Causes de la répartition inégale des gisements pétroliers

Causes de la répartition inégale des gisements pétroliers

Travail de Fin du Cycle:
"Causes de la répartition inégale
des gisements pétroliers dans le monde"

Guelord LULENDO BISAMBU,
Etudiant à l'Universite de Kinshasa,
Faculté des sciences, Département
des Géosciences,; Option de Géologie, né
à Kinshasa, le 12 Avril 1986,
Fils de Monsieur Emery LULENDO et
de Madame Jenane KATULA.
Il a fait ses études humanitaires,
Option Bio-chimie, à l'Institut BIBAKWEN/MPUTU.
Mission Catholique KIMPUTU, dans le territoire d'Idiofa,
Secteur Bulwem, dans l'ex-province de Bandundu.

EPIGRAPHE

« Car, lorsque nous étions chez vous, nous disions expressément : si quelqu’un ne veut pas travailler, qu’il ne mange pas non plus » (2 Thessaloniciens 3 :10).

« Le travail assure l’indépendance parce qu’un fainéant est l’ennemi du développement »

DEDICACE

A mes très chers Parents : Emery LULENDO & Jeanne KATULA pour leur éducation,conseil, soutien et détermination qui ont fait de moi ce que je suis ;

A toute la famille LULENDO (Taélo, Fidéline, Mamie, Kiki, Méthe, Dada& Jonathan) pour leur amour et affection ;

A mes grands-parents : Rufin KATULA, Gérard MAMBONG & Romanie NGIEBAME pour leur réconfort ;

A mes oncles Manuel KATULA, Jeans MINDONDO, Delphin KALAKALA, MukeBISENGELETE, ainsi qu’à mes tantes Menga SANKAY, Blandine SANKAY, Sonika SANKAY & Monique SANKAY ; pour leurs soutiens.

A mes beaux-frères Guelord KANKU, Pacom DUDULA, Michou ainsiqu’à mes belles sœurs : Fifi KUBULA, NDATI ;

A mes cousins et cousines Venant FATAKE, AKWEN, Lorette LOLENDO

A mon pasteur Eben-Ezer MUKADI, Evangélistes Georges NGUMBU pour leur soutien fort, sans oublier Maman Fifi KABU,MamanNatacha TANTU, Maman ESTHERNGWEKA, pour leurs affections.

A mesfrères& sœurs : MATTHIEU MATONGA,

Pour leurs contributions d’une manière ou d’une autre,cela reste gravé dans notre mémoire.

A mes amis, Bruce LUNTADILA, Frey MATONGO, Blanchard MAPENGELE,Léandre KALUNGA, Jeans MBILA MIKUMBI, Samson SUMBU, DidierMBONGO, Rachel KAMBOLO,Arsène MUKAWApourleurssoutiens physique et moral ;

Egalement à tous ceux qui, de près ou de loin, nous ont apporté un soutien tant moral que matérielqu’ils trouvent ici l’expressionde notre profonde gratitude et attachement,

je dédie ce travail.

Guelord LULENDO BISAMBU

REMERCIEMENTS

L’Enseignement Supérieur et Universitaire recommande aux étudiants de rédiger un Travail de Fin de Cycle (TFC) au terme de leur premier cycle de formation pour l’obtention d’un titre académique.

A cause de cela, nous ne pouvons pas rester insensibles sans pour autant manifester notre gratitude en adressant nos sincères remerciements à tous ceux qui ont contribué à l’élaboration de ce travail. Nous pensons :

A l’Eternel Dieu très haut, source de notre vie lui qui est le géoscientifique excellent.

Aux autorités académiques de la Faculté des Sciences, particulièrement celles duDépartement des Géosciences de l’Université de Kinshasa(UNIKIN) qui n’ont ménagé aucun effort pour nous transmettre leurs connaissances.

Ce travail n’aurait pu êtreréalisé sans la ténacité et la rigueur du Professeur Thomas KANIKA MAYENA qui, en dépit de ses multiples occupations, n’a hésité d’en assurer la direction.

Nous remercions également le professeur Médard NTOMBI MUEN KABEYA pour ses aides inoubliables, sans oublier le Chef de travaux Eric KISONGA grâce à qui nous avions connu le Département des Géosciences et qui a suscité en nous le gout de la géologie.

A mes Parents Emery LULENDO & Jeanne KATULA, leur soutien, amour et conseils nous ont permis de persévérer jusqu’arriver à la fin de ce premier cycle avec succès, ainsi qu’a toute la famille LULENDO en général (Taelo, Jonathan, Fideline, Mamie, Kiki, Mathe& Dada) pour leurs soutiens indéfectibles à notre égard ;

Aux révérands Pasteurs Eben Ezer MUKADI, Pierre MUKADI et évangéliste Georges NGUMBU,Particulièrement, dont l’amour et l’affection se sont manifestés par des gestes inoubliables, ainsi que leurs conseils et soutiens tant moral, financier que spirituelen notre endroit ;

A mes compagnons de lutte : Christian MABWE, Judicaël TANTAY, Benjamin YEPE, Jérémie LUPER, Daniel LITSHANI, Junior NDJAKOTSHE, Chantal GANYONGA.

Egalement à tous ceux qui, de près ou de loin nous ont apporté un soutien tant moral que matériel qu’ils trouvent ici l’expression de notre profonde gratitude et attachement.

Etant une œuvre humaine, notre travail est donc susceptible de contenir des erreurs, des omissions ou encore d’autres lacunes inhérentes à la nature humaine. Nous sollicitons donc l’indulgence de tous les lecteurs pour ce manquement et bien d’autres encore ; toute suggestions ou remarques constructives seront les bienvenues.

LISTE DES ABREVIATIONS ET SIGLES

$: dollars ;

%: pourcentage ;

<: Inférieur ;

>: supérieur ;

G: taille d’un gisement ;

Gbbl: Giga-baril ;

Gm : giga-mètre

Gm3: giga mètre cube (1027m3)

Gt: Gigatesla (unité d’induction magnétique)

K: constante

km2: kilomètrecarré

L.O.M : Level of organic metamorphism

m3: mètre cube

Mt: million de tonne

n: nombre du rang

O.P.E.P: Organisation des pays producteurs et exploitateurs du pétrole

P.R: pouvoir réflecteur

t : tonne

Tm3: tétramètre cube

U.R.S.S.: Union des républiques socialistes soviétiques

INTRODUCTION GENERALE

1.PRESENTATION ET INTERET DU SUJET

A l’heure actuelle, le pétrole est utilisé dans toutes les sortes de produits, allant des produits hygiéniques aux produits alimentaires en passant par le vestimentaire ou encore la matière plastique. Mais, son utilisation la plus importante reste celle de la production des carburants. (Chiarelli. A, 1970).

La ressource pétrolière est utilisée depuis l’Antiquité jusqu'à nos jours. Seuls les parties visibles à la surface de la terre du pétrole étaient utilisées dans le chauffage (asphalte liquide dans les lampes en guise d’huile à brûler), l’éclairage (afin d’allumer des torches), les produits pharmaceutiques (guérir les rhumatismes articulaires, l’asthme) ou encore le ciment, bitume (conservation des morts). Au Moyen âge, sa distillationpermettait la création de la lampe à pétrole.

C’est au milieu du XVIIIe siècle que des voyageurs anglais ont découvert le pétrole « sous – terrain » en creusant le sol avec un doigt. C’est le 27 Août 1859 que l’Or noir a Jailli pour la première fois du sol à TITUS VILLE, en pensylvanie.

A la fin du XIXe siècle, l’invention du moteur à explosion a permis l’exploitation à grande échelle de l’Or noir. En effet, avec l’apparition rapide des véhicules de transports (voitures, avions), le pétrole va rapidement remplacer le charbon qui était utilisé pour faire avancer les automobiles au XIXesiècle, et ainsi trouver le secteur majeur de son utilisation.

Au XXe siècle, et particulièrement entre 1920 et 1970, de nombreux gisements de pétrole ont été découverts dans le monde. L’industrie pétrolière a permis également le développement des matières plastiques, du textile, du caoutchouc artificiel et des colorants. Mais, les ressources de ces substances énergétiques sont inégalement repartie dans le monde, de sorte qu’il ya de région Qui renferme en elles seules près de la moitié des réserves mondiales. Quelles sont les raisons de cette répartition inégale ? C’est la qui sera notre préoccupation dans ce travail.

APPROCHE METHODOLOGIQUE

Pour la réalisation de ce travail, nous avons consulté dans les bibliothèques de la place et a l’internet des documents (livres, articles, …) en rapport avec notre sujet fait recours aux différentes bibliothèques et nous avons consulté les sites internet.

CANEVAS DU TRAVAIL

Hormis l’introduction et la conclusion, notre travail scientifique comporte deux chapitres:

Le premier chapitre traite les données générales sur les gisements pétroliers;

Le second, quant à lui, met l’accent sur les causes de la répartition inégale des gisements pétroliers dans le monde.

CHAPITRE I : GENERALITE SUR LES GISEMENTS PETROLIERS

I.1. NOTION DE GISEMENT PETROLIER

En géologie et dans le domaine de l’industrie minière ou pétrolière, un gisement est une concentration d’une Resource naturelle dans le sol ou le sous-sol que l’on peut exploiter en construisant une mine à ciel ouvert, souterraine et/ou des puits de forage.

En effet, un champ ou gisement pétrolifère délimite une zone où est enfouie une grande quantité de pétrole où une tentative pour l’en extraire peut être faite en construisant des puits.

On entend, par gisement pétrolier, une concentration de liquide (pétrole) et de phases gazeuses (gaz naturel) du pétrole qui se rassemblent sous surface de la terre, un processus de forage et de pompage est employé pour l’extraire, après quoi il est envoyé à une raffinerie pour le rendre utilisable.

Principaux gisement de pétrole, réserves en Gbbl
Nom	Pays	Découverte en	Réserves initiales
Ghawar	Arabie saoudite	1948	100 ?
G.contarell	Mexique	1976	18
Burgan	Koweït	1938	45-60 ?
Daqing	Chine	1959	16

Tableau I : Principaux gisement de pétrole, réserves en Gbbl

I.2.LES ETAPES DE LA FORMATION D’UN GISEMENT PETROLIER

Un gisement de pétrole requiert des conditions géologiques particulières comme une roche réservoir poreuse surmontée d’une roche imperméable. Le piège peut être favorisé par une structure tectonique particulière (faille, pli).

La roche réservoir contient des hydrocarbures formés initialement dans la roche-mère. Les hydrocarbures sont des molécules organiques issues d’une biomasse. Elles sont issues de la transformation de la matière organique formée en grande quantité par le plancton et piégé dans les sédiments.

Au cours de l’enfouissement, favorisée par l’enfoncement du bassin sédimentaire par subsidence, la matière organique échappe à l’action des décomposeurs et subit une simplification moléculaire qui aboutit à la formation du pétrole par augmentation de température. Quand les conditions géologiques et environnementales nécessaires à la formation du pétrole sont réunis, il y a apparition des gisements pétroliers (Waples. D.W, 1980).

Les hydrocarbures (pétrole et gaz) sont formés dans la roche-mère puis remontent vers la surface du fait de leur faible densité. Des structures tectoniques particulières (faille, pli) associés à une roche imperméable empêche la poursuite de leur migration vers la surface et les piègent dans une roche poreuse qui constitue une roche réservoir.

Dans les zones de forte productivité primaire, le dépôt de plancton, à sa mort, sur le fond, constitue de la matière organique qui sera enfouie avec les sédiments à l’origine de la roche-mère.

La transformation de la matière organique par dégradation biochimique conduit à la formation de Kérogène. Au cours de l’enfouissement, la température augmente et le Kérogène donne de l’huile, ou du gaz en quelques millions d’années (Robert, 1979).

La présence de restes organiques dans les combustibles fossiles montre des environnements issus d’une biomasse.

Dans des environnements de hautes productivités, une faible proportion de la matière organique échappe à l’action des décomposeurs puis se transforme en combustible fossile au cours de son enfouissement. La répartition des gisements de combustibles fossiles montre que la transformation et la conservation de la matière organique se déroulent dans des circonstances géologiques bien particulières.

La matière organique, matière première du pétrole est soit apportée du continent, soit formée sur place (néoformation).

Généralement, la plus grande partie est produite dans le bassin même ; la productivité est d’autant plus grande que les conditions favorables d’azote et phosphate ; les périodes de détritisme intense, où les eaux sont troublées et peu chargées en sels nutritifs, auront une productivité organique faible.

Il faut encore que la matière organique atteigne le fond du bassin ; l’existence à tous les niveaux d’animaux qui se nourrissent des fragments organiques provenant des niveaux supérieurs, la teneur de la chute de ces fragments qui facilite leur dissolution ou leur oxydation en mer normale rendent difficile l’accumulation des matières organiques dans les bassins profonds (Durand, 1983)

La diversité d’origine de la matière organique, l’existence de courants marins de plus ou moins grande amplitude, qui imposent des mouvements divers à cette matière organique, tendent à l’homogénéiser, c'est-à-dire, à uniformiser la matière première d’où naitra le pétrole.

La matière organique déposée est soumise à l’action des micro- organismes qui, en milieu aérobie, la détruisent rapidement. Le milieu anaérobie nécessaire à la préservation de la matière organique est réalisé par action même des micro-organismes, dès que le sédiment minéral auquel est mêlée cette matière organique devient imperméable. Ceci ne se produit qu’avec les sédiments fins, argiles ou vases calcaires.

La subsidence allant son train, une couche donnée de sédiment s’enfonce et se trouve enfouie sous d’autres couches des sédiments. Toute vie microbienne disparait rapidement.

A mesure que les sédiments s’enfouissent, les conditions physico – chimiques auxquelles ils sont soumis varient.

La pression et la température s’élèvent ; le potentiel d’oxydo–réduction et le pH se stabilisent (milieu légèrement alcalin et réducteur).

Les matières minérales et organiques ne sont plus en équilibre thermodynamique (stable ou métastable) avec le nouveau milieu et vont évoluer pour atteindre, ou tendre vers de nouveaux équilibres.L’ensemble de ces transformation est appelé diagenèse.

La pression s’élève : c’est la conséquence mécanique de l’accumulation des sédiments. La pression à laquelle sont soumis les grains solides des roches est celle de la colonne de sédiments (pression géostatique) ; elle augmente en moyenne de 250 à 300kg/cm2 tous les 1 000 m. Celle à laquelle sont soumis les fluides contenus dans ces roches est variable ; pour une roche poreuse à grains incompressibles et indéformables en assemblage rigide (cas approché par un réservoir) les fluides seront à la pression hydrostatique (100 kg/cm2 par 100m). Par contre, une roche à grains déformables en assemblage déformable (sédiment fins, couvertures) verra la pression de ses fluides comprise entre la pression hydrostatique et la pression de la colonne de sédiments (pression géostatique).

La température s’élève : c’est une constatation expérimentale. On traduit cet élévation par le gradient géothermique ; une valeur moyenne de ce dernier est actuellement de 3°C/100m. La cause de cette élévation est l’existence de sources de chaleurs internes à la Terre. On peut en distinguer deux :

-la partie profonde du globe où la chaleur, fossile, proviendrait de la contraction gravitationnelle lors de la naissance de la Terre, et l’écorce où la chaleur est la forme ultime de l’énergie dégagée par la désintégration des éléments radioactifs. Aucun de ces deux sources n’étant constant dans le temps, et toutes les deux ayant tendance à décroître.Il est certain que les gradients géothermiques actuels ne sont pas représentatifs des gradients anciens. Enfin, on constate de fortes disparités entre les gradients géothermiques des régions du globe tectoniquement stables depuis longtemps : 10°C/100m dans le fossé rhénan (Cannan.J, 1974).

Les mouvements tectoniques, causes de la subsidence, ne sont pas d’intensité constante dans le temps et dans l’espace. Il en résulte que les strates sédimentaires acquièrent une certaine configuration géométrique. C’est la structuration tectonique du bassin. Elle peut avoir encore une influence sur les propriétés des réservoirs.

L’histoire tectonique d’un bassin peut être complexe, la subsidence peut s’arrêter, puis reprendre, être inversée par un mouvement de remontée quipeut, temporairement ou définitivement, provoquer l’exondation d’Iles ou continents sous-marins à l’érosion, etc.

I.3. LES RESERVES MONDIALES DES HYDROCARBURES
ET LEUR LOCALISATION

I.3.1 LES HYDROCARBURES CONVENTIONNELS

Les réserves du pétrole sont inégalement réparties à travers le globe, cette disparité est une source importante des conflits. Ainsi, en 2000, le Moyen – Orient possédait 66,5% des ressources mondiales, dont un quart seulement en ARABIE SAOUDITE.

Le Venezuela avec 7,1% des ressources permet à l’Amérique latine de se hisser au deuxième rang des régions les plus dotées en pétrole. Vient ensuite le continent africain avec 7% des réserves, puis l’ex U.R.S.S avec 5,5%, l’Amérique du nord avec 5,4%, et enfin l’Europe du Nord avec 1,7%.

Ce classement, associé au classement des vingt plus gros exportateurs, montre bien l’inégale répartition des ressources. Ainsi, le Moyen – Orient à lui seul gère 30,9% de la production mondiale.

Seule la Russie, qui augmentant de plus en plus sa production, concurrence l’Arabie Saoudite, premier exportateur mondial du pétrole. Les Etats-Unis, qui sont avec la Russie et l’Arabie saoudite l’un des trois pays les plus producteurs, produit uniquement pour lui-même, en ajoutant également des importations massives.

Cette question découle directement de la concentration importante des réserves pétrolières prouvées essentiellement dans les pays du Moyen –Orient, surtout les pays du Golfe persique.

En 2007, 61% environ de réserves se trouvent localisées dans cette région de la planète, avec 21,3% pour l’Arabie Saoudite seule, suivie de l’Iran 11,2% et l’Irak 9,3%. L’ensemble des pays de l’OPEP contrôle 75,5% des réserves prouvées, laissant aux pays non – OPEP14,1% et 10,4% à la Russie.(Chiarelli.A, 1970).

1.3.2. Concentrations d’hydrocarbures non
conventionnels

Le pétrole et le gaz se rencontrent généralement en gisement, seules concentrations naturelles permettant aujourd’hui leur exploitation. On a coutume de qualifier les hydrocarbures de ces accumulations, de dimension très limitée, de convention. Mais, pétrole et gaz se rencontrent également, de façon exceptionnelle, en concentration plus ou moins diffuses pouvant occuper des volumes considérables.

I.3.2.1. Les sables asphaltiques

Les plus importantes accumulations et relativement les plus accessibles sont les bruts lourds et notamment ceux des sables asphaltiques. Ces huiles sont souvent des produits peu matures, mais également des hydrocarbures dégradés par leur voisinage de la surface. Ces accumulations apparaissent piégées, à l’image des hydrocarbures conventionnels, par la combinaison de facteurs stratigraphiques et structuraux, et notamment dans de vastes appareils deltaïques.

Les accumulations de l’ouest canadien, Peace River, Cold Lake, Lioydminster, Wabasca, Athabasca, piégés dans un monoclianal de sables crétacés, représentent quelques 100 Gt en place.

La ceinture asphaltique de l’Orénoque dans l’Est – Venezuala, se présente de façon très semblable à celle du Canada sur la bordure du bouclier des Guyanes, dans un complexe deltaïque crétacé. Les volumes d’huile en place sont estimés à 100-260 Gt.

La troisième accumulation est située dans la dépression de Mlekess, province d’Oral-Volga, U.R.S.S ; les quantités en place seraient de 18 Gt, réparties sur environ 11 000km2 entre Kazan et Kouibichev. Les ¾ de cette huile sont piégés dans un complexe deltaïque du Permien supérieur sur le flan sud du Mole Tatar.

D’autres accumulations sont connues dans l’Arctique canadien, ile de Melville, dans des sables triasiques à Bemolanga, Madagascar au sein de sables liasiques et dans des sables lenticulaires miocènes à Selenizza en Albanie (Demaison, 1977).

I.3.2.2. Les shales bitumineux

On désigne sous ce terme des roches généralement mais parfois carbonatées, particulièrement riches en matière organique plus ou moins évoluées. Il s’agit du kérogène qui se transforme en produits pétroliers par pyrolyse. Cette opération, qui nécessite environ 250 calories par gramme de roche, fixe la limite inférieure de leur teneur en matière organique approximativement à 2,5%, soit l’équivalent de la quantité de combustible nécessaire à cette pyrolyse, le pouvoir calorifique du kérogène étant de l’ordre de 10 000 calories par gramme.

Par leur volume et par leur richesse en matière organique, ces roches constituent des ressources potentielles d’hydrocarbures particulièrement importantes. On évalue en effet à quelque 530 milliards de m3 les quantités d’hydrocarbures en place qu’ils contiennent potentiellement (Burger, 1973).

Les principaux gisements correspondent à des dépôts de mers épicontinentales paléozoïques ou mésozoïques ou de lacs, principalement au Tertiaire. Les plus importants sont ceux des dépôts lacustres éocènes de Green River, dans les bassins de Piceanco (Colorado), de Green River et de Washakie (Colorado), et d’Unita (Utah), qui couvrent une superficie de 65 000km2 avec des épaisseurs allant de 1 à 600m. Ce sont des marnes dolomitiques renfermant de 8 à 50% des matières organiques, en majorité d’origine algaire. Les réserves potentielles en place sont estimées à quelque 350Gt de pétrole.

I.3.2.3. le gaz de géo pression

D’autres ressources non conventionnelles commencent à être entrevues également pour le gaz. C’est d’abord le gaz contenu dans les aquifères profonds à haute pression, appelé aussi gaz de géopression.

Il est bien connu que l’eau des aquifères profonds renferme des quantités de méthane qui augmentent rapidement avec la pression. Cette eau ramenée à la surface libère son gaz donnant la classique « limonade ».

I.3.2.4. les hydrates de méthane

D’autres ressources importantes de gaz sont stockées dans certaines zones froides à l’état solide sous forme d’hydrates. On les rencontre dans les couches sédimentaires du fond de certains océans. On les connait surtout dans les zones arctiques, où le pergélisol constitue par ailleurs une couverture efficace et continue. Des premières estimations permettent d’avancer des volumes considérables de l’ordre de 50.1015m3 (Hodgson, 1978).

CHAPITRE II : CAUSES DE LA REPARTITION INEGALE DES GISEMENTS PETROLIERS DANS LE MONDE

La répartition des réserves de pétrole est très inégale. Près de 80% sont situées dans les pays d’OPEP. Ils disposent ainsi d’un ratio réserves prouvées sur production (R/P) d’environ 75 $. Plusieurs paramètres expliquent cette répartition inégale des gisements pétroliers ; certains sont d’ordre géologique, d’autres d’ordre géographique.

II.1. Paramètres d’ordre géologique

Toutes les étapes de la formation des gisements (genèse des hydrocarbures, mise en mouvement, piégeage) se produisent au sein des roches sédimentaires. Autrement dit, ce sont des facteurs géologiques, gouvernant la nature et la répartition des ces roches, qui discriminent les possibilités d’existence des gisements.

Géologie particulière, intègre nécessairement toutes les connaissances dont on dispose sur l’évolution des systèmes montagneux de cette période. Il est directement intéressé par l’histoire tectonique, la matière organique, dont on a rappelé qu’elle était la matière première à partir de laquelle le pétrole se forme, se comporte comme un quelconque minéral. La quantité de cette matière qui est incorporée au sédiment dépend, en un lieu donné, de l’importance des apports venus des continents et de l’intensité de la vie en ce lieu. Autrement dit, une partie est formée sur place à partir de l’anhydride carbonique atmosphérique et des sels minéraux, une partie est détritique. On retrouve la même dualité que pour la matière minérale dont une partie est précipitée à partir d’éléments solubles, l’autre héritée.

On sait le rôle important que joue la température sur la solubilité du gaz carbonique et des carbonates dans l’eau et sur l’activité biologique. Dans le cas du carbone, climat et relief sont encore déterminants.

On comprend ainsi qu’un des objectifs de la géologie pétrolière est, dans une région donnée, de reconstituer ce qu’on nomme le cadre« paléogéographique ». Toutes les connaissances qui permettent de préciser, pour une époque et une région donnée, comment sont repartis les sédiments et plus spécialement ceux qui sont riches en matière organique (roche-mères potentielles) ainsi que ceux qui sont poreux (réservoirs) ou imperméables (couvertures).

II.1.1. Paramètres liés aux bassins et mécanismes sédimentaires

Les gisements de pétrole et gaz sont l’aboutissement de longs et multiples phénomènes sédimentaires, structuraux, hydrogéologiques, etc. qui s’ordonnent suivant les caractéristiques propres des bassins sédimentaires, et des mouvements de subsidence.

Genèse des bassins sédimentaires

Argand (1922) disait en effet que les volumes, les surfaces, les lignes, en un mot les structures qui composent un édifice tectonique ne sont pas tous les mêmes : il ya le mouvement qui anime encore ces choses, car l’histoire continue.

Un bassin sédimentaire peut être défini comme une zone de subsidence possédant un certain volume de sédiments correspondant à une épaisseur d’au moins un kilomètre, restant préservés sous une forme relativement simple. Cette définition place les bassins entre, et en dehors :

des zones de boucliers stables à tendance positive dominante,

des ensembles très tectoniques et profondément attaqués par l’érosion (Bally, 1975).

Les bassins sédimentaires nous apparaissent souvent en situation post-orogénique, ce qui leur assure une certaine pérennité jusqu’à nos yeux et rend leurs traits plus visibles. Mais, ils se développent autant en situation pré-orogénique, donnant naissance à la suite de longues convulsions, à des édifices plissés et des failles qui oblitèrent et masquent plus ou moins complètement leurs traits propres, et rendent leur étude plus difficile, sinon impossible.

Un bassin prend naissance à la rencontre d’un apport sédimentaire et d’une concavité du substratum plus ou moins marquée. Les dépôts de base, qui représentent le début d’une nouvelle aventure sédimentaire, marquent généralement une certaine discontinuité avec le passé. D’où, le terme de bassin discordant, parfois utilisé par certains, mais en réalité très général. Les isopaques du volume sédimentaire désignent un ensemble fermé, ensemble qui peut correspondre à un prisme sédimentaire, si le milieu de dépôt passe de zones côtières à des milieux profonds.

La surface de la terre présente une grande variété de bassins sédimentaires. Leur étude nous révèle qu’ils se trouvent à des stades d’évolution différents, à des âges distincts, d’une part, dans des contextes géodynamiques variés , d’autre part , que la tectonique des plaques nous permet de placer aujourd’hui dans une perspective logique d’ensemble, aussi bien dans l’espace que dans leur évolution historique et géodynamique. On peut ainsi esquisser les grandes lignes de filiations ou de scénarios d’évolution rassemblant les principales familles de bassins sédimentaires (Walpes, 1980).

En effet, la notion du bassin sédimentaire ne peut pas se conclure sans pour autant évoquer la subsidence, car elle conduit à la formation du bassin sédimentaire.

La subsidence obéit très généralement au départ à des mécanismes tectoniques que l’on peut rattacher à deux grands contextes géodynamiques :

amincissement crustal, dans un régime de contraintes en tension, accompagné de flux thermique élevés, correspondant à une phase de rifting;

flexuration crustale ou plissement de forme synclinale :

en régime de contraintes dominantes en compression, le plus souvent en domaine de subduction ,alliée à des flux thermiques faibles, en déséquilibre isostatique et généralement en relation avec un système orogénique (Perrodon, 1980).

Le premier système est souvent suivi par une subsidence thermique, provoquée par la venue du matériel crustal plus lourd dont le refroidissement au cours du temps, suivant une courbe exponentielle, se traduit par une atténuation de même style de la vitesse d’enfoncement (Bott, 1976).

Les différents moteurs de la subsidence peuvent être relayés dans le temps par des processus gravitaires, correspondant à un réajustement isostatique sous la charge de l’eau, des sédiments ou de nappes de charriages. Enfin, la compaction des sédiments tend à prolonger dans le temps l’effet de surface de la subsidence, à une échelle sensiblement plus modeste.

Les deux moteurs initiaux de subsidence, à savoir : amincissement crustal et flexuration crustale sont à l’origine de deux grands schémas d’évolution de bassins se situant, le premier en domaine intraplaque le second en frontière de plaques lithosphériques.

La géologie pétrolière se rattache étroitement aux grands phénomènes géologiques et géodynamiques, que l’on peut situer très schématiquement suivant trois ordres de grandeur allant par voie décroissante :

de la tectonique ;

à la géodynamique des bassins ;

aux mécanismes de sédimentation.

A l’échelle des plaques lithosphériques, unités de premier ordre, on peut caractériser grossièrement la cinématique en termes de divergence, de convergence et d’accidents transformants. On sait que les marges passives, liées aux zones de divergence, se caractérisent par de vastes prismes sédimentaires relativement peu ou pas déformés. Les domaines de convergence ou de subduction sont illustres suivant le caractère continental ou océanique des plaques en présence, par la genèse des cordillères, des chaînes plissées ou d’arcs insulaires, c’est-à-dire d’ensembles sédimentaires complexes,souvent volcaniques , les zones transformantes, enfin, liées à de grands accidents de cisaillement ,sont souvent jalonnées de bassins de décrochement (Perrodon, 1980).

Processus d’altération et de dépôt

Les roches sédimentaires dériventde l’altération et du transport des roches ignées (magmatiques). Les produits d’altération sont soit des débris de roches, soit des minéraux, soit des suspensions colloïdales, soit des solutions.

Les minéraux des roches ignées, formés à l’intérieurde la lithosphère parfois à de fortes pressions et à des températures élevées, ne sont plus stables dans les conditions climatiques de la surface, qui sont régionalement très variées régionalement.

De même, pour certaines argiles, la quantité de bore qui leur est liée reste une fonction de la sollicitation du milieu au quel elles se sont déposés.

Les hydrocarbures sont des produits extrêmement fragiles qui ne se conservent que dans les milieux anaérobies, et à des températures modérées. Aussi, ils seront particulièrement sensibles aux actions physiques, chimiques et biologiques qui risquent de les affecter tout au cours de l’histoire géologique du bassin. Ces différentes actions auront pour résultat d’effacer progressivement l’empreinte des conditions de dépôt.

Ces mouvements positifs se traduisent en effet par des érosions, l’altération des couvertures, des fracturations, des baisses de pression, des invasions d’eaux météoriques … entraînant une fuite des fractions les plus légères et, par conséquent, un alourdissement des fractions conservées.

La détérioration de couvertures diminue par ailleurs la protection des gisements, provoquant une altération et notamment une oxydation des buts. Cet action, en particulier au contact d’eaux météoriques, se traduit par des polymérisations et donne des produits de couleur foncée, de forte viscosité, d’aspect pâteux ou solide. C’est le faciès des indices de surface. C’est également le processus qui est à l’origine des « tars mats » ; cette couche d’asphalte qui se forme dans certains gisement au contact du plan d’eau et qui peut limiter considérablement l’action de l’aquifère de l’exploitation.

L’attaque des eaux extérieures se marque parallèlement et fortement par l’action des micro-organismes, et notamment des bactéries qu’elles véhiculent. Cette biodégradation se traduit par la disparition des fractions légères, par la rupture des liaisons les plus fragiles et, par conséquent, par un alourdissent des produits restants.Elle peut également entraîner la libération du méthane. (Cannan et Al, 1974).

C.Milieux et mécanismes sédimentaires et leurs
conséquences pétrolières

Les mécanismes sédimentaires déterminant plus spécialement la géologie et la géodynamique pétrolières, s’organisent principalement autour des phénomènes de subsidence et de sédimentation qui se situent, dans le temps, à des échelles différentes ; les sédiments constituent la « chair » qui représente ici ou là les roches mères, et les hydrocarbures qu’elles génèrent, les réservoirs où ceux-ci peuvent se rassembler aux couvertures qui les protègent. A une échelle, plus continue dans l’espace et dans le temps, la subsidence permet l’accumulation des sédiments et leurs transformations au cours de l’enfouissement.

Dans un premier temps, la dynamique des milieux de dépôt permet en quelque sorte la fabrication d’un assortiment de briques élémentaires variées, et dans un deuxième temps, la dynamique des bassins utilise ces matériaux et les agence selon un style architectural propre.

Suivant les mécanismes naturels, nous examinerons succinctement ci-dessous :

les caractéristiques de quelques milieux de dépôt, puis,

les principales transformations minérales liées à l’enfouissement,

D’une façon générale, on constate par exemple que les grandes périodes de transgression correspondent dans les bassins à une certaine stabilité et à des taux de sédimentation relativement faible, la plus grande masse des sédiments détritiques se trouve arrêtée dans les zones de plaine alluviale. Par contre, les épisodes régressifs se caractérisent par des taux de subsidence et de sédimentation rapides.

Des cordons sableux en forme de barres peuvent cependant s’accumuler sur les plates-formes au cours des périodes de transgression, constituant souvent d’excellents pièges stratigraphiques. Les avancées de la mer, matérialisées par des niveaux marneux ou argileux, ou parfois évaporitiques donnent d’excellentes couvertures qui protègent efficacement les séries détritiques sous-jacentes ; de telles formations apparaissent souvent comme la pièce maitresse d’une province pétrolière.

De manière claire, disons que les caractéristiques d’une province pétrolière sont étroitement commandées par la géologie du bassin sédimentaire et de son cadre général.

La première condition fondamentale est d’abord l’existence d’un bassin sédimentaire présentant un volume assez important, soit une surface des plusieurs milliers de kilomètres carrés au minimum, des épaisseurs supérieure a 2000 mètres, et une durée de l’ordre de plusieurs dizaines des millions d’années en général (Perrodon, 1966).

Les critères géologiques régissent différemment les principales caractéristiques pétrolières d’une province, et en particulier sa richesse et son type d’habitat qui est plus particulièrement fonction des caractéristiques des milieux de dépôts et de l’architecture du bassin.

La richesse, ou la pauvreté, d’une province pétrolière est le résultat de l’histoire géologique du bassin sédimentaire, c’est-à-dire de la répartition et de la succession de ses milieux de dépôts, de ses déformations, de ses aquifères, de sa géothermie et des relations dans le temps de ces différents phénomènes. Ces paramètres commandent étroitement la nature des hydrocarbures et notamment le caractère gazifière ou pétrolifère des diverses provinces.

Une zone pétrolière est due aux milieux de dépôts différents, notamment de sédiments fins,confinés nécessaire à la formation de roches mères et de roches détritiques ou carbonatées à vocation de réservoir.

Les milieux à tendance saumâtre ou littorale, renfermant une matière organique en majorité de type humique souvent en relation avec des climats humides, par exemple, seront particulièrement riches en gaz et huiles paraffiniques ; les milieux à tendance evaporitique, généralement en climat désertique, au contraire riches en matière organique sapropelique, donneront de préférence des huiles de type naphténo-aromatique souvent a une forte teneur en soufre.

L’une des conditions nécessaires à la formation de gisements est la mise en relation de ces milieux opposés que nécessite le dépôt de roches-mères et réservoirs ; ce rapprochement peut se faire de différentes façons et notamment par :

des variations latérales de faciès ;

des superpositions de faciès différents.

On a de bonnes raisons de penser que l’efficacité des roches mères est fonction de leur épaisseur, les couches trop puissantes présentant un mauvais rendement au point de vue de l’expulsion des hydrocarbures formés. Certains auteurs estiment qu’une épaisseur d’une trentaine de mètres représente une valeur optimale. Il en résulte que des alternances de sables et d’argiles roches mères constituent une solution efficace d’expulsion-concentration d’hydrocarbures. Les plus favorables, mais rares, semblent correspondre à des pourcentages de sables de 30 à 40%, plus raresde 20 à 60%, ce qui explique que les réserves d’hydrocarbures sont souvent proportionnelles au carré de l’épaisseur moyenne des réservoirs gréseux (Magara, 1979).

Le passage de faciès roches-mères à des niveaux réservoir peut se produire sur les zones marginales des bassins, en milieux deltaïques, de lagune, ainsi que dans les zones plus profondes, notamment dans les zones de flexure bordière. On constante qu’il ya des variations latérales de différent faciès.

En domaine argilo-sableux on observe couramment la présence de gisements dans de telles zones de changement et de répartition de faciès, par exemple :

Il est évidentque ces dispositions stratigraphiques et sédimentologiques sont le reflet de l’histoire et de l’évolution de certains types de bassins. Ces critères stratigraphiquesimposent leur logique dans la répartition des gisements, par la distributiondes réservoirs, des roches mères et/ou des couvertures.

On note ainsi la marque prédominante des faciès réservoirs dans de nombreux« trends » détritiques, par exemple engulfcoast (wilcox ,yegua, frio…) ourécifaux , en particulier en Alberta, dans l’ouest-Texas, au Mexique (Perrodon, 1966).

On observe une logique couverture, notamment dans le golfe persique, avec les prospects respectivement couverts par les évaporites dufars, du hith et du sudair. La couverture des fars en particulier apparaît comme l’une des conditions nécessaires de la présence d’huile dans la structure des « foot-hills ».

A contrario, les irrégularités de répartition des accumulations au Congo sont souvent en relation avec les discontinuités de la couverture salifère et la logique des roches-mèrespourraitplutôt être invoquée dans ce cas. De même, dans le bassin de Paris, la répartition des roches mères toarciennes commande une certaine magique roche-mère dans cetteprovince. Une logique comparable paraît se retrouver dans les bassins du Michigan et de l’Illinois.

II.1.2. Paramètres liés à la sédimentologie et à la stratigraphie (répartition des hydrocarbures en fonction de la stratigraphie)

Les caractéristiques géologiques des grandes étapes de l’histoire de la Terre impriment leurs traits particuliers aux grandes provinces pétrolières et à la répartition stratigraphique des hydrocarbures.

Les argiles noires siluriennes, riches en matière organique, qui connaissent une extension semblent constituer les premières roches mères importantes d’hydrocarbures. Les fluides formés se rassemblent souvent dans les couches détritiques du Dévonien inférieur (Perrodon, 1980).

Une première concentration majeure de gaz apparait dans les formations détritiques permiennes, souvent de faciès éolien, particulièrement développées à cette période à tendance désertique qui succède à une époque de forte pluviosité ; les réservoirs sont très largement alimentés en gaz par les dépôts houillers du Carbonifère supérieur qui concentrent des dizaines de milliards de tonnes de carbone organique : bien développées au Permien et au Trias.

Des dépôts d’argiles noires, souvent bitumineuses, réapparaissent en force au trias supérieur – Jurassique inférieur en Europe méditerranéenne, et tout au long du Jurassique dans les domaines plus septentrionaux, constituant un deuxième stock remarquable de matière organique.

Le crétacé inférieur, période de régression et de bassins aux faciès détritiques et réducteurs, souvent riches en dépôts de charbon, apparait comme une autre période majeure de genèse d’hydrocarbures. Le crétacé supérieur, période de vastes transgressions, de dépôts peu profonds, souvent carbonatés à Rudistes, en climat relativement chaud, est une période remarquable de formation de réservoirs et de pièges qui concentrent les réserves les plus importantes de toute l’échelle stratigraphique. La présence de vastes dépôts de « black shales » et l’extension d’événements anoxiques et de milieux réducteurs importants de l’Albien moyen au Turonien basal dans les domaines Atlantique, seraient à l’origine de champs géants particulièrement importants à cette époque.

Les plus grandes quantités d’hydrocarbures ont été engendrées vers la fin du Mésozoïque et au début du Tertiaire, et la majorité de ces réserves proviennent du milieu du Crétacé. On notera que cette période ne demeure pas caractérisée par des dislocations continentales, mais par une accélération du rythme d’ouverture océanique et une absence d’inversions magnétiques (Larson, 1979).

Le tertiaire se caractérise par un morcellement de l’architecture du globe, et notamment par une augmentation, aux dépens de leur taille, du nombre de bassins. Ceux–ci réalisent souvent d’excellentes conditions de genèse et de piégeage d’hydrocarbures. L’Eocène et le Miocène apparaissent comme des périodes particulièrement favorables.

En prenant pour base l’analyse des champs d’huile et de gaz du monde, différentes présentations peuvent illustrer cette répartition (Halbouty, 1970).

La distribution des découvertes d’huile des champs géants, qui monte à environ 100 Gt, montre la prédominance du crétacé, dont les réservoirs concentrent plus du tiers de l’ensemble en débit d’une perte des gisements d’Iran au profit du Tertiaire, un second pic au Néocène avec 16Gt, puis viennent ensuite le paléogène 8Gt et le Dévonien 8Gt.

Le paysage est sensiblement différent en ce qui concerne le gaz. Le Crétacé y occupe toujours une position prépondérante avec un peu plus de 50% des découvertes cumulées, en raison de la richesse de la Sibérie occidentale ; vient ensuite le permien, avec environ 7,5Tm3, soit près du quart de mer du nord, Etats – Unis, Moyen – Orient, U.R.S.S.

II.1.3. Paramètres hydrogéologiques

Les conditions hydrogéologiques, et notamment hydrodynamiques, qui régissent pour une large part les milieux de dépôt et les paléogéographies, influencent profondément les caractéristique d’une province pétrolifère.

II.1.4. Paramètres géothermiques

Les conditions géothermiques gouvernent la formation et la conservation des hydrocarbures ; les migrations peuventmodifier, parfois sensiblement, cette logique géothermique mais ne la défigurent jamais complètement. Si l’on retrouve des bruts migrants et en quelque sorte allochtones au-dessusdu toit de la fenêtre à huile, il fautbien noter, dans la majorité des cas, une harmonie certaine entre les positions respectives de celle-ci et des gisements.

Dans la province de l’Albertapar exemple, 88% des découvertes d’huile se trouvent dans des séries sédimentaires comprises entre des PR de 0,5 à 0,9%, correspondant approximativement à des paléotempératures de 68 à 166°C. Et aucune huile n’a été rencontrée dans des terrains présentant des PR supérieurs à 1,3%, soit des températures de l’ordre de 140°C (Haquebard, 1977).

Dans la provincecôtière de la gulfcoast, la majorité des gisements se rencontrent au toit des argiles sous-compactées, au voisinage de l’isotherme 120°C

II.1.5. Paramètres structuraux

Les provinces situées en domaines d’orogène, souvent en bordures de plaques, toujours dans des zones de faiblesse de l’écorce, se caractérisent par une grande instabilité tectonique, forte subsidence et architecture souvent complexe. Elles présentent, au – delà de leur diversité, un certain nombre de caractéristiques communes.

Sur le plan structural, elles sont remarquables le plus souvent par la présence de failles et de plissements à l’origine de nombreux et vastes pièges, mais aussi de dismigrations,

Sur le plan sédimentaire, ces provinces souvent qualifiées de moniles, sont caractérisées par des séries puissantes, fréquemment de type progradant, riches en variations de faciès et d’épaisseur, suivant le type et le rythme de sédimentation, des couches sous – compactées pourront se développer et donner naissance à une tectonique synsédimentaire active. (Perrodon, 1980)

Sur le plan pétrolier, le volume sédimentaire, l’importance des variations de faciès, des phénomènes de compaction et de catagènese, aissi que la fréquence des déformations structurales, constituent autant de facteurs de richesses dans un contexte d’habitat le plus souvent dispersé.

Ces provinces sont principalement d’âge mésozoïque, les champs appartenant à des zones d’orogène étant en effet détruits relativement rapidement ; elles renfermeraient environ la moitié des réserves mondiales d’hydrocarbures (Klemme, 1971).

On peut les subdiviser en trois groupes principaux, suivant leur contexte géodynamique et dans un ordre de complexité croissante :

- des provinces de types intra montagneux ou bassins d’effondrement post – orogéniques, souvent en position transgresse ou oblique par rapport aux directions structurales antérieures, caractérisés par une prédominance de mouvements verticaux et faisantainsi transition avec les provinces de la famille précédente ; exemple bassin de vienne ;

- des provinces sur les décrochements associés au mouvement de cisaillement ;

Dans la réalité, les termes de transition entre ces différentes familles sont nombreux et ces classifications souvent discutables.

II.2. Paramètres d’ordre géographique

Les sédiments contenant de la matière organique (matière première du pétrole) et les roches réservoirs (calcaires récifaux, grès, etc.) sont distribués à la surface du globe en fonction des reliefs et des climats qui régnaient à l’époque où ils se sont déposés.

Les fossiles contenus dans les roches sédimentaires renseignent sur le milieu dans lequel ils se sont accumulés : les êtres-vivants sont en effet, très sensibles à une multitude de facteurs, caractéristique de l’environnement (Perrodon, 1985).

II.2.1. Relief

L’influence de la force de pesanteur, responsable des courants qui entrainent tant sur les continents (fleuves, rivières, torrents) que sous les mers.

Que sous les mers (glissements sous-marins, les débits, contribuent à déterminer le tonnage de matériaux transportés, la taille des particules, leur classement, etc.).

L’irrégularité des reliefs à la surface du globe a pour conséquence un transport général des matière des zones hautes ,montagneuses, vers les zones basses (plaines d’alluvionnement ,dépression intra montagneuses, dépressions, océanique, et les produits de démantèlement qui résultent de l’érosionpurement physique ou de l’altération chimique sont transportés soit sous forme de solide (galets, graviers, sables etc.), soit sous forme dissoute (carbonates, sels, etc.) et viennent suivant leurs états, se déposer ou précipiter dans les dépressions où ils s’accumulent de façon préférentielle. Ces zones basses continentales, lacustres et plus souvent sous marines, où les dépôts s’accumulent et où de ce fait leur épaisseur est maximale, constituentles bassins sédimentaires ; les facteurs qui contrôlent la nature et la distribution des produits d’accumulation sont très nombreux et la variété des dépôts est grande ; leur répartition dans un bassin est importante à connaitre car les qualités d’un réservoir, d’une roche-mère d’hydrocarbures dépend d’abord de sa nature.

Bien que les facteurs soient nombreux et interdépendants, leur répartition considérée à l’échelle du globe est liée au climat et au relief.

II.2.2. Le climat

Celui-ci joue un rôle prépondérant à tous les stades de l’histoiredu sédiment :

La température, la pluviométrie, les vents, les courants contrôlent le démantèlement tant physique que chimiques des reliefs ;

la pluviométrie qui détermine le régime hydrographique des fleuves agit sur la quantité de matériaux transportés ;

le vent, l’état hygrométrique de l’air, la température, la pluviométrie qui agissent sur l’évaporation, interviennent en contrôlant la concentration des substances solubles (conditionnement), la précipitation d’un grand nombre de minéraux.

Pour ces raisons, la sédimentation est contrôlée par la latitude, aussi bien au stade de l’altération, de l’érosion (cuirasses latéritiques des pays tropicaux, formations glaciaires des zones polaires, etc.), du transport, (éolisation des zones tropicales arides, transport par les glaciers. Etc.) des dépôts (dépôts siliceux vers les pôles, dépôts calcaires vers l’équateur, etc.) ; les cartes de répartition actuelle des sédiments tant sous les océans que sur les continents, dans la mesure où les irrégularités du relief ne sont pas trop accentuées.

Au cours des temps géologiques, de nombreuses chaînes de montagnes se sont formées et ont disparu, et il est bien évident que la répartition des sédiments à une époque donnée ne se comprend qu’à partir de la connaissance des formes des reliefs de cette époque, de la sédimentologie, dans l’interprétation qu’il donne de la configuration des dépôts à une période.

CONCLUSION

A l’issue de ce travail, les points essentiels ci-après sont à retenir :

Un gisement de pétrole requiert des conditions géologiques particulières comme une roche réservoir poreuse surmontée d’une roche imperméable. Les hydrocarbures sont des molécules organiques issus d’une biomasse, c.à.d. de la transformation de la matière organique formée en grande quantité par le plancton et piégé dans les sédiments . Au cours de l’enfouissement, favorisé par l’enfoncement du bassin sédimentaire par subsidence, la matière organique s’échappe à l’action des décomposeurs et aboutit à la formation du pétrole.

Les gisements de pétroles sont très inégalement répartis à travers le globe, cette disparité tient à de paramètres d’ordre géologiques (sédimentologie, stratigraphie etc.…), géographiques (climat, relief, type de, etc.…).

A l’heure actuelle, le pétrole appelé aussi l’Or noir ; reste le produit le plus important de la planète, qui trouve son utilité dans toute sorte des produits allant des ceux hygiéniques, pharmaceutiques, produits alimentaires et à la production du carburant.

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