ABSTRACT

The geochemical composition of nine (9) crude oil samples from the Upper Devonian Birdbear Formation of south-eastern Saskatchewan was determined using GC and GC-MS techniques. The Birdbear-reservoired oils, formerly included within oil Family D of Osadetz et al. (1992) together with oils from the Middle Devonian Winnipegosis pinnacle reefs, can be resolved from a set of twenty one (21) Winnipegosis-reservoired oils on the basis of a range of geo-chemical parameters. A detailed geochemical oil-oil correlation reveals that these stratigraphically separated groups have variable gasoline range characteristics, especially different Paraffin Indices and distribution of C7 alkanes (“Mango” parameters), as well as different C13-C30 normal alkane profiles, Pr/Ph, Pr/nC17 and Ph/nC18 ratios. The distribution of terpane biomarkers is similar in both groups, although Winnipegosis samples have more pronounced C34 hopane prominence and Ts/Tm ratios often greater than 1.0. In contrast, sterane biomarker signatures are quite different with a high concentration of diasteranes and prominent C21 regular steranes in the Birdbear oil samples, and a different relative abundance of C27:C28:C29 regular steranes. Such compositional differences are often genetic in nature, suggesting a different source rock for oils found in Birdbear Formation and a separate petroleum system operating in the Saskatchewan Group across Canadian Williston Basin. However, as the geochemical composition of Birdbear-reservoired oils is quite unique, it is also possible that it may have resulted from mixing of Winnipegosis-like oils with hydrocarbons from other sources during a cross-stratal secondary oil migration, demonstrating multiple source character of these oils.

RÉSUMÉ

La composition géochimique de neuf (9) échantillons de pétrole brut provenant de la Formation de Birdbear du Dévonien supérieur du sud-est de la Saskatchewan a été déterminée en utilisant les techniques de CG et CG-SM. Les pétroles trouvés dans les réservoirs du Birdbear, auparavant inclus dans les pétroles de la famille D de Osadetz et al. (1992), de même que les pétroles des récifs à pinacle du Winnipegosis du Dévonien moyen, peuvent être décomposée en un jeu de vingt et un (21) pétroles en réservoir dans le Winnipegosis sur la base d’une gamme de paramètres géochimiques. Une corrélation géochimique pétrole-pétrole de détail révèle que ces groupes de stratigraphie séparées ont des caractéristiques variables de la gamme de l’essence, particulièrement des différences dans les indices de la paraffine, la distribution des alcanes C7 (paramètres “Mango”) des différence de profils d’alcane normal C13-C30, et de rapports Pr/Ph, Pr/nC17 et Ph/nC18. La distribution des biomarqueurs de terpane est similaire dans les deux groupes, même si les échantillons du Winnipegosis ont une proéminence en hopane C34 plus prononcé et des rapports Ts/Tm souvent plus grand que 1,0. En contraste, les signatures de biomarqueurs de stérane sont très différentes, montrant une haute concentration de diastéranes et de proéminents stéranes réguliers C21 dans les échantillons de pétrole de Birdbear, et une abondance relative différente de stérame régulier C27:C28:C29. De telles différences de composition sont souvent de nature génétique, suggérant une roche source différente pour les pétroles trouvés dans la Formation de Birdbear et un système de pétrole différent opérant dans le Groupe de Saskatchewan à travers le bassin de Williston canadien. Toutefois, étant donné que la composition géochimique des pétroles en réservoir dans le Birdbear est très unique, il est aussi possible qu’elle ait pu résulter du mélange de pétrole semblable de type Winnepegosis et d’hydrocarbures provenant d’autres sources durant la migration secondaire inter-strate, démontrant ainsi la caractéristique de sources multiples pour ces pétroles.

Traduit par Lynn Gagnon

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