ABSTRACT

The Queen Charlotte Basin comprises a diverse succession of syn-rift and post-rift marine and nonmarine clastics up to 7000 m thick that includes organic rich mudrocks and coals of highly varying hydrocarbon potential and maturity. The abundance of organic matter and to a lesser extent source rock quality in the offshore wells varies markedly and closely mimics the gross stratigraphy. The total organic carbon content (TOC) varies systematically in mudrocks from less than 0.5 per cent at the base of the syn-rift succession to a maximum of about 30 per cent at the base of the postrift strata and then in turn declines in abundance through the post-rift succession. The strata have low hydrogen indices (mainly less than < 200 mg/g Corg) and the kerogen types, based on cross-plots of the hydrogen and oxygen indices, are mainly Type III (HI < 300 mg HC/g Corg). The total extractable bitumen ranges from 90 to 9000 ppm and the pristane/phytane ratio from 1 to 11. Petrographically, the organic matter is predominantly vitrinite.

The depth to the top of the oil window determined by vitrinite reflectance and Tmax from Rock-Eval pyrolyses closely mimics the stratigraphy and depth of burial, and varies from 500 m on Graham Island to more than 3000 m in the Harlequin D-86 well in Queen Charlotte Sound. The depth to the base of the oil window and thickness of strata within the oil window varies throughout the basin in response to varying depth of burial and paleoheat flow. The stratigraphic variations in maturation are consistent with basin formation and subsequent heat flow history predicted by an extensional McKenzie-type tectonic model with a pre-rifting equilibrium heat flow of about 30 to 50 mW/m² (which is close to the published range of equilibrium heat flow for surrounding areas). The modelled crustal stretching factors () range from 1.4 to 2.2, which compare favorably with estimates based on seismic, gravity and plate motion analyses. The calculated current heat flows at the offshore wells range from 50 to 110 mW/m² and average 77 mW/m². Based on the calculated thermal history of the strata and measured kinetic factors of kerogen, the onset of oil generation at the base of the syn-rift succession is estimated at between 16 and 27 Ma (average 23 Ma). In most offshore wells the basal syn-rift deposits reached over maturity (reaction extent 100 per cent) between 9 and 16 Ma. In some locations the base of the post-rift succession is immature whereas in others it is within the oil window.

Overall the tested stratigraphic succession in the Queen Charlotte Basin has poor liquid hydrocarbon potential as conventionally determined by Rock-Eval pyrolyses and total extractable bitumen. Because of the great volume of carbonaceous mudstones and discrete coal seams, and the thick succession of mature strata, the Queen Charlotte Basin has major gas and condensate resource potential. Locally, better oil source rocks occur, such as in the Sockeye B-10 well. It is premature to consider the Queen Charlotte Basin as a solely gas prone basin because of the few number of exploration wells drilled to date.

RESUME

Le bassin de la Reine-Charlotte se compose d'une succession de failles synclinales et anticlinales de sediments clastiques marins et non-marins mesurant jusqu'a 7 000 m d'epaisseur contenant des pelites organiquement riches et des charbons avec potentiel d'hydrocarbure et de maturite fortement variable. L'abondance de matiere organique et de facon moins importante la qualite de la roche mere des puits d'exploitation au large varient de facon marque et imite de pres la stratigraphie en general. Le contenu total de carbone organique (TOC) varie systematiquement dans les pelites de moins de 0,5 pour cent a la base de la succession de failles synclinales jusqu'a un maximum d'environ 30 pour cent a la base de la couche de failles anitclinales et qui par la suite diminue en abondance au travers la succession de failles anticlinales. Les indices d'hydrogene sont peu eleves dans les couches (surtout moins de < 200 mg/g Corg) et les types de kerogene, selon les coupes transversales les indices d'hydrogene et d'oxygene sont surtout de Type III (HI < 300

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mg HC/g Corg). Le total de bitume extractible varie de 90 a 9 000 ppm et le ratio de pristane/phytane de 1 a 11. Petrographiquement la matiere organique est de facon predominante vitrinite.

La profondeur de la fenetre de petrole superieure determinee par la reflectance vitrinite et le Tmax provenant des pyrolyses Rock-Eval ressemblent de tres pres a la stratigraphie et a la profondeur de l'enfouissement et varie de 500 m sur l'ile de Graham a plus de 3 000 m pour le puits Harlequin D-86 dans le detroit de la Reine-Charlotte. La profondeur jusqu'a la base de la fenetre de petrole et l'epaisseur de la couche dans la fenetre de petrole varient au travers du bassin selon la variation de la profondeur d'enfouissement et de debit de la paleochaleur. Les variations stratigraphiques de maturation sont uniformes avec la formation du bassin et l'historique des debits de chaleur predit par un modele tectonique de type McKenzie passif avec un debit de chaleur d'equilibre pre-synclinale d'environ 30 a 50 mW/m² (qui se situe pres des echelles deja publiees de debit de chaleur d'equilibre pour les regions avoisinantes). Les facteurs () modeles d'etirements de la croute varient de 1,4 a 2,2 ce qui se compare favorablement avec les evaluations des analyses sismiques, de gravite et des mouvements de plaques. Les calculs des debits de chaleur actuels des puits au large varient de 50 a 110 mW/m² et la moyenne est de 77 mW/m². Selon les calculs de l'historique thermique des couches et les facteurs cinetiques mesures de kerogene, le depart de la production de petrole a la base de la succession de failles synclinales est estime entre 16 et 27 Ma (23 Ma en moyenne). Pour la plupart des puits les depots de fond des failles synclinales ont atteint la surmaturite (portee de la reaction 100 pour cent) entre 9 et 16 Ma. Dans quelques sites la base de la succession de failles anticlinales n'est pas mature alors que d'autres se trouvent presentement dans la fenetre de petrole.

Dans l'ensemble la succession stratigraphique du bassin de la Reine-Charlotte possede un faible potentiel d'hydrocarbure liquide tel que determine par les pyrolyses Rock-Eval et le total de bitume extractible. A cause du volume important d'argiles carbones et des couches de charbon discretes et de la succession epaisse de strates evoluees, le bassin de la Reine-Charlotte possede un potentiel important de gaz et de produits de condensation. Dans la region, de meilleures roches meres se produisent comme le puits Sockeye B-10. Il est trop tot pour considerer le bassin de la Reine-Charlotte comme un bassin uniquement producteur de gaz a cause du faible nombre de forages d'exploration effectues jusqu'a ce jour.

Traduit par Marie-Louise Tomas