Système pétrolier

Définition d’un bassin

Un bassin sédimentaire est formé d’un ensemble de couches géologiques qui se déposent au cours du temps depuis l’âge de début de formation du bassin jusqu’à l’âge actuel. Chaque couche est composée de sédiments. La durée de formation d’un bassin sédimentaire varie entre quelques millions d’années et quelques centaines de millions d’années. Spatialement, un bassin peut s’étendre sur plusieurs centaines de kilomètres, son épaisseur pouvant atteindre quelques kilomètres. Les couches qui le constituent ont une épaisseur de l’ordre de la centaine de mètres. La géométrie du bassin peut évoluer au cours du temps par compaction (le poids des couches supérieures comprime les couches inférieures réduisant leur épaisseur et leur porosité), par érosion (suppression partielle ou totale d’une ou plusieurs couches) ou par mouvement tectonique. Les sédiments déposés sont poreux et remplis d’eau. Cette eau a la capacité de s’écouler dans le réseau poreux sous l’effet de gradients de pression. Certaines couches sont composées de sédiments contenant de la matière organique sous forme solide (le kérogène). Elles sont identifiées comme des roches-mères. Cette matière organique a pu se préserver au cours de son enfouissement et avec l’augmentation de la température, il se produit des réactions chimiques qui transforment lentement le kérogène en hydrocarbures. Ce phénomène est appelé craquage thermique. Après leur expulsion de la roche-mère, les hydrocarbures se déplacent dans des couches plus poreuses et perméables (appelées drains) jusqu’à ce qu’ils s’accumulent sous une barrière imperméable (ou couverture) pour former des réservoirs. La figure 2.1 illustre de manière schématique la vie d’un bassin. Un système pétrolier est composé de plusieurs éléments favorables à la formation d’une accumulation d’hydrocarbures :  une roche-mère qui a engendré et expulsé des hydrocarbures,  un drain qui a pu recueillir et faire migrer ces hydrocarbures,  un réservoir, i.e., une couche poreuse et perméable, capable d’accumuler des hydrocarbures,  une couverture qui agit comme une barrière et empêche la fuite des hydrocarbures accumulés,  un piège, i.e., une zone du sous-sol présentant une forme à géométrie fermée suffisamment grande pour accumuler des quantités importantes d’hydrocarbures. D’autres conditions doivent également être réunies afin d’avoir une accumulation d’hydrocarbures. La roche-mère doit être suffisamment enfouie afin d’être thermiquement mature. De plus, le piège doit être formé avant la migration des hydrocarbures sinon ces derniers peuvent atteindre la surface sans former d’accumulation. Enfin, les hydrocarbures, une fois piégés, ne doivent pas subir de dégradation au cours du temps, il faut de bonnes conditions de conservation.

Génération et migration des hydrocarbures

Les hydrocarbures sont générés à partir d’une partie de la roche solide qui est insoluble dans des solvants organiques et appelée kérogène dans laquelle de la matière organique est piégée. Le kérogène se forme au cours des dépôts de sédiments à partir d’organismes plus ou moins altérés présents dans le milieu de sédimentation ou transportés par des fleuves ou des courants marins. Il est le résultat de la transformation de sédiments d’origine vivante par les bactéries dans les premiers mètres de leur enfouissement. Au cours de l’histoire géologique, ces sédiments vont être recouverts par d’autres sédiments et s’enfoncer progressivement à l’intérieur du bassin. Avec la profondeur, la température augmente. Lorsqu’elle se trouve entre 60°C et 120°C, les macromolécules de kérogène se cassent en molécules plus courtes composées uniquement de carbone et d’hydrogène : les hydrocarbures. Lorsque les quantités d’huile et de gaz générées sont suffisamment importantes, les hydrocarbures sont expulsés hors des roches-mères. Cette expulsion est appelée migration primaire. Sous l’effet combiné de la pression du fluide, de la gravité et du gradient de pression capillaire, ces hydrocarbures peuvent migrer et s’accumuler sous une roche couverture (roche imperméable bloquant la progression des hydrocarbures). Cette seconde étape constitue la migration secondaire. Enfin, il arrive parfois que les hydrocarbures arrivent au bout d’un certain temps à traverser la roche couverture pour gagner d’autres zones d’accumulation ou parvenir en surface. On parle alors de migration tertiaire ou de dysmigration. La figure 2.1 illustre de manière schématique les différents types de migration. Remarque. Le craquage du kérogène, appelé également craquage primaire, aboutit à la création d’hydrocarbures, mais aussi de CO2, d’eau. Une variété spécifique de kérogène peut même se transformer en charbon. Les hydrocarbures créés peuvent à leur tour subir une transformation sous l’effet de la température. Ce craquage, appelé craquage secondaire, produit des hydrocarbures mais aussi du bitume, des asphaltènes ainsi que des gaz inertes et acides. Les composés non-hydrocarbures sont généralement retenus dans la roche et ne migrent pas. 22 Dans la suite de cette thèse, nous tenons compte uniquement des hydrocarbures produits par craquage primaire et nous n’abordons pas le traitement des hydrocarbures non-conventionnels comme des sables ou des schistes bitumineux. 

Types de pièges 

Un piège, i.e. un volume fermé important, est nécessaire pour constituer une accumulation d’hydrocarbures. Il en existe plusieurs types :  les pièges structuraux : ils présentent une géométrie fermée, causée par des déformations des roches. Les pièges anticlinaux et les pièges contre failles sont les plus connus. Dans le premier cas, les hydrocarbures s’accumulent sous l’anticlinal jusqu’à ce qu’ils atteignent un point de fuite (par débordement) pour continuer ensuite à migrer. Dans le deuxième cas, les fluides circulant dans une couche perméable sont coincés sous des couches imperméables dans un biseau formé par le déplacement des couches à la faveur d’une faille (Figure 2.3). 

Les pièges stratigraphiques : ils ne possèdent pas de géométrie fermée

 La migration se trouve bloquée par une variation latérale de la qualité du réservoir, qui évolue vers une roche imperméable et permet ainsi éventuellement la formation d’accumulations d’hydrocarbures. Pour traverser ce type de piège, les hydrocarbures doivent s’accumuler suffisamment jusqu’à ce qu’ils arrivent à percer la roche imperméable (Figure 2.4)La plupart des plus grands gisements sont logés dans des pièges anticlinaux (pièges structuraux). On trouve aussi des pièges sur faille ou mixtes anticlinal-faille, des pièges formés par la traversée des couches par un dôme salin, ou encore créés par un récif corallien fossilisé. Il existe également des pièges diagénétiques c’est-à-dire des pièges stratigraphiques ayant pris naissance pendant le dépôt ou la diagénèse de la roche réservoir. 

Réservoir 

On appelle réservoir une formation du sous-sol, poreuse et perméable (généralement des grès ou des carbonates), renfermant une accumulation naturelle d’hydrocarbures, limitée par une barrière de roches imperméables (généralement des argiles ou des évaporites). Un réservoir est caractérisé par :  sa porosité : rapport entre le volume des pores et le volume total du milieu. Elle caractérise la capacité de stockage de la roche.  sa perméabilité : aptitude d’une roche à laisser circuler à travers ses pores un fluide dont elle est saturée. Cette aptitude varie en fonction de la direction de l’écoulement. L’état de remplissage d’un réservoir est décrit par les saturations, i.e. les rapports entre le volume d’eau, d’huile et de gaz et le volume de pores. Le réservoir est généralement stratifié en couches lithologiques de quelques mètres ou dizaines de mètres d’épaisseur qui correspondent à un raffinement local des couches stratigraphiques du bassin. Un gisement est constitué d’un ou de plusieurs réservoirs superposés ou proches latéralement. Certains gisements sont constitués de plusieurs dizaines ou même plusieurs centaines de réservoirs.