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• W2127662952 abstract "ABSTRACT The Lower Devonian Upper Gaspe Limestones consist of the Forillon, Shiphead and Indian Cove formations. The depositional basin and stratigraphic succession were controlled by synsedimentary extension faults. Three major paleogeographic domains are recognized: a northern proximal outer shelf, a central distal outer shelf, and a southern toeof-slope. Numerous oil seeps occur in fractured limestones of the central domain, and limited hydrocarbon production has been recorded from these units. Primary porosity occurs in the northern domain in the Indian Cove Formation branchipod-rich facies. Local meteoric dissolution enhancement of porosity is the result of late influx of meteoric waters, as inferred from the nature of fracture-filling calcite cements. Porosity enhancement is restricted to the northern domain, but this area is barren of hydrocarbons. Multiple episodes of burial fracturing, dissolution, and calcite cementation are found in the central and southern domains. Petrographic evidence indicates three distinct diagenetic events occurred before the development of vertical stylolites related to the Acadian Orogeny (Middle Devonian). Carbon (C) and oxygen (O) stable isotopes and fluid inclusion microthermometry of the fracture-filling calcite cements indicate significantly higher thermal conditions for the southern domain than the western sector of the central domain. Low thermal maturation and hydrocarbon occurrences in the eastern part of the central domain (e.g. the Mississippi Anticline area) have been documented. These observations are consistent with our new isotopic and fluid inclusion data, which suggests lower thermal conditions compared with adjacent areas. Highly fluorescent hydrocarbon fluid inclusions are present in fracture-filling calcite cement. API values average around 40°, and GC-MS analysis of a limited volume of decrepitates suggests a Devonian or older marine black shale source rock. RESUME Les Calcaires superieurs de Gaspe du Devonien Inferiur comprennent les formations de Forillon, Shiphead et Indian Cove. Le bassin de depot et la succession stratigraphique resultante ont ete controles par des failles de tension synsedimentaires delimitant trois domaines paleogeographiques majeurs: une plate-forme proximale au nord, une plate-forme distale au centre et un environnement de pied de pente au sud. Des suintements d'huile et une production limitee d'hydrocarbures sont connus dans les calcaires fractures du domaine central. Une porosite primaire fut conservee dans des facies a brachiopodes de la Formation d'Indian Cove du domaine septentrional. Un accroissement du volume de la porosite fut reconnu localement et des circulations tardives d'eaux meoriques en seraient responsables, ce qui est suggere par la nature des ciments de calcite remplissant les fractures. Cet evenement est restrient au domaine septentrional, aucune migration d'hydrocarbure n'y est reconnue. De multiples phases de fracturation, de dissolution et de cimentation de calcite du domaine de l'enfouissement sont presents dans les successions des domaines central et meridional. La petrographie suggere trois evenements diagenetiques distincts avant le developpement de stylolites verticaux associes a l'orogenie acadienne (Devonien Median). Les donnees isotopiques du C et de l'O et les donnees microthermometriques d'inclusions fluides sur les calcites de remplissage de fractures indiquent des conditions thermiques plus elevees pour le domaine meridional et pour le secteur occidental du domaine central. Le segment oriental de ce dernier (e.g. la region de l'Anticlinal de Mississippi) fut anterieurement documente comme etant de maturation peu elevee et est caracterise par des accumulations End_Page 346------------------------ d'hydrocarbures. Ces faits concordent avec nos nouvelles donnees isotopiques et d'inclusions fluides, lesquelles suggerent des conditions thermiques plus basses que celles des regions adjacentes. Des inclusions fluides d'hydrocarbures fortement fluorescentes sont presentes dans les ciments de calcite remplissant des fractures. Les valeurs moyennes d'API sont aux environs de 40 et les analyses GC-MS de volumes limites d'huile provenant des inclusions suggerent, comme roche mere, un shale marin devonien ou plus vieux, riche en matiere organique. Traduit par les auteurs." @default.
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