ABSTRACT
The Jeanne d’Arc Basin preserves over 20 km of Mesozoic-Cenozoic predominantly clastic sediments. In common with other Canadian frontier basins, a significant portion of these sediments are overpressured. At the Hibernia oil field, discovered in 1979, these abnormal pressures are capped by the Fortune Bay Shale and approach the overburden pressure. Hydrocarbon pools at Hibernia largely occur above this overpressured zone. In the adjacent Nautilus Fault block (downthrown), the top to the overpressures is at similar depths, however, stratigraphically they are sealed by the younger Nautilus Shale. The origin of the overlying hydrocarbons has been shown to be the Egret Member source rock of Type II kerogen.
Through an investigation of the interplay among sedimentation, compaction, seal development and thermal history of basin sediments we have derived models of formation pore pressure and hydrocarbon generation history of the Hibernia-Nautilus area. Pressure models are derived through a transient diffusion formulation executed through the combination of Darcy’s law with the continuity equation to conserve total fluid mass.
The modelled excess pressure and hydrocarbon generation histories for cap and source rock lithologies are able to reproduce measured, present-day maturity, temperature and pressure depth profiles. For the Nautilus Fault block, excess pressures are likely due to the combined effects of compaction disequilibrium and hydrocarbon generation. Excess pressuring occurred from 80-40 Ma resulting in extensive seal fracturing/migration events. We postulate that these events were responsible for charging the adjacent Hibernia block which, at that time, had no hydrocarbon generation and little excess pressuring activity. Such activity in the Hibernia block developed during the last 15-20 Ma and is currently permitting leakage of mature hydrocarbons into Hibernia’s reservoirs. Hydrocarbon generation ceased in the adjacent Nautilus block as the source rock was fully depleted at 35-40 Ma. Sedimentation rates are likely responsible for present-day overpressures at this location.
RÉSUMÉ
Le bassin Jeanne-d’Arc contient près de 20 km de sédiments surtout clastiques datant de l’ère mésozoïque à cénozoïque. Tout comme dans les autres bassins canadiens frontaliers, une partie importante de ces sédiments sont dans un état de surpression. Au champ pétrolifère Hibernia, découvert en 1979, ces pressions anormales sont obturées par les shales de Fortune Bay et sont presque géostatiques. Les gisements d’hydrocarbures à Hibernia se présentent surtout au-dessus de cette zone de surpression. Dans le bloc faillé (affaisé) Nautilus adjacent, la zone sommitale de surpression est située à des profondeurs similaires; toutefois, stratigrafiquement elles sont scellées par le shale Nautilus plus jeune. Il a été démontré que l’origine des hydrocarbures sus-jacents provient de la roche mère kérogène de Type II du Membre Egret.
A l’aide d’une étude de l’interaction de la sédimentation, de la compaction, du développement des couches imperméables et de l’histoire thermique des sédiments du bassin nous avons tiré des modèles de pression interstitielle ainsi qu’une histoire de la génération des hydrocarbures dans la région d’Hibernia-Nautilus. Les modèles de pression sont tirés d’une formule de diffusion électrique exécutée en combinant la loi de Darcy et l’équation de continuité pour conserver la masse totale de fluide.
Les modèles de surpression et de génération d’hydrocarbures pour les études lithologiques des roches scellantes et des roches mères peuvent reproduire les profiles de maturité courante, de température et de pression. Dans le bloc faillé Nautilus, les pressions excédentaires sont probablement causées par une combinaison des effets du désiquilibre de compaction ainsi que de la génération d’hydrocarbures. La pression excédentaire s’est produite il y a 80-40 Ma et a résulté en événements de migration/fracturation des roches imperméables. Nous suggérons comme principe que ces événements sont responsables du remplissage du bloc adjacent Hibernia qui, à cette époque, ne générait aucun hydrocarbure et présentait peu d’activités de surpression. Ce type d’activités s’est développé dans le bloc Hibernia pendant les derniers 15-20 Ma et permet aujourd’hui la fuite d’hydrocarbures matures dans les réservoirs d’Hibernia. La génération d’hydrocarbures de la roche mère a cessée dans le bloc Nautilus adjacent il y a 35-40 Ma. Les taux de sédimentation sont probablement responsables des surpressions courantes de ce site.
Traduit par Marie Louise Tomas
