Formation du pétrole

Le pétrole est un combustible fossile dont la formation date d’environ 20 à 350 millions d’années. Il provient de la décomposition d’organismes marins (principalement du plancton) accumulés dans des bassins sédimentaires, au fond des océans, des lacs et des deltas.

Le pétrole est constitué d'un mélange d'hydrocarbures (molécules organiques constituées de carbone et d’hydrogène) et d'autres molécules (contenant notamment du soufre, de l'azote et de l'oxygène).

Le pétrole est également appelé « huile » (« oil » en anglais) et « pétrole brut » (« crude oil »), par opposition 

La transformation de la matière organique en pétrole s’échelonne sur des dizaines de millions d’années, en passant par une substance intermédiaire appelée kérogène. Il existe plusieurs types de pétrole brut. Plus un pétrole est visqueux, plus il est dit « lourd » et est difficile à extraire et à traiter. Le pétrole brut est contenu dans une roche-mère compacte et imperméable, mais il peut être expulsé et migrer des formations géologiques particulières, appelées « roches-réservoirs » constituant les gisements pétrolifères « conventionnels » exploités de nos jours. Parmi les différents « pièges à pétrole », le plus courant est le piège anticlinal, structure où les roches ont été plissées en forme de voûte par les mouvements terrestres.

Il y a plusieurs grandes étapes conduisant la formation du pétrole brut exploité par l'Homme.

1. L’accumulation de matière organique dans les sédiments

La matière organique est issue d’êtres vivants (plancton, végétaux, animaux, etc.). Composée pour l'essentiel de carbone, d’hydrogène, d’azote et d’oxygène, elle forme ce que l’on appelle « la biomasse ». Cette biomasse est généralement détruite par des bactéries mais une faible partie (moins de 1%) se dépose au fond de milieux aquatiques.

Dans cet environnement pauvre en oxygène, la matière organique est en partie préservée. Elle se mélange ensuite à des matières minérales (particules d’argiles ou sables fins), créant ainsi des boues de sédimentation. Celles-ci s’accumulent par couches successives sur des dizaines voire des centaines de mètres.

2. La formation du kérogène

Au début de la sédimentation jusqu’à une profondeur d’environ 1 000 mètres sous le plancher océanique, la matière organique contenue dans les boues de sédimentation subit une transformation sous l’action de bactéries anaérobies (vivant en milieu privé d’oxygène).

Elles en extraient l’oxygène et l’azote, aboutissant à la formation de kérogène. Il s’agit d’un composé solide disséminé sous la forme de filets au sein des sédiments, contenant surtout du carbone et de l’hydrogène.

3. La maturation du kérogène en pétrole

Par leurs propres masses et à la suite de leur couverture par de nouveaux dépôts, les couches sédimentaires s’enfoncent naturellement dans la croûte terrestre. Au cours de ce phénomène et au-delà de 1 000 mètres de profondeur sous le plancher océanique, les résidus minéraux des boues de sédimentation se solidifient en une roche relativement imperméable. Appelée « roche-mère », cette formation piège le kérogène.

La roche-mère subit également un enfouissement. Le kérogène est donc soumis à des pressions et des températures géothermiques de plus en plus élevées, augmentant d’environ 3°C tous les 100 mètres. À une température supérieure à 60°C, ce qui correspond à un enfouissement d'environ 1 500 à 2 000 mètres, le kérogène subit un craquage thermique, appelé également « pyrolyse ». Cette transformation chimique élimine l’azote et l’oxygène résiduels pour laisser de l’eau, du CO₂ et des hydrocarbures, molécules exclusivement composées de carbone et d’hydrogène. Le mélange d’hydrocarbures liquides est appelé pétrole brut.

Des hydrocarbures sous forme gazeuse (méthane) sont également générés lors de la transformation du kérogène. La proportion de gaz au sein de la roche-mère s’avère d’autant plus élevée que la durée et la température de transformation du kérogène sont importantes :

• entre 60° et 120°C (entre 2 000 à 3 000 mètres de profondeur), le kérogène produit principalement du pétrole et une faible quantité de gaz ;
   
• à partir de 120°C (soit 3 000 mètres), la production de pétrole à partir du kérogène devient insignifiante. Les hydrocarbures liquides présents dans la roche-mère sont à leur tour transformés en molécules de gaz sous l’effet de la température et de la pression ;
   
• au-delà de 150°C (soit un enfouissement supérieur à 4 000 mètres), il ne se forme plus que du gaz.

Types d'hydrocarbures générés à partir du kérogène en fonction de la profondeur d’enfouissement (©Connaissance des Énergies, d'après le département de géologie de l'université Laval)

Le cas des schistes bitumineux

Lorsque la roche-mère n’est pas suffisamment enfouie, le kérogène qu’elle contient ne subit pas de pyrolyse. Appelé schiste bitumineux, il s’agit d’un combustible fossile arrêté au stade d’« avant-pétrole » dans le processus de maturation du kérogène.

Par un procédé industriel, les schistes bitumineux peuvent être transformés en pétrole en subissant une pyrolyse (à 500°C pour accélérer la maturation du kérogène).

Le pétrole est une matière première facilement exploitable lorsqu’il se concentre dans un réservoir par des phénomènes de migration.

Migration primaire

Le pétrole brut est initialement contenu dans la roche-mère, compacte et imperméable. Par un mécanisme encore mal élucidé (certainement lié à une augmentation de pression dans la roche-mère au cours de son enfouissement)? l’eau, le pétrole et le gaz issus du kérogène peuvent être expulsés de leur formation d’origine, migrant alors éventuellement vers une future roche-réservoir.

Migration secondaire

De faible densité, le pétrole expulsé (mélangé à de l’eau et du gaz dissous) a tendance à remonter jusqu’à la surface de la Terre. Il s’échappe très lentement à travers les couches sédimentaires perméables qui jouxtent la roche-mère :

• en général, la migration secondaire du pétrole n’est pas arrêtée par un obstacle. Le pétrole finit par atteindre les premiers mètres du sol, où il est dégradé en bitumes sous l'action de bactéries. Les combustibles fossiles produits sont alors des pétroles dits « lourds » ou « extra-lourds » et des sables bitumineux. Ils peuvent être utilisés comme des indices de surface pour détecter un bassin sédimentaire susceptible de contenir du pétrole, lors de prospections réalisées par l’industrie pétrolière ;
   
• parfois, la migration du pétrole brut vers la surface est empêchée par une formation géologique imperméable, comme une couche de sel par exemple, appelée « roche-couverture » (également qualifiée de « roche imperméable »). Une accumulation de pétrole associé à de l’eau et du gaz se forme dans la couche perméable sous-jacente créant ainsi une roche-réservoir en dessous de la roche-couverture. Dans ce réservoir poreux, le gaz s’accumule au-dessus du pétrole brut, lequel se retrouve au-dessus de l’eau en raison des densités respectives de ces produits (le gaz naturel est plus léger que le pétrole, lui-même plus léger que l’eau).

Migrations primaire et secondaire du pétrole conduisant à la formation d’un gisement (©Connaissance des Énergies)

Seule une partie du pétrole brut est concentrée dans les roches-réservoirs.

En effet, 10 à 40% des hydrocarbures restent piégés dans la roche-mère, de manière disséminée.  Le pétrole de roche-mère est plus connu sous le nom d’huile de schiste ou de pétrole de schiste. Moins facile à extraire que le pétrole sous forme de gisements, il requiert des techniques d’exploitation particulières comme la fracturation hydraulique (le pétrole exploité est à ce titre souvent qualifié de « non conventionnel »).

L’ensemble roche-réservoir/roche-couverture forme une structure dite de « piège à pétrole ». Plusieurs types de pièges sont décrits, principalement en fonction de la déformation des roches au cours de phénomènes géologiques.

Pièges structuraux

Le plus courant est le piège anticlinal, structure où les roches ont été plissées en forme de voûte par les mouvements terrestres. Pour le géologue, la présence d’un anticlinal est un indice en faveur de la présence de gisements. En effet, environ 80% des gisements de pétrole sont de ce type.

Lors de la création d’une faille, un bloc terrestre peut également glisser vers le haut ou vers le bas au niveau de la cassure. Une couche imperméable peut alors venir obstruer une couche perméable et arrêter le pétrole dans sa migration.

Pièges stratigraphiques

Les dômes de sel (appelés diapirs) sont des masses de sel formées en profondeur qui remontent sous l’effet de la température et de la pression. En s’élevant, elles traversent des couches perméables et subdivisent les réserves de pétrole. En surplombant les roches-réservoirs, les dômes de sel imperméables constituent des roches-couvertures.

Les principaux types de pièges à pétrole (©Connaissance des Énergies)

Les mouvements terrestres sont susceptibles de modifier les gisements formés. Le pétrole peut être enfoui plus profondément : il subit alors à nouveau un craquage thermique et donne alors un gisement de gaz naturel. Les gisements de pétrole peuvent également fuir. Dans cette situation, le pétrole migre vers la surface (on parle alors parfois de « dysmigration ») ou vers un autre piège.

Tout processus de formation est unique : un gisement de pétrole contient un mélange d’hydrocarbures qui le caractérise selon l’histoire géologique de la zone où il s’est développé.

La provenance géographique est donc un des critères de classification du pétrole (Golfe Persique, mer du Nord, Venezuela, Nigéria, etc.). Toutefois, pour établir des comparaisons entre différents sites, d’autres critères existent. Les plus importants sont les mesures de la densité, de la viscosité et de la teneur en soufre du pétrole brut.

Densité du pétrole

La densité d'un pétrole brut est exprimée en degrés « API », (du nom de l’American Petroleum Institute ou API⁽¹⁾ qui a mis en place cette échelle avec le National Institute of Standards and Technology). Elle est mesurée par la formule suivante (en arrondissant la valeur obtenue à l'unité près).

densité API = (141,5 / densité à 60° Fahrenheit) - 131,5

Plus un pétrole brut est léger, plus sa densité est faible et plus son indice API est ainsi élevé.

Un pétrole est généralement qualifié de léger (« light ») si son degré API est supérieur à 30°API (cas du « Brent », brut de référence en mer du Nord), de moyen (« medium ») s'il est compris entre 20° et 30°API, de lourd (« heavy ») entre 10° et 20°API et d'extra lourd (« ultra-heavy ») s'il est inférieur à 10°API (cas du pétrole au Venezuela dans la ceinture de l'Orénoque).

Viscosité du pétrole

Selon la viscosité, quatre types de gisements sont définis (léger, moyen, lourd ou extra-lourd et bitume). Plus le pétrole brut est visqueux, plus il est dit « lourd » :
 

• les gisements de pétrole léger : l’aspect du pétrole brut se rapproche de celui du gazole. Les gisements sahariens présentent cette caractéristique ;
   
• les gisements de pétrole moyen : la viscosité du pétrole brut est intermédiaire entre le pétrole léger et le pétrole lourd. Il s’agit par exemple des gisements du Moyen-Orient ;
   
• les gisements de pétrole lourd ou extra-lourd : le pétrole brut ne coule pratiquement pas à température ambiante. Les gisements d’Amérique du Sud en sont un exemple ;
   
• les gisements de bitume : le pétrole brut est très visqueux voire solide à température ambiante. Les principales réserves de ce type se trouvent au Canada.

Cette propriété est importante pour déterminer la rentabilité de l’exploitation. En effet, un pétrole peu visqueux ou léger est plus facile à extraire et à traiter qu’un pétrole lourd.

Teneur en soufre du pétrole

La teneur en soufre distingue le pétrole brut soit en « doux » (faible teneur en soufre) soit en sulfuré dans le cas contraire. Des gisements de pétrole doux sont notamment trouvés en Afrique, ceux de pétrole sulfuré en Amérique du Nord. 

Cette mesure est utilisée pour la phase de raffinage du pétrole, une faible teneur en soufre la favorisant.