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Department of Earth and Ocean Sciences, University of British Columbia, 6339 Stores Road, Vancouver, BC V6T 1Z4, Canada
Department of Earth and Ocean Sciences, University of British Columbia, 6339 Stores Road, Vancouver, BC V6T 1Z4, Canada
La Formation Buckinghorse du Crétacé inférieur et des strates équivalentes, situées dans nord-est de la Colombie Britannique, sont étudiées afin d’évaluer le potentiel des réservoirs de schistes bitumineux. Un total de 215 échantillons de carottes a été analysé pour établir la capacité de sorption du méthane, la teneur en humidité et la porosité totale. La géochimie organique a été déterminée par des analyses Rock-Eval 6 ®, et des series d’échantillons, avec une variation dans le contenu en COT, la minéralogie et la porosité ont été analysées définir leur perméabilité. Le carbone organique total (COT) varie entre 0.2 et 16.99 wt%, avec une moyenne de 2.52 wt%. La matière organique présente un mélange de kérogènes des types I, II et III. La teneur en humidité varie entre 1.5 et 11 wt%, avec une moyenne de 4.6 wt%. La capacité de sorption du méthane se situe entre 0.03 et 1.86 cm3/g, avec une moyenne de 0.53 cm3/g sous pression hydrostatique. La porosité du schiste se situe entre 0.7 et 16% et une moyenne de 6.5%. La capacité en gaz total se situe entre 1.49 et 14.5 cm3/g, avec une moyenne de 5.7 cm3/g sous pression hydrostatique.
Le plus haut niveau de maturité thermale, tel que définit par Rock-Eval Tmax, se manifeste le long du front de déformation où les profondeurs d’enfouissements sont les plus grandes. Les valeurs Tmax se situent entre 416°C (immature) et 476°C (post-mature). Le contenu du COT et la pression du réservoir sont les contrôles primaires sur la capacité de sorption de méthane des strates. La capacité la plus haute de sorption du méthane se situe sur la carte NTS, section 94-P-dans la zone étudiée proche des frontières de la Colombie Britannique, de l’Alberta et des Territoires du nord-ouest, où les teneurs en COT sont les plus hautes, et le kérogène est dominé par les types I et II. Les zones présentant les plus grandes profondeurs d’enfouissements (adjacentes au front de déformation) ont des pressions de réservoir supérieures. Ceci augmente la capacité de stocker des quantités importantes de gaz sorbé, bien que le COT est plus bas que dans les sédiments les moins profonds. Le COT est plus bas le long du front de déformation, vraisemblablement en raison des taux plus hauts de sédimentation et de maturités thermales supérieures, comparé aux parties distales du bassin.
Traduction de Gabrielle Drivet
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