Géologie des bassins sédimentaires

Le bassin de Matapédia est un bassin successeur composite (deux parties) surtout marin qui s'étend dans le centre du Maine, le nord-ouest du Nouveau-Brunswick et la péninsule de Gaspé. Au Nouveau-Brunswick, la partie la plus ancienne est appelée le bassin avant-arc, et elle s'est constituée durant l'extension qui a suivi la formation de l'arc insulaire de la Formation de Goulette Brook. La partie la plus récente est un bassin avant-pays qui se serait formé en avant d'un prisme orogénique acadien orienté vers le nord-ouest. Le remplissage du bassin avant-arc comprend trois groupes : 1) le groupe de Grog Brook correspondant à l'Ordovicien supérieur et composé de turbidites clastiques, 2) le groupe de Matapédia allant de l'Ordovicien supérieur au Silurien inférieur et composé de grès calcaires et de calcilutites de la pente continentale et 3) le groupe de Chaleurs du Silurien qui comprend une suite variée de clastiques de pente et de clastiques calcaires continentales, des récifs carbonatés et des coulées et tufs volcaniques de type felsique et mafique mineur. Le remplissage du bassin avant-pays est représenté par le groupe de Dalhousie, qui comprend une séquence régressive de clastiques continentales primaires et de carbonates recouverts de blocs volcaniques marins et terrestres et de clastiques secondaires.

Le bassin de Matapédia est une « région pionnière ». Le potentiel pétrolier de ce bassin situé dans le nord du Nouveau-Brunswick n'est connu que depuis quelques années. En effet, depuis que Junex Inc. produit du gaz naturel tiré du calcaire fracturé de la Formation de Forillon (Dévonien inférieur) dans l'est de la Gaspésie, près de Galt, on a réévalué le potentiel pétrolier et gazier de l'extrémité nord-ouest du bassin de Matapédia. La plus grande partie du bassin située en Gaspésie est actuellement détenue dans le cadre de permis de recherche de pétrole et de gaz.

Les récents travaux de géologues du Nouveau- Brunswick et du gouvernement fédéral ont révélé qu'une zone du bassin de Matapédia, dans la région de Campbellton (Nouveau-Brunswick), se trouve dans une fenêtre de gaz, et qu'au moins une partie de la zone se trouve dans une fenêtre de pétrole. Des roches (schistes organiques) susceptibles d'exploitation ont été repérées dans le groupe de Grog Brook correspondant à l'Ordovicien. La présence de récifs carbonatés dans la partie surplombant la limite du gaz de la Formation de Limestone Point (Silurien) et de celle de West Point (du Silurien supérieur au Dévonien inférieur) indique qu'il pourrait exister des pièges et des réservoirs dans la partie néo-brunswickoise du bassin.

Le bassin des Maritimes, dans l'est du Canada, est un bassin successeur formé après l'orogenèse acadienne du Dévonien. Dans la région, le remplissage du bassin est divisible en deux parties, et elles sont séparées par une discordance namurienne qui traverse le bassin. Sous la discordance, le remplissage comprend une succession alluvionnaire-lacustre de base (groupe de Horton), recouverte d'une succession clastique de couches rouges terrestres (groupe de Sussex), d'une séquence mixte clastique-carbonate-évaporite principalement marine (groupe de Windsor) et d'une autre succession de couches rouges terrestres (groupe de Mabou). Les strates des groupes de Horton à Mabou sont interprétées comme le remplissage d'un système complexe de sous-bassins qui auraient évolué collectivement dans un milieu de transpression et de transtension. Des discordances locales dans le groupe de Horton, entre les groupes de Horton et de Sussex et entre les groupes de Windsor et de Mabou, peuvent indiquer des alternances entre les régimes de tension et de compression. Au-dessus de la discordance namurienne, les successions de roche sédimentaire fluviatile, de plaine inondable et de fondrière des groupes de Cumberland et de Pictou sont interprétées comme le remplissage d'un bassin de subsidence thermique ou d'affaissement.

Deux sous-bassins profonds du sud-est du Nouveau-Brunswick constituent une partie du complexe du bassin des Maritimes, soit le sous-bassin de Moncton (3 700 km2) et le sous-bassin de Sackville (800 km2). On sait depuis 150 ans que le sous-bassin de Moncton renferme des hydrocarbures. À la fin des années 1800, de petites quantités de pétrole ont été extraites de puits de surface dans les grès lacustres de la Formation d'Albert (groupe médian de Horton) dans l'ancien champ de Dover, à environ 15 kilomètres au sud-est de Moncton. Tout juste à l'ouest et dans la même direction générale que le puits de Dover, on a découvert en 1909 du pétrole et du gaz naturel au champ de Stoney Creek. Entre cette découverte et la fermeture du champ en 1991, Stoney Creek a produit environ 800 000 barils de pétrole et 30 000 000 000 de pieds cubes de gaz non corrosif. On a foré 59 puits dans les sous-bassins de Moncton et Sackville entre 1909 et 2000. La plupart de ces puits étaient peu profonds, et ils résultaient de l'observation d'indices de pétrole en surface ou de structures mal définies à partir d'études géologiques ou de profils sismiques bidimensionnels. Aucun succès commercial n'a résulté de ces forages jusqu'à l'automne 2000, lorsque Corridor Resources Inc. et Potash Corporation of Saskatchewan Inc. ont découvert un grand gisement de gaz naturel dans la partie profonde du sous-bassin de Moncton, près de Sussex. Ce gisement, qu'on appelle le champ McCully, se trouve également dans le grès lacustre et fluviatile de la Formation d'Albert. Le champ est en exploitation (huit puits ont été forés), et les ressources sur place sont évaluées à 1 000 000 000 000 de pieds cubes de gaz non corrosif.

Le bassin de Fundy correspond au Mésozoïque, et il est inconnu en grande partie. En forme de demi-graben, il présente une ligne de charnière au sud et une limite faillée plus complexe au nord. Des profils sismiques marins bidimensionnels ont été réalisés sur plus de 4 600 kilomètres (2 900 milles) par la Mobil Oil Canada Limited entre 1968 et 1973 et par la Chevron Standard Limited entre 1980 et 1982. On peut consulter sur papier des profils de près de 4 500 km en coupe-profondeur (disponsibles auprès des gouvernements du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse). Seulement deux forages d'exploration ont été réalisés dans le bassin; ils dépassaient tous deux la profondeur de 2 500 m (8 200 pi) et ils ont tous deux été pratiqués juste au-delà du rivage dans la baie de Fundy, au Nouveau-Brunswick.

Les dossiers sur les forages en profondeur et les sections de surface (surtout en Nouvelle-Écosse) indiquent que le remplissage sédimentaire, appelé groupe de Fundy, renferme des clastiques terrestres et une épaisse couche basaltique. La couche de base (Formation de Wolfville) a une épaisseur de plus d'un kilomètre et varie du grossier grès feldspathique à la stratification entrecroisée au grès quartzeux très mature interprétée (du moins en partie) comme des dunes éoliennes. Les sables quartzeux propres sont considérés comme d'excellents magasins. La Formation de Wolfville est surmontée par la Formation de Blomidon, une couche de schiste rouge et de grès fin qui atteint 1,5 kilomètre d'épaisseur. Si les sables de Wolfville sont chargés, les épais schistes de Blomidon répartis dans la région devraient fournir une excellente obturation. La Formation de Blomidon est recouverte par la couche basaltique de 200 à 300 mètres d'épaisseur du mont North, qui est à son tour suivie d'une couche variant de 0 à 250 mètres de schiste rouge, de grès et de calcaire secondaire, en plus du jaspe associé à la Formation de McCoy Brook.