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Department of Geology, Brandon University, Brandon, MB R7A 6A9
Les roches sédimentaires du Membre de Mission Canyon-1 (Lits Tilston) du Mississippien du champ de Tilston, du sud-ouest du Manitoba, Canada, ont été sédimentés sur une plate-forme de carbonate de faible relief le long de la marge nordest du bassin de Williston. Trois gisements de pétrole sont présents dans le champ de Tilston : Mission Canyon 1 A (MC-1 A), Mission Canyon 1 C (MC-1 C) et Mission Canyon 1 D (MC-1 D). Les roches du Membre de MC-1 sont scindés en cinq associations de faciès qui s’empilent pour former cinq cycles de carbonates subtidaux devenant peu profonds vers le haut (TB1, TB3 à TB6) et un cycle de carbonate subtidaux devenant de peu à plus profond vers le haut (TB2). Chaque cycle s’est sédimenté dans des profondeurs d’eau qui varient entre la base de la zone d’action des vagues de beau temps à un peu en-dessous de la base de la zone d’action des vagues de tempête. L’analyse des diagraphies de la partie la plus haute de la Formation de Lodgepole indique au moins quatre cycles de carbonates subtidaux devenant peu profonds vers le haut (L1 à L4). Des intervalles de wackestone à mudstone, riches en argile, se retrouvent dans la partie basale de chaque cycle.
Chacun des cycles du Membre MC-1 et de la partie supérieure de la Formation de Lodgepole peut être corrélé à l’échelle de la région d’étude. Les cycles du Membre MC-1 et de Lodgepole montrent une tendance vers une augmentation de la porosité et un abaissement du contenu argileux du sud vers le nord au travers du champ de Tilston. Les cycles TB4 et TB5 ont le plus bas taux de contenu argileux de même que les porosités les plus élevées, et sont les unités principales de production de pétrole dans le champ de Tilston. L’absence de matériel argileux et les porosités relativement élevées suggèrent que la compartimentalisation de réservoir soit hautement improbable au travers de la limite entre le TB4 et le TB5. Par contraste, les parties basales des cycles TB3 à TB1 et L1 à L4 sont riches en argile et sont caractérisés par une bonne porosité totale. Il est probable que ces zones riches en argile forment des barrières au mouvement vertical de fluides, et qu’elles compartimentent ainsi l’aquifère.
Dans l’absence de fractures verticales, le mécanisme moteur dominant dans les gisements de pétrole du champ de Tilston est probablement le moteur d’eau de bordure. La troncation érosionnelle progressive des cycles du Membre MC-1 vers le nord, combiné avec la présence de deux selles structurales, réduit effectivement le support régional de l’eau de bordure d’aquifère du sud vers le nord. Le gisement de MC-1 A a probablement eu le plus fort support d’aquifère, alors que le gisement MC-1 D a le support d’aquifère le plus faible. Des différences significatives dans la productivité de puits horizontaux peuvent être partiellement attribuées à la force relative des aquifères dans chaque gisement.
Traduit par Lynn Gagnon
This article has been cited by other articles:
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  T. M. Alves, J. Cartwright, and R. J. Davies Faulting of salt-withdrawal basins during early halokinesis: Effects on the Paleogene Rio Doce Canyon system (Espirito Santo Basin, Brazil) AAPG Bulletin, May 1, 2009; 93(5): 617 - 652. [Abstract] [Full Text] [PDF]
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