Abstract

The Tertiary sequence of the Labrador offshore (Karlsefni H-13 well) is formed by clayey–detrital lithologies for which thermal maturation and oil potential have been established.The kerogen of this sequence is ligneous (type III) but shows a slight tendancy towards a more sapropelic (type II) character between 2000 and 3300 m. The amorphogen, abundant throughout the borehole, is partly derived from the destruction of woody matter. The sapropelic trend of the kerogen corresponds to an increase of the organic carbon and amorphogen content. In this sequence, the best oil potential (fair to good) would be offered by the lithologies between 2000 and 3300 m, if the appropriate catagenetic zone had been reached.The amount of gas produced with respect to oil, in the 2000–3300 m interval, is a function of the thermal maturation. The oil window maturation stage (potential oil window (POW)) is reached at 3750 m. Two thermal maturation stages occurred before the POW: an upper dry gas (methane) stage (2160–2520 m) and an upper wet gas (condensate) stage (2520–3750 m). A biogenic gas zone (650–765 m) also occurs at the top of the unproductive immature zone. More than one analytical parameter must be used to differentiate these diagenetic stages. These parameters come from the physico-chemical and microscopic studies of the kerogens, organic extracts, adsorbed gases, and clay mineralogy.

La séquence tertiaire de l'offshore du Labrador (puits Karlsefni H-13) se compose d'une série argilo-détritique pour laquelle sont évalués l'évolution thermique et le potentiel pétroligène.Le kérogène, dans cette série, est de nature ligno-humique (type III) avec une légère tendance sapropélique (type II) entre 2000 et 3300 m. L'amorphogène, abondant dans tout le sondage, provient donc en partie d'une destructuration de végétaux supérieurs. La tendance sapropélique du kérogène correspond à un enrichissement en carbone organique et en amorphogène. Les lithologies dans l'intervalle 2000–3300 m sont, de toute la séquence, celles qui offriraient le meilleur potentiel pétroligène (bon à moyen) si la maturation était suffisante.La quantité de gaz formé par rapport à l'huile, dans l'intervalle 2000–3300 m, est fonction du degré de maturation thermique. La fenêtre à huile potentielle (FHP) est atteinte à 3750 m. Avant la FHP, deux stades de maturation thermique sont reconnus : stade à méthane supérieur (2160–2520 m) et le stade à gaz à condensats supérieur (2520–3750 m). Un niveau (650–765 m) à méthane biogénique est également décelé au sommet de la zone immature. Cette zonéographie des premiers stades de la diagenèse n'est rendue possible que si plus d'un paramètre analytique est utilisé. Ces paramètres s'obtiennent de l'étude des kérogènes, des extraits organiques, des gaz adsorbés et des argiles, par physico-chimie et microscopie.