Romero-Sarmiento et al – Artificial thermal maturation of source rocks at different thermal maturity levels…

Ici, nous avons caractérisé une série de maturation croissante provenant des Formations Montney et Doig du Trias dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (WCSB), afin d’étudier l’évolution des propriétés de roches mères et leurs paramètres cinétiques en fonction de la maturité thermique. La distribution spatiale de la matière organique ainsi que leur maturité thermique ont été déterminés par pétrographie organique. Les analyses Rock-Eval 6 avec la nouvelle méthode « Shale Play » ont été ensuite appliquées pour évaluer la quantité d’hydrocarbures libres et/ou retenus encore présents dans l’échantillon, ainsi que le potentiel pétrolier. Sur la base des valeurs de réflectance de la vitrinite, trois échantillons du kérogène de la Formation Doig et un échantillon du kérogène de la formation Montney à différents niveaux de maturité thermique ont été choisis pour la détermination des paramètres cinétiques (ex . la distribution d’énergie d’activation, facteur de fréquence) à l’aide d’un système programmé de pyrolyse en milieu ouvert. Nous avons également évalué le type d’hydrocarbures et nous avons déterminé la composition moléculaire des composés organiques qui comprennent les deux premiers pics Rock-Eval « Shale Play » (Sh0 et Sh1) obtenus au cours du cycle de thermovaporization améliorée. Analyses TD-GC-MS-FID ont été effectuées séquentiellement sur les échantillons de roche du 100°C à 200°C, puis de 200°C à 350°C afin de caractériser la composition des hydrocarbures représentés par chaque pic Rock-Eval de la méthode « Shale Play ». Les hydrocarbures aliphatiques et aromatiques de faible poids moléculaire (<C20) sont les principaux composants libérés dans l’intervalle de température correspondant au paramètre Rock-Eval Shale Play Sh0. Les hydrocarbures de poids moléculaire plus élevés (satur� �s et aromatiques C10-C30) sont les composés prédominants thermiquement libérés dans l’intervalle de température correspondant au paramètre Rock-Eval Shale Play Sh1. Les résultats montrent à la fois une augmentation de l’énergie d’activation et une perte du potentiel pétrolier en fonction de la dégradation thermique. La méthode « Shale Play » a été développée afin de mieux discriminer les fluides générés (Sh0 + Sh1) du kérogène résiduel (Sh2) fournissant une température Rock-Eval Tmax plus précise. Les paramètres Sh0 et Sh1 offrent également un moyen pratique pour une première estimation des huiles en place.

Lien vers l’article

Référence : Romero-Sarmiento, M.F., Euzen, T., Rohais, S., Jiang, C., Littke, R. (2016) Artificial thermal maturation of source rocks at different thermal maturity levels: Application to the Triassic Montney and Doig formations in the Western Canada Sedimentary Basin. Organic Geochemistry 97, 148-162.

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