Les gisements d’hydrocarbures dans le Bugey

GENERALITES SUR LES GISEMENTS D’HYDROCARBURES

1. Constitution d’un gisement

1.1 Dépôt

Le point de départ est le dépôt de sédiments généralement plus ou moins argileux contenant de la matière organique, continentale ou marine, provenant de la décomposition de micro-organismes et de végétaux, qui s’accumule à l’abri de l’air (sinon oxydation et disparition de la matière organique).

1.2 Maturation de la matière organique Sous le poids des sédiments qui s'accumulent, la pression augmente environ de 25 bars et la température de 3°Cpar 100 mètres: à 3 kilomètre sous terre, la température est voisine de 150 °C et la pression de 750 bars. La matière organique évolue d’abord en composés insolubles, le kérogène, puis se transforme en hydrocarbures solides, liquides (« pétrole ») ou gazeux dispersés dans le sédiment consolidé appelé « roche mère ». Le pétrole est généré entre 2500 et 3800 m de profondeur (« fenêtre à huile » des pétroliers). La proportion de liquides et de gaz générés dépend de la profondeur et de la nature de la roche mère :  • si les débris organiques contenus sont principalement d'origine animale (micro-organismes planctoniques par exemple), elle donnera plus de pétrole que de gaz ;  • si ce sont essentiellement de débris végétaux, la roche mère produira surtout du gaz et des résidus de carbone (charbon).

Figure 1 : Evolution de la matière organique en fonction de la profondeur d’enfouissement (source : document IFP

1.3 Migration des hydrocarbures.

Les hydrocarbures liquides (« huiles ») et gazeux migrent vers le haut jusqu’à la surface du sol si leur passage est possible dans les roches qui les surmontent. S’ils rencontrent une zone poreuse recouverte d’une couche imperméable (« roche couverture »), ils sont piégés et ils s’accumulent dans la zone poreuse qui devient une « roche réservoir » (comme le sable ou le sable consolidé appelé grès.)

Les hydrocarbures solides (« bitumes ») restent dans la roche mère.

Figure 2 : exemples classiques de piège à pétrole (d’après F. Guillocheau, université de Rennes).

2. Exploration et exploitation

2.1. Gisements conventionnels

La recherche de gisement d'hydrocarbure se fait généralement par des méthodes variées: études des roches qui donnent naissance au pétrole, de la formation et de la structure des bassins pétroliers et des réservoirs, des micro-organismes présents dans les sédiments, et surtout par des méthodes sismiques qui fournissent un profil des structures sous-jacentes : des vibrations envoyées dans le sous-sol, en partie réfléchies vers la surface par les couches géologiques qu’elles rencontrent, livrent des millions de données qui, traitées par informatique, révèlent l’image de la structure du sous-sol.

Figure 3 : Profil sismique et interprétation (source: Université du Québec, Laboratoire de paléomagnétisme sédimentaire).

La confirmation du gisement est fournie par un forage d'exploration. Si ce dernier atteint une roche réservoir, suivent des essais d'évaluation de la production. Quel volume global de pétrole renferme un réservoir ? Comment est-il distribué dans les couches? Quelles sont sa température et sa pression en haut en bas du réservoir ? Est-il léger, visqueux, sa composition est-elle variable en fonction de sa position ? Quelles sont les failles qui bloqueront ou faciliteront sa production ? Les réponses décideront de la mise en exploitation.

Le gaz et le pétrole montent dans le tubage du forage sous l'effet de la pression.

Lorsque la pression diminue et devient insuffisante, on peut injecter de l’eau ou du gaz carbonique sous pression et pomper pour récupérer le maximum d'hydrocarbures (les techniques actuelles de production permettent d’en récupérer en moyenne 1/3). L’injection de

CO2 dans le sous-sol est d’ailleurs un moyen de diminuer la teneur de ce gaz dans l’air (« séquestration » du CO2 pour lutter contre l’effet de serre).

Figure 4 : Extraction d'huile par injection de CO2 et d'eau (document BRGM).

Figure 5 :Evolution de la matière organique et gisements traditionnels (document IFP).

2.2. Gisements non conventionnels

Ce sont des gaz, des huiles et des bitumes extraits directement de la roche mère ou selon des méthodes impliquant un coût et une technologie supplémentaires en raison de ses conditions d'exploitation plus difficiles (offshore profond, régions polaires). Il s’agit principalement des schistes bitumineux, de l’huile de schiste, du gaz de schiste, des « tight gas » et du gaz de houille.

* Les schistes bitumineux sont des argiles feuilletées noires très riches en matière organique peu transformée du fait de son faible enfouissement (inférieur à 1000 m). Exploités en carrières, les schistes bitumineux doivent ensuite être chauffés à de fortes températures pour générer de l’huile qui est ensuite récupérée.

* L’huile (ou pétrole) de schiste  (« shale oil ») est générée à une profondeur de l’ordre de 2 000 à 3 000 mètres mais elle reste piégée dans la roche mère. Son extraction nécessite l'utilisation de forages horizontaux et de fracturation hydraulique.

* Le gaz de schiste est du méthane généré pour un enfouissement de la roche-mère de plus de 3 000 mètres. Egalement piégé dans la roche, il est extrait par des techniques similaires à celles du pétrole de schiste. Notons qu’à très grande profondeur (au-delà de 5 000 m), la forte température entraîne le « cracking » de tous les hydrocarbures et interdit toute exploitation.

* Les tight gas sont des gaz contenus dans des réservoirs très peu poreux et très peu perméables qui nécessitent pour leur extraction des techniques similaires à celles du gaz de schistes.

* Le gaz de houille (ou gaz de couche, gaz de charbon) est du méthane contenu dans les veines de charbon. Il peut se dégager spontanément, et donc être directement exploité, des anciennes exploitations minières. Il peut être également extrait des couches de houille non exploitées et profondes par forage et fracturation, comme pour le gaz de schiste. L’injection de gaz sous pression (Azote, CO2) améliore sa récupération.