La péninsule gaspésienne (Québec, Canada) présente un potentiel pétrolier dans des roches datant de l'Ordovicien supérieur au Dévonien inférieur. À l'est de la ceinture gaspésienne, des puits produisant du gaz prouvent la présence de gisements de pétrole. Nous avons développé cette méthodologie en la testant dans la partie centrale de la ceinture gaspésienne.
Ces informations permettent d'obtenir un modèle géologique plus complexe et de meilleures contraintes sur le modèle structural de la ceinture acadienne.
Présentation générale
Imagerie sismique .................................... Erreur ! Signet non défini
Problématique et objectifs de la thèse
- Évaluation du potentiel pétrolier en structures complexes
- Choix du Cas réel : la Ceinture de Gaspé (Appalaches canadiennes)
- Objectifs
Ces zones sont caractérisées par des structures géologiques très complexes, contrairement aux bassins sédimentaires déformés des zones étendues comme les bassins de la mer du Nord, qui ont des géométries plus simples. Le but de la modélisation de bassin est de reconstituer l'histoire géologique d'un bassin sédimentaire et de ses systèmes pétroliers afin de prédire l'existence d'accumulations. Pour ce faire, nous proposons de développer cette méthode à partir d'une étude de la ceinture gaspésienne, un avant-pays québécois dans les Appalaches canadiennes.
Le degré métamorphique des roches de la ceinture gaspésienne est très faible et certaines unités sont encore dans la fenêtre pétrolière.
Contexte géologique
- Présentation de la géologie des Appalaches
- Géologie régionale de la Gaspésie
- Stratigraphie de la ceinture de Gaspé
Il existe des wackes et des mudstones feldspathiques similaires à ceux de la Formation de York River. La Formation de York River recouvre les calcaires et les mudstones de la Formation de York Lake. La limite inférieure est fixée au sommet du dernier calcaire de la Formation de York Lake.
Cependant, le mudstone est essentiellement absent de la Formation de Malbaie, mais abondant dans la formation.
Imagerie sismique intégrée
Mise en contexte géophysique
- Principes généraux de la sismique réflexion
- Imagerie sismique profondeur
Étude de cas « Gaspésie » : Élaboration des modèles de vitesse et application des
- Présentation des données sismiques de la Gaspésie
- Imagerie sismique du profil 2001-MRN-10b
- Imagerie sismique des profils 2001-MRN-08, 2001-MRN-10a et 2001-MRN-16 100
Présentation des connaissances actuelles sur l'évolution tectono-sédimentaire de la
- Relations tectono-sédimentaires dans la ceinture de Gaspé
- Synthèse bibliographique de l’évolution tectonique
Interprétation structurale des images sismiques
- Présentation des travaux antérieurs
- Interprétation structurale du Synclinorium de Connecticut Valley-Gaspé
- Interprétation de la ligne 2001-MRN-08
Synthèse de l’interprétation du transect nord-sud dans la partie centrale de la
Modélisation de bassin : l’exemple du Synclinal du Lac des
Présentation du workflow d’une étude de bassin
Les modèles de bassin prennent en compte le compactage, le transfert de chaleur, la génération et la circulation des hydrocarbures. Il est possible de simuler la maturation des roches mères, le craquage et la migration des hydrocarbures produits et de quantifier le potentiel pétrolier des réservoirs. L'évolution des températures dans les sédiments dépend d'une part de la quantité de chaleur entrant dans le bassin, c'est-à-dire du flux thermique à la base des sédiments, et d'autre part des processus de transfert de chaleur à travers les sédiments (Ungerer et al. , 1991).
Les principaux mécanismes de transfert de chaleur dans les sédiments sont la conduction et la convection. Les modèles cinétiques décrivent la formation du pétrole et du gaz et obéissent à la cinétique du premier ordre et à la loi d'Arrhenius. Le type organique affecte à la fois la quantité maximale d’hydrocarbures produits et la profondeur de la zone de formation pétrolière.
L'expulsion précoce des hydrocarbures de la roche mère vers un piège plus froid les protège des réactions secondaires et favorise donc les hydrocarbures liquides. Le calcul de la maturation nécessite des paramètres cinétiques décrivant la formation d'hydrocarbures pour chaque roche mère (distribution des énergies d'activation, facteurs pré-exponentiels, paramètres de craquage pétrole-gaz). L'adaptation de la loi de Darcy aux flux diphasiques permet de reproduire migration primaire et migration secondaire (Figure IV.3).
Les données liées aux écoulements monophasiques sont celles qui permettent de déterminer la perméabilité (surface spécifique, coefficient d'anisotropie) et les coefficients de la loi porosité/contrainte effective, pour chaque type de lithologie. Les données complémentaires nécessaires sont utilisées pour caractériser les propriétés de la phase hydrocarbure (densité, coefficient de viscosité) et les écoulements diphasiques (pression capillaire, saturation) sont utilisés pour calculer les perméabilités relatives.
Construction du modèle à l’âge actuel
A partir de ce modèle nous définissons le modèle avec le paramétrage nécessaire pour l'introduire comme modèle initial dans le logiciel LOCACE®. Lors de la construction du modèle dans le logiciel LOCACE®, les différentes surfaces correspondent aux formations principales ou à des subdivisions lorsque la formation est épaisse et a subi une déformation interne, comme la Formation de Saint Léon (Figure IV.5).
Restauration géologique
- Étape de restauration avec LOCACE®
- Étape de restauration avec TEMIS2D®
Les formations situées sous la discordance font partie de la ceinture taconique, il est donc difficile de restaurer leur forme initiale au début de l'orogenèse acadienne. À cette époque, les formations taconiques étaient déjà déformées et ont probablement été remodelées au cours de l'orogenèse acadienne. Il est difficile de retrouver la forme initiale du mélange du ruisseau Isabelle qui a dû couler lors de la déformation et sur laquelle le synclinal a dû glisser.
Nous nous limiterons donc aux formations strictement acadiennes du synclinal pour valider l'équilibre de la section. Cette limitation est d’autant plus valable que, dans le cadre de la modélisation de bassins, on ne s’intéresse qu’aux roches mères potentielles de la ceinture acadienne. Il est possible de déplier les couches du synclinal du Lac des Huit-Milles en prenant comme surface de référence le doublet Val-Brillant - Sayabec (Figure IV.7).
Cela signifie qu'il prend en compte le compactage et l'affaissement progressifs des sédiments au fil du temps, de sorte que le module d'assainissement ne prend pas en compte les mouvements latéraux tels que les glissements ou les chevauchements. Une fois cette étape terminée, l’étape de simulation de pression, de développement de la roche mère et d’évaluation du pétrole suit. Une fois qu'une section à l'âge actuel est construite avec des propriétés différentes pour chaque cellule (Figure IV.8), la déformation dans le temps peut être calculée par retour en arrière (Figure IV.9).
Le logiciel de modélisation pilote la rétrodéformation pour chaque étape spécifiée, le résultat peut être observé et contrôlé (Figure IV.10). Pour cette étude, où l'objectif est l'évaluation pétrolière, ce qui est le plus important pour que le résultat de l'évolution des roches mères soit représentatif, il est important de connaître les milieux de dépôt, d'enfouissement et d'érosion de chaque formation.
Évaluation des paramètres pour la modélisation
- Données géochimiques : Roches mères et réservoirs
- Estimations des conditions thermiques à la base en flux
Modélisation de bassin 2D
- Simulation de la maturité des roches-mères
- Migration des hydrocarbures
L'érosion des formations calcaires supérieures de Gaspé est de l'ordre de 300 à 500 m au milieu du synclinal, à l'exception de l'érosion de la formation Forillon qui atteint 700 m. La figure IV.14-a montre les résultats de l'érosion Modélisation 1D au cœur du synclinal et Figure IV.14-b les résultats de la modélisation 1D sur la partie nord du synclinal. Les courbes de pourcentage Ro (% de réflectance) de la figure IV.14 représentent la maturité des roches mères calculée à l'âge actuel, qui peut être comparée aux données des échantillons de matière organique.
Grâce à l'utilisation du logiciel Temis2D®, nous pouvons modéliser l'évolution de la maturité de la matière organique contenue dans les schistes noirs du mélange du Ruisseau Isabelle et de la. Les schistes noirs du mélange du Ruisseau Isabelle ont une réflectance correspondant à la fenêtre pétrolière (entre 0,6 et 1,3 % selon les critères de la figure IV.13) d'il y a 417 millions d'années. Les roches mères de la Formation de Forillon atteignent des valeurs de réflectance de plus de 0,6 % dès 391 Ma.
Une migration générale des hydrocarbures au-dessus des roches mères est observée à partir de 417 Ma. Les hydrocarbures des roches mères au niveau de la Formation de Forillon migrent peu ; Bleu sur la figure IV.16, qui indique une faible saturation en hydrocarbures, on peut donc conclure que la formation peut également jouer le rôle de roche réservoir. Les résultats de la modélisation sans erreur (Figure IV.17) montrent qu'il y a peu de migration d'hydrocarbures depuis les roches mères.
Les roches mères produisent des hydrocarbures qui sont retenus dans la roche mère où ces hydrocarbures migrent vers les formations voisines. Les hydrocarbures de la Formation Forillon migrent également uniquement vers les formations voisines, soit les formations Saint Léon et Shiphead, comme dans le cas précédent.
Conclusion sur l’évaluation pétrolière de la partie centrale de la ceinture de Gaspé
De nouvelles données géochimiques, notamment obtenues dans de nouveaux puits à des profondeurs significatives, pourraient permettre un meilleur confinement des modèles de modélisation de bassin et ainsi une estimation plus précise du potentiel pétrolier. Nous nous sommes limités à la modélisation 2D le long d'une section de la partie centrale de la Gaspésie et traversant des formations potentiellement intéressantes pour l'évaluation pétrolière, le synclinal du Lac des Huit-Milles. La modélisation 3D en cours de développement permettra de mieux évaluer le pétrole de ce bassin central.
Dans ce cas, la modélisation du bassin peut être couplée à un logiciel de restauration 3D qui permettra une meilleure compréhension et prise en compte de la géométrie du bassin au cours de son évolution. Ce travail de thèse a abouti au développement d'une méthode intégrée de traitement et d'interprétation des données sismiques pour l'évaluation pétrolière de régions structurellement complexes, telles que les ceintures de poussée. Ces recherches ont été successivement intégrées à des projets en imagerie sismique, puis en modélisation de bassins, tous deux orientés vers l'exploration de zones complexes.
D'autre part, en effectuant un important travail de test et de validation sur un cas réel : la zone d'étude de cette thèse concerne la région de la Gaspésie, une péninsule située au sud de l'estuaire du fleuve Saint-Laurent, qui représente l'extrémité nord du Paléozoïque. Chaîne des Appalaches au Québec. Ainsi, nous avons pu enrichir les connaissances actuelles de cette région, particulièrement de la partie centrale de la Gaspésie, et clarifier les perspectives pétrolières dans cette région en modélisant le bassin pour évaluer le potentiel pétrolier. La deuxième phase de ce travail (Partie II) a permis l'acquisition de meilleures images sismiques en utilisant diverses méthodes avancées de traitement sismique.
Le but des méthodes de traitement de données sismiques est de fournir une image sismique du sous-sol mettant en évidence les éléments structuraux. Cette phase d'imagerie sismique a nécessité le développement de modèles de vitesse définis en fonction de la profondeur pour réaliser des traitements de migration en profondeur des sections sismiques.
Aperçus photographiques des affleurements (août 2005)
Mesures de la vitesse des ondes P à travers une roche en
