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Conférence
Géologie des ressources fossiles
François Fournier (MCF, Université de Provence)
Mai 2011
Notes prises par Yann Maillard
Quelques définitions :
Charbon roche sédimentaire avec plus de 50% de matière organique déposée avec le reste du
sédiment.
Roche mère : roche sédimentaire contenant plus d'1% de matière organique. Un charbon est une
roche mère particulière.
Hydrocarbure : composé uniquement de C et H
Pétrole
Les charbons sont divisés en deux grandes familles.
Charbons sapropéliques : d'origine lacustre ou marine, zooplanctons H/C élevé
charbons humiques : charbons d'origine continentale (végétaux vasculaires terrestre). O/C élevé.
On fait un diagramme H/C =f(O/C) pour les distinguer ; diagramme de Van Krevelen.
Tourbe : on distingue la structure des végétaux.
Lignite : une grande partie de la structure des végétaux a disparu.
Anthracite : brillant, on ne reconnaît plus la structure des végétaux.
De la tourbe à l'anthracite, il y a augmentation du rapport C/O.
Composition de l'huile.
Paraffines : hydrocarbure saturés.
Benzènes
Cycloalcanes hydrocarbure saturés à chaine cyclique.
Résines et asphaltènes.
Gaz naturel + de 70% de méthane.
Dans la plupart des huiles on trouve des biomarqueurs.
Biomarqueurs : molécule dont la structure reflète celle de son précurseur biologique.
La chlorophylle A donne naissance à un noyau porphyrine et à du phytol (pristane et phytane).
La notion de réserve : volume de pétrole ou charbon récupérable aux conditions techniques et
économiques.
Réserves prouvées : bassins sédimentaires que l'on connait très bien car on les exploite déjà.
Réserve probable : on sait qu'il y a des hydrocarbures mais il n'y a pas eu de recherche précise.
Réserve Fossile : on suppose leur existence sur des concepts géologiques.
Les quantités varient en fonction de ce dont on parle. Le baril pétrole est l'unité de comparaison.
 Les réserves en charbon sont nettement supérieures à celle du pétrole.
 Il y a bien plus de réserves probables que de prouvées.
 Les hydrocarbures qui ne peuvent pas être exploités par des méthodes classiques sont les
hydrocarbures non conventionnels : schistes bitumineux, sables bitumineux, gaz de houille.
Les réserves sont considérables 5 fois plus que les réserves en huile probables.
 Plus des 2/3 des réserves des huiles conventionnelles sont localisées au Moyen Orient.
Bilan du tout carbone dans la croûte :
82% dans les carbonates. 18% de carbone organique.
Comment peut-on conserver la matière organique ?
La quantité de matière organique générée par les plantes qui peut être conservée dans les sédiments
est de 1% environ.
Les géochimistes utilisent des solvants pour séparer les 2 fractions importantes de la matière
organique :
Kérogène : fraction insoluble dans ces solvants. Matière première qui se transforme en bitume.
Bitumes : fraction de la matière organique soluble dans ces solvants. Il y a des asphaltènes, des
résines et des hydrocarbures (C, H).
Les types de kérogène : graisses, protéines, sucres et lignine.
Les lipides et les protéines sont relativement pauvres en oxygène.
Les sucres et la lignine sont pauvres en hydrogène.
Les plantes supérieures sont riches en lignine.
Les phytoplancton n'ont pas de lignine mais sont riches en protéines.
La matière organique est classifiée en trois grandes catégories :
 matière organique lacustre : de type 1 H/C élevé O/C faible.
 matière organique de type 3 H/C faible O/C élevé Kérogène terrestre.
La matière organique marine. Qu'est-ce qui influence ce dépôt ?
Comparaison de la carte de productivité primaire et de la carte du carbone organique total.
Il y a des différences : dans la mer noire la quantité de matière organique est très élevée alors que la
productivité primaire est moyenne.
Plusieurs facteurs agissent pour préserver la matière organique :
 profondeur de dépôt. Plus la tranche d'eau est importante, plus les particules mettent du
temps à décanter, plus elles sont dégradées moins elles sont conservées*
 La granulométrie du sédiment : plus il est fin meilleure conservation. **
 Le taux de sédimentation : si le taux augmente, la préservation de matière organique
augmente. Lorsque l'organisme est rapidement recouvert de sédiments il est mieux conservé.
 Les conditions REDOX : O2
 production primaire
* 0 et 100 m maximum de productivité. Les particules sédimentent, se décantent, et sont dégradées
avec utilisation du dioxygène présent dans l'eau.
Sous une certaine profondeur il y a une zone où il n'y a plus d'O2 utilisé pour dégrader la matière
organique qui a sédimenté.
Les eaux profondes sont relativement bien oxygénées.
Entre -200 m et -1000 m, on a une zone à oxygène minimum. C'est dans cette profondeur que l'on a
la probabilité maximale de trouver la matière organique.
** La finesse du sédiment intervient sur la perméabilité. L'O2 ne passe pas dans une boue
carbonatée.
Destruction de la matière organique dans les sédiments grossiers bien oxygénés. Les sables
conservent rarement de la matière organique.
Sédiments qui conservent la matière organique : black shales, argiles calcaires fins.
Upwelling : courants liés aux déplacements des eaux de surface. Le phénomène entraîne l'apport de
sédiments d'eaux profondes. Apport de nutriments, excès de matière organique qui est donc
préservée.
Ce cas de figure se rencontre quand on a des vents parallèles aux côtes.
Par exemple, au large des Canaries, si un vent va du Nord au sud, avec la force de Coriolis
perpendiculaire au déplacement des fluides donc orienté d'Est en Ouest. Les eaux côtières se
déplacent vers le large. Les eaux sont remplacées par des eaux profondes d'où un système
d'upwelling qui apporte toute l'année des nutriments.
Exemple au large de l'hémisphère sud, de l'Angola et des Canaries. Dans ces régions on a la plus
forte zone de pêche mondiale.
Il existe des modèles sophistiqués comme le modèle Euxinique (mer noire= Pont Euxin). Le
Danube amène beaucoup d'eau douce, qui surnage à la surface. Elles forment une pellicule épaisse à
la surface qui déconnecte les eaux profondes où l'O2 devient très faible, car non renouvelé.
Le cas particulier des charbons.
En milieu continental. Trois types de contextes :
Les charbons limniques :
 pièges tectonique grande combe : zone marécageuses subsidentes
 Lacs permanents
Les charbons paraliques :
 Les charbons côtiers.
Les charbons limniques. Bassin de la Grand-Combe : 9000 m de dépôt. La subsidence est
nécessaire. Sans subsidence, le marécage disparaît. A la faveur de failles normales, de petites zones
subsidences sont localisées. De temps en temps les marécages sont recouverts de sédiments comme
des grandes crues. Les charbons limniques : Les lacs permanents. Bassin de Gardanne. Matière
organique de type 2 mélangée à des matières terrestres amenées par des cours d'eau.
Les bassins côtiers :
On trouve des cyclothèmes (paraséquences) : motifs sédimentaires qui se répètent : grès charbon
argile avec le grès à la base.
Exemple : plaine d'inondation : apports de sables, des mangroves se forment avec accumulation de
matières organiques, puis on trouve des argiles dans les eaux plus profondes.
En cas de transgression ou la chute du niveau marin, la ligne de côte se déplace vers le continent
comme les paysages sédimentaires.
On trouve des cyclothèmes dans les bassins limniques en lien avec la migration de cours d'eau dans
le paysage.
Si on regarde la préservation de la matière organique on se rend compte de périodes plus propices
aux dépôts de matière organique.
Les roches mères marines se forment en période de montée du niveau marin.
Les charbons correspondent à des phases de bas niveau marin.
Cela est du au déplacement de la zone à O2 minimum.
Bas niveau marin : Zone à O2 Minimum étroite.
Transgression : la ligne de côte est loin dans le continent. La Zone à O2 Minimum est très large sur
le plateau continental.
Les événements anoxiques océaniques :
Pendant le fonctionnement des dorsales, il y a augmentation du niveau marin. Accélération du
volcanisme d'arc, augmentation du CO2, de l'effet de serre, des températures, des précipitations et
donc d'une forte activité primaire.
L'ensemble permet la formation de roches mères à l'échelle globale de la Terre.
Exemples :
 Roche mère connue : schiste carton. Faciès sédimentaire très noir. Date du Toarcien. Grand
accident de la faille d'Aix. Schistes cartons à l'ouest de la faille. Roche mère Kimméridgien.
 Back shale du Crétacé la luna Colombie 93 Ma
Maturation de la matière organique.
Deux paramètres contrôle : la température et la pression.
Le flux géothermique flux de dissipation de la chaleur interne à travers la surface de la Terre.
Le flux est généralement de 30°C/km
Pressions : la charge sédimentaire contrôle la pression. Le poids se répartit entre la fraction minérale
et la fraction libre. Sur les parties solides de la roche s'exerce le poids de la pression des sédiments
et la pressions des fluides qui les entoure.
On parle de pression hydrostatique et de pression lithostatique.
Dans la partie la plus superficielle la pression des fluides correspond à la pression hydrostatique. En
profondeur cela se déconnecte. Elle devient intermédiaire entre la pression hydrostatique et la
pression lithostatique
Température
Figure du craquage du Kérogène. Les hydrocarbures se forment essentiellement par craquage :
rupture des liaisons organiques sous l'action de la chaleur.
A 50°C on commence à former les premiers hydrocarbures (huile et gaz).
Ce thermocraquage rompt des liens entre carbone et oxygène.
L'O2 se sépare sous forme de CO2.
Huiles formées entre 50 et 120°C. Elles subissent aussi un craquage. Elles ont des chaines a 10
carbones qui se scindent en chaines à 5, 4, 2 carbones.
Se forme alors la fenêtre à gaz au delà de 120°C.
On a un comportement différent en fonction de l'origine de la matière organique en terme de
quantité d'huile générée.
Les types 1 sont les plus prolifiques en huiles.
Les roches mères de types 2 sont assez bonne. La fenêtre à huile est plus haute.
Les types 3 sont mauvais en formation d'huile mais elles peuvent former beaucoup de gaz.
Les schistes bitumineux : roche mère mature mais qui n'a pas expulsé son huile, piège dans la
porosité. On récupère l’huile par chauffage.
Comment mettre en évidence un état de maturation des roches mères ?
Différentes approches :
Pétrographique : consiste à examiner les macéraux (équivalent des minéraux en pétrographie). Les
composants sont observés en lumière réfléchie et luminescente.
On distingue 3 groupes en fonction des propriétés optiques.
Origine des macéraux (vitrinite, liptinite, Inertinites) :
Vitrinite : le bois, les racines, les graptolites
Liptinite : spores.
Inertinites :
Le pouvoir réflecteur de la vitrinite est utilisé comme indicateur de la maturation de la matière
organique. Le pouvoir réflecteur dépend de la maturité.
Méthode pyrolyse ROCK_EVAL.
On monte la température d'un four contenant l'échantillon.
3 pics se forment :
 Volatilisation des hydrocarbures déjà présents (phase bitume).
 Pyrolyse du kérogène : maturation du kérogène.
 Pic de dégagement de CO2.
Le pic S2 correspond au craquage de toutes les liaisons C-H. Il quantifie la quantité d'hydrogène.
Le pic S3 donne la quantité d'oxygène présent dans l'échantillon.
Cela permet donc de placer l'échantillon sur le diagramme H/C =f(O/C).
La migration des hydrocarbures
Les roches mères sont peu perméables. On ne peut les exploiter directement de manière
conventionnelle. On exploite les hydrocarbures dans des roches réservoirs. Il y a eu migration.
Il y a 2 phases de migration :
 migration primaire : expulsion des HC de la roche mère vers un drain.
 Migration secondaire : déplacement des fluides jusqu'à un piège : exemple un anticlinal.
Migration primaire :
Bassin sédimentaire avec argiles et sables. Les argiles se compactent plus vite que les sables :
 Il y a une différence de pression. Cela peut expliquer le déplacement. Si l'enfouissement est
rapide, le déséquilibre de pression est important et explique la migration des hydrocarbures.
Souvent cela ne suffit pas car les forces capillaires sont importantes, Les HC ne sont pas assez
solubles et à la profondeur de la fenêtre à huile la majorité de l'eau a déjà été expulsée.
 La microfracturation de la roche mère due à la pression des fluides qui se forment.
Migration secondaire.
Ce qui contrôle le déplacement de la goutte d'huile :
 Poids, force capillaire, force d'Archimède.
Si toutes les gouttes sont connectées la force d’Archimède est très grande. Il y a migration.
 L'écoulement des eaux dans les bassins sédimentaires.
 Autre origine : les eaux de compaction des argiles, convection thermique.
Classification des pièges :
En surface les hydrocarbures ne sont plus exploitables.
Pièges structuraux : contre faille, anticlinal, contre diapir de sel.
Piège stratigraphiques : sous discordance angulaire.
Pièges d'origine sédimentaire.
Les propriétés des réservoirs :
 La porosité cela permet d'estimer les volumes d'huile présents.
 La perméabilité permet de déterminer les vitesses d'exploitation.
Porosité
Plus les grains sont homogènes dans une roche plus la porosité est importante. Il y a une relation
entre porosité et enfouissement.
Il n'y a pas de relation porosité perméabilité : lorsque l'on fait un graphique de l'un en fonction de
l'autre on a une grosse patate au centre.
Dans certains cas comme le sable de Fontainebleau on trouve une relation mathématique entre les
deux.
Les deux tiers de réserve d'huile mondiale sont au Moyen Orient dans des réservoirs carbonatés.
Ils sont intéressants car les coquilles en aragonites des animaux qui les ont formées se sont
dissoutes.
Les couvertures sont bonnes quand elles sont imperméables. Il ne leur faut pas de fracture.
Les calcaires sont de mauvaises couvertures. Les argiles et les évaporites sont de bonnes
couvertures. Dans ces sédiments fins les forces capillaires sont énormes.
Dans le cas des pièges à faille il y a un tartinage d'argile qui forme une couche imperméable.
Les hydrocarbures non conventionnels :
Gaz de schiste, sables bitumineux.
Schiste bitumineux : roche mère mature à grain fin à huile non expulsée.
Sable bitumineux : sables peu consolidés imprégnés d’hydrocarbures visqueux qui eux ont migré.
Schistes à gaz : roches mère matures à grains fins à gaz non expulsé.
Sables compact à gaz grès très cimentés et gaz migrés et piégés dans la porosité résiduelle
Gaz de houille : gaz généré et piégé dans un charbon mature.
D'un point de vue économique ils peuvent être importants car les réserves feraient passer le
Vénézuela devant les pays du moyen Orient.
CANADA : Ils sont exploités en carrière. Le sable est chauffé en usine : la dépense d'énergie est
énorme. Rentable si le prix du baril est très élevé.
VENEZUELA : injection d'eaux chaudes. Il faut chauffer de l'eau cela demande beaucoup d'énergie.
Exploitation des gaz de schiste :
Injection de fluide sous pression. Il faut des forêts de Derrick. On utilise avec l'eau des additifs :
sables, lubrifiants et détergents qui diminuent les forces de tension entre les gaz et l'eau.
Le système pétrolier
Le système pétrolier nécessite la convergence d'éléments (roche mère, route de migration,
réservoir...) et de processus comme la génération.
Le timing maturation piégeage un point critique des systèmes pétroliers.
Bassin d'Alès : à l'Éocène terminal
Les géants gisements importants d'hydrocarbures : OFFSHORE De l'Atlantique SUD.
Au Crétacé inférieur rifting avec sédimentation lacustre. Des réservoirs et des roches mères se
forment. A l'Aptien, fin du rifting, premières incursions marines. Le voisinage de l'équateur crée un
dépôt de sels très important.
Albien : Formations vraiment marine. Mer peu profonde, avec dépôts carbonatés.
Ensuite, subsidence jusqu'à une mer très profonde. La sédimentation est deltaïque. Les roches mères
de type 3 se développent. Des turbidites (sédiments terrigènes, sables, déposés par des courants de
turbidité) permettent à des sables de se déposer à plusieurs centaines de km des côtes. Or, ce sont de
bons réservoirs.
On a tous les éléments des systèmes pétroliers :
Roches mères de type 1, 2 et 3.
De bons réservoirs dans les carbonates lacustres, les turbidites, les carbonates albiens.
Les sables turbiditiques tertiaires sont les principales cibles de l'offshore profond. Les réservoirs
sont les chenaux turbiditiques.
Les pièges : nombreux plis et diapirisme du fait de la présence de sels. Ils sont très nombreux.
Il y a des pièges mixtes : stratigraphiques et structurels.
Il y a donc différents types de systèmes pétroliers, grâces aux sels déposés à l'Aptien.
Alain Faralli :
La dernière partie de l'exposé est en lien avec le programme de première S : dépôt des roches mères,
des roches réservoirs et des roches faisant des pièges.
Progressivité spiralaire : la sortie des charbons illustre les programmes de seconde.
Les hydrocarbures en 1ère S permettent d'enrichir le concept. Il y a un lien entre tectonique des
plaques et genèse des hydrocarbures. L'exemple de l'Atlantique SUD est un très bon exemple pour
le programme de première S.
Seconde : subsidence tectonique
Première S : autre type de subsidence thermique.
Y. Maillard