GEOLOGIE PETROLIERE. Ivan BOUR CFA-UNICEM

GEOLOGIE PETROLIERE Ivan BOUR CFA-UNICEM

Plan 1. Formation du pétrole 2. Variétés de pétrole 3. Migration des systèmes pétroliers 4. Formation des gisements pétroliers 5. Notions de système pétrolier

1- Formation du Pétrole 1 Comment se forme le pétrole: en milieu naturel : Sur plusieurs dizaines de Ma, Four naturel = écorce terrestre (2 à 10km de profondeur) par un processus de craquage thermique, Matière première = Matière organique dégradée par des bactéries anaérobies obtention du KEROGENE puis craquage et formation des HYDROCARBURES et MOLECULES COMPLEXES = Pétrole = Chaque gisement est donc caractérisé par un Pétrole différent

1- Formation du Pétrole Comment se forme le pétrole: Facteurs de la conservation En présence d O 2, la matière organique (MO) est dégradée suivant la réaction: CH 2 O + O 2 CO 2 + H 2 0 La préservation de la MO est possible via les facteurs de la conservation suivant : conditions anoxiques; profondeur du dépôt; granulométrie du sédiment; taux de sédimentation.

1- Formation du Pétrole Comment se forme le pétrole: Facteurs de la conservation anaérobie ou euxinique

1- Formation du Pétrole Facteurs importants pour la formation des Pétroles Température Temps La vitesse de transformation est une fonction linéaire du temps et exponentielle avec la température

1- Formation du Pétrole

1- Formation du Pétrole Sources principales de sédiments dans un bassin océanique Charge terrigène provenant de l'érosion des continents Charge allochimique provenant du bassin même (principalement de la masse de plancton) Dans les deux cas, les sédiments contiennent une certaine quantité de matière organique Sédimentation en condition anoxique ou protégée de l oxydation Action des bactéries anaérobies : soustraction de la chaine organique (CHON), des atomes d O et d N, laissant le carbone et l hydrogène dégradation biochimique de la matière organique Passage de la dégradation biochimique (régie par les bactéries) à thermique (régie par l'augmentation de température) CH4 dans les couches supérieures du sédiment Enfouissement (en milliers de mètres)

1- Formation du Pétrole Formation des huiles et gaz naturels : Domaine d action des bactéries Etapes de maturation de la matière organique à mesure de l'enfouissement Dégradation biochimique transformation de la MO en kérogène (hydrocarbure préliminaire peu mature). Sous 1000 m d enfouissement, la dégradation biochimique est remplacée par une transformation contrôlée par l'augmentation de la température dégradation thermique des kérogènes C est entre 2000 et 3000 m que la dégradation du kérogène produit le plus d'huile. Sous les 3000 mètres, la production d'huile devient insignifiante. Néanmoins, à partir de 2500 mètres, la production de gaz s'accélère et devient importante. Il s'agit d'un gaz qualifié de thermogénique (produit de la dégradation thermique des kérogènes). Au-delà de 4000 m pas de préservation des chaînes carbonées. Passage de la dégradation biochimique (régie par les bactéries) à thermique (régie par l'augmentation de température) Enfouissement (en milliers de mètres)

1- Formation du Pétrole Lien avec les intervalles de profondeurs d enfouissement Pas de métamorphisme (stades de transformations dans les premiers milliers de mètres d enfouissement Transformation du Kérogène Pétroles Évolution de la composition de la MO depuis premiers stades sédimentaires. Perte précoce en O pendant la Diagenèse. Conséquence : production espèces chimiques riches en O (CO2, H20, acides organiques ) = Époque de l Oxygène. Époque de l Hydrogène : H est consommé genèse des hydrocarbures (catagenèse). Conséquence : formation des Huiles lourdes (haut poids moléculaire), puis légère et enfin des gaz. Époque du Carbone : O et H épuisés (métagenèse). Conséquence : prégraphites (le Graphite nécessite des Pressions > 2 GPa)

2- Types de Pétrole Caractérisation des Kérogènes immatures : Kérogène: fraction organique de la roche susceptible d engendrer des huiles Type I : formé en milieu lacustre (micro-algues) Type II : Phyto-plancton marin représentatif de M.O. marine. Type III : Végétaux supérieurs delta Type IV : aucune biomasse originelle définie (mobilisation par érosion)

2- Types de Pétrole Type I : stade immature diagenèse Type II : stade immature diagenèse Type III : stade immature diagenèse Type III : stade catagenèse huiles Type III : stade métagenèse gaz

2- Types de Pétrole Variation de la composition et de la structure des Kérogènes lors de la traversée des domaines thermiques Plus les Kérogènes sont riches en composés aromatiques moins il présentent un potentiel pétrolier Aliphatiques (C5 à C40) : chaîne de carbone linéaire Aromatiques (>C5 à C40) = chaîne ramifiée avec cycle benzoïque (6 atomes de carbone) = benzène

2- Types de Pétrole Origine et composition des pétroles: La composition des kérogènes varie par la proportion des éléments libérés au sein des huiles ou des gaz Début du craquage par ordre de profondeur croissant : type III, II et I, Quantité totale huile et gaz par ordre croissant : type III, II et I.

2- Types de Pétrole Origine et composition des pétroles:

2- Types de Pétrole Schéma des proportions Dégradation par les bactéries Craquage et transformation du Kérogène

3- Migration des systèmes pétroliers 3 Conditions spécifiques d'enfouissement pour former huile ou gaz = «fenêtre à l'huile ou à gaz» en terme pétrolier (fourchette de profondeurs où se forme l'huile ou le gaz) Les valeurs de profondeurs ne sont pas absolues mais sont indicatives, car le gradient géothermique peut varier d'une région à l'autre. Le processus important c'est la température à laquelle ont été portés les composés kérogènes. A ce stage du processus, nous n avons pas encore la mise en place d'un champ de pétrole. Il faut satisfaire encore à plusieurs conditions : seules les deux premières conditions ont été remplies: accumuler de la matière organique dans les sédiments protégés de l'oxygénation, et avoir atteint les conditions d'enfouissement spécifiques à sa transformation en pétrole. avec ces conditions, une certaine quantité d'hydrocarbures liquides et gazeux est générée sous forme de gouttelettes mais disséminées dans la roche. ces gouttelettes représentent un faible volume individuellement et sont répartie dans un intervalle appelé roche-mère. une 3 ème condition doit être remplie pour concentrer les hydrocarbures et accroitre leur volume : C'est le processus de la migration. Un processus d expulsion des gouttelettes d hydrocarbures de la roche-mère doit être amorcé, puis transportées dans une roche perméable pour venir se concentrer dans une roche-réservoir.

3- Migration des systèmes pétroliers Migration des pétroles Schéma d'ensemble de la migration du pétrole : 1 - migration primaire : liée à la compaction- pression capillaire 2 - migration secondaire, le long de roches poreuses, de failles : notion de réservoir 3 - dysmigration : le pétrole "s'échappe" d'un réservoir où il s'était accumulé vers la surface. Lorsque le pétrole n est pas expulsé : la roche mère est enrichie en pétrole = schiste bitumineux

3- Migration des systèmes pétroliers Migration des pétroles 1 - migration primaire : liée à la compaction Contrainte: taille des pores de la roche mère = obstacle au déplacement des fluides (force capillaire et relation eau-huile) Force capillaire + tension interfaciale Eau/huile > poussée Archimède + pression lithostatique Expulsion de eau et huile = phase séparée et décalée dans le temps = sous effet de compaction Les hydrocarbures augmentent et deviennent dominants dans les pores : force interfaciale réduite et expulsion de huile (seuil de 20% de saturation de la porosité par huile) début migration primaire

3- Migration des systèmes pétroliers Migration des pétroles 1 - migration primaire = migration liée à la compaction Exemple de la migration en phase individualisée Attention : plus la viscosité augmente moins les hydrocarbures s échappent des pores L étude par microscopie de fluorescence fait apparaître dans une roche mère mature des filonnets d huile (μm). Cette observation confirme l hypothèse de la libération directe des hydrocarbures à partir du kérogène.

3- Migration des systèmes pétroliers Migration des pétroles 2 - migration secondaire = migration le long de roches poreuses, de failles liée à la force de gravité. Les hydrocarbures sont moins denses que les eaux et immiscibles. soumis à la force d Archimède et se déplacent tous deux dans la colonne sédimentaire vers le haut Conséquence = ségrégation des fluides dans les réservoirs selon la densité et transformation des hydrocarbures (phases lourdes et légères) Les migrations se feront : soit du haut vers le bas (per descensum) : contact directe entre Roche mère et réservoir, soit du bas vers le haut (per ascensum) : par faille ou fissures - drain, ou bien encore latéralement : au toit de niveau continus et perméables et au contact de couvertures imperméables.

3- Migration des systèmes pétroliers Migration des pétroles 2 - migration secondaire = migration le long de roches poreuses, de failles liée à la force de gravité. Les hydrocarbures sont moins denses que les eaux et immiscibles. soumis à la force d Archimède et se déplacent tous deux dans la colonne sédimentaire vers le haut Conséquence = ségrégation des fluides dans les réservoirs selon la densité et transformation des hydrocarbures (phases lourdes et légères) Les tensions interfaciales s opposent au déplacement des hydrocarbures d autant plus vigoureusement que la taille des pores est petite. Pénétration d une goutte d huile dans un niveau sableux mouillé à l eau Cette force d opposition est l élément essentiel de l IMPERMEABILITE des roches à grains fins. Les composés lourds migrent moins facilement que les légers: ségrégation entre source et réservoir.

3- Migration des systèmes pétroliers Migration des pétroles 3 - dysmigration = «fuite» d'un réservoir où il s'était accumulé les hydrocarbures vers la surface ou vers un autre réservoir Conséquence = indice de surface, Altération de surface en milieu oxydant, Les gaz volatiles s échappent (manifestation des feux follets), Les liquides s altèrent et forment des composés lourds mais attaqués par les bactéries.

3- Migration des systèmes pétroliers Migration des pétroles 3 - dysmigration = «fuite» d'un réservoir où il s'était accumulé les hydrocarbures vers la surface ou vers un autre réservoir

4- Formation des gisements pétroliers 4 Réservoirs du pétrole : roches présentant des vides, pores ou fissures reliés entre eux et dans lesquels circulent des fluides = pièges qui assurent l accumulation des hydrocarbures! Roches réservoirs: grès sables (60%) et carbonates poreux (30%) Roches couvertures (imperméables) : sel, gypse et argiles, permafrost La charge d un réservoir = barrière imperméable (roches couvertures ou failles) = étanchéité et arrête la migration des hydrocarbures Propriété de présenter des vides, pores et des fissures) = % volume poreux / volume total de la roche Caractéristiques pétro-physiques des réservoirs Porosité Adsorption Adsorption et tension faciale = surface minérale exerce sur les fluides des forces d attraction Perméabilité Perméabilité = pores reliés entre eux : facilité avec laquelle un fluide de viscosité donnée traverse une formation

4- Formation des gisements pétroliers La concentration des hydrocarbures : La matière organique transformée doit être préservée au sein d une couche dite réservoir ou magasin pour constituer un gisement potentiel d hydrocarbures. Il s effectue ainsi une migration de la matière organique vers une roche plus poreuse et perméable. En plus de la porosité intrinsèque de la roche, il faut également ajouter une porosité de fracture en relation avec la présence de failles et de fissures (ex : diaclases). En cas d absence de piège géologique, les hydrocarbures peuvent remonter et suinter en surface (phénomène pouvant être associé à des jeux de failles) dysmigration.

4- Formation des gisements pétroliers Etat de la porosité La concentration des hydrocarbures : Le tri granulométrique effet sur la porosité et sa répartition

4- Formation des gisements pétroliers Etat de la porosité La concentration des hydrocarbures : Types de porosité

4- Formation des gisements pétroliers Etat de la porosité La concentration des hydrocarbures : Grès poreux (porosité intergranulaire) et perméable Perméabilité La relation entre la porosité et la perméabilité d une roche est souvent complexe. Grès poreux (porosité intragranulaire) et imperméable

4- Formation des gisements pétroliers Etat de la porosité La concentration des hydrocarbures : Perméabilité

4- Formation des gisements pétroliers Etat de la porosité La concentration des hydrocarbures :

4- Formation des gisements pétroliers Synthèse sur le processus de migration

4- Formation des gisements pétroliers Les pièges à pétrole : exemples des différents réservoirs pétrolifères Piège structural: déformation des couches, plis ou failles Piège stratigraphique: biseaux ou discordances Piège lithologique: réservoir = piège (récifs, dunes) Piège mixte tectosédimentaire: diapir (sels, argiles)

4- Formation des gisements pétroliers Les pièges à pétrole : exemples des différents réservoirs pétrolifères

4- Formation des gisements pétroliers Les pièges à pétrole : exemples des différents réservoirs pétrolifères Exemple par l imagerie sismique

4- Formation des gisements pétroliers Les pièges à pétrole : exemples des différents réservoirs pétrolifères Les systèmes pétroliers de rift et de marge passive : exemple de l offshore profond de l Atlantique Sud Détection et identification par l imagerie sismique

4- Formation des gisements pétroliers Exemple du bassin d Alès

5- Notions de système pétrolier 5 Le système pétrolier

5- Notions de système pétrolier Le timing maturation-piégeage : point sensible des systèmes pétroliers

5- Notions de système pétrolier

5- Notions de système pétrolier Parenthèse sur le pétrole non conventionnel

5- Notions de système pétrolier Parenthèse sur le pétrole non conventionnel Les hydrocarbures non conventionnels

5- Notions de système pétrolier Parenthèse sur le pétrole non conventionnel Méthodes d extraction

Finalité et démarche du géologue dans l étude géologique pour l évaluation d un site pétrolier D après l IFP