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

La Gaspésie (Québec, Canada) présente un potentiel pétrolier reconnue depuis 150 ans et des puits
\nde gaz sont en production dans l'est de la péninsule. Un programme de recherche sur la
\ncompréhension et l'analyse du système pétrolier dans cette région a permis d'améliorer l'évaluation
\ndu potentiel pétrolier à partir des données de surface, de puits et de modélisation en 1D et 2D. Dans
\nla continuité de ce programme, l'objectif principal de cette thèse est d'évaluer le potentiel pétrolier
\nen 3D de la zone d'étude appelée zone Bourque située au nord-est de la Gaspésie. Pour atteindre cet
\nobjectif, il a fallu définir une méthode de travail qui se compose de plusieurs étapes en partant de
\nl'interprétation sismique jusqu'à la simulation en saturation.
\nL'interprétation des lignes sismiques avec pour la première fois la vérification de l'interprétation
\ndans un environnement en 3D a permis de déterminer la géométrie des roches en profondeur et le
\nprolongement des deux grandes failles majeures, les failles du Bras Nord-Ouest et Troisième Lac.
\nCes deux failles s'enracinent profondément dans les unités cambro-ordoviciennes sous le bassin
\nsiluro-dévonien. La structure des roches en profondeur décrivent un style en ceinture de plis et de
\nchevauchements.
\nLa restauration en coupe valide l'interprétation des lignes sismiques et permet de déterminer la
\ncinématique de la déformation. Ainsi le raccourcissement a été mesurée sur la Formation de
\nForillon avec un taux de 9 % et se rapproche du raccourcissement tectonique total de la région qui
\nest compris entre 5 et 20 %. Pour la première fois en Gaspésie, une restauration surfacique a été
\neffectuée tout en testant la recevabilité des résultats. Le taux de raccourcissement surfacique est de
\n3,8 %. Ces deux faibles taux de raccourcissement permettent de valider l'utilisation du logiciel
\nTemis 3D qui utilise la méthode de restauration en Backstripping.
\nLa reconstitution de la géométrie en 3D à l'âge actuel a permis d'améliorer le positionnement des
\nhorizons, surtout du toit des roches cambro-ordoviciennes qui sont considérées comme des roches
\nmères potentielles, et des failles existantes et de répertorier de nouvelles failles. Le modèle
\nsurfacique a servis de modèle structural en profondeur pour le simulateur de bassin.
\nPour la première fois en Gaspésie, la modélisation en 3D de l'évolution du bassin a été effectuée.
\nLa méthode proposée consiste à comparer les données de réflectance de la vitrinite simulées par le
\nlogiciel et mesurées à partir des échantillons. Le scénario qui permet la meilleure comparaison des
\ndonnées de réflectance da la vitrinite est celui dont les hypothèses sont: i) un flux de chaleur moyen
\nde 50 m W.m⁻², ii) une érosion locale au nord des roches cambro-ordoviciennes de 4000 m à la fin
\nde l'orogenèse taconienne, iii) une érosion salinique de 100 m de la Formation de Gascons, iv) une
\nérosion jusqu'à 3200 m du Groupe des Grès de Gaspé après l'orogenèse acadienne et v) un
\nenfouissement/érosion de 3000 m de roches carbonifères. Ce scenario a également été comparé
\navec d'autres données de calibration: les données de porosité et de traces de fission.
\nLa simulation de la génération et de la saturation en hydrocarbures a permis de déterminer que la
\nroche mère principale est la Formation de Rivière Ouelle et les roches mères secondaires sont les
\nformations de Forillon et de Shiphead. Les roches réservoirs potentielles sont les formations de
\nWhite Head et d'Indian Cove, la Formation de West Point qui est située dans les zones de failles,
\nles formations de Forillon et de Shiphead présentent une accumulation d'hydrocarbures seulement
\nlors du scenario avec des failles imperméables.<br /><br />Gaspé Penin sula (Quebec, Canada) has hydrocarbon potential recognized for 150 years, and with
\ncurrent gas production in the east of the peninsula. A research program on understanding and
\nanalyzing the petroleum system in the Gaspé Peninsula helped in improving the evaluation of
\nhydrocarbon potential from surface data, well data and 1D and 2D basin modeling. Following this
\nprogram, the main objective of this thesis is to evaluate the hydrocarbon potential in 3D of the study
\narea known as the Bourque zone in north-eastern Gaspé Peninsula. To achieve this objective, it was
\nnecessary to define a working method which consists of several steps starting from seismic
\ninterpretation to saturation simulation
\nSeismic interpretation was used to determine the geometry of the basement and the extension of two
\nmajor faults: the Bras Nord-Ouest fault and the Third Lake fault, and has been implemented for the
\nfirst time with the verification of these interpretations in a 3D environment. These two deep-seated
\nfaults are located in the Cambro-Ordovician units under the Siluro-Devonian basin. The structure of
\nthe basement describes a fold and thrust belt style.
\nA structurally restored cross-section is used to validate the seismic interpretation and to determine
\nthe kinematics of the deformation. Therefore, shortening measured on the Forillon Formation
\naproximated 9 %, which is close to the total tectonic shortening of the area which lies between 5
\nand 20 %. For the first time in Gaspe pinsula, surface restoration was made while checking the
\nresults viability. Surface restoration gave a shortening of 3,8 %, which validated the use of the basin
\nsimulation software that based on backstripping.
\nThe geometric model has helped in improving the localisation of horizons and existing/new faults.
\nThe geometry specifically aided in defining the base of the Silurian-Devonian basin where there is a
\npotential source rock. The reconstruction of the 3D present-day geometry has served as a structural
\nmodel for the basin simulation software.
\nFor the first time, the evolution of basin modelling was performed. The suggested method consists
\nin comparing the simulated and sampled vitrinite reflectance data. Only one scenario was
\nconclusive with the vitrinite reflectance data. The hypothesis of this scenario is: i) a mean heat flow
\nof 50 mW.m⁻², ii) a local erosion of 4000 m in the north of the Cambro-Ordovician rocks at the end
\nof the Taconic orogeny, iii) a Salinic erosion of 100 m of the Gascons Formation, iv) an erosion up
\nto 3200 m of the Gaspé Sandstone Group after the Acadian Orogeny and finally v) an burial/erosion
\nof 3000 m of Carboniferous rocks. This scenario was also compared with porosity and fission track
\ncalibration data.
\nWith the hydrocarbon generation and saturation simulations, we determined that the main source
\nrock is located with-in the Rivière Ouelle Formation, whereas secondary source rocks occur in the
\nForillon and Shiphead formations. Reservoir rocks observed in the simulations are the White Head
\nFormation, the lndian Coye Formation, the West Point carbonate formation located on footwall
\nhighs, the Forillon and Shiphead formations. However the 2 latter formations only generate
\npotential leads in a scenario with the tight faults.

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