Comment le pétrole et le gaz naturel se forment-ils?

Cet extrait de mon livre sur le pétrole (en préparation) décrit en détail le processus de formation et d’accumulation du pétrole et du gaz naturel, y compris dans des détails peu connus du grand public. L’information provient de diverses sources et le texte a été révisé par Bertrand Durand, que je tiens ici à remercier. Géochimiste de réputation mondiale, ancien directeur de la division géologie-géochimie de l’Institut français du pétrole (IFP ) et auteur de nombreux ouvrages, il est, sans jeu de mot, un véritable puits de science.

Le pétrole se forme dans les bassins sédimentaires à partir de débris d’anciens organismes qui, après avoir été longuement enfouis, se muent en hydrocarbures et en divers autres composés organiques sous l’effet de la chaleur de l’écorce terrestre. Cette transformation s’étale sur des dizaines de millions d’années, ce qui fait du pétrole une ressource non renouvelable à l’échelle de l’histoire humaine. L’existence d’un gisement de pétrole est le résultat quasi miraculeux d’une longue chaîne d’événements fortuits qui doivent survenir dans un ordre précis.


Âge et accumulation des dépôts sédimentaires

L’histoire du pétrole commence au fond de la mer, dans ce qu’on appelle les bassins sédimentaires. Des sédiments minéraux et organiques s’y déposent peu à peu, s’accumulant au rythme de quelques dizaines de mètres par million d’années et formant des couches de plus en plus profondes. Dans certains secteurs favorables, l’eau contient très peu d’oxygène, ce qui permet à cette matière organique de se conserver sans se décomposer.

La matière organique représente de 1 à 10 % du poids total des roches sédimentaires résultant de cette accumulation. Il faut un enchaînement de circonstances précises pour qu’elle se transforme en pétrole. Le processus se déroule à des profondeurs et à des températures précises et dure des millions d’années. Les géologues appellent «roche-mère» la couche géologique où se déroule ce processus.

Au fil des ans, ces sédiments à forte teneur en matière organique s’enfouissent dans l’écorce terrestre sous l’effet des forces tectoniques et du poids des sédiments qui se déposent par dessus. Ils se compactent alors pour se transformer en roches sédimentaires et s’échauffent en fonction de leur profondeur : plus on s’enfonce dans l’écorce terrestre, plus la température augmente, un phénomène connu sous le nom de gradient géothermique.

Ces dépôts peuvent atteindre des profondeurs très variables au cours de leur existence. La moyenne est de quelques kilomètres, mais il y a des endroits où l’épaisseur des sédiments accumulés dans un bassin sédimentaire dépasse une dizaine de kilomètres. Le maximum observé est d’environ 20 kilomètres, dans le bassin sud de la Mer Caspienne.

Les périodes géologiques favorables à l’accumulation à grande échelle de sédiments riches en matière organique sont rares. Il s’agit d’époques caractérisées par de vastes lagunes et par des bassins fermés de faible profondeur qui se forment à la jonction des continents et des océans. Ces secteurs présentent une intense activité de microorganismes comme les algues unicellulaires et les bactéries et sont exposés à une circulation limitée d’eau pauvre en oxygène.

Ces périodes favorables ont surtout eu lieu au Silurien (il y a 420 millions d’années environ), de la transition Dévonien-Carbonifère (autour de 360 millions d’années), de la transition Jurassique-Crétacé (autour de 140 millions d’années) et du Crétacé moyen (autour de 100 millions d’années). Le pétrole se forme longtemps après le dépôt de ces sédiments et les gisements, quand ils sont très anciens, peuvent avoir disparu par érosion. La plus grande partie des gisements actuels se sont formés à deux époques, l’une survenue il y a environ 90 millions d’années et l’autre voilà 150 millions d’années. Mais il existe toutefois quelques gisements dont le pétrole s’est formé il y a environ un milliard d’années!

Certaines périodes géologiques ont été marquées par d’importants reculs des zones couvertes par les océans. Elles sont favorables à l’accumulation, dans les bassins sédimentaires, de débris organiques provenant des continents plutôt que de la mer. On y trouve des végétaux de nature différente, commes les arbres et les plantes herbacées, qui donnent surtout naissance non pas au pétrole, mais au charbon. Ici, les principales époques d’accumulation sont le Permo-Carbonifère (autour de 300 millions d’années) et la fin du Cénozoïque (autour de 20 millions d’années).

Le kérogène et les schistes bitumineux

Après des transformations précoces provoquées par les microrganismes, les débris et les substances organiques accumulées dans ces sédiments donnent naissance à ce qu’on appelle le kérogène. Il ne s’agit pas d’une substance uniforme mais d’un mélange variable de composés organiques d’aspect cireux. C’est un solide, pas un liquide. Dispersé de manière irrégulière dans la roche, insoluble dans les solvants organiques usuels, on l’observe au microscope sous forme de lamelles ou d’amas.

Le kérogène se compose essentiellement d’hydrogène, de carbone et d’oxygène, plus un peu d’azote et de soufre. Il se transforme en pétrole, puis en gaz sous l’effet de la chaleur croissante accompagnant son enfouissement et change donc progressivement de composition. Pour un gradient géothermique moyen (30 °C par kilomètre de profondeur), la formation du pétrole commence à environ 1 000 mètres sous la surface de la terre. À cette profondeur, la température est d’environ 50 °C et la pression, de 250 bars1.

Le kérogène n’est pas rare : on estime qu’il en existe dix millions de milliards de tonnes sur la planète. Mais les sédiments en contenant des quantités appréciables sont beaucoup moins fréquents. Comme signalé ci-dessus, le kérogène peut aussi se former à partir de résidus de végétaux terrestres. Quand il est très concentré dans le sédiment initial, il se transforme alors en charbon.Le charbon peut aussi se muer en pétrole dans certaines circonstances, en particulier celui datant du Cénozoïque.

Les schistes bitumineux

Certaines roches contiennent une très forte proportion de kérogène, mais n’ont produit que peu de pétrole en raison d’un enfouissement à une profondeur insuffisante : on les désigne sous le nom de schistes bitumineux2. Cette matière brûle et a parfois été exploitée à la manière du charbon au XIXe siècle.

Il est possible de fabriquer une forme de pétrole de synthèse à partir des schistes bitumineux. Le processus repose sur une pyrolyse effectuée à environ 500°C. Historiquement, on a produit ce carburant en petites quantités dans de nombreux pays, mais le procédé été abandonné faute de rentabilité après la deuxième guerre mondiale. De nos jours, cet usage ne subsiste plus guère qu’en Estonie, qui représentait 80 % de la production mondiale de schistes bitumineux en 2009.

Selon le gouvernement américain, il existe assez de kérogène pour produire de 2 800 à 3 300 milliards de barils de pétrole de synthèse grâce à la pyrolyse, soit de trois à quatre fois les réserves mondiales de pétrole. Le procédé exige toutefois beaucoup d’eau et d’énergie, ce qui limite son intérêt en pratique. En 2002, en Estonie, l’exploitation du kérogène représentait 97 % de la pollution de l’air et 91 % de la consommation d’eau.

Du kérogène jusqu’au pétrole et au gaz naturel

Le processus de transformation du kérogène en pétrole et en gaz naturel est un processus long et complexe, qui dépend de deux facteurs. Le premier, c’est la composition chimique exacte du kérogène, qui varie d’un site à l’autre selon le type de matière accumulée et les conditions locales. Le second, c’est la profondeur qu’atteint le gisement au cours des âges géologique, qui soumet ce kérogène à diverses conditions de température permettant sa transformation graduelle en pétrole ou en gaz.

Les géochimistes pétroliers distinguent trois principaux types de kérogène, classés selon les associations d’organismes lui ayant donné naissance.

  • Le type I, assez rare, provient de plancton végétal lacustre (d’eau douce).

  • Le type II dérive de plancton végétal marin. Il contient assez souvent des quantités non négligeables de soufre, incorporé au moment de la sédimentation par l’action de bactéries sulfato-réductrices, dont la respiration repose sur le soufre plutôt que sur l’oxygène.

  • Le type III dérive de restes de végétaux supérieurs terrestres, accumulés par exemple dans les deltas d’anciennes rivières. Quand il se trouve dans le sédiment en quantités importantes, il donne naissance aux veines de charbon. Celles-ci contiennent en moyenne 70 % de vitrinite, un gel dérivé de la lignine et de la cellulose contenues dans les tissus des végétaux supérieurs.

Certains y ajoutent un type IV, ou inertinite, constitué de restes organiques oxydés avant leur sédimentation ou provenant de feux de forêt. Les kérogènes de type I à IV se distinguent par leur teneur décroissante en hydrogène au moment de leur sédimentation. Ceci est important, parce que la capacité des kérogènes à produire du pétrole et du gaz au cours de l’enfouissement est liée à leur teneur initiale en hydrogène. Moins il y a d’hydrogène, moins il y aura de pétrole.

Mais il faut des conditions de température précises pour que s’exprime le potentiel pétrolifère ou gazier du kérogène. Imaginons donc que le kérogène reste enfoui sous terre et qu’il continue de s’y enfoncer sous l’action des forces tectoniques et du poids de nouveaux sédiments. Il subit alors une pyrolyse, c’est-à-dire un craquage thermique provoquée par la chaleur ambiante. Le kérogène perd d’abord son azote, puis son oxygène, produisant alors du gaz carbonique et de l’eau.

Dans les conditions usuelles, c’est à partir d’environ 2 000 mètres de profondeur que le kérogène commence à perdre l’essentiel de son hydrogène pour produire du pétrole, puis du gaz en quantités appréciables. Ce processus se poursuit jusqu’à épuisement quasi complet de l’hydrogène du kérogène contenu dans la roche-mère. Le kérogène résiduel est alors essentiellement composé de carbone.

Plus la profondeur augmente et plus le processus est exposé à des températures élevées, plus la part de gaz naturel augmente. À partir de 3 000 mètres, la production de gaz naturel domine sur celle de pétrole. Si l’enfouissement des roches sédimentaires à de telles profondeurs exige des dizaines, voire des centaines de millions d’années, le processus de pyrolyse, lui, est relativement bref : quelques millions d’années « seulement ».

Profondeur

Température

Pétrole

Gaz naturel

2 000 à 3 000 mètres

De 60 à 120 °C

Surtout

Un peu

3 000 à 4 000 mètres

De 120 à 150 °C

Un peu

Surtout

4 000 à 5 000 mètres

Plus de 150 °C

Aucun

Uniquement

Il arrive que le kérogène, s’il se forme sur les fonds marins, soit entraîné à des très grandes profondeurs lorsqu’une plaque tectonique glisse sous une autre. De 10 000 à 40 000 mètres sous la surface, la pression varie entre 4 000 et 14 000 bars et la température oscille entre 750 et 1 000 °C. Dans ces conditions extrêmes, le kérogène perd ses composés volatils, dont son hydrogène et la plus grande partie de son oxygène, et il ne reste que le carbone. C’est là l’origine de certains types de graphite.

Certains gisements de gaz naturel ont une autre origine que le craquage thermique du kérogène. Il s’agit du gaz biogénique, qui se forme et s’accumule dans certains sédiments récents sous l’action de bactéries produisant du méthane, les mêmes utilisées dans la production de biogaz dans les fermenteurs industriels. Ces gisements peuvent être enfouis ensuite à grande profondeur par les forces tectoniques, comme c’est le cas en Italie du Nord par exemple .

Migration-of-oil-and-gas
Graphique montrant les zone de formation du pétrole et du gaz, ainsi que les divers types de réservoir qui peuvent apparaître au terme de la migration de ces hydrocarbures.

Migration vers les réservoirs

Lors de sa formation, le pétrole se présente sous forme de petites gouttes disséminées à travers une matrice rocheuse que l’on appelle la roche-mère. Il arrive que cette roche-mère soit étanche et que les gouttelettes de pétrole y restent prisonnières. C’est là l’origine du pétrole dit « de schiste », que les géologues préfèrent appeler « pétrole de roche-mère » parce qu’il ne s’agit pas toujours d’un schiste à strictement parler. Le pétrole du Dakota du Nord ou celui dont on soupçonne l’existence à Anticosti tombent dans cette catégorie. Il faut utiliser la fracturation hydraulique pour fissurer cette roche dans le sous-sol et permette au pétrole de s’en échapper.

L’industrie pétrolière mesure la perméabilité de la roche dans une unité appelée le darcy, du nom d’un ingénieur hydraulicien français du XIXe siècle. Le gravier présente une perméabilité d’environ 100 000 darcy, le sable, de 1 darcy et le granite, de 10 nanodarcys (milliardièmes de darcy, soit 10-9 D). Comme on l’a vu, certaines roches-mères sont absolument étanches (de l’ordre du nanodarcy, comme le granite) mais la plupart présentent une perméabilité comprise entre 5 et 500 millidarcy (millièmes de darcy, soit 10-3 D).

Bien que modeste, cette perméabilité permet au pétrole (ou au gaz) de lentement échapper à sa roche-mère. Ce phénomène, appelé migration primaire, est lié à trois phénomènes agissant de concert :

  • L’enfouissement de la roche-mère à de grandes profondeurs augmente la pression s’exerçant sur les fluides.

  • L’augmentation de la perméabilité de la roche-mère lorsque le kérogène se transforme en pétrole et en gaz.

  • La faible densité du pétrole par rapport à celle de l’eau, qui est omniprésente dans les sédiments.

Après avoir quitté leur roche-mère, le pétrole et le gaz entreprennent ensuite un lent mouvement vers le haut, qu’on appelle la migration secondaire. Elle peut mener à deux résultats. Dans le premier cas d’espèce, le pétrole ne rencontre que de la pierre poreuse sur son chemin et finit par suinter à la surface, où il se perd graduellement dans la nature. Dans le deuxième cas, il rencontre une couche rocheuse imperméable (souvent une couche d’argile ou de sel) qui bloque sa migration. Il commence alors à s’accumuler dans la roche poreuse située en dessous pour former un réservoir souterrain. Ce phénomène explique pourquoi l’on découvre habituellement le pétrole à des profondeurs bien inférieures aux 2 000 à 4000 mètres où il s’est formé.

Il ne faut pas imaginer un réservoir comme un lac de pétrole liquide sous la surface. Il s’agit plutôt d’un volume plus ou moins élevé de roches poreuses fortement saturées de pétrole. L’épaisseur d’un réservoir peut être de quelques mètres seulement, mais peut devenir considérable si la couche de roche étanche qui le domine a été plissée par des mouvements géologiques et forme une sorte de dôme souterrain – appelé anticlinal – favorisant l’accumulation du pétrole et du gaz. Les géologues pétroliers recherchent en priorité ces riches réservoirs situés sous des plissements du sous-sol.

Un réservoir de pétrole n’est pas éternel. Il peut arriver que les mouvements tectoniques fracturent le dôme d’un réservoir ou qu’ils l’exposent à l’érosion, ce qui permet une fois de plus au pétrole de s’échapper. Il arrive aussi qu’ils inclinent les couches géologiques de manière prononcée, permettant à nouveau au pétrole de glisser vers le haut, le long de la couche imperméable. Il peut alors soit se frayer un chemin vers la surface (s’il atteint un secteur érodé) ou atteindre une fracture ou un autre repli où il s’accumule dans un nouveau réservoir. Les géologues désignent ce processus sous le nom de migration tertiaire.

Le bitume des sables bitumineux de l’Alberta est dérivé d’un pétrole conventionnel qui aurait migré vers la surface ou dont le réservoir aurait été exposé à l’air. Il aurait ensuite perdu ses éléments les plus volatils pour devenir le bitume extrêmement visqueux que l’on connaît.

Détail intéressant, l’âge médian des réservoirs de pétrole dans le monde est d’environ 35 millions d’années, ce qui est relativement jeune en termes géologiques. Cette relative jeunesse, alors que les kérogènes se sont formés tout au long de l’histoire de la terre depuis l’apparition de la vie il y a presque 4 milliards d’années, montrent à quel point la genèse du pétrole prend du temps, mais surtout combien les réservoirs anciens sont vulnérables aux aléas des mouvements tectoniques.

L’existence d’un gisement pétrolier résulte donc de l’enchaînement de nombreux processus géologiques, allant de l’accumulation, au fond de la mer, de matière organique à la formation d’une couche géologique étanche, en passant par une longue période d’enfouissement à des profondeurs très spécifiques. Plusieurs incidents peuvent venir interrompre cette séquence ou favoriser la perte du pétrole créé. L’existence dans le monde d’au moins 30 000 gisements considérés comme économiquement rentables constitue donc un étonnant don de la nature.

Notes

1Soit à peu près 250 fois la pression atmosphérique.

2À ne pas confondre avec le « pétrole de schiste » (pétrole de roche-mère), dont il sera question un peu plus bas, ni avec le véritable bitume, issu du pétrole..

6 réflexions sur “Comment le pétrole et le gaz naturel se forment-ils?”

  1. Et que pensez-vous de la théorie du pétrole abiotique? Cette théorie envisagée au temps de l’URSS dans des zones où aucun sédiment n’a jamais du se trouver évoque la possibilité que le pétrole soit finalement une ressource renouvelable. Il serait en fait continuellement en train d’émerger depuis la croute terrestre.
    Je n’ai pas réussi à savoir si cette théorie est vraie ou fausse, n’ayant pas vu sur internet de démenti formel.
    Merci pour vos articles.

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  2. Cette théorie est non seulement fausse, mais elle est absurde. Le pétrole ne peut pas venir des profondeurs, puisqu’à cette profondeur, il est transformé en gaz ou vaporisé. en graphite. Cette vieille théorie fait un retour sous l’impulsion de climatosceptiques et de négationnistes du pic pétrolier qui veulent faire croire qu’il existe des réserves infinies de pétrole.

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  3. Merci pour cet exposé.

    Une petite coquille (syntaxe) dans « L’augmentation de sa perméabilité de la roche-mère lorsque le kérogène se transforme en pétrole et en gaz. » (la perméabilité)

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    1. Non, c’est un projet que je fais à temps perdu, donc qui avance lentement. De plus, le programme de publication de mon éditeur est très chargé. On parle d’au moins deux ans, plus probablement trois.

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