Géologie du Pétrole

1. Définition

• Géologie du pétrole : étude des hydrocarbures naturels (gaz, liquide, solide) présents dans des formations géologiques.
• Pétrole : liquide naturel, huile minérale composée majoritairement d’hydrocarbures (C et H), piégés dans des roches spécifiques.
• Origine du mot : grec petra (roche) + latin oleum (huile).
• Utilisation : source d’énergie (carburants liquides) et matière première de la pétrochimie (plastiques, textiles, lubrifiants, etc.).
• Le pétrole en gisement est souvent associé à des gaz légers et des impuretés (CO₂, H₂S, eau, métaux).

a) Matière organique sédimentaire

• Constituée principalement de protides, lipides, glucides, lignine.
• 99% du carbone est recyclé dans les chaînes alimentaires, 1% est incorporé dans les sédiments.

b) Système pétrolier

• Ensemble formé par un bassin sédimentaire contenant :
  • Éléments : roche mère, roche réservoir, roche couverture, pièges.
  • Processus : génération, migration, accumulation, préservation du pétrole et gaz.
• Les pièges doivent précéder l’expulsion et la migration du pétrole.
• Sans piège, le pétrole remonte à la surface, s’altère en bitume solide, et les gaz s’échappent dans l’atmosphère.

2. Notions de base de la chimie et de la physique du pétrole

a) Chimie du pétrole

• Le pétrole est un mélange complexe d’hydrocarbures (C et H) avec traces d’azote, oxygène, soufre.
• Trois grandes classes d’hydrocarbures :

• Hydrocarbures saturés : stables, moins réactifs.
• Hydrocarbures insaturés : plus réactifs, se décomposent plus facilement sous chaleur.
• Isomères : même formule brute, structures différentes, propriétés chimiques différentes.

b) Physique du pétrole

• Le pétrole brut est un liquide foncé, visqueux, dont la viscosité dépend de la température, de la quantité de gaz dissous et du nombre de carbones.
• Viscosité diminue avec l’augmentation de la température et du gaz dissous, augmente avec la densité et le nombre de carbones.
• Densité exprimée en degrés API (USA) ou Baumé (Europe) :

• Plus API/Baumé est élevé, plus le pétrole est léger.

• Viscosité mesurée en poises ou centipoises.

• Solubilité : hydrocarbures peu solubles dans l’eau, solubilité inversement proportionnelle au nombre de carbones.

• Fluorescence : pétrole brut fluoresce jaune à marron sous UV, produits raffinés bleu à vert.

• Kérogène : matière organique insoluble dans solvants, intermédiaire entre pétrole et charbon, précurseur du pétrole.

c) Unités de mesure

• Volume de pétrole mesuré en barils (bbls) : 1 baril = 42 gallons = 158,987 litres.
• Réserves mondiales en millions (Mbbls) ou milliards (Gbbls) de barils.
• Exemple : champ de Ghawar contient ~70 Gbbls extractibles.

3. Origine du pétrole

• Pétrole et gaz découverts dans terrains du début de l’ère Iaire à milieu de l’ère IIIaire.

• Gisement : accumulation de HC dans les pores de roches (sables, calcaires, grès) sous pression (jusqu’à 175 kg/cm²) et température (jusqu’à 150°C).

• Pétrole piégé sous une couverture imperméable formant un piège, souvent surmonté d’une couche de gaz et d’une couche d’eau salée.

• Épaisseur des couches sédimentaires explorées jusqu’à 15 000 m, puits productifs rarement au-delà de 7 000 m.

• Réserves prouvées : quantités extraites de façon rentable avec techniques actuelles.

• Origine controversée : pétrole formé dans des roches mères (argiles fines riches en matière organique) puis migre vers roches réservoirs.

• Matière organique enterrée subit diagénèse, formant un protopétrole (kérogène modifié biologiquement et thermiquement).

• Milieux oxydants défavorables à la conservation de la matière organique.

• Matière organique végétale → huiles paraffiniques ; animale → huiles non paraffiniques.

• Température joue un rôle clé dans la formation d’huile ou de gaz.

4. Recherche pétrolière

• Objectifs : comprendre formation et localisation des gisements.
• Méthodes principales :
  • Paléontologie : étude de la matière organique et fossiles.
  • Stratigraphie : identification des couches rocheuses et pièges.
  • Géophysique : diagraphie, sismique pour détecter HC.
  • Géochimie : analyse chimique des hydrocarbures.
  • Sédimentologie : étude lithologique et pétrographique des sédiments.

5. Enjeux du pétrole

• Le pétrole est la première source d’énergie mondiale (~40% de la production).
• Les tensions géopolitiques sont fortes dans les régions productrices (Moyen-Orient, Afrique, Asie centrale, Amérique latine).
• Demande croissante des pays émergents (Chine, Inde) pousse les prix à la hausse.
• Développement de sources alternatives et préparation à l’après-pétrole dans les pays développés.

Le pétrole est une ressource stratégique majeure, dont la formation, la localisation et l’exploitation sont au cœur de la géologie et de la géopolitique mondiale.

1. Généralités

• Les hydrocarbures se forment à partir de la matière organique (plantes, animaux morts) enfouie dans les sédiments, sur des dizaines de millions d'années.
• Ils sont composés d'atomes de carbone et d'hydrogène.
• À la surface, exposés à l'oxygène, ils sont oxydés et biodégradés par des bactéries aérobies, d'où l'absence de gisements en surface.
• La formation se fait entre 1 000 m et 10 000 m de profondeur, au-delà la température détruit les hydrocarbures (augmentation moyenne de 3 °C/100 m).
• Étapes clés : dépôt de la matière organique → action bactérienne → transformation en hydrocarbures.

2. Processus de décomposition de la matière organique

a) Dépôt de la matière organique

• Origine des hydrocarbures : matière organique accumulée dans les sédiments marins (plancton, débris continentaux).
• Conditions favorables à la préservation :
  • Milieu réducteur (pauvre en oxygène, anaérobie).
  • Milieu calme, confiné et imperméable.
• Matière organique protégée de l'oxydation et des bactéries aérobies.

b) Action des bactéries

• Bactéries anaérobies transforment la matière organique en boues sombres.
• Ces boues durcissent et deviennent la roche-mère, riche en matière organique.
• La roche-mère est la "usine" à hydrocarbures.
• Bactéries anaérobies transforment la matière organique en kérogène (matériau intermédiaire).

c) Transformation de la matière organique

• Enfouissement de la roche-mère entraîne augmentation de température et pression (25 bars/100 m).
• La matière organique perd azote, soufre, phosphore, et se transforme en kérogène par dégradation biochimique.
• Trois phases principales selon la température :

• Fenêtre à huile : zone de profondeur/température où se forme le pétrole (environ 2 000–3 000 m).
• Fenêtre à gaz : zone plus profonde où le gaz est majoritaire (> 3 000 m).
• Au-delà de 4 000 m, hydrocarbures détruits par carbonatation.

3. Formation du méthane

• Méthane biogénique formé dans les couches supérieures (< 1 000 m) par dégradation bactérienne.
• Méthane thermogénique formé par craquage thermique du kérogène en profondeur.

4. Influence de la nature de la matière organique

• La formation du pétrole nécessite environ 60 millions d'années avec une sédimentation moyenne de 50 m/million d'années.
• Le pétrole est une énergie non renouvelable.

5. Conditions nécessaires à la formation d'un gisement

1. Accumulation de matière organique (végétale surtout).
2. Maturation en hydrocarbures (enfouissement, température, pression).
3. Emprisonnement dans une roche-réservoir (migration et piégeage).

6. Origine et composition de la matière organique sédimentaire

• Matière organique synthétisée par organismes autotrophes via le cycle du carbone.

• Cycle du carbone :

  • Sous-cycle biologique (rapide) : fixation du CO₂, recyclage organique, minéralisation.
  • Sous-cycle sédimentaire (lent) : transport, enfouissement, diagenèse, métamorphisme, altération.

• Matière organique sédimentaire = deux fractions :

  • Kérogène : fraction insoluble, structure 3D complexe, 3 types selon origine (terrestre, marine, lacustre).
  • Fraction extractible (lipidique) : soluble, petites molécules libres, importante en géochimie.

7. Évolution chimique de la matière organique

• Principales biomolécules : glucides, protéines, lipides.
• Après mort, transport vers bassins sédimentaires, transformation partielle en CO₂.
• Trois stades d'évolution selon stress thermique :

• Diagenèse : intense activité bactérienne, dégradation des biomolécules, polymérisation en géopolymères (kérogène).
• Catagenèse : instabilité thermique, rupture des liaisons C-C, formation de pétrole et gaz.
• Métagenèse : craquage final, formation de gaz secs.

À retenir : La formation des hydrocarbures résulte de la transformation progressive de la matière organique enfouie dans des conditions anaérobies, sous l'effet combiné de la pression, de la température et de l'action bactérienne, suivant trois phases distinctes (diagenèse, catagenèse, métagenèse) qui déterminent la nature (pétrole ou gaz) et la quantité des hydrocarbures générés.

1. Définition

• Les hydrocarbures se forment principalement en milieu marin dans des roches-mères imprégnées d'eau.
• Plus légers que l'eau, ils migrent vers la surface sous pression hydrostatique, quittant la roche-mère pour des roches poreuses et perméables (roches-réservoirs).
• Ce déplacement lent et continu s'appelle migration, subdivisée en migration primaire (de la roche-mère au réservoir) et migration secondaire (à l'intérieur du réservoir).

2. Roches réservoirs et couvertures

• Absence de roche couverture = hydrocarbures migrent vers la surface → altération et perte.

3. Facteurs de la migration

• La perméabilité des roches contrôle la vitesse de migration.
• Les molécules de gaz migrent plus vite que celles du pétrole (plus petites et mobiles).
• Les hydrocarbures peuvent être freinés par des roches moins perméables mais migrent via failles ou roches plus perméables voisines.
• Pertes de migration : hydrocarbures peuvent se dissoudre dans l'eau ou rester adsorbés sur les grains, réduisant la quantité exploitable.

4. Phases de la migration

a) Migration primaire

• Expulsion des hydrocarbures de la roche-mère vers les roches-réservoirs.
• Due à :
  • Microfissuration de la roche-mère par augmentation du volume des fluides.
  • Pression des sédiments sus-jacents qui expulse l'eau et les hydrocarbures.

b) Migration secondaire

• Déplacement des hydrocarbures dans les roches-réservoirs jusqu'à rencontrer une barrière.
• Séparation des phases selon densité sous gravité et hydrodynamisme :

La migration concentre les hydrocarbures dispersés dans la roche-mère en gisements exploitables.

5. Piégeage des hydrocarbures

• Les hydrocarbures migrent rarement là où ils se sont formés.
• Ils s'accumulent dans des réservoirs (roches poreuses et perméables) fermés hermétiquement par des roches couvertures (imperméables).
• Sans piège, hydrocarbures migrent vers la surface et se perdent.

a) Réservoir à hydrocarbure

• Doit être poreux et perméable pour stocker et permettre l'extraction.
• Caractéristiques essentielles : nature lithologique, porosité, contenu en fluide, piège.

b) Roches réservoirs

• 60% des champs pétrolifères mondiaux sont dans des réservoirs détritiques.

c) Nature du fluide dans un réservoir

• Hydrocarbures (pétrole et/ou gaz) + eau résiduelle.
• Pièges peuvent contenir :
  • Pétrole seul
  • Gaz seul
  • Pétrole + gaz (gaz en partie haute)
• Gaz dissous dans pétrole → GPL ; condensats dans gaz → naphta, kérosène.

d) Caractéristiques physiques

• Porosité (Φ) : % de vides dans la roche, exprimée par

  $$\Phi = \frac{V_{\text{vides}}}{V_{\text{total}}} \times 100$$

• Types de porosité :

• Porosité effective : volume des vides remplis par fluide / volume total des vides.

• Perméabilité (K) : capacité à laisser circuler un fluide, dépend de la géométrie et taille des pores, forces capillaires, viscosité, pression.

• Loi de Darcy :

  $$Q = \frac{K \cdot A \cdot \Delta P}{\mu \cdot L} \quad \Rightarrow \quad K = \frac{Q \cdot \mu \cdot L}{A \cdot \Delta P}$$

  avec $Q$ débit, $A$ section, $\Delta P$ différence de pression, $\mu$ viscosité, $L$ longueur.

6. Pièges à hydrocarbures

• Structure géologique (tectonique, stratigraphique ou lithologique) qui retient les hydrocarbures dans un réservoir fermé par une roche imperméable.
• Nécessaire pour accumuler une quantité exploitable.

7. Facteurs limitant les pièges

• Accumulations à moins de 1000 m risquent infiltration d'eau, bactéries et oxygène → dégradation du pétrole en hydrocarbures lourds et solides.
• Au-delà de 1000 m, température > 50 °C, bactéries ne survivent pas → meilleure conservation.
• Mouvements tectoniques peuvent fracturer ou détruire le piège, entraînant des fuites.

8. Types de pièges

a) Pièges structuraux

• Anticlinal : pli en forme de dôme, accumulation dans partie haute.
• Faille : déplacement des couches crée un biseau imperméable bloquant les fluides.

b) Pièges stratigraphiques

• Lentilles de sable dans couches imperméables.
• Biseaux sous discordance angulaire.
• Récifs coralliens scellés par des couches imperméables.

c) Pièges mixtes

• Diapirs de sel remontant et déformant les couches, créant des pièges scellés par le sel imperméable.

9. Roche couverture

• Roche imperméable située au-dessus du réservoir, empêchant la fuite des hydrocarbures.
• Exemples : argiles, évaporites (sel, gypse, anhydrite), carbonates compacts, siltites.
• Indispensable pour former une réserve exploitable.

10. Conditions pour un gisement exploitable

1. Présence d'une roche-mère.
2. Conditions favorables à la transformation de la matière organique en hydrocarbures.
3. Voies de migration vers une roche poreuse et perméable.
4. Piège hermétique formé par une roche couverture.

11. Migration du pétrole

• Migration primaire : expulsion des hydrocarbures de la roche-mère compacte, liée à l'augmentation de pression.
• Migration secondaire : déplacement dans les roches-réservoirs via pores, failles, contrôlé par flottabilité, pression capillaire et hydrodynamisme.
• Distances parcourues : de quelques mètres à plusieurs centaines de kilomètres.
• Hydrocarbures migrent des zones de haute énergie (pression/température) vers des zones de basse énergie.
• Migration non arrêtée → hydrocarbures atteignent surface, dégradés en bitumes (indices de surface).
• Migration arrêtée par roche couverture imperméable (ex : couche de sel).

La migration concentre les hydrocarbures dispersés dans la roche-mère en gisements exploitables, séparant gaz, pétrole et eau selon leur densité dans le réservoir.

1. Présentation géographique et structurale

• La Côte d'Ivoire est composée à 97,5 % d'un socle précambrien (craton Ouest africain) et à 2,5 % d'une couverture sédimentaire du Crétacé à l'actuel.
• Le bassin sédimentaire ivoirien est le plus occidental des bassins côtiers du Golfe de Guinée, situé entre 3°5'W-7°30'W et 5°20'-5°40'N.
• C'est un bassin de type transformante, lié à l'ouverture de l'Atlantique sud au Crétacé inférieur, contrôlé par deux failles majeures ENE-WSW :
  • Faille de Saint Paul (nord), prolongée par la faille des lagunes.
  • Fracture de la Romanche (sud), prolongée au Ghana.
• Le bassin comprend une partie onshore (terrestre) et une partie offshore (immergée).

a) Bassin Onshore

• Étroit, s'étire sur ~360 km d'Ouest (Sassandra) à Est (frontière ivoiro-ghanéenne).
• Superficie : 8000 km², épaisseur des sédiments jusqu'à 35 km.
• Divisé par la faille des lagunes en :
  • Partie Nord (5000 km²) : sédimentation peu épaisse.
  • Partie Sud (3000 km²) : sédimentation très épaisse (> 5000 m).

b) Bassin Offshore

• Large (80-150 km), s'étend de la côte à >3000 m de profondeur.
• Deux marges :
  • Marge de San-Pedro : socle peu profond, plateau continental abrupt.
  • Marge d'Abidjan : socle plus profond, épaisseur sédimentaire croissante vers l'Est.
• La marge d'Abidjan concentre les principales découvertes d'hydrocarbures ivoiriennes.

c) Discordances majeures affectant le bassin

2. Stratigraphie

• Couverture sédimentaire connue de l'Albien (106-100 Ma) au Miocène récent (10-6 Ma).
• Albien : dépôts argilo-gréseux très épais.
• Cénomanien : argilo-carbonatés peu épais, séries sableuses/sablo-argileuses en milieu marin peu profond.
• Post-Cénomaniens : séries argileuses épaisses, dépôts sableux en chenaux sous-marins.

3. Réservoirs du bassin sédimentaire

• Réservoirs généralement gréseux à ciment argileux ou argilo-calcaire.
• Localisés dans les formations de l'Albien au Maastrichtien.

4. Champs et prospects

5. Annexes : Couverture sédimentaire et morphostructure

• La couverture sédimentaire repose en discordance sur le socle précambrien.
• Trois accidents morphologiques majeurs :
  • Fracture océanique Saint-Paul / faille des lagunes (nord).
  • Ride Ghana-Côte d'Ivoire / faille transformante de la Romanche (sud-est).
  • Trou-sans-fonds au large d'Abidjan.
• Le bassin sédimentaire est subdivisé en cinq zones parallèles E-W :
  1. Bordure du socle.
  2. Bordure Nord (Pliocène continental).
  3. Zone des lagunes (grands lacs salés).
  4. Cordon littoral (sable).
  5. Partie marine sud.

a) Bassin émergé (onshore)

• Frange littorale mince d'âge crétacé-tertiaire.
• Deux zones séparées par la faille des lagunes :
  • Nord : faible sédimentation, socle birimien à <300 m.
  • Sud : série sédimentaire épaisse (jusqu'à 10 000 m).
• Dépôts variés : mio-pliocènes (Continental Terminal), anté-holocènes, holocène (cordons sableux).
• Littoral : plateaux à l'ouest, plaines à l'est, séparés par système lagunaire.

b) Bassin immergé (offshore)

• Partie sud, la plus profonde, 22 000 km².
• Deux marges : San-Pédro (socle peu profond) et Abidjan (socle profond, épaisseur sédiments croissante vers l'Est).
• Zone principale des accumulations d'hydrocarbures.

6. Stratigraphie détaillée

7. Morphostructure et tectonique

• La faille des lagunes (pendage sud) divise le bassin en deux compartiments :
  • Nord : épaisseur sédimentaire < 400 m.
  • Sud : épaisseur sédimentaire > 5000 m.
• Directions structurales :
  • Nord des lagunes : S1 (10-30°N), S2 (140-150°N) → héritage du socle précambrien.
  • Sud des lagunes : directions principales 80-90°N et 90-100°N, liées à l'accident des lagunes.
• Failles satellites parallèles et failles transverses (N30°-N40° Est, N170°-N180° Ouest) créent des compartiments en "marches d'escalier" (horsts).
• Réseau de fracturation important autour de N90°-N100°, lié à des accidents tardifs du socle.

À retenir : Le bassin sédimentaire de Côte d'Ivoire est un bassin transformant complexe, subdivisé en deux compartiments par la faille des lagunes, avec une stratigraphie riche du Crétacé au Quaternaire, et des réservoirs majeurs dans les formations de l'Albien au Maastrichtien, concentrant les principales découvertes pétrolières dans la marge d'Abidjan offshore.