une discordance audessus de la formation Hecla Bay marque la fin de la première de trois régressions au sein de la pointe clastique. La deuxième avance des systèmes deltaïques dans le bassin,au Dévonien récent, a déposé la formation Beverley Inlet sur presque toute l'étendue du bassin (les formations Fram, Hell Gate et Nordstrand Point sont des équivalents proximaux sur l'île Ellesmere). La dernière avance est caractérisée par la formation Parry Islands, qui a de nouveau déposé des faciès fluviaux et de la plaine côtière dans tout le bassin. La succession stratigraphique accuse une lacune au-dessus de la formation Parry Islands, et elle s'étend de la toute fin du Dévonien au tout début du Carbonifère. Cet hiatus marque la fin des dépôts dans le bassin Franklinien.

Réservoirs

Le champ Bent Horn

Le gisement pétrolifère Bent Horn a été découvert en 1973, grâce au forage du puits Bent Horn N-72. Le réservoir se trouve dans les calcaires récifaux de la formation Blue Fiord. Lechamp produit du pétrole à 45° API tiré d'un seul puits (A-02). La découverte se situe dans la zone de transition fortement structurée entre la ceinture de plissementde l'Arctique et le bassin Sverdrup, dans le plus élevé de deux rétrochevauchements orientés vers le nord, lequel est tronçonné et revêtu d'une couverture étanche du côté sud, à la faveur d'une faille normale de 300 m de rejet. Le gisement est confiné à l'est par un faciès de transition entre des carbonates récifaux et des schistes.

Le gisement Bent Horn est délimité par six puits (y compris celui qui a donné lieu à la découverte). On a récupéré du pétrole dans deux puits, un autre a donné un indice de pétrole et trois autres étaient secs. Seul le puits A-02 a pénétré une zone pétrolifère dans la nappe de chevauchement et c'est le seul qui puisseêtre exploité. Il a une capacité de 5300 barils par jour, avec un débit d'eau minimal. Les puits F-72 et N-72 sont passés à côté du nez du chevauchement supérieur, mais ont repéré du pétrole au pied de la paroi du chevauchement. Les essais de production indiquent que le puits N-72 a une capacité limitée. Un forage latéral subséquent du puits F-72, qui visait à intercepter la nappe de chevauchement supérieure, n'a traversé aucune zone poreuse.

Le forage a montré que les calcaires Blue Fiord sont généralement serrés, avec une porosité vacuolaire et caverneuse locale. Les fractures rehaussent la perméabilité, mais elles paraissenttrès locales. Lechamp possède une pousséed'eau active. Il se limite à la nappe de chevauchement supérieure et l'étendue de celle-ci est incertaine. Exploité depuis 1985, le puits a produit 321 469 m3 de pétrole jusqu'à la fin de 1993. Le type de porosité et lè cadre structural complexe rendent difficile l'évaluation des réserves et le volume de 1,0 x 106m3 qu'on a estimé demeure très incertain.

Autres réservoirs potentiels

Lesgrès basaux du Cambrien sont mal consolidés et ont habituellement une bonne porosité dans les affleurements. Ces grès sont diachroniques et des équivalents plus anciens peuvent être présents en profondeur dans les zones plus distales du bassin Franklinien. Quoiqu'on ait noté une bonne porosité dans les affleurements, elle n'est probablement que passable dans le sous-sol. Lesréservoirsdu Cambrien des collines Colville, dans la partie continentale des Territoires du Nord-Ouest, ont une porosité moyenne de 12 p. 100.

Du Cambrien supérieur à l'Ordovicien, lesprécurseurs des carbonates de la marge récifale de la formation Blue Fiord n'ont qu'un potentiel modeste de réservoirs. Dans le complexe du plateau Franklinien, ces carbonates ainsi que ceux des monticules beaucoup plus étendus, des récifs dispersés et des carbonates formés en eau peu profonde, sont potentiellement poreux, mais l'élaboration d'une porosité y est probablement rare.

Les grès de la pointe clastique sont des réservoirs potentiels, leur qualité dépendant des faciès de dépôts. La porosité dépasse rarement les 10 p. 100 dans les grès deltaïques et marins des formations Bird Fiord et Weatherall de l'île Melville, mais il se peut que les grès fluvio-deltaïques plus proximaux présentent des caractéristiques de réservoir supérieures.

Structure, pièges et couvertures étanches

Dans les affleurements de la section des îles Parry, dans la ceinture de plissement de l'Arctique, on rencontre de vastes plis réguliers. Les sondagessismiques et les études sur le terrain révèlent des structures plus complexes en profondeur, dont les affleurements sont l'expression en surface d'horizons plus récents. De multiples détachements et des nappes de charriage inclinées sont présents dans le sel de l'Ordovicien et dans les intervalles de schistes plus faibles, à l'intérieur des séries dominantes de carbonates. Ces éléments indiquent une complexité structurale progressive qu'on ne saurait déduire uniquement de l'étude des affleurements. Ils augmentent grandement les permutations et donc la probabilité de réservoirs, de couvertures étanches et de roches mères potentielles qui pourraient setrouver dans la ceinture de plissement. La prospection dans la succession franklinienne n'était certes pas fondée sur une interprétation moderne des objectifs structuraux. La perturbation observée dans la ceinture de plissement Canrobert dans le nord-ouest de l'île Melville distincte par l'âge et le style des déformations de la ceinture de plissement des îles Parry souligne les progrès récents dans la façon de comprendre et d'interpréter la complexité structurale de cette région (voir Harrison, 1991).

Les structures de plus grande amplitude de la ceinture de plissement de l'Arctique sont présentes au sein des zones de carbonates du plateau continental du bassin Franklinien. En direction du bassin (c-à-d. vers le nord), la structure de la succession à prédominance schisteuse a donné lieu à un plissementen chevronsd'une fréquence beaucoup plus élevée.

Les pièges structuraux dans la ceinture de plissement ont trait, entre autres, à des anticlinaux simples, des anticl inaux de chevauchement, des nappes de souschevauchement, des pièges de sel sous-jacents et des blocs faillés dans le sous-bassin. Les horizons schisteux et le sel établissent des couvertures étanches. À l'ouest du 1ose degréde longitude 0, on observepeu d'influence tectonique depuis la fin de l'orogénèse ellesmerienne; il y a donc peu de risque que les couvertures étanches se soient dégradées à la suite d'une réactivation des structures. Tel n'est pas le cas dans la marge du bassin Sverdrup, où des mouvements d'expansion tectonique active, et peut-être desmouvements de rejets horizontaux le long des nombreuses nappes de charriage, ont pu affecter l'intégrité des pièges antérieurs.

Les structuresanticlinales, si évidentesdans la ceinture de pl issement de l'Arctique, sont absentes de la plateforme arctique. Les pièges potentiels se rapportent à des failles dans le soubassement et, particulièrement, à des failles associées aux voûtes. Les roches de l'Archéen sont exposées le long de la crête de la voûte Boothia. On croit que cette structure majeure est un chevauchement orienté vers l'ouest et la plupart des structures superficielles connexes ont été relevées le long du flanc ouest. La succession qui va du Cambrien à la fin du Silurien, sur lesdeux flancs, a plus de 2000 m d'épaisseur au total. Les trois puits forés dans lesîles Prince-de-Galles et Somerset ont exploré les structures des flancs de la voûte Boothia.

Les pièges stratigraphiques ont trait, entre autres,à l'élaboration de récifs le long de la marge de la plateforme de carbonates. La transition des dépôts du plateau à la pente continentale a engendré une modification de l'ensemble des propriétés géotechniques et donc des perspectivesde recherche d'une discordance structurale. Dans ce contexte, il serait à peine étonnant que les découvertes le long du système de la barrière récifale principale révèlent une plus grandecomplexité structurale faillée. De vastes récifs sesont également élaborés sur la pente maritime du système récifal principal. Les récifs de ce type ont une plus forte tendance à se trouver enveloppés dans des schistes et sont éloignés de la zone de discontinuité structurale de la marge du plateau continental. Des récifs dispersés et des hauts-fonds oolithiques dans les eaux peu profondes du plateau sont probablement communs dans les strates de l'Ordovicien au Dévonien moyen de la plate-forme de l'Arctique.

Roches mères

Quoique lesrochesmèrespotentielles soient inhabituelles dans l'épaisse succession de carbonates du Paléozoïque, on en a repéré quelques-unes. Les schistes noirs de la formation Cape Phillips de l'Ordovicien supérieur et de la formation Kitson du Dévonien inférieur ont un indice de COT de 3 à S p. 100 et une forte teneur en gaz. La source du pétrole à Bent Horn est inconnue, mais des indications circonstancielles suggèrent qu'elle serait issue de schistes enveloppants de la formation Cape Phillips.

Dans la pointe clastique du Dévonien moyen au Dévonien supérieur, les schistes des formations Weatherall, Bird Fiord, Blackley et Cape de Bray sont des roches mères potentielles. Les niveaux de maturité dans ces horizons augmentent jusqu'à atteindre la surmaturité vers l'ouest; c'est le résultat d'un enfouissement profond sous les sédiments de la pointe clastique, ultérieurement érodée. La pointe clastique est également susceptible de générer du gaz.

Potentiel

Trois systèmes pétroliers peuvent être présents dans le bassin Franklinien: tous sont sous-explorés et ils incorporent plusieurs zones prospectives distinctes. Le potentiel varie de passable (du Cambrien au Silurien)à bon (carbonates du début au milieu du Dévonien et clastiques du milieu à la fin du Dévonien). Une seule zone est en fait prouvée - la découverte Bent Horn : le reste demeure hypothétique, quoique des indices d'hydrocarbures et une géologie prometteuse laissent entrevoir des possibilités.

Système pétrolier 1.1. Du Cambrien basal à l'Ordovicien inférieur (faciès de réservoirs de grès et de carbonates et faciès de roches mères apparentées).

Les carbonates de l'Ordovicien inférieur dans des structures sous-jacentes au sel BayFiord forment une zone prospective pour le gaz compte tenu du niveau élevé de maturité de toute roche mère communicante. La couverture étanche sous forme de sel gemme de la formation Bay Fiord est confinée aux îles Melville et Bathurst. Un manque de porosité et l'absence de roches mères surmatures sont les principaux risques de ces complexes, quoique la perspective d'étanchéité et de préservation des accumulations sous la masse de sel soit favorable.

Les grès du Cambrien forment une importante roche réservoir de la plate-forme intérieure descollines Colville et pourraient manifester des caractéristiques de réservoir semblables dans l'ensemble de la plate-forme de l'Arctique. Toutefois, l'absence, dans la stratigraphie cambrienne de la plate-forme, d'un bassin de sel étendu recouvrant le réservoir, réduit la probabilité que les grès du Cambrien soient protégéspar une couverture étanche. Les pièges sont tout probablement des débordements et des pincements recouvrant la discordance basale du Cambrien. De tels pièges sont en bonne position pour intercepter les hydrocarbures qui migrent vers le haut des pentes depuis les couches plus profondes du bassin.

Système pétrolier 2.De l'Ordovicien supérieur au Dévonien moyen (accumulations de carbonates et faciès de roches mères apparentées).

À ce jour, les forages n'ont rencontré que des roches imperméables et n'ont récupéré que de l'eau des carbonates de l'Ordovicien supérieur (par exemple, la formation Thumb Mountain) dans les anticlinaux et les plaques de chevauchement de l'Eliesmerien. Cependant, une élaboration de porosité reste toujours possible et celle-ci, alliée àdes taches de pétrole et à des indices de gaz ainsi qu'à la proximité de roches mères, indique que les structures non forées conservent un certain potentiel, probablement de gaz.

La marge du plateau du Silurien au Dévonien moyen et les accumulations isolées de carbonates sur la partie supérieure de la pente offrent le meilleur potentiel de découverte d'hydrocarbures dans les strates du Paléozoïque inférieur. Les accumulations récifales semblent relativement fréquentes dans ce complexe. La porosité est présentequoiqu'elle soit localement obstruée par le bitume. Legisement Bent Horn laisseespérer qu'il existe des roches mères pétrolières dans le faciès contemporain à l'écart des récifs. Ce complexe offre un potentiel de champ pétrolifère majeur.

Système pétrolier 3.Pointe clastique du Dévonien supérieur (grès et roches mères apparentées).

On a recueilli des indices de gaz dans le puits Winter Harbour et des taches de pétrole dans les affleurements ainsi que dans quelques échantillons de forage, qui sont issus de la pointe clastique du Dévonien supérieur. Les roches réservoirs potentielles sont stratigraphiquement proches des roches mères tant dans la pointe clastique que dans les roches mèresqui setrouvent prèsde la base de la succession Sverdrup qui les recouvre. Les niveaux de maturation sont généralement favorables. Les objectifs de forage comprennent des anticlinaux et des nappes de chevauchement faillées dans la ceinture de plissement de l'Arctique et aussi le long de la marge du bassin Sverdrup.

L'exploration future se concentrera probablement sur lesperspectivespétrol ièresdescomplexes récifaux le long de la marge de carbonates, particulièrement dans le voisinage immédiat de l'interface structurale entre la ceinture de plissement de l'Arctique et le bassinSverdrup. Les structures majeures de la ceinture de plissement de l'Arctique comprennent des grès de la pointe clastique, qui forment un milieu propice tant pétrolier que gazier. Il existeun bon potentiel de trouver desgisementsmajeurs de pétrole et de gaz.

Lectures de base et références

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La pointe du socle continental de l'Arctique

Âge Du Crétacé au Récent
Profondeur des zones visées ?
Épaisseur maximale du bassin 12 km
Indices d'hydrocarbures ?
Ressources découvertes Aucune
Type de bassin Marge passive
Cadre des dépôts Plateau continental transitionnel à marin et bassin océanique
Réservoirs Grès fluvio-deltaïques, turbidites(?)
Structure régionale Failles d'expansion; blocs faillés ayant subi une rotation
Couvertures étanches Schistes marins (?)
Roches mères Inconnues
Profondeur de la fenêtre >3000 m (?)
Nombre de puits au total 10 puits ont vérifié divers sites de la marge proximale sur la terre ferme, le long de la marge Sverdrup

On sait que la pointe du socle continental de l'Arctique contient d'épaisses accumulations de sédiments. Desétudes de réfraction sismique sur le plateau continental de l'Arctique, au nord de l'île Axel Heiberg, révèlent la présence d'une épaisse(10 km) succession sédimentaire déformée sur le plateau externe. Les profils de réflexion sismique obtenus dans le sillage de l'île De Glace manifestent la présence d'une pointe de strates sédimentaires faillées (2 km) sur le plateau interne,à l'ouest de l'île Axel Heiberg.

La pointe comprend des séries du Crétacé supérieur et du Paléogène qui sont apparentées à des séries pétrolifères et gazifères du sud de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie. La formation Eureka Sound, où dominent les dépôts fluviaux dans les affleurements des l'les de l'Arctique, pourrait avoir des équivalents distaux deltaïques et marins qui pourraient receler des roches réservoirs et des roches mères. Celles-ci pourraient être enfouies assez profondément pour atteindre la maturité, sous une épaisse pointe de grès mal consolidés de la formation Beaufort, déposés par-dessus la discordance circum-Beaufort au début du Miocène.

Toutefois, l'éloignement géographique et la vaste proportion du bassin qui se trouve sous la banquise mouvante de l'océan Arctique excluent la région d'une éventuelle exploitation économique dans un avenir prévisible. 101



CHAPITRE 6 - L'EST DE L'ARCTIQUE

Le bassin du détroit de Lancaster

Âge Du Crétacé ancien(?) au Tertiaire recouvrant un soubassement du Protérozoïque au Paléozoïque
Épaisseur maximale du bassin 8 km
Découvertes Aucune
Type de bassin Bassin d'effondrement du Mésozoïque recouvrant un fond de bassin du Protérozoïque au Paléozoïque
Cadre des dépôts Fluvio-deltaïque à marin
Réservoirs Grès du ?Crétacé et du Paléogène, grès et carbonates du ?Paléozoïque, grès du Protérozoïque
Structure régionale Blocs faillés, demi-grabens
Couvertures étanches ?Schistes marins
Roches mères ?Crétacé inférieur (susceptibles de générer du gaz, ?Crétacé supérieur, schistes marins du Paléocène (potentiel pétrolifère)
Profondeur de la fenêtre Inconnue
Sondages sismiques Plus de 60 000 km de sondages sismiques marins forment une grille sismique adéquate
Superficie 13 250 km2
Superficie sous licence 931 640 ha (Permis de prospection soumis à un moratoire)

(Le fond marin atteint 800 m et il est généralement supérieur à 100 m, sauf dans une étroite zone côtière. La glace couvre le bassin d'octobre à la fin de juin. On rencontre communément des icebergs.)

Ce bassin non foré est un bassin d'effondrement du Mésozoïque et du Cénozoïque dont la taille se compare au graben Viking de la mer du Nord. 1/ contient de nombreuses structures de blocs faillés définies dans le contexte d'une grille sismique très élaborée. On suppose que la stratigraphiedu bassin comprend des roches réservoirset des roches mères matures susceptibles de générer du gaz et du pétrole.

Cadre géologique (Figs. 62 - 64)

Figure 62: Géographie et emplacements des puitsdans l'estde l'Arctique.
Description textuelle pour figure 62 : Géographie et emplacements des puitsdans l'estde l'Arctique

Carte démontrant la géographie et emplacements des puits dans l'est de l'Arctique.


Figure 63: Carte isopaque (en milliers de mètres) des strates du Mésozoïque et du Cénozoïque dans le détroitde Lancaster et dans les régions adjacentes.
Description textuelle pour figure 63 : Carte isopaque (en milliers de mètres) des strates du Mésozoïque et du Cénozoïque dans le détroitde Lancaster et dans les régions adjacentes

Carte démontrant la carte isopaque des strates du Mésozoïque et du Cénozoïque dans le détroit de Lancaster et dans les régions adjacentes.


Figure 64: Coupe transversale schématiquedu bassin du détroit de Lancaster jusqu'au bassin Bylot.
Description textuelle pour figure 64 : Coupe transversale schématiquedu bassin du détroit de Lancaster jusqu'au bassin Bylot

Image démontrant la coupe transversale schématique du bassin du détroit de Lancaster jusqu'au bassin Bylot.

Le bassin du détroit de Lancaster relie l'intérieur partiellement inondé du craton de l'Amérique du Nord -les îles de l'Arctique canadien - avec la baie de Baffin et l'Atlantique nord. Le bassin est né d'un effondrement de l'extrémité nord-ouest de la baie de Baffin. Contrairement à ce qui s'est passé dans celle-ci, la croûte continentale du détroit de Lancaster ne s'est pas amincie de façon notable et le fond marin ne s'est pas étendu. Les dépôts du bassin sont des sédiments du Mésozoïque, du Tertiaire et du Quaternaire et ils sont bornés au nord et au sud par des roches du Protérozoïque et du Paléozoïque qui sont exposéessur l'île Devon au nord et sur l'île Bylot et la péninsule Borden de l'île de Baffin au sud. En coupe transversale, le bassin estun demi-graben, l'axe bassinai étant adjacent à la faille Devon. Un déplacement de plusieurs milliers de mètres le long de cette faille juxtapose les roches du Protérozoïque exposéessur l'île Devon aux dépôts du bassin qui datent du Mésozoïque au Tertiaire. Le bassin devient moins profond vers l'ouest, en débouchant dans le détroit de Barrow, et aussi vers l'est, par-dessus la crête Sherrard, qui crée un seuil entre les bassinsdu détroit de Lancaster et de la baie de Baffin.

Historique de l'exploration

L'exploration pétrolière et gazière s'est limitée à des sondages sismiques et à des travaux géologiques sur le terrain, le long des marges du bassin. Quoiqu'on ait autorisé en principe, en 1974, des opérations de forage dans le détroit de Lancaster, aucun puits n'y a encore été foré. En1978, suite à un examen environnemental, on a décrété un moratoire qui met les travaux de forage en veilleuse. Toutefois, le plan d'utilisation régional des terresdu détroit de Lancasterconsidérait que l'exploration pétrolière et gazière n'était pas nécessairement un usage incompatible des terres.

Les permis de prospection émis pour la région ne permettent pas d'entreprendre des travaux tant que le moratoire s'appliquera.

Stratigraphie (Figs. 65)

Figure 65: Stratigraphie probable du bassin de Lancaster et comparaison avec desbassins voisins et avecceluide Beaufort-Mackenzie (d'après Smith et al., 1989).
Description textuelle pour figure 65 : Stratigraphie probable du bassin de Lancaster et comparaison avec desbassins voisins et avecceluide Beaufort-Mackenzie (d'après Smith et al., 1989)

Image démontrant la Stratigraphie probable du bassin de Lancaster et comparaison avec des bassins voisins et avec celui de Beaufort-Mackenzie.

Les roches archéennes, exposées sur toute la longueur de l'île de Baffin et sur la partie est de l'île Devon et de l'île Ellesmere, forment une marge soulevée de fa baie de Baffin, dont la couverture du Protérozoïque et du Paléozoïque inférieur a été largement érodée. La succession du Cambrien au Silurien moyen a été décrite dans la marge sud-ouestdu bassindu détroit de Lancaster (Jackson et Sangster, 1987). Elle est constituée principalement de strates clastiques du Cambrien (formations Galley et Turner Cliffs) auxquelles succèdent des calcaires et des roches dolomitiques de l'Ordovicien inférieur (formation Ship Point). Les formations Allen Bayet Blue Fjord du Dévonien sont peut-être conservées à l'extrémité sud du bassin. Ces observations laissent croire que le fond des bassinsdu Mésozoïque du détroit de Lancaster, du détroit de Jones et de l'auge Eclipse se compose de roches du Protérozoïque dans l'est, avec des rochesdu Paléozoïqueinférieur conservées plus à l'ouest, sous une discordance majeure sous-jacente au Crétacé.

Des sédiments du Crétacé au Tertiaire affleurent sur l'île Bylot et sur la portion nord-est de l'île de Baffin, qui est adjacente à l'inlet Pond. On a déduit la nature des dépôts du bassin du détroit de Lancaster de la stratigraphie des affleurements de l'île Bylot (McWhae, 1979) et de la sismo-stratigraphie des séries du bassin par Harper et Woodcock (1980). Les plus anciens sédiments du Mésozoïque du détroit de Lancaster sont probablement albiens ou même plus anciens dans les parties les plus profondes du bassin. La nomenclature des strates de la formation Hassel (de l'Albien au Cénomanien), de la formation Kanguk (du Campanien au Maastrichtien) et de la formation EurekaSound (du Paléocèneà l'Éocène), est la même que celle du bassin Sverdrup des îles de l'Arctique et, elles pourraient bien donner lieu à des successions plus épaisses dans la portion au large des côtes.

La formation Hassel est principalement fluviale. Les grès épais, à gros grain, avec des lits minces de charbon sont équivalents aux grès de la formation Bjarni au large des côtes. Le membre inférieur de la formation Kanguk qui les recouvre (>1000 m) a été déposé à une époque de transgression marine à l'échelle mondiale et représente une vasteunité dans la région. Laformation Eureka Sound a 1600 m d'épaisseur dans l'île Bylot et elle comprend trois membres de siltstone argileux et de grès marins et un membre épais de grès fluvial. On a relevé des sédiments d'origine lacustre à marine (de la marge continentale) dans deux autres localités sur la côte est de l'île de Baffin.

Réservoirs potentiels

Les grès issus des dépôts du Mésozoïque dans le fossé d'effondrement sont tous des roches réservoirs potentielles, possédant une porosité et une perméabilité que l'on estime bonnes à excellentes en profondeur. Il existe probablement d'épaisses sections de réservoirs, particulièrement dans la partie est du détroit de Lancaster et dans la baie de Baffin qui y est adjacente. Dans ses affleurements, la formation Hassel est un grès immature mal différencié. On a fait état d'une porosité atteignant 28 p. 100 et d'une perméabilité de 400 mD dans des affleurements superficiels voisinant le détroit de Lancaster (McWhae, 1979). L'âge et le cadre de dépôt de ce grès sont équivalents à ceux de la formation Bjarni, un intervalle de réservoir prouvé sur le plateau continental du Labrador. On a également relevé une excellente porosité (supérieure à 20 p. 100) et une perméabilité passableà bonne dans les grèsfluviaux, transitionnels et marins des formations Kanguk et Eureka Sound.

Les roches du Paléozoïque et du Protérozoïque qui constituent le fond du bassin sont aussi des roches réservoirs potentielles. Des affleurements de quartzarénites épaisses ont une bonne porosité et une bonne perméabilité, mais il est peu probable que ces unités plutôt anciennes aient conservé leur porosité en profondeur. Les carbonates Ordovicien-Dévonien du plateau continental n'ont qu'un faible potentiel d'accumulation significative. On a décelé une porosité vacuolaire dans des calcaires de l'Ordovicien. On a rapporté que la formation Cape Crawford du Silurien, qui a une grande superficie, avait une porosité de brèche intercristalline et d'affaissement de dissolution (McWhae, 1979). Les calcaires Allen Bayet ceux de la formation Blue Fiord du Dévonien moyen ont aussi une porosité potentielle.

Structure, pièges et couvertures étanches

Les sondages sismiques ont décelé de nombreux blocs faillés, inclinés. La plupart semblent avoir connu une longue période de mouvement pendant tout le crétacé et ils ont eu une profonde influence sur le dépôt d'intervalles stratigraphiques qui présentent un potentiel de réservoir. Plusieurs pièges pourraient donc avoir un aspect stratigraphique significatif, indiqué par un débordement recouvrant les blocs faillés inclinés. Les blocs élevés sont peut-être tronqués par desdiscordances dans la succession duTertiaire. Il est peu probable qu'on rencontre d'épais intervalles de schistes dans le cadre de dépôts fluviaux à transitionnels, qui sont communs dans les formations du Crétacé et du Tertiaire. Il faut seméfier des couvertures étanchesqui recouvriraient bon nombre de blocs faillés élevés. La réactivation des failles aurait pu dégrader encore davantage l'intégrité de ces couvertures.

Roches mères

Les roches mèresdu Paléozoïque peuvent conserver leur potentiel de générer des hydrocarbures, mais une longue exposition des dépôts du Paléozoïque, avant le Crétacé, a pu complètement oxyder les roches mèrespotentielles. Les roches mères éventuelles dans la succession du Mésozoïque comprennent peut-être des schistes marins (dont on déduit la présence des séries de transgressions révélées par les sondages sismiques) et des séries lacustres. L'étranglement du bassin par un seuil du côté de la mer - qui est peut-être un phénomène répétitifà l'entrée du détroit de Lancaster - augmente la possibilité de dépôts de roches mères dans des bas-fonds mal oxygénés. Des échantillons d'affleurements indiquent que les schistes de la formation Bjarni sont d'excellentes roches mèressusceptiblesde générer du gaz. Les schistes Kanguk du Crétacé supérieur ont un indice de COT supérieur à 2 p. 100 et sont des roches mères pétrolières potentielles.

Potentiel

Dans l'optique de l'état actuel des connaissances, Smith et al. (1989) estime que le bassin du détroit de Lancaster présente un potentiel pétrolier et gazier élevé. On n'a recueilli aucune donnée significative depuis que cette étude a été réalisée. Il appert nettement que ce bassin réunit plusieurs des caractéristiques des régions pétrolifères, mais il subsiste des risques significatifs: en particulier, la présence et la maturité des roches mères, l'intégrité de la couverture étanche, des brèchespossibles dans les pièges et la chronologie de la migration. La ressemblance au plateau continental du Labrador et, en particulier, l'abondant apport terrestre au bassin, laisse supposer que celui-ci serait susceptible de générer du gaz que du pétrole. Toutefois, en l'absence de forage, on doit considérer que le bassin présente un potentiel significatif, tant pétrolier que gazier.

Lectures de base et références

Jackson, G.D. and Sangster, D.F. 1987. Geology and Resource Potential of a Proposed National Park, Bylot Island and North-West Baffin Island, Northwest Territories. Commission géologique du Canada, Article 87-17.

McWhae, J.R.H. 1979. Canadian Arctic Islands Geological Field Operation - LancasterSound Segment. Industry report. Office national de l'énergie, Rapport no. 246-1-12-100.

Miall, A.D., Balkwill, H.R., and Hopkins, W.S., Jr. 1980. CretaceousandTertiary Sedimentsof EclipseTrough, Bylot Island Area, Arctic Canada, and lheir Regional Setting. Commission géologique du Canada, Article 79-23, 20 p.

Smith, D.R., Gowan, R.J., and McComb, M. 1989. Geology and Resource Potential of a Proposed National Marine Park, Lancaster Sound, Northwest Territories. Commission géologique du Canada, Dossier ouvert 2022, 52 p.







La baie de Baffin

Âge Du Crétacé (Albien?) au Tertiaire
Profondeur des zones visées Inconnue
Épaisseurmaximale du bassin 14 km (8 km en moyenne)
Découvertes Aucune
Type de bassin Marge continentale passive, sous-bassins fracturés
Cadre des dépôts Fluvio-deltaïques à marins
Réservoirs Grès du ?Crétacé et du Paléogène
Structure régionale Failles d'expansion, demi-grabens
Couvertures étanches Schistes marins
Roches mères Crétacé inférieur (susceptibles de générer du pétrole)
Schistes marins du Crétacé supérieur et du Paléocène (gaz, avec un certain potentiel de pétrole, mais à peine matures)
Profondeur de la fenêtre de pétrole De 3300 à 3800 m
Sondages sismiques Sondages épars de reconnaissance
Superficie sous licence Aucune


La baie de Baffin contient des centres de dépôts locaux avec d'épaisses séries sédimentaires du Mésozoïque qui présentent un bon potentiel gazier et pétrolier. On a observé des suintements de pétrole et des roches mères pétrolières. On estime que les formations du Crétacé au Tertiaire inférieur ont de bonnes caractéristiques de réservoirs. Aucun forage n'a été effectué dans le bassin.

Cadre géologique

La baie de Baffin est le prolongement nord-ouest et le
terme du système d'effondrement marin de l'Atlantique nord et du Labrador. L'échelonnement en gradins, vers le nord, du fond marin de l'Atlantique nord a donné lieu à l'élaboration d'un graben dans la région de la baie de Baffin naissante, au début du Crétacé. La croûte océanique a commencé à seformer pendant le Paléocène dans la baie de Baffin, mais il semble que la progression du fond marin ait cessépendant l'Oligocène. La baie de Baffin est bornée au nord par le détroit de Nares, une faille transformante probable, et au sud, par la transformation d'Ungava, sous-jacente au détroit de Davis. Les strates sédimentaires sont le plus épaisses le long du plateau étroit de l'est de l'île de Baffin, et du plateau opposé, beaucoup plus large, de l'ouest du Groenland. Un centre de dépôt majeur est présentà l'extrémité nord du plateau de Baffin, faceà l'embouchure du détroit de Lancaster.

La sédimentation est caractérisée par un apport de matériaux clastiques grossiers dans l'ensemble de la marge fracturée de l'île de Baffin, qui s'effondrait rapidement. Les sédiments provenaient des hauteurs environnantes de la côte de Baffin et de clastiques venant de l'arrière-paysdesîles canadiennesde l'Arctique, datant du Paléozoïque inférieur, par voie de systèmes de drainage majeurs dominés par d'importantes fractures.

Historique de l'exploration

On n'a foré aucun puits dans la baie de Baffin, sauf le site ODP 645. En 1976-1977, on a foré cinq puits dans le détroit de Davis, à l'entrée sud de la baie de Baffin. Cespuits secs et abandonnés setrouvent en eaux danoises sur le plateau continental ouest du Groenland. La commission géologique du Groenland fait remarquer que les puits n'ont pas pénétré les séries prometteuses antérieures au Tertiaire qu'indiquent les sondages sismiques.

L'exploration sismique du plateau nord-est de l'île de Baffin a été limitée. Les quelques programmes de reconnaissance qu'on a entrepris sont insuffisants pour délimiter les zones de forage prometteuses.

Stratigraphie (Figs. 66)

Figure 66: Stratigraphie généralisée de la région du plateau continental de la baie de Baffin.
Description textuelle pour figure 66 : Stratigraphie généralisée de la région du plateau continental de la baie de Baffin

Image démontrant la stratigraphie généralisée de la région du plateau continental de la baie de Baffin.

les sédiments du Mésozoïque de la baie de Baffin recouvrent probablement des roches du Protérozoïque comparables à celles qui sont maintenant exposées sur l'île de Baffin. Il sepeut que des roches de l'Ordovicien et du Silurien soient conservées off-shore, mais on ne possède aucune donnée sismique qui le suggère.

les plus anciens sédimentsdu Mésozoïque de la région de la baie de Baffin sont desgrèsde la formation Quqaliut de l'Aptien à l'Albien inférieur, décrits par Burden et Languille (1990), au nord du cap Dyer, aux abords sud de la baie de Baffin. Ces strates sont recouvertes, dans la discordance, par des dépôts fluviaux entrelacés du Paléocène (formation Cape Searle). Celle-ci contient des roches détritiques volcaniques et volcaniclastiques qui se sont formées au cours d'une violente période tectonique, qui a probablement marqué le début de l'expansion du fond marin de la baie de Baffin. Les sédimentsdu Crétacé et du Tertiaire affleurent également dans l'île Bylot et dans le nord-est de l'île de Baffin près de Pond Inlet. Les strates de la formation Hassel (de l'Albien au Cénomanien), de la formation Kanguk (du Campanien au Maastrichtien) et de la formation Eureka Sound (du Paléocène à l'Éocène) sont probablement représentées par des successions plus épaisses off-shore. Les formations Hassel, Bjarni et Quqaliut ont à peu près le même âge et représentent des dépôts parmi les plus anciens dans les zones de fractures. Les formations Cape Searle, Eureka Sound et Cartwright sont également contemporaines, mais leur cadre de dépôt diffère de façon marquée.

Laformation Hassel dans l'île Bylot estprincipalement d'origine fluviale et elle est constituée de grès épais età texture grossière ainsi que de minces lits de houille. La formation Quqaliut, d'origine fluviatile, non marine, s'est déposée dans un cadre semblable avec des effusions volcaniques intermittentes. Le membre inférieur de la formation Kanguk plus récente (>1000 m) s'est déposéà une époque de transgression marine à l'échelle mondiale, pendant le Crétacé récent et il représente une vaste unité régionale de schistes. LeKanguk supérieur estsablonneux et représente une régression ultérieure. La formation Eureka Sound a 1600 m d'épaisseur dans l'île Bylot et elle comprend trois membresde siltstone et de grèsmarins et un membre épais de grès fluvial. On a observé, dans deux autres localités de la côte est de l'île de Baffin, des sédiments marins, lacustres à marginaux, du Paléocène.

Réservoirs

Les grès des formations Hassel, Eureka Sound et Kanguk supérieure sont des roches réservoirs potentielles. Des échantillons prélevés dans des affleurements du bassin Bylot ont tous une bonne porosité et une bonne perméabilité. Là où on a pénétré des roches du même âge dans le sous-sol des plateaux continentaux du sudest de l'île de Baffin et du Labrador, les caractéristiques favorablesà l'élaboration de réservoirs ont été conservées.

Structure, pièges et couvertures étanches

Le plateau continental du nord-est de l'île de Baffin est caractérisé par desfailles descendant vers le bassin. Dans les parties les plus profondes du bassin, il y a des blocs faillés ayant subi une rotation. Le membre inférieur de la formation Kanguk estune couverture étanche régionale qui moule les structures du Crétacé.

Roches mères

Les strates mari nes du Crétacé supérieur sont très répandues dans le bassin (les formations Kanguk et Narssamiut du plateau continental de l'ouest du Groenland, quoique ces schistes aient généralement une faible teneur en matière organique). Des échantillons des schistes Home Bay du Campanien sont riches en kérogènes amorphes et possèdent un certain potentiel en tant que roches mères susceptibles de générer du pétrole. Lesschistesmarins du Paléocèneont une teneur légèrement plus élevée en matière organique et ils offrent un potentiel de génération de pétrole et de gaz. Les schistes des formations Hassel et Bjarni de l'Albien contiennent des kérogènes d'origine terrestre et sont des roches mères susceptibles de générer du gaz.

Dessuintements sous-marins de pétrole, dans lesauges Scott et Buchan (à mi-chemin le long de la côte de l'île de Baffin),donnent lieu à l'apparition en surfacede bulles de pétrole dans plusieurs secteurs, comme l'ont noté plusieurs chercheurs (par ex. MacLean et al., 1981). Ce pétrole semble provenir de fissures dans le voisinage de la zone de contact entre les strates du Tertiaire et du Crétacéet le soubassement précambrien, quoique qu'une expédition d'échantillonnage plus récente n'ait pasréussi à prélever d'échantillons de pétrole brut.

Potentiel

La majeure partie du plateau continental du nord-est de l'île de Baffin est relativement étroite, mais elle s'épaissit et s'élargit en face de l'embouchure du détroit de Lancaster. Ce secteur pourrait donner lieu à de vastes facièsde réservoirs potentiels, à desrochesmèresenfouies plus profondément (et donc plus matures) et à de vastes pièges entourés de failles. Le pétrole et le gaz sont tous deux potentiellement présents.

Lectures de base et références

Burden, E.T. and Languille, A.B. 1990. Stratigraphy and Sedimentology of Cretaceous and Paleocene Strata in Half-Grabens on the South-East Coast of Baffin Island. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 38, p. 185196.

Klose, G.W., Maltere, E., McMillan, N.J., and Zinkan, C.G. 1982. Petroleum Exploration Offshore Southern Baffin Island. In Arctic Geology and Geophysics, AF. Embry and H.R. Balkwill (eds.). Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 8, p. 233-244.

Maclean, B., Falconer, R.K., and Levy, E.M. 1981. Geological, Geophysical and Chemical Evidence for Natural Seepage of Petroleum Off the North-East Coast of Baffin Island. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, v. 29, p. 75-95.

Maclean, B., Williams, G.L., and Srivastava, S.P. 1990. Géologie de la baie de Baffin et du détroit de Davis. Dans Géologie du Canada No. 2: Géologie de la marge continentale de l'Est du Canada, M.J. Keen and G.L. Williams (éds.). Commission géologique du Canada, p. 293-348.

Miall, A.D., Balkwill, H.R., and Hopkins, W.S., Jr. 1980. CretaceousandTertiarySediments of EclipseTrough, Bylot Island Area, Arctic Canada, and Their Regional Setting. Commission géologique du Canada, Article 79-23, 20p.

Rice, P.D. and Shade, B.D. 1982. Reflection Seismic Interpretation and Seafloor Spreading History of Baffin Bay. In Arctic Geology and Geophysics, AF. Embry and H.R. Balkwill (eds.). Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 8, p. 245-265.

Rolle, F. 1985. Late Cretaceous-Tertiary Sediments OffshoreWest Greenland; l.ithostratigraphy Sedimentary Evolution and Petroleum Potential. Canadian Journal of Earth Sciences, v. 22, p. 1001-1019. 109







Les bassins Saglek et Lady Franklin (sud-est du plateau continental de l'île de Baffin)

Âge Crétacé (Néocomien) au Tertiaire
Profondeur des zones visées De 2,5 à 3,5 km
Épaisseur maximale du bassin 8 km
Découverte unique Hekja 0-71 (gaz et condensat)
Type de bassin Bassin de trans-extension, liée à une faille de transformation
Cadre des dépôts Plateau marin fluvio-deltaïque
Réservoirs Sable Hekja du Paléocène (membre Gudrid moyen)
Structure régionale Failles, horst et graben de pression et d'expansion transversales
Couvertures étanches Schistes marins
Roches mères Crétacé supérieur, schistes du Paléocène (gaz avec un certain potentiel pétrolier, mais à peine matures)
Profondeur de la fenêtre 3300 m (Hekja 0-71)
Nombre de puits au total 3
Sondages sismiques Bonne grille sismique de reconnaissance
Superficie sous licence 11 184 ha (Attestation de découverte importante à Hekja 0-71 )

(Fond de 200 à 1000 m, eau infestée de glace. Centre peuplé, administratif à Iqualuit, au fond de la baie Frobisher, sur l'île de Baffin.)

L'exploration a montré que la mer du Labradorest une région propice à des découvertes importantes de gaz et de condensat. L'étude des roches mères révèle également une présence potentielle de pétrole. L'exploitation est défavorisée par l'éloignement et la condition dangereuse des glaces.

Cadre géologique

Les bassins Saglek et Lady Franklin sont des centres de dépôts sédimentaires du Tertiaire situés dans une zone de failles de transformation qui délimitent l'extrémité nord de la mer du Labrador. Les bassins sont bornés au nordouest par l'élévation des roches du Protérozoïque qui forment l'île de Baffin. Les tensions transversales du Crétacé récent et du Paléocène ont entraîné une immense effusion de roches volcaniques et ignées et l'élaboration de structures de horst et de graben, ultérieurement remplies et moulées par des sédiments du Paléocène récent ou ultérieurs. Lessédiments grossiers proviennent de l'ouest, des hauteurs de l'île de Baffin, avec un apport àtexture fine d'un vastesystème fluvial drainant l'intérieur du continent par le détroit d'Hudson.

Historique de l'exploration

Trois puits ont été forés dans les eaux canadiennes au sud de l'île de Baffin: Aquitaine et al. Hekja 0-71, Canterra et al. Raleigh N-17 et Esso HB Gjoa G-37. Cinq puits ont été forés dans les eaux danoises du détroit de Davis, près du Groenland, environ 500 km au nord-est.

Une bonne grille sismique couvre les plateaux continentaux du Labrador et du sud de l'île de Baffin. Un petit nombre de profils sismiques traversent la mer du Labrador et rejoignent les sondages effectués sur le plateau continental de f'ouest du Groenland.

Stratigraphie

Une pointe clastique de grès fluvio-deltaïques et marins du Paléocène au Récent, intercalés de schistes, atteint 4000 m d'épaisseur. Elle recouvre desrochesvolcaniques du Crétacé supérieur et du Paléocène au-dessus de la marge faillée du bassin. Des sédiments plus anciens, sous-jacents à la série volcanique, n'ont pas été percés dans le nord du bassin Saglek, mais ils pourraient être présents et inclure les grès Bjarni conservés au fond des demi-grabens.

On a foré les grès de la formation Gudrid supérieure du Paléocènemoyen, dans le nord du bassin Saglek. Ces grès se fondent distalement dans les membres inférieurs et supérieurs de la formation Cartwright (jusqu'à 1500 m d'épaisseur). Les schisteset les siltstones de la formation Kenamu de l'Éocène recouvrent et transgressent la formation Cartwright jusque sur les marges du bassin. Une discordance majeure de l'Éocène tronçonne une succession du Paléocène à l'Éocène sur les hauteurs structurales. Les formations Mokami (siltstone marin) et Saglek (principalement des grès) recouvrent cette discordance et constituent une mégasérie «post-drift» faiblement structurée.

Réservoirs

Le grès Hekja constitue un intervalle de 76 m dans le puits Hekja 0-71. L'épaisseurnette du grès est de 44 m; sa texture est tantôt fine, tantôt grossière, variant du grès quartzeux au feldspathique. Quoique ce grès soit mal différencié, la dissolution du feldspath a engendré une roche réservoir dont la porosité est de 16 p. 100 et la perméabilité, de 10 mD. On interprète le cadre des dépôts comme celui d'une plaine deltaïque basse. D'autres grèsdu Paléogène sont présents danscette région et leur épaisseur ainsi que leurs autres caractéristiques de réservoirs peuvent varier de façon marquée. Il est possible de trouver des réservoirs de grès épais dans ce milieu géologique que caractérisent des apports rapides de clastiques grossiers et des mouvements tectoniques verticaux.

Structure, pièges et couvertures étanches

Des structures très accidentées et des systèmes de dépôts complexes rendent hasardeuse toute prévision de réservoir de grès potentiel dans cette région. Divers pièges structuraux sont présents dans le Paléogène, y compris des structures d'écoulement dans des zones de pression transversale locale et des sédiments moulants qui enveloppent desblocks faillés. Des languesde schiste marin forment des couvertures étanches efficaces.

Roches mères

Les schistes du Paléocèneont un indice de COT de 1 à 2 p. 100 dans le puits Hekja 0-71. Une zone de 300 m a une forte teneur en résinite (susceptible de générer du pétrole à des niveaux de maturité relativement bas) et un indice d'hydrogène de 400. Les roches mères plus anciennes sous-jacentes aux formations du Crétacé supérieur et aux dépôts volcaniques du Paléocène, ou intercalées dans ces sédiments, pourraient être matures et générer du gaz. Un carottage du fond marin au large du détroit de Cumberland a donné des échantillons de siltstone argileux gris foncé ou noir, saturé de gaz et de condensat. La réflexion sismique à faible profondeur semble masquée dans cette région, peut-être par des sédiments saturés de gaz (MacLean et al., 1982).

Potentiel

Quoique lesétudesportant sur lesrochesmèresindiquent que certains schistes pourraient générer du pétrole, l'exploration menée dans la mer du Labrador a montré que ce bassin serait plutôt susceptible de générer du gaz et du condensat. Plusieurs structuresde grande dimension et la possibilité de découvrir des intervalles exploitables épais, rendent possible la découverte de vastes gisements. Les sédiments du bassin d'effondrement, par exemple, les grès épais de la formation Bjarni (s'il y en a) sont obscurcis par des dépôts volcaniques dans le bassin Saglek.

Lectures de base et références

Balkwill, H.R., McMillan, N.J., Maclean, B., Williams, G.L., and Srivastava, S.P. 1990. Geology of the Labrador Shelf, Baffin Bay and Davis Strait. In Geology of Canada No. 2: Geology of the Continental Margin of Eastern Canada, M.J. Keenand G.L. Williams (éds.). Commission géologique du Canada, p. 293-348.

Commission géologique du Canada. 1989. Série d'atlas du bassin de la côte est et de la mer du Labrador. J.S. Bell, Coordonnateur.

Klose, G.W., Maltere, E., McMillan, N.J., and Zinkan, C.G. 1982. Petroleum Exploration Offshore Southern Baffin Island. In Arctic Geology and Geophysics, A.F. Embry and H.R. Balkwill (éds.). Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 8, p. 233-244.

Maclean B., Srivastava, S.P., and Haworth, R.T. 1982. Bedrock Structures Off Cumberland Sound, Baffin Island Shelf: Core Sample and Geophysical Data. In Arctic Geology and Geophysics, A.F. Embry and H.R. Balkwill (eds.). Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 8, p. 279-295.







Les bassins du Paléozoïque de la plate-forme de l'Arctique
(Les bassins Foxe et Southampton)

Âge Paléozoïque ancien recouvrant le Précambrien; petite zone de formations du Crétacé dans le bassin Southampton
Profondeur des zones visées < 1000 m
Épalsseur maximale du bassin 1000 m dans le bassin Foxe, atteignant 2000 m ou davantage dans le sous-bassin Southampton
Première découverte Aucune
Type de bassin Intérieur, fractures locales
Cadre des dépôts Plateau marin
Réservoirs potentiels Grès, carbonates du ?Cambrien à l'Ordovicien
Couvertures étanches Inconnues
Roches mères Schistes pétroliers de l'Ordovicien
Profondeur de la fenêtre Inconnue de pétrole
Nombre de puits au total 1 : Aquitaine et al. Rowley N-14
Sondages sismiques Très limités
Superficie 120 000 km2
Superficie sous licence Aucune

(Le fond marin ne dépasse pas 200 m de profondeur, dans le passage Foxe. Isolé par les glaces une bonne partie de l'année. Éloigné des centres peuplés.)

Le bassin Foxe est un bassin du Paléozoïque très vaste, mais peu profond, qui s'approfondit vers le sud dans le sous-bassin Southampton, qui contient des strates du Mésozoïque. L'Ordovicien offre un potentiel de roches mères pétrolières et d'élaboration récifale mineure. Le potentiel pétrolier est faible à modéré et il est improbable qu'on rencontre de vastes accumulations. Les accumulations exploitables de gaz sont très peu probables puisque la maturité, les roches mères, les couvertures étanches et une pression de réservoir significative font défaut. Le sous-bassin Southampton offre un potentiel un peu plus élevé.

Cadre géologique (Figs. 67)

Figure 67: Structure régionale du bassin Foxe et des régions adjacentes (lsopaques notées en 1000m).
Description textuelle pour figure 67 : Structure régionale du bassin Foxe et des régions adjacentes (lsopaques notées en 1000m)

Carte démontrant la structure régionale du bassin Foxe et des régions adjacentes.

Le bassin Foxe est le composant nord de la plate-forme de la baie d'Hudson, séparé de cette dernière, au sud, par la voûte Bell. Le bassin seprolonge sur la terre ferme dans le sud-est de l'île de Baffin où sont présents deux systèmes parallèles de fractures orientées vers le nordouest. La fracture nord est moins développée et elle traverse l'île de Baffin, jusque dans la détroit de Cumberland. Le systèmede fractures du sud flanque la voûte Bell et est sous-jacent au détroit d'Hudson et au passage Foxe. Le demi-graben qui est sous-jacent au passage Foxe dans ce système de fractures constitue le sous-bassin Southampton.

Historique de l'exploration

Leseul puits d'exploration dans le bassin Foxe, Rowley N-14, foré en 1971, s'est terminé dans des roches du Précambrien à 512 m de profondeur. Ce puits a traversé des carbonates de l'Ordovicien et des grèsdu Cambrien.

Stratigraphie (Figs. 68, 69)

Figure 68: Coupe stratigraphique transversale des basses terres de la baie d'Hudson et versle nord jusqu'à la baie d'Ungava.
Description textuelle pour figure 68 : Coupe stratigraphique transversale des basses terres de la baie d'Hudson et versle nord jusqu'à la baie d'Ungava

Image démontrant la coupe stratigraphique transversale des basses terres de la baie d'Hudson et vers le nord jusqu'à la baie d'Ungava.


Figure 69: Tableau stratigraphique des bassins de la rivière Moose, de la baie d'Hudson et Foxe.
Description textuelle pour figure 69 : Tableau stratigraphique des bassins de la rivière Moose, de la baie d'Hudson et Foxe

Image démontrant le tableau stratigraphique des bassins de la rivière Moose, de la baie d'Hudson et Foxe.

Les roches ignées et métamorphiques du soubassement sont recouvertes par la succession de clastiques et de carbonates des formations Gallery et Turner Cliffs du Cambrien. Elles sont, à leur tour, recouvertes par la formation Ship Point (roches dolomitiques avec grès mineurs) de l'Ordovicien inférieur, qui mesurentquelque 80 m d'épaisseur dans le puits Rowley. L'Ordovicien jusqu'à la basedu Silurien est représenté, dans le bassin, par les formations Frobisher Bay, Amadjuak, Boas River, Foster Bayet Severn River - semblables et probablement contiguës dans leurs dépôts à la succession équivalente du bassin de la baie d'Hudson. Cette série est principalement constituée de carbonates.

L'épaisseur totale de la succession Phanérozoïque du bassin Foxe est probablement de l'ordre de 500 m, sauf dans le sous-bassin Southampton, où une épaisse pointe de stratesdu Crétacé est conservée. Cesstratespourraient atteindre 2000 m d'épaisseur; elles portent officieusement le nom de formation Evans Strait.

Roches réservoirs

Les grès du Cambrien du groupe Admiraity ont un bon potentiel en tant que réservoirs. Les biothermes de la succession de carbonates de l'Ordovicien sont des réservoirspossibles, mais ils seraient petits et leur porosité serait peu élaborée. Les grès du Crétacé pourraient être présents dans le sous-bassin Southampton.

Roches mères

On reconnaît maintenant que les schistes pétroliers de l'Ordovicien (surtout la formation Boas River), originalement décrits dans l'île Southampton, sont très largement répandus dans la plate-forme de la baie d'Hudson. Leur exposition dans le sud-ouest de l'île de Baffin confirme la présence d'indices de pétrole dans la formation Amadjuak et la formation Boas River qui la recouvre dans le bassin Foxe (MacAuley, 1987).

Potentiel

Quoique les grès basaux du groupe Admiraity du Cambrien soient comparables à ceux des collines Colville; où ils constituent des roches réservoirs de gaz, l'absence d'une épaisse succession sédimentaire du Protérozoïque diminue grandement la possibilité de génération gazière et de migration jusque danscesroches. Les niveaux de maturation dans les strates du Phanérozoïque sont vraisemblablement trop bas pour générer du gaz. Il faudrait que des failles aient pu mettre les strates du Cambrien en contact avec les roches pétrolifères de l'Ordovicien pour créer des pièges entourés de failles. Il se peut que de telles failles soient présentes dans certaines parties du bassin, mais on ne les a pas encore localisées par sondages sismiques. Le potentiel est minimal sur la terre ferme.

Les strates du Crétacé peuvent contenir des roches qui ont un bon potentiel en tant que réservoirs, comme celles des bassins de la mer du Labrador. Des sousaffleurements, sous le Crétacé, de roches réservoirs pétrolifèresde l'Ordovicien crée desconditions favorables à l'existence de pièges stratigraphiques basaux dans le Crétacé. Le potentiel qui se rattache au Crétacé est strictement localisé au large des côtes et se confine au sous-bassin Southampton.

Dans presque toute l'étendue du bassin Foxe, le potentiel estfaible à causede la minceur de la succession sédimentaire. Dans le sous-bassin Southampton plus profond, le potentiel est modéré. La poursuite de l'exploration dépend probablement d'indices significatifs dans le bassin de la baie d'Hudson, plus au sud, qui est plus vaste et qui comporte des ressemblances géologiques.

Lectures de base et références

Sanford, B.D. and Grant, A.C. 1990. New Findings Relating to the Stratigraphy and Structure of the Hudson Platform. In Current Research, Part D, Commission géologique du Canada, Article 90-1 D, p. 17-30.

MacAuley, G. 1987. Geochemistry of Organic-Rich Sediments on Akpattok and Baffin Islands, Northwest Territories. Commission géologique du Canada, Dossier ouvert, rapport 1502.