CHAPITRE 1 - e-Learn Université Ouargla

UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA
FACULTE DES HYDROCARBURES DES SCIENCES DE LA TERRE ET DE L’UNIVERS
ET DES ENERGIES RENOUVELABLES
DEPARTEMENT DES SCIENCES DE LA TERRE ET DE L’UNIVERS
Cours préparé par : M.MELOUAH OUALID
MAITRE ASSISTANT 'B' UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA
DEPARTEMENT DES SCIENCES DE LA TERRE ET DE L’UNIVERS
E-MAIL : [email protected] / [email protected]
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
Préface
Ce document est destiné aux étudiants de 3eme année LMD Géologie pétrolière qui sont
censés approfondir et améliorer leurs connaissances dans le domaine de la recherche et
l’exploration pétrolière.
Le document est élaboré sous forme d’un résumé tiré à partir des ouvrages :
Nouvelles technologies pour l’exploration et l’exploitation des ressources de pétrole et de gaz,
Compte rendus du 2eme symposium européen Luxembourg 1984 volume 1, ISBN 2-71080505-7
Cours de l’institut française de pétrole IFP , formation exploration et production des
gisements B1, 2005 formation industrielle IFP training
Cours de l’école national supérieur du pétrole et des moteurs centre développement et
exploitation des gisements France, technique d’exploitation pétrolière le forage, JEAN PAUL
NGUYEN ,1993
J’espère que le document répond aux besoins des étudiants de la filière
2
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
Sommaire
INTRODUCTION ................................................................................................................................. 4
1- LES THÉORIES SUR L’ORIGINE DU PÉTROLE .......................................................................... 5
1- 1 Les théories abiotiques............................................................................................................... 5
1- 2 La théorie organique .................................................................................................................. 6
1- 3 Formation et Maturation de la matière organique ................................................................. 8
1-4 Formation de l'huile et du gaz.................................................................................................. 10
1- 5 Différents types d'hydrocarbures ........................................................................................... 12
2 -GISEMENT ET RESERVE DES HYDROCARBURES ................................................................. 14
3-FORMATION D’UN GISEMENT .................................................................................................... 15
3-1 Processus de migration ............................................................................................................. 15
3-2 Formation d'un piège ................................................................................................................ 16
4- CARACTÉRISTIQUES D’UN GISEMENT ................................................................................... 17
5-CONNAISSANCE D’UN GISEMENT ............................................................................................. 18
6- MÉCANISMES DE DRAINAGE D’UN GISEMENT .................................................................... 19
6 -1 Mécanisme de drainage naturel (drainage “primaire”) ....................................................... 19
6-2 Drainage assisté (“secondaire et tertiaire”) ............................................................................ 20
3
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
INTRODUCTION
Le pétrole est conventionnellement définit comme un liquide composé principalement de
molécules d'hydrocarbures, c’est-à-dire formées uniquement de carbone et d'hydrogène. Il
contient aussi, en proportions variables, des molécules lourdes plus complexes comme de
l'oxygène, de l'azote et du soufre appelées résines ou asphaltènes (en moyenne 15 %). Il s'est
constitué à partir d'organismes vivants comme des algues, du plancton et parfois des végétaux
continentaux qui ont vécu il y a plusieurs millions d'années. Tout comme il n'y a pas deux
êtres humains au monde qui sont parfaitement identiques, il n'y a pas deux réserves de pétrole
qui fournissent exactement le même liquide non plus. Ainsi, chaque champ de pétrole sur la
planète contient une huile qui a ses propres caractéristiques et qui s’est formée selon les
conditions locales dans lesquelles elle s’est développée.
4
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
1- LES THÉORIES SUR L’ORIGINE DU PÉTROLE
1- 1 Les théories abiotiques
Ces théories se basent sur l’existence d’hydrocarbures dans le manteau. Elles postulent que
lors de leur remontée vers la croûte terrestre, avec les conditions variables de la pression P et
de la température T, ils se seraient transformés en GN et pétrole. Les hydrocarbures du
manteau proviendraient des espèces chimiques présentes au moment de la formation de la
Terre et du reste du système solaire, il y a plus de 4,6 milliards d’années.
D’après l’étude des atmosphères des autres planètes, de la matière interstellaire et d’après les
théories les mieux établies sur la formation de l’Univers, la matière originelle contenait
beaucoup de molécules hydrocarbonées, H2, CH4, NH3, CO2, H2O, CHN… formant avec
d’autres (He, N2, Ne, Ar…) un gaz primaire. La composition chimique actuelle de l’Univers
contiendrait en masse 70% d’H et 0,01 à 0,02% de C. Lors de l’accrétion de la matière pour
former les planètes, ces molécules, du fait de leur faible poids, ont migré vers la périphérie,
voire diffusé dans l’espace pour les plus légères (H2, He, CH4). En outre, dans le cas des
planètes les plus proches du soleil comme la Terre, des éruptions solaires violentes auraient
soufflé leur atmosphère primaire. L’atmosphère se serait reformée par dégazage progressif du
sous-sol des molécules plus lourdes. Ceci explique la différence d’atmosphères, en
composition et quantité, entre les planètes telluriques et les autres (de Jupiter jusqu’à Pluton).
Les premières ont une atmosphère peu importante et composée surtout de molécules gazeuses
comme CO2 et N2 qui ont diffusé moins vite vers la périphérie et l’espace. La Terre présente
la particularité d’avoir O2 du fait de la vie. Même si une très grande partie des espèces
hydrocarbonées ont été emportées dans l’espace, les théories abiotiques estiment qu’il en est
resté suffisamment dans le manteau pour que ce dernier puisse continuer à émettre du
méthane (par le volcanisme, les dorsales océaniques, les failles internes…) et peut-être des
molécules plus complexes comme le pétrole.
A ce niveau de connaissance, il existe différentes théories abiotiques, certaines d’ailleurs ne
prétendant pas expliquer les champs de pétrole et de GN. L’astrophysicien T. Gold a défendu
dans les années 80 une version qui expliquait les gisements actuels et prédisait même qu’ils ne
représentaient qu’une petite partie du potentiel réel. Le méthane, en provenance du manteau,
se serait en partie synthétisé en pétrole. Ce dernier se serait accumulé dans les roches issues
du magma du manteau et solidifiées dans la croûte, ou roches ignées (ce sont surtout des
roches granitiques ou plutoniques qui n’atteignent pas la surface de la croûte). Une petite
partie alimenterait les roches sédimentaires par des failles. La formation des bassins
sédimentaires ne joue donc aucun rôle. Des expériences de laboratoire ont montré que CH4
est stable aux conditions régnant dans le manteau à plus de 100 km de la surface.
Une théorie plus récente est partie de l’observation d’émissions de méthane près des dorsales
océaniques. Ce méthane résulte de la réaction de l’eau de mer avec des matériaux carbonés du
manteau. Le manteau possède en effet du carbone, ce que montre l’existence de diamant,
cristal de carbone, dans des roches provenant du manteau (le diamant nécessite aussi de fortes
pressions pour se former). Quelques géologues suggèrent un mécanisme hydrothermal
analogue sous les continents. L’eau y aurait pu être amenée par subduction d’une plaque
océanique. D’autres théories, à l’inverse, envisagent des réactions entre la matière organique
carbonée et des matériaux hydrogénés du manteau.
A la différence de la théorie organique, il n’existe donc pas (ou pas encore ?) une théorie
unifiée qui justifierait une origine complètement abiotique aux hydrocarbures naturels
exploités par l’homme. Le débat ne porte pas sur l’existence de molécules hydrocarbonées qui
n’aient pas été transformées par un cycle biologique sur terre. La plupart des scientifiques
pensent que de telles molécules existent. Mais très peu sont convaincus que ces molécules
5
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
aient pu former directement ou par synthèse chimique le pétrole voire le charbon que nous
connaissons.
1- 2 La théorie organique
La théorie organique explique l’origine du pétrole à partir de l’enfouissement progressif de
roches sédimentaires contenant des débris organiques d’origine surtout marine ou lacustre
(planctons, algues…). Ces roches se sont trouvées suffisamment enfouies et ont été
suffisamment scellées pour que la matière organique se transforme en pétrole, en GN et aussi
en houille sous l’action de la pression P et de la température T à ces profondeurs.
Ces roches sont appelées roches-mères ou roches-sources. Malgré leur forte imperméabilité,
elles ont libéré pétrole et GN qui se sont en partie accumulés dans des roches poreuses ou
fissurées, ou roches-réservoirs.
De nombreuses observations appuient cette théorie :
- les différents types de roche, au cours de la formation et de la migration du pétrole, ont été
trouvés avec leur contenu organique ;
- la roche-mère se trouve toujours dans un bassin sédimentaire. Elle a, en général, alimenté
des roches sédimentaires plus poreuses. Quelques roches ignées ou métamorphiques
suffisamment poreuses et proches ont pu recueillir du pétrole (cas de champs vietnamiens au
large des côtes. Leurs roches-réservoirs datent des temps précambriens, il y a plus d’un
milliard d’années, alors que les roches-mères au dessus datent de l’époque miocène, il y a plus
de 10 millions d’années). Par la tectonique de la lithosphère et le jeu de failles résultant, elles
ont pu être connecté avec la roche-mère ;
- la théorie très récente (années 60 et 70) de la tectonique des plaques s’intègre très bien dans
le schéma. Elle permet d’expliquer la formation de pièges (plissements, failles), la formation
des bassins sédimentaires (ouverture de l’Atlantique Sud, formation de montagnes sources des
débris d’érosion des sédiments…) ;
- pétrole et GN sont étroitement associés au charbon. Or par la présence de plantes fossiles
l’origine organique du charbon n’a jamais été mise en doute. Le charbon provient surtout de
dépôts denses d’organismes biologiques continentaux (plantes) de rapport H/C plus faible que
pour les organismes marins ou lacustres, plus riches en H
- les rapports isotopiques des éléments C et H semblent indiquer une origine organique plutôt
qu’abiotique. L’isotope C13 est moins abondant dans les organismes biologiques ou d’origine
biologique que dans les molécules primaires. CH4 abiotique aurait une signature isotopique
particulière qu’on ne retrouve pas ou très peu dans les champs de GN;
- les principaux éléments (C, H, oxygène O et azote N) présents dans le pétrole sont aussi
ceux des organismes biologiques. Une grande partie de O a été transformée par des bactéries
en CO2 ou H2O, progressivement expulsés lors de l’enfouissement. De même pour une partie
de N (donnant N2 et des oxydes d’azote). Le soufre S proviendrait de sels de sulfate dissous
dans la mer ;
- La présence de molécules caractéristiques d’une origine biologique a été constatée dans tous
les gisements de pétrole (porphyrine dérivée de la chlorophylle…). Ces molécules, appelées
6
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
fossiles géochimiques ou biomarqueurs, se retrouvent presque inchangées dans des
organismes biologiques (plancton, algues marines ou lacustres, bactéries, plantes…).
Elles permettent d’associer roches-mères et roches-réservoirs. Elles caractérisent le pétrole
d’une roche-mère en indiquant sa principale origine biologique et de là son environnement
(par ex. algue d’eau douce caractéristique d’un lac). Elles permettent même de situer le début
de l’enfouissement de la matière organique ; suivant les âges géologiques les espèces
dominantes ont changé. Les plantes ne sont apparues qu’au début de la période carbonifère
(360 à 285 millions d’années) et sont devenues majoritaires il y a plus de 100 millions
d’années. Ces données se recoupent bien avec l’étude de la formation des différentes roches
d’un bassin ;
- la présence de pétrole en dessous d’une certaine profondeur (vers 3 à 5 km, en fonction des
conditions locales de T) est de plus en plus faible. Les conditions thermodynamiques de ces
profondeurs – T trop élevé et P trop faible – provoquent sa dégradation progressive en
méthane ;
- le méthane émis lors de la remontée magmatique peut même avoir une origine organique. Le
magma réagit avec des roches sédimentaires contenant de la matière organique ;
La présence d’O2 sur la Terre est due principalement à l’apparition d’organismes biologiques
et à l’enfouissement d’une petite partie de leurs cadavres sans oxydation. En effet à l’origine
O était présent seulement sous forme de molécules plus stables comme CO2, H2O et quelques
oxydes métalliques, molécules qu’on retrouve sur les autres planètes (surtout CO2 plus lourd
). L’apparition de la vie a permis la dissociation par photosynthèse du CO2 et de H2O et la
production de O2. En contrepartie elle a créé des stocks de matériaux hydrocarbonés sous
forme réduite. En utilisant le fait que les éléments se conservent (il s’agit de réactions
chimiques), on peut estimer leurs quantités à partir des quantités de O2 présentes dans
l’atmosphère et dans les oxydes solides de la croûte. En négligeant la contribution massique
de H.
Une petite partie a pu former des accumulations exploitables par l’homme. Les quantités de
pétrole, de GN et de charbon déjà extraits ou extractibles dans le futur représentent 1% des
quantités de carbone sous forme réduite dans la croûte. Il ne faut pas être surpris par ce faible
pourcentage. Pour le pétrole une grande partie de C réduit est sous forme de kérogène non
encore transformé, une autre sous forme dispersée et inexploitable dans la roche-mère (de 10
à 10 000 fois les quantités de pétrole accumulées dans les gisements ) et enfin une partie
restera en place dans les gisements.
La plupart des gisements de charbon sont trop profonds et/ou d’épaisseurs trop faibles ou
encore de faible contenu énergétique pour que son exploitation soit rentable (énergétiquement
et donc financièrement).
La conséquence de la théorie organique est que le pétrole comme les autres ressources fossiles
sont de quantités finies. En outre, les coûts - en particulier énergétiques, limitent fortement la
partie extractible. De fait les découvertes sont de plus en plus maigres : champs de plus en
plus petits sur les bassins sédimentaires bien explorés et nombre de bassins encore peu
prospectés de plus en plus faibles. La théorie organique est arrivée à un tel degré de maîtrise
que l’analyse d’échantillons de roches-mères établisse le potentiel d’un bassin. Il reste
cependant à trouver le pétrole piégé et accumulé dans des roches-réservoirs.
7
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
1- 3 Formation et Maturation de la matière organique
La formation des hydrocarbures est l'aboutissement d'un long processus de sédimentation
de la matière organique (plusieurs millions d'années).
Sur notre planète des organismes vivants meurent en permanence. Ces organismes sont
composés pour l'essentiel de carbone, hydrogène, oxygène et azote sous forme de molécules
complexes.
À la mort de ces organismes, les molécules complexes se décomposent en molécules plus
simples (CO2 par exemple) qui sont pour la plus grande partie recyclées rapidement par la
biosphère.
Toutefois, une faible partie (moins de 1 %) de la matière organique se dépose et est entraînée
vers le fond des mers et océans :
- Soit par processus alluvionnaire provenant de l'érosion des continents : charge terrigène
- Soit par dépôt de la matière organique provenant des océans eux-mêmes (plancton) :
charge allochimique.
8
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
Figure 1 : Mécanisme de sédimentation
Les sédiments minéraux en formation contiennent donc une part plus ou moins
forte de matière organique qui s'y trouve piégée.
Dans le sédiment, la quantité d'oxygène libre est faible et rapidement consommée par
l'oxydation d'une partie de la matière organique. On se retrouve donc rapidement dans un
milieu dépourvu de O2 libre appelé milieu anaérobie.
Dans ce milieu, la transformation se fait grâce à l'action des bactéries anaérobies qui utilisent
l'oxygène et l'azote contenus dans les molécules organiques, laissant ainsi le carbone et
l'hydrogène qui peuvent alors se combiner pour former de nouvelles molécules : les
hydrocarbures.
Cette première transformation par les bactéries – transformation biochimique – conduit à la
formation d'un composé solide appelé kérogène disséminé sous forme de petits filets dans le
sédiment minéral appelé roche-mère.
9
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
À ce stade, des atomes de carbone et d'hydrogène s'unissent afin de former une molécule
simple, le méthane (CH4). Ce gaz qui se forme dans les couches supérieures du sédiment est
appelé méthane biochimique car il est le produit d'une dégradation biochimique.
De plus, les bactéries sont également responsables de la formation d'hydrogène sulfuré (H2S)
par dégradation des sulfates dissous dans l'eau.
1-4 Formation de l'huile et du gaz
Figure 2 : Transformation du kérogène
Par suite des mouvements très lents de la croûte terrestre, les sédiments s’enfoncent et la
température ainsi que la pression ambiante augmentent.
Le kérogène va alors subir une dégradation thermique -phénomène de pyrolyse- conduisant à
l’apparition de molécules d'hydrocarbures de plus en plus complexes.
Ce phénomène provoque également une expulsion d’eau et de CO2 plus ou moins importante
selon la quantité initiale d’oxygène.
La roche-mère doit être suffisamment imperméable afin que le temps de séjour
du kérogène soit suffisamment long pour que le phénomène de pyrolyse ait lieu.
Les phénomènes conduisant à la transformation du kérogène vont dépendre des
conditions de température et de pression et donc de la profondeur d’enfouissement.
10
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
Figure3 : Formation de l’huile et du gaz
-À partir de 1000 m la dégradation thermique prend le pas sur la dégradation biochimique.
- Entre 1000 et 2000 m le kérogène se transforme en huile (pétrole brut) pour l'essentiel,
avec une petite partie de gaz.
- Entre 2000 et 3000 m , le kérogène produit un maximum d’huile. C’est la "fenêtre à huile”.
- Au-delà de 3000 m, la fraction de gaz devient plus forte car le phénomène de pyrolyse est
plus important et conduit à une dégradation de l’huile produite. C’est la “fenêtre à gaz”.
La formation d‘huile (pétrole but) s'accompagne pratiquement toujours de formation de gaz
en plus ou moins grande quantité selon les conditions de la transformation thermique qui s’est
produite.
Dans la zone de la “fenêtre à huile”, il peut également y avoir formation d‘hydrogène sulfuré
lors de la dégradation thermique du kérogène. Ce composé peut aussi être obtenu
par un phénomène de réduction des sulfates par les hydrocarbures.
La formation des hydrocarbures à partir du kérogène est un processus extrêmement lent
s’étalant sur des millions d’années.
11
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
De plus, la quantité d’hydrocarbures formés représente une très faible part de
la masse totale de kérogène.
Figure 5 : Production des combustibles fossiles a partir du kérogène
1- 5 Différents types d'hydrocarbures
Il existe des centaines de bruts dans le monde. Certains servent d'étalon pour établir le prix
moyen du pétrole en provenance d'une région donnée. Les bruts les plus connus sont l'Arabian
Light 1, le Brent 2 et le WTI3.
Tous les pétroles ne possèdent pas les mêmes propriétés chimiques. Il est possible de
distinguer Les différents types de pétrole selon leur densité (mesurée en degrés API), leur
viscosité, leur teneur en soufre et autres impuretés (vanadium, mercure et sels). Ces
caractéristiques permettent de préciser la qualité d'un pétrole. Il est aussi possible de classer
les hydrocarbures en fonction de leur provenance : Golfe Persique, mer du nord, Venezuela,
Nigeria, etc ... En effet et le pétrole issu de gisements voisins a souvent des propriétés
proches. Concernant le gaz,
Les classifications s'appuient non seulement sur la provenance, mais aussi sur la teneur en
différentes classes d'hydrocarbures aussi présents dans les gisements concernés. Par exemple
on distingue un gaz associé à des hydrocarbures liquides (huile, condensas) d'un gaz qui est
le seul type d'hydrocarbure présent dans le gisement : on parle alors de gaz sec.
Les différents types d'hydrocarbures sont plus ou moins faciles à produire. Campbell et al.
(1998) considèrent comme conventionnels les hydrocarbures qui peuvent être produits dans
des conditions techniques et économiques actuelles et prévisibles dans le futur. Par
opposition, on définit alors les hydrocarbures non conventionnels comme l'ensemble des
hydrocarbures qui ne sont pas, aujourd'hui et dans le futur, techniquement exploitables à un
coût raisonnable.
Notons que tous les experts ne répartissent pas de la même façon les différents bruts entre ces
deux catégories, ce qui explique parfois des différences importantes dans les estimations de
réserves.
Cette distinction comporte donc une grande part de subjectivité puisqu'elle fait référence aux
capacités technologiques et aux moyens financiers dont disposerons à l'avenir les compagnies
pétrolières. Il est de toute façon difficile de présumer des technologies d'exploration et de
12
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
production pétrolière pour un horizon de plusieurs dizaines d'années. La frontière entre
hydrocarbures conventionnels et non conventionnels évolue donc avec les progrès
technologiques d'une part, et l'augmentation du prix du baril d'autre part. L'exemple des
pétroles lourds et extra lourds du bassin de l'Orenoque au Vénézuela illustre bien ce
phénomène. De 1967 à 1983.
Dans tous les cas, les pétroles lourds et extra lourds, les sables bitumeux ainsi que les schistes
bitumineux se rangent dans la catégorie des hydrocarbures non conventionnels.
Les hydrocarbures non conventionnels se caractérisent donc par des techniques de production
différentes de celles utilisées pour l'exploitation plus classique du pétrole conventionnel.
13
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
2 -GISEMENT ET RESERVE DES HYDROCARBURES
Dans un bassin pétrolier, les quantités d'hydrocarbures ne sont pas dispersées dans le sous sol
de façon homogène. Celles-ci sont concentrées dans des structures géologiques particulières
appelées pièges. Le champ (ou gisement) pétrolier peut être considéré comme une entité
géologique élémentaire, supposée indivisible. Nous verrons plus loin que cette organisation
particulière distingue la production pétrolière d'autres productions de ressources primaires
telles que le charbon ou l'uranium.
Les réserves d'un gisement pétrolier sont définies comme l'ensemble des ressources
exploitables pour les besoins futurs et présents. Les réserves pétrolières sont donc une notion
dynamique Celles-ci diminuent lorsque le champ est exploité, et augmentent si les techniques
de production permettent d'augmenter le taux de récupération du gisement. Les quantités
d'hydrocarbures contenues dans un gisement ne peuvent jamais être intégralement extraites du
sous-sol. C'est pourquoi pour un même gisement, on parle de réserves pour les quantités
d'hydrocarbures qui sont ou seront récupérables ; de ressources en place pour les quantités
d'hydrocarbures totales en place dans le gisement.
Le taux de récupération d'un gisement correspond ainsi au rapport des réserves par les
ressources. Après qu'un gisement a été découvert, les ressources de ce dernier sont d'abord
évaluées.
Les géologues et les économistes en déduisent alors les réserves en fonction des contraintes
de production. Celles-ci peuvent être de natures différentes. Tout d'abord les limitations
peuvent être imposées par la technologie. Il existe ainsi de nombreux gisements que l'on ne
sait aujourd'hui pas mettre au production. C'est le cas notamment en exploitation off shore
lorsque les profondeurs d'eau deviennent trop importantes. L’industrie pétrolière a
progressivement réussi à exploiter des gisements situés à des profondeurs toujours plus
grandes. Ceci illustre parfaitement le caractère évolutif de la notion de réserves pétrolières. La
deuxième contrainte est d'ordre économique. En effet, si les coûts de production dépassent le
total des recettes présumées des quantités d'hydrocarbures techniquement possibles à extraire,
le champ ne sera évidemment pas produit.
Les géosciences permettent d'évaluer les réserves potentielles d'un gisement découvert. Du
fait de l'incertitude importante que comportent ces estimations, celles-ci sont habituellement
décrites en termes de distributions de probabilité. Ainsi, les réserve 2P, 1P et 3P d'un gisement
correspondent respectivement aux quantités de réserves que le champ a 50%, 90% et 10% de
chances de dépasser. Un point de vue équivalent consiste à distinguer les réserves prouvées
des réserves possibles et probables avec la correspondance suivante :
_ 1P = prouvées ;
_ 2P = prouvées + probables ;
_ 3P = prouvées + probables + possibles.
Ces définitions ont été fixées en 1997 par la SPE7. Mais en pratique, l’organisme émergétique et les compagnies pétrolières ne font pas toujours preuve d'une rigueur exemplaire. En
particulier, il n'est pas toujours précisé à quel type de réserves (1P, 2P ou 3P) correspondent
leurs estimations publiées.
14
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
3-FORMATION D’UN GISEMENT
Lors de la formation de l’huile et du gaz à partir du kérogène, les gouttelettes d’hydrocarbure
sont disséminées dans la roche-mère et ne pourraient pas être exploitées si des phénomènes de
migration et de concentration ne s’étaient pas produits.
3-1 Processus de migration
Figure 6 : Explication du processus de migration a l’échelle microscopique
Quand la pression du gaz formé lors de la pyrolyse du kérogène en profondeur devient
suffisante pour vaincre l’imperméabilité” de la roche-mère, elle permet une migration des
fractions liquide et gazeuse à travers les pores de la roche-mère.
On dit que les hydrocarbures sont “expulsés” de la roche-mère et subissent une migration
primaire.
Ils entament alors une migration secondaire vers le haut en étant transportés, essentiellement,
sous l’effet de la pression de l’eau à travers une roche perméable.
Lors de leur remontée, les hydrocarbures sont arrêtés par une couche imperméable, se
concentrent dans les pores de la roche perméable et forment une accumulation : la roche
s’appelle alors roche-réservoir.
Figure 7 : Explication du
processus de migration a
l’échelle du gisement
15
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
3-2 Formation d'un piège
La migration des hydrocarbures se fait grâce au déplacement de l’eau dans les formations
rocheuses.
En effet, les eaux souterraines se trouvent non seulement dans les couches
superficielles mais également en grande profondeur où elles circulent très
lentement. Ce sont elles qui en migrant entraînent les gouttelettes d’hydrocarbures.
Figure 8 : Description d’un piège stratigraphique
Le schéma ci-dessus décrit une situation commune et recherchée où le piège constitué par les
roche-réservoir est situé au sommet de plis anticlinaux où alternent roches perméables
(roches-réservoirs) et roches imperméables (roches de couverture).
On trouve également d’autres situations propices à la formation de pièges :
Couche perméable coincée sous des couches imperméables dans un biseau formé par le
déplacement de couches à la faveur d’une faille
Figure
9:
Description
d’un
piège
structurale
16
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
- Lentilles sableuses contenues dans des couches imperméables
- pièges associés à des dômes de sel imperméables
Figure 10 : Description d’un piège liée a la présence de couverture salifère imperméable
4- CARACTÉRISTIQUES D’UN GISEMENT
Une roche-réservoir est caractérisée par trois paramètres principaux qui vont déterminer sa
potentialité à produire des hydrocarbures :
- La porosité est le rapport entre le volume des pores et le volume total de la roche.
On s’intéresse particulièrement à la porosité utile, c’est-à-dire l’ensemble des
pores communiquant entre eux et avec l’extérieur.
Les roches-réservoirs ont des porosités très variables en général comprises entre 5 % et 25 %.
- La perméabilité qui caractérise l’aptitude de la roche à laisser s’écouler les hydrocarbures à
travers ses pores. Plus la perméabilité est faible, plus l’écoulement sera difficile.
Il est à noter qu’une faible perméabilité est moins gênante dans un gisement gazier que dans
un gisement d’huile du fait de la plus faible viscosité du gaz
- La saturation qui mesure la nature des fluides occupant les pores de la roche-réservoir.
17
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
5-CONNAISSANCE D’UN GISEMENT
Afin de déterminer les sites possibles à la formation de gisements, on fait appel à la géologie
et à la géophysique (gravimétrie, magnétométrie, sismique) de façon à rechercher :
- les zones où ont été rassemblées les conditions favorables à la formation d’hydrocarbures
(roches-mères)
- les zones de migration et de piégeage des hydrocarbures ainsi formés.
Si la géologie et la géophysique permettent de déterminer les sites favorables, les techniques
actuelles ne permettent pas de connaître la nature du fluide piégé dans la roche-réservoir (qui
est souvent de l’eau).
Il est donc nécessaire de procéder à des forages d’exploration afin de mieux
connaître le gisement au moyen de :
- Diagraphies (mesures continues des caractéristiques : densité, résistivité, nature
des débris, etc., des couches traversées lors du forage)
- Carottage qui permet de remonter en surface un échantillon de la roche à étudier
- Diagraphies après forage à l’aide d’appareils de mesure descendus dans le
puits à l’extrémité d’un câble (propriétés électriques, radioactives, acoustiques, etc.)
- Essais de puits afin de déterminer la pression en fond de puits ainsi que la perméabilité de
la roche-réservoir aux abords du puits. Cet essai permet également par échantillonnage de
déterminer la viscosité du fluide et sa composition.
Ces analyses permettent alors de déterminer la structure du gisement ainsi que
les quantités d’hydrocarbures récupérables et donc de prendre une décision économique
quant à l’exploitation du gisement.
Il faut en moyenne 5 à 6 forages d’exploration pour un puits productif.
Les tailles et réserves récupérables des gisements varient considérablement d’un site à l’autre.
Il y a actuellement dans le monde quelques 30 000 gisements commerciaux dont
400 sont considérés comme “géants” et contiennent 60 % des réserves.
18
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
6- MÉCANISMES DE DRAINAGE D’UN GISEMENT
Le drainage est l’ensemble des mécanismes qui provoquent le déplacement des fluides à
l’intérieur de la roche-réservoir vers le puits de forage.
On distingue :
- le drainage naturel d’un puits
- le drainage assisté
6 -1 Mécanisme de drainage naturel (drainage “primaire”)
De façon générale, le taux de récupération pour le gaz est bien supérieur à celui de l’huile du
fait de la compressibilité du gaz et de sa facilité d’écoulement.
En moyenne on obtient les taux de récupération suivants : - 75 % pour le gaz
- 30 % maximum pour l’huile
La récupération “naturelle” des hydrocarbures à partir de la roche-réservoir met en œuvre
plusieurs mécanismes, principalement :
- expansion monophasique du gaz et de l’huile : ce mécanisme est efficace pour le gaz par
suite de sa compressibilité. Par contre, il l’est peu pour l’huile (quelques pour cent).
- expansion du gaz dissous dans l’huile : quand la pression du gisement baisse, il y a
désorption et expansion du gaz.
- expansion du gaz situé au-dessus du gisement d’huile, le volume d’huile pompé étant
compensé par l’expansion du gaz accumulé en partie supérieure du gisement (gags-cap).
Figure 11 : schéma descriptif
d’un drainage naturel
19
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
- migration de la nappe aquifère : l'eau de la nappe prend la place de l’huile dans les pores
de la roche-réservoir. Ce mécanisme et assez efficace car la faible viscosité de l’eau facilite sa
pénétration dans les pores de la roche.
6-2 Drainage assisté (“secondaire et tertiaire”)
Afin d’améliorer le taux de récupération de l’huile contenue dans un gisement au-delà de ce
qui est imposé par drainage naturel, on met en œuvre des mécanismes de drainage assisté.
Le drainage assisté se fait par injection d’énergie au moyen de puits annexes situés à
proximité des puits producteurs. Il permet d’augmenter le taux de récupération de l’huile
d’environ 10 %.
- Pour les réservoirs de faible volume et de structure adaptée, on utilise les mécanismes
suivants pour améliorer le drainage de la roche-réservoir :
- Drainage secondaire : injection d‘eau réalisée dans la nappe aquifère située sous
le gisement d’huile ou injection de gaz au-dessus du gisement : on provoque un drainage
vertical du réservoir
- Drainage tertiaire : injection de vapeur d'eau réalisée dans la roche-réservoir
en particulier pour les réservoirs d’huile lourde. Injection de produits chimiques (émulsions
eau/huile/tensioactifs, solutions de polymères dans l’eau)
Figure 12 : schéma descriptif d’un drainage assisté du réservoir
20
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LES HYDROCARBURES
octobre 2013
- Pour les réservoirs de grande étendue, on injecte de l’eau et/ou du gaz par des puits
injecteurs situés au centre de carrés constitués par les puits producteurs : on provoque ainsi un
drainage radial du réservoir
Figure 13 : schéma descriptif d’un drainage radial de réservoir
21