Les gisements potentiels d`hydrocarbures dans le Bugey
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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 microorganismes 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 par 100 mètres et la température de 3°C: 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 (c’est la « fenêtre à huile » des pétroliers). La proportion de liquides et de gaz générés dépend de la profondeur mais également 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). 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. 1 Figure 1 : Evolution de la matière organique en fonction de la profondeur d’enfouissement (source : document IFP). 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. 2 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). 3 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 supplémentaire 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. 4 Figure 6 : Gisements de gaz conventionnels et non conventionnels (documentation TOTAL). Figure 7 : Technique d’exploitation du gaz de schiste (source : IFP) 5 RESSOURCES POTENTIELLES EN HYDROCARBURES DU BUGEY Cette étude est limitée pour l’instant à la partie ouest du Bugey depuis la vallée de l’Ain jusqu’au plateau d’Hauteville. 1. Données disponibles * Cartes géologiques : - Nantua 1/80 000 (3ème édition, 1964) - Nantua 1/50 000 - Saint Rambert 1/50 000 (1982) * Profils sismiques : ils ne sont malheureusement pas accessibles au public. * Relevés de terrain inédits * Forages profonds Ils ont été réalisés dès le début du XXème siècle pour rechercher d’abord le charbon puis le pétrole. Les principaux forages connus sont portés sur la figure.. Figure 8 : principaux forages profonds effectués dans l’Ouest du Bugey et le rebord de la Dombe (d’après la Banque du Sous Sol du BRGM et des ouvrages anciens.) 6 a) Dès 1906, de nombreux forages ont été percés à Vaux en Bugey jusqu’à une profondeur maximale de 662 m pour atteindre le Carbonifère. Un fort dégagement de gaz s’est produit depuis les couches du Trias. Ce gaz a été exploité localement pendant plusieurs dizaines d’années et alimenté la ville d’Ambérieu. b) A Torcieu, en 1918, un forage de 1651 m a traversé le Trias contenant des grès bitumeux vers -448 m puis un peu de gaz pour pénétrer à partir de -591 m dans les grès et schistes du Carbonifère à veinules charbonneuses. Plus au Nord, à Apremont (vers Nantua), le forage de Charmont (1991) a touché le Carbonifère à -2290 m. c) Le forage de Villette (1961) a traversé une série de 2397 m de sédiments essentiellement d’âge Tertiaire et Secondaire. Le Trias repose directement sur un socle primaire métamorphique. Le forage de Cormoz (1984) près de Château Gaillard a touché le socle métamorphique à 1810 m de profondeur. Plus au Nord, sous la série secondaire, le socle primaire métamorphique a été rencontré à -2521 m à Poisoux (1969, Val d’Epy, Jura) tandis que le forage de Pressiat (1950) a atteint le Trias à -1 621 m. d) Le forage d’Ambronay en 1926 a recoupé 600 m de sédiments tertiaires contenant du lignite et du bitume sans atteindre les terrains secondaires. e) A Jujurieux, un forage de 593 m effectué en 1956 a traversé les couches du Jurassique inférieur et du Trias reposant à -197 m sur une série marno-sableuse du Tertiaire. f) A Saint Jérôme, un forage a montré à -148 m les argiles du Trias reposant sur 2 écailles superposées de Jurassique. g) Les 3 forages d’exploration de Corcelles (1989-1991) ont atteint le socle primaire. Ils ont été arrêté selon les forages : - à -1343 m dans le Carbonifère-Permien à lits charbonneux - à -1656 m dans le socle métamorphique - à -1620 m dans le Carbonifère-Permien schisto-gréseux. Ils ont traversé notamment une quarantaine de m d’argiles noires du Jurassique inférieur (Lias). En Bresse, les sondages ont mis en évidence l’épaisseur de la série tertiaire recouvrant le Secondaire : - à Curciat Dongalon (1952) sa base est à -1929 m - à Cuisiat (1951), elle est à -773 m, - plus à l’Est, à Journans (1951) elle est à -688 m. Au Sud enfin, à Blye, les schistes et grès primaires du Permien ont été rencontré en 1961 à 1289 m. 7 Figure 9 : Quelques données de sondages (source : BRGM). P-C : Permien-Carbonifère (Primaire) T : Trias ; Ji, Jm, Js : Jurassique inf., moyen, sup. ; C : Crétacé ; O, m, Pl : Tertiaire Q : Quaternaire 2. La succession des dépôts dans le Bugey Les terrains anciens visibles en surface dans le Bugey ont été déposés pendant l’ère secondaire. Pour la plupart, ils datent du Jurassique, c'est-à-dire qu’ils ont été déposés entre 200 et –145 millions d’années. Ils sont généralement calcaires ; leur épaisseur totale est voisine de 2000 m lorsqu’ils n’ont pas été érodés ultérieurement. Les principaux niveaux argileux ou argilo-calcaires (marnes) se sont déposés au Jurassique inférieur (ou Lias) et à la base du Jurassique supérieur (« Oxfordien »). Par-dessus viennent les couches du Crétacé inférieur également calcaires. L’ensemble est recouvert localement par les terrains tertiaires, en grande partie miocènes, et quaternaires. Sous les couches jurassiques on trouve les argiles, gypses et grès du Trias qui reposent sur un socle ancien (Primaire) comprenant des roches métamorphiques et des grès et schistes du Permien et du Carbonifère. 8 Figure 10: colonne stratigraphique simplifiée du Quaternaire au Primaire. Les épaisseurs varient selon les régions. P-C : Permien-Carbonifère (Primaire) T : Tertiaire Q : Quaternaire 3. La déformation des couches (structure tectonique) Les terrains de la série secondaires ont été fortement érodés et déformés pendant le Tertiaire, au cours du plissement alpin. Ils ont été plissés et fracturés puis décollés du socle primaire pour être poussés vers l’Ouest, sur la plaine de l’Ain dans la région d’Ambérieu, sur la Dombe et la Bresse plus au Nord. Le décollement s’est produit au niveau des argiles et des gypses du Trias qui ont fait office de « couche savon ». Ainsi, les sondages montrent bien des répétitions de couches et des terrains anciens reposant sur des terrains récents, par exemple du Jurassique reposant sur le Tertiaire (Miocène) comme sur la figure 12. Les déformations profondes ne sont pas visibles en surface, ce qui complique la reconstitution de la disposition des couches et en particulier la recherche des pièges à pétrole. 9 Figure 11 : Coupe W-E au niveau du col du Berthiand (source : notice de la carte géologique de Nantua). Par manque d’information, les auteurs n’ont pas pu figurer la structure du socle primaire. Figure 12 : Coupe NW-SE entre Jujurieux et Saint Jérôme ; structure profonde reconstituée à partir des sondages. Noter le charriage des couches secondaires sur le Tertiaire. Figure 13 : Coupe entre Vaux et Torcieu (d’après P. Schoeffler, 1941). Les nombreuses données de forage ont permis de proposer cette reconstitution. 10 4. Roches mères potentielles Elles sont représentées par des couches argileuses suffisamment épaisses et riches en matière organique. * Jurassique supérieur : les formations marneuses de l’Oxfordien ne contiennent pas suffisamment de matière organique. D’autre part, elles n’ont pas été suffisamment enfouies (un millier de m environ). * Jurassique inférieur (Lias) : Ce sont des argiles noires feuilletées (shales) qui affleurent très localement dans la région de Jujurieux, Saint Jérôme, Saint Rambert. Ailleurs, elles sont généralement recouvertes par l’épaisse série du Jurassique moyen et supérieur (1000 m environ). Les sondages montrent qu’elles sont largement distribuées en profondeur. Sur la bordure de la Dombe, le forage de Villette a traversé le Jurassique inférieur entre 1 812 et 2 235 m de profondeur. L’enfouissement a donc été suffisant pour transformer la matière organique en huile au moins à la base de la formation. Le Lias peut être donc considéré comme une roche mère potentielle dans cette localité s’il contient à l’origine suffisamment de matière organique. Rappelons que ce niveau est roche mère de pétrole dans le Bassin Parisien (« Schistes carton »). Actuellement, le Lias est généralement recouvert par l’épaisse série (1 000 m environ) du Jurassique moyen et supérieur. A l’affleurement, il ne montre pas d’indices d’hydrocarbures visibles mais ceux-ci ont pu se dégager antérieurement. Figure 14 : Argiles noires feuilletées à l’affleurement le long du ruisseau de L’Oiselon (St Jean le Vieux). * Trias A Vaux, 2 sondages ont rencontré des niveaux de calcaires gris, noirs, à pyrite qui peuvent constituer une roche mère. L’extension de ces terrains à l’origine riches en matière organique n’est pas connue. 11 * Socle primaire : Carbonifère-Permien : Le sondage de Torcieu, comme ceux de Corcelles, a pénétré dans des terrains sédimentaires carbonifères contenant des veinules de charbon ; celui de Vaux a fourni du gaz accumulé dans les niveaux triasiques mais pouvant provenir du Carbonifère ou du Permien. Les couches du Carbonifère-Permien comprenant des schistes à veines de charbon sont rencontrées par sondage également dans le Jura, au Nord du Bugey. Leur enfouissement a été suffisant pour que la matière organique évolue en huile et en gaz. 5. Roches réservoir potentielles Des roches poreuses surmontées de roches imperméables se trouvent dans le Jurassique (calcaires du Jurassique moyen sous les marnes du Jurassique supérieur) et dans le Trias (grès et conglomérat sous des argiles). Lors du sondage de Torcieu, on a trouvé 145 m de grès du Trias (« Buntsandstein ») à 717 m de profondeur au-dessous de couches argileuses. La déformation des séries avec failles et plis produit des dispositifs qui peuvent constituer des pièges à pétrole. 6. Gisements possibles ou reconnus 6.1 Gisements conventionnels La roche-mère est située dans les couches du Carbonifère-Permien ou dans le Lias. La roche réservoir peut être représentée par les grès du Trias ou les calcaires du Jurassique moyen. La bordure occidentale paraît peu favorable pour la formation de pièges : charriage de la couverture sur les terrains récents (Tertiaire) qui peuvent être très épais, fracturation dense qui fragmente les structures et rend les gisements possibles trop limités en taille et en réserve exploitable. Le contexte paraît plus favorable à partir d’une dizaine de km de la bordure, par exemple à partir de la chaîne de l’Avocat : structure plissée plus ample, fracturation moins dense. Les pièges à pétrole dans le Trias, du type de la figure 2, sont possibles dans le cœur des zones plissées de part et d’autre du plateau d’Hauteville, comme sur le site de Corcelles-Lantenay. Néanmoins, le résultats des sondages montre que rien n’est simple en profondeur : le forage de Corcelles a traversé une lame de calcaires jurassiques injectée dans les couches du Trias 6.2 Gisements non conventionnels Les sites favorables au prélèvement de pétrole et gaz par des techniques non conventionnelles sont plus difficiles à caractériser en l’absence de profils sismiques disponibles. Le prélèvement dans la roche mère du Lias paraît le plus évident. En revanche l’accessibilité au gaz des couches carbonifère ou permiennes dépend de structures anciennes non déductibles en surface : ces couches peuvent être absentes au-dessous du Trias qui repose alors directement sur le socle métamorphique. Seul les données sismiques ou les forages peuvent orienter les recherches. On voit ainsi que les sites de Torcieu, Vaux et Corcelles peuvent être des candidats à l’exploitation du gaz de schistes. 12 En conclusion, il apparaît que l’Ouest du Bugey possède quelques possibilités de gisements conventionnels en gaz et huiles, mais probablement d’extension limitée, situés dans les calcaires du Jurassique moyen ou les grès du Trias. En revanche, l’exploitation par des techniques non conventionnelles des hydrocarbures contenus dans les argiles du Lias, les grès du Trias et les grès et schistes du socle Carbonifère-Permien peuvent être économiquement rentables en faisant abstraction des aléas environnementaux qui sont associés. REFERENCES Bichet V. et Campy M. (2008) - Montagnes du Jura – Géologie et paysages. Bregi L. (1909) – Présence de gaz naturel dans un sondage à Vaux (Ain). Ann. Soc. Géol. Nord, 38, p. 23-27. Schoeffler P. (1941) – Les sondages aux gaz de Vaux en Bugey. Ann. Mines Françaises, 17, p. 205-252. Seranne M., Pistre S., Soliva R. et Elbaz Poulichet F. (2011) – Gaz de schistes dans le Sud de la France. Géosciences, Univ. Montpellier 2. 14 pages. R. Vially R. (2011) - IFP Energies nouvelles. Vincienne H. (1932) – La structure en écailles de la région d’Ambérieu et l’âge des derniers mouvements jurassiens. Banque du Sous Sol, BRGM Liens internet : http://www.total.com/fr/nos-energies/gaz-naturel/explorer-et-produire/nos-savoir-faire/gaznon-conventionnels/presentation/gisements-specifiques-201868.html http://www.linternaute.com/science/environnement/comment/06/formation-petrole/formationpetrole.shtml http://www.planete-energies.com/ www.geosciences.univ-rennes1.fr/.../guillocheau_ST_Init_Petrole_co ... http://planet-terre.ens-lyon.fr/planetterre/XML/db/planetterre/metadata/LOM-gaz-schiste.xml http://www.connaissancedesenergies.org 13
