ABSTRACT

Rock-Eval/TOC analysis and organic petrography have been used to evaluate the petroleum source rock potential and depositional setting of the Phanerozoic succession in northern Yukon and northwestern District of Mackenzie. Average total organic carbon (TOC) values of stratigraphic units are generally low to moderate (0.1 to 2.0%) but organic-rich intervals occur throughout the studied succession. The kerogen is dominantly Type III except for minor amounts of Type I or II in Lower Paleozoic strata and locally a mixture of Type II and III in Middle Devonian, Carboniferous, Jurassic and Lower Cretaceous strata.

The quality of organic matter (QOM) varies significantly as a result of variability in the level of organic maturity, the type of organic matter and, in some cases, migration. For some strata, the variation in source rock quality closely reflects the depositional environment. Average QOM values of stratigraphic units are generally low to moderate (0.01 to 1.5 mg HC/g TOC) and, along with low to moderate hydrogen indices (HI <300 mg HC/g TOC), suggest poor to moderate petroleum source potential. Relatively few examples of potential oil-prone source rocks (Type I or Type II kerogen) occur. Gas prone (Type III kerogen) source rocks are present in the Blackie and Arctic Red River formations, in regressive shales of the Husky Formation and the Bug Creek Group and in low-energy shelf deposits of the Mount Goodenough Formation and map unit Kwr. Carbonaceous samples from deltaic sediments of the Porcupine River Formation and nearshore to inner shelf deposits of the Eagle Plain Group also have some gas potential.

RESUME

L'analyse Rock-Eval/TOC (teneur en carbone organique total) et la petrographie organique ont ete employees afin d'evaluer le potentiel de roches formatrices de petrole et le milieu de sedimentation de la succession Phanerozoique dans le nord du Yukon et le nord-ouest du district de Mackenzie. La teneur moyenne en carbone organique total des unites stratigraphiques est generalement de basse a moyenne (0, 1 a 2,0%) mais des intervalles riches en matiere organique se trouvent partout dans la succession etudiee. Le kerogene de type III domine ici, a l'exception de quantites peu importantes de type I ou II dans des strates du Paleozoique inferieur et un melange local de types II et III dans des strates du Devonien moyen, du Carbonifere, du Jurassique et du Cretace inferieur.

La qualite de la matiere organique (QOM) varie de facon significative a cause de la variabilite dans le niveau de maturite de la matiere organique, du type de matiere organique et, dans certains cas, de la migration. Pour certaines strates, la variation de la qualite de la roche formatrice de petrole reflete de pres le milieu sedimentaire. Les valeurs moyennes de la qualite de la matiere organique des unites stratigraphiques sont generalement basses a moyenne (0,01 a 1,5 mg HC/g TOC) et, avec des indices d'hydrogene variant de bas a moyen (HI <300 mg HC/g TOC), suggere un potential de roches formatrices de petrole bas a moyen. Il y a relativement peu d'examples de roches formatrices de petrole potentielles (Kerogene de type I ou II). Les roches formatrices de gaz (Kerogene de type III) sont presentes dans les formations Blackie et Arctic Red River, dans les schistes argileux regressifs de la formation Husky et du groupe Bug Creek, et dans des depots de plateau a basse energie de la formation Goodenough et de l'unite cartographique Kwr. Des echantillons charbonneux de sediments deltaiques de la formation Porcupine River et les sediments littoraux a plateau interne du groupe Eagle Plain ont aussi le potentiel d'etre producteurs de gaz.

Traduit par Marc Charest