ABSTRACT

Three compositionally distinctive, stratigraphically and geographically restricted oil families occur in western Saskatchewan south of the Bakken Formation subcrop. Two oil families occur in Upper Devonian-Mississippian Bakken to Lower Cretaceous Mannville Group reservoirs, each in a different geographic part of western Saskatchewan. Biomarker compositional traits of these two families suggest both have Palaeozoic marine source rocks. Family CSW oil pools, in Mississippian, Jurassic and Lower Cretaceous strata of southwest Saskatchewan, are compositionally identical with oil pools entrapped in the Mississippian subcrop plays of eastern Williston Basin. Family C oils have sources in Mississippian Lodgepole Formation. Family E, the other oil pools with a Palaeozoic marine source, occurs primarily in the Middle Bakken sandstone subcrop play and in nearby Mannville Formation in west-central Saskatchewan. Family E oil pools also have slight, but persistent, biomarker compositional differences from both Family C (Lodgepole) and Family B (Bakken) oils that originate in Williston Basin. Family E oil composition and stratigraphic occurrence suggests it has a source in the Bakken Formation. Recent work by others indicates that Exshaw/Bakken Formation sources for Family E oils occur in the Alberta/Montana Trough, west of 113° west longitude (Range 23W4). Family F oil pools in Lower Cretaceous Viking Formation reservoirs of west-central Saskatchewan have Cretaceous Colorado Group sources. Previous work has shown that Family F oils were expelled from parts of Alberta/Montana Trough lying west of Calgary. Lack of variation in biomarker ratios within each oil family suggests each family has a limited thermal maturity range. Significant maturity differences among families are indicated by gross compositional and physical property variations that follow biomarker maturity ratios among nonbiodegraded oils. Within each family there is a wide range of n-alkane and acyclic isoprenoid compositions that shows all three families are differentially altered by water washing or biodegradation. Water-washing indicators show that process accompanies biodegradation, although biodegradation does not always affect water-washed oils. Knowledge of source, maturity and alteration provides a framework for understanding oil quality variations within this part of Williston Basin and suggests potential for further discoveries in the Swift Current Platform.

RÉSUMÉ

Trois groupes de pétrole qui se distinguent les uns des autres par leur composition, leur stratigraphie et leur emplacement géographique se trouvent dans la partie ouest de la Saskatchewan au sud du sous-affleurement de la Formation Bakken. Deux groupes de pétrole sont présents dans les réservoirs du groupe Bakken Dévonien supérieur-Mississippien à Mannville Crétacé inférieur, elles se trouvent dans deux régions géographiques différentes de l’ouest de la Saskatchewan. Les caractéristiques de composition du dépistage biologique suggèrent que les groupes possèdent une roche mère marine Paléozoïque. Les gisements de pétrole du groupe CSW des couches du Mississippien, du Jurassique et du Crétacé inférieur du sud-ouest de la Saskatchewan, ont une composition identique aux gisements de pétrole piégés dans les sous-affleurements en prospection du Mississippien de l’est du bassin de Williston. Les sources de pétrole du groupe C se trouvent dans la Formation du Mississippien Lodgepole. Le groupe E, les autres gisements de pétrole de source marine Paléozoïque, se trouve principalement dans le sous-affleurement de grès du Bakken moyen en prospection et dans la Formation Mannville avoisinante au centre-ouest de la Saskatchewan. Les gisements de pétrole du groupe E ont également de faibles différences de composition mais persistantes, selon le dépistage biologique du groupe C (Lodgepole) et du groupe B (Bakken) qui prennent source dans le bassin Williston. La composition du pétrole du groupe E et l’occurrence stratigraphique suggèrent que la source se trouve dans la Formation Bakken. Des travaux récents effectués par d’autres chercheurs indiquent que les sources de la Formation Exshaw/Bakken, de pétrole du groupe E, se trouvent dans la fosse Alberta/Montana, à l’ouest du 113° de longitude ouest (Range 23W4). Les gisements du groupe F des réservoirs de la Formation Viking du Crétacé inférieur du centre ouest de la Saskatchewan possèdent leur source dans le Groupe Colorado Crétacé. Les études antérieures indiquent que du pétrole du groupe Font été évacués de certaines parties de la fosse Alberta/Montana à l’ouest de Calgary. Le manque de variation dans les rapports de dépistages biologiques pour chaque groupe de pétrole suggèrent que chacune possède un écart de maturité thermique limité. Les différences de maturité significatives pour les groupes sont indiquées par les variations de composition brute et de propriété physique qui suivent les rapports de maturité du dépistage biologique chez les pétroles nonbiodégradables. Pour chaque groupe, il y a une vaste gamme de compositions isoprenoïdes acycliques et n-alcalins qui indiquent que les trois groupes sont modifiés de façon différentielle par lavage à l’eau ou par biodégradation. Les indicateurs de lavage à l’eau signalent qu’un traitement accompagne de la biodégradation, même si la biodégradation ne touche pas toujours les pétroles lavés à l’eau. La connaissance de la source, la maturité et de la transformation donne un plan d’ensemble pour la compréhension des variations de cette partie du bassin de Williston et suggère le potentiel des découvertes à venir dans la plate-forme de Swift Current.

Traduit par Marie Louise Tomas

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