ABSTRACT
Hydrocarbon seeps associated with lower Paleozoic rocks of western Newfoundland have been known since 1812, and sporadic exploration has proceeded for 125 years. A thick late Proterozoic/Cambrian/Ordovician sedimentary succession includes shallow marine platformal clastic and carbonate facies and coeval deep marine mudstone-dominated facies, deposited on the lower Paleozoic passive margin of North America. Taconian, Salinic and Acadian plate convergence and deformation telescoped, and juxtaposed, excellent source rocks with potential reservoir rocks in the onshore and nearshore area. This study integrates extensive new geochemical data from oils and organic-rich rocks with all previous geological and geochemical information to more effectively assess the hydrocarbon potential of the area. All samples of oils collected from old wells, organic-rich shales and other bituminous rocks have similar geochemical characteristics. Chemistry of the oils is consistent with a pre-Devonian clastic source rock containing Type I/II organic matter of mostly algal (Gloeocapsomorpha prisca) origin. Shales of the Cambro-Ordovician Green Point Formation, and probable equivalents, include excellent source rock intervals (TOC up to 10.35%, HI up to 759). Tmax values range from 434 to 443, indicating the source rocks sampled at surface are marginally mature to mature. Biomarker distributions indicate that shales of the Green Point Formation, or rocks with very similar geochemical characteristics, are the source of the oils obtained from seeps and wells. Two maturity trends are evident in western Newfoundland: increasing maturity from the Port au Port area in the south to the Gros Morne area in the north and increasing maturity from west to east across the Port au Port area. Cambro-Ordovician dolomitized platform/shelf carbonates and deeper marine clastics and carbonates offer abundant good potential reservoir facies. Complex structural deformation allows numerous possibilities for thrust repetition of source rocks, juxtaposition of source and reservoir rocks, abundant trap situations and significant hydrocarbon accumulations at depth, in both onshore and offshore settings.
RÉSUMÉ
L’infiltration d’hydrocarbures associées aux roches du Paléozoïque inférieur de la région ouest de Terre-Neuve est connue depuis 1812 et cette région a été explorée sporadiquement pendant 125 ans. Une succession sédimentaire épaisse du Protérozoïque tardif/Cambrien/Ordovicien contient des faciès clastiques et de carbonates en plate-forme en eau peu profonde et un faciès du même âge principalement d’argile marine profonde, déposés sur le littoral passif du Paléozoïque inférieur de l’Amérique du Nord. La convergence et la déformation par chevauchement et juxtaposition des plaques Taconique, Salinique et Acadienne, unissent d’excellentes roches mères avec des roches réservoirs possibles dans les régions sur terre et au littoral. Cette étude intègre de nouvelles données géochimiques approfondies sur les pétroles et les roches organiquement riches avec tous les anciens renseignements géologiques et géochimiques pour évaluer avec plus de précision le potentiel d’hydrocarbure de la région. Tous les échantillons des pétroles provenant d’anciens puits, de l’argile organiquement riche et d’autres roches bitumineuses possèdent des caractéristiques géochimiques semblables. La chimie des pétroles est conforme avec une roche mère clastique pré-dévonienne contenant de la matière organique Type I/II surtout d’origine algoïde (Gloeocapsomorpha prisca). Les argiles de la Formation Green Point du Cambro-Ordovicien, et les équivalents probables, comprennes d’excellents horizons de roches mères (jusqu’à 10,35 % de TOC, HI jusqu’à 759). Les valeurs Tmax varient entre 434 et 443, ce qui indique que les roches mères échantillonnées à la surface vont de marginalement évoluées à évoluées. Les distributions des biomarqueurs indiquent que les argiles de la Formation Green Point où les roches avec des traits géochimiques très semblables sont la source des pétroles obtenus des suintements et des puits. Deux directions pour l’évolution sont évidentes dans la partie ouest de Terre-Neuve : l’évolution croissante de la région de Port-au-Port au sud vers la région de Gros Morne au nord et l’évolution croissante de l’ouest vers l’est dans la région de Port-au-Port. Les carbonates d’âge Cambro-Ordovicien du plateau/plate-forme dolomitisé et les clastiques en eau plus profonde offrent une abondance de bonnes possibilités de faciès réservoirs. La déformation structurale complexe permet de nombreuses possibilités pour la répétition de charriage des roches mères, le chevauchement de roches mères et réservoirs, l’abondance de pièges possibles et les accumulations significatives d’hydrocarbures en profondeur sur terre et au large.
Traduit par Marie Louise Tomas
