Paleotectonic Settings for Petroleum Source Rocks Position paléolithique des roches mères

• Main Author: Curtis D. M.
• Format: Article
• Language: English
• Published: EDP Sciences 2006-10-01
• Series: Oil & Gas Science and Technology
• Online Access: http://dx.doi.org/10.2516/ogst:1980008
• ISSN: 1294-4475; 1953-8189

Petroleum source rocks have been deposited in a variety of paleotectonic and paleogeographic settings. The paleotectonic setting for a given source rock is, in many cases, different from the present tectonic setting of the basin in which the derived hydrocarbon accumulations are found. The quantity and type of hydrocarbons generated from a given source rock depend upon the quantity (richness), quality (kerogen type), and maturity (ability to generate hydrocarbons) of the organic carbon in it. These three factors are strongly influenced by the paleotectonic setting of the basin in which a given source rock was deposited, as well as by its subsequent burial history (time-temperature history). The evolution of traps, on the other hand, depends upon the tectonic history of the basin during migration and entropment, and is closely related to the present tectonic setting ot the basin. Using a basin classification based on that of A. W. Bally and modified by K. Arbenz, I have attempted to related the distribution of hydrocarbon reserves in some of the major well-explored basins of the world to the paleotectonic settings for known or postulated source rocks in those basins. The principal basin categories defined are: cratonic, passive margin-related, aulacogenic. A-subduction-related, B-subduction-related, and strike-slip, transform-related. Preliminary results suggest that some of the best source rocks were deposited in aulacogenic and strike-slip/transform-related settings; some of the poorest were deposited in cratonic settings. <br> Les roches mères de pétrole se sont déposées dans des sites paléotectoniques et paléogéographiques variés. La position paléotectonique d'une roche mère est dans de nombreux cas différente de la situation tectonique actuelle du bassin où l'on trouve les hydrocarbures qui en proviennent. La quantité et le type des hydrocarbures produits par une roche mère donnée dépendent de l'abondance (richesse), de la qualité (type de kérogène) et de la maturité (possibilité de former des hydrocarbures) du carbone organique contenu. Ces trois facteurs sont fortement influencés par la position tectonique du bassin dans lequel la roche mère s'est déposée, au même titre que par l'histoire postérieure de l'enfouissement (thermale et temporelle). Par ailleurs, l'évolution des pièges est liée à l'histoire tectonique du bassin pendant la migration et le piégeage, et elle est en relation étroite avec le comportement tectonique actuel du bassin. En se servant d'une classification des bassins, définie par A W. Bally modifiée par K. Arbenz, l'auteur essaie d'établir les relations entre la répartition des réserves dans certains des secteurs les mieux explorés du Monde et la position paléotectonique connue ou supposée des roches mères dans ces bassins. Les principales catégories de bassins ainsi définies sont : cratonique, liée aux marges passives, aulacogénique, liée à la subduction de type A, liée à la subduction de type B, associée à des failles de décrochement ou de transformation. Les résultats préliminaires indiqueraient que les meilleures roches mères se seraient sédimentées dans les positions tectoniques aulacogénique ou liée aux failles de décrochement ou de transformation ; certaines parmi les plus pauvres se seraient déposées dans un contexte cratonique.