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UNIVERSITE DE KINSHASA
FACULTE DE PETROLE - GAZ ET ENERGIES
RENOUVELABLES
DEPARTEMENT DES SCIENCES DE BASE
B.P. 190 KINSHASA XI
Exploration et exploitation pétrolières
dans les Formations précambriennes
Par
MUZALIA MBALE Moïse
G2 Pétrole et Gaz
Travail Pratique élaboré dans le cadre du cours
d'Initiation à la Rédaction Scientifique
Professeur : KABAMBA BALUDIKAY
16 Octobre 2021
1
INTRODUCTION
Le pétrole est un combustible fossile, principalement
constitué des éléments carbone et hydrogène. Il
s'est formé il y a plusieurs millions d'années sous des processus
physiques, chimiques et biologiques traduits par la transformation de la
matière organique (constituée des résidus d'organismes
vivants).
De nos jours, l'utilisation de l'or noir est
diversifiée, multisectorielle (utilisé dans l'automobile,
l'industrie textile, l'aéronautique, la pharmacie ...) et permanente.
Cependant, il n'est pas utilisé à l'état brut. En effet,
plusieurs étapes précèdent l'utilisation du pétrole
qui s'est formé en profondeur. Ces étapes, depuis la recherche
des gisements jusqu'à l'approvisionnement du consommateur final
constituent les maillons de la chaine pétrolière.
Tout commence par l'exploration pétrolière (qui
consiste à la recherche des gisements de pétrole). Lors de cette
étape, l'attention sera uniquement figée sur les régions
pétrolifères c'est-à-dire celles qui présentent des
caractéristiques favorables à la formation du pétrole. En
effet, plusieurs conditions doivent être réunies pour aboutir
à la formation du pétrole et pouvant être
résumées en étapes suivantes :
- Dépôt des micro-organismes marins (les
planctons essentiellement, constituant la matière organique) au fond des
océans suivi de leur recouvrement par des particules fines et
imperméables (sédiments).
- Décomposition de la matière organique par des
bactéries anaérobies.
- Subsidence c'est-à-dire l'enfouissement progressif
provoqué par le tassement et la solidification des couches de
sédimentation.
- Réactions chimiques et biologiques sous l'effet de la
température et de la pression aboutissant à la formation du
pétrole.
La roche dans laquelle s'est formé le pétrole
est la roche mère. Sous l'effet de la pression, le pétrole
formé migre vers une roche poreuse et perméable : la roche
réservoir. Et enfin l'accumulation du pétrole s'effectue
grâce à une couverture imperméable ainsi qu'un piège
qui limite sa dispersion. L'établissement de cette structure constitue
le système pétrolier.
La mise en place de ce dernier nécessite une
très longue période allant jusqu'à plusieurs centaines de
millions d'années. Ainsi, vu la difficulté, par rapport à
l'échelle du temps humain, à situer dans le temps certains
événements géologiques, on se sert d'une échelle de
temps géologique constituée de plusieurs subdivisions (en ordre,
des plus grandes aux plus petites, on distingue : les éons, les
ères, les périodes, les époques, les étages).
Le Précambrien est une subdivision qui a
commencé depuis la formation de la Terre (il y a 4,567 milliards
d'années) et qui a duré 4,059 milliards d'années.
Déjà à l'époque, certains microorganismes se
développaient. La géochimie isotopique du carbone et du soufre a
en effet montré que la matière organique était liée
aux cyanobactéries (Préat, 2015). Mais les
événements qui ont suivi, ont-ils permis l'établissement
des systèmes pétroliers pendant le Précambrien ? Si oui,
dans quelles formations et comment se dérouleraient leur exploitation ?
Si non, quels sont les événements qui se seraient
déroulés après la mise en place de la matière
organique pendant le Précambrien ? Telles sont les questions auxquelles
nous essayerons de répondre dans la suite.
2
I. L'EXPLORATION PETROLIERE
Autrement appelée prospection pétrolière,
c'est la toute première étape sur la chaine
pétrolière. Elle peut s'effectuer en mer (exploration offshore)
ou sur la terre ferme (exploration onshore). L'exploration consiste à la
recherche des hydrocarbures dans le sous-sol. Elle se déroule en
plusieurs étapes :
a. Identification d'indices de surface :
Les indices de surface sont des traces d'hydrocarbures
à la surface du sol. En effet, lors de la migration secondaire,
c'est-à-dire l'expulsion (le déplacement) du pétrole de la
roche mère vers la roche réservoir, n'ayant rencontré
aucune roche couverture pour permettre son accumulation, le pétrole a
continué son ascension jusqu'en surface ; c'est la dysmigration. Ce
phénomène est éventuellement rencontré lors de
l'exploration pétrolière.
b. Etude géologique :
Elle concerne surtout les zones dont certaines données
importantes sur leurs potentiels pétroliers sont déjà
disponibles. Selon Al-Kasim (2020), l'étude géologique consistera
donc à collecter ces données et à les analyser afin de
définir le programme de la compagnie exploratrice.
c. Levers magnétique et gravimétrique
:
En se basant sur les mesures du champ magnétique et de
la résistivité électrique, le lever magnétique
permet d'évaluer et de cartographier les caractéristiques ou les
anomalies (failles, plis, anticlinaux, ...) dans les formations rocheuses en
place, tandis que le lever gravimétrique qui consiste à mesurer
le champ de gravitation dans la région, permet de déterminer la
densité de la roche et éventuellement, de déceler les
cavités enterrées.
d. Le lever sismique : Application de la
géophysique
Les levers magnétique et gravimétrique ne
donnant pas d'images détaillées des formations (invisibles) du
sous-sol, on recourt à la sismique afin d'établir
l'échographie du sous-sol. Les éléments les plus
intéressants (pistes) feront l'objet d'études sismiques plus
détaillées. Ces travaux sont basés sur un principe : le
temps mis par une onde sonore pour traverser des couches rocheuses de
densité variable dans le sous-sol et de se réfléchir
à la surface. En utilisant le temps de réflexion et la vitesse du
son, on peut calculer la profondeur des couches et les cartographier pour
établir un profil du sous-sol (Al-Kasim, 2020).
e. Le forage
C'est l'étape ultime de l'exploration
pétrolière. Il est effectué pour confirmer ou non la
présence des hydrocarbures dans les formations ayant donné des
résultats intéressants lors des étapes
précédentes de la prospection.
3
II. L'EXPLOITATION PETROLIERE
Après confirmation de la présence des
hydrocarbures par les étapes de l'exploration, sur base des
résultats obtenus et des moyens techniques et économiques
disponibles, l'on décidera de passer ou non à l'exploitation
pétrolière. Cette dernière consiste à l'extraction
du pétrole du sous-sol vers la surface grâce à un ensemble
d'équipements de fond et de surface : c'est la production
pétrolière. En fonction de la qualité des hydrocarbures
extraits, on distingue :
a. L'exploitation conventionnelle
Elle concerne le pétrole conventionnel
c'est-à-dire celui qui est facilement extrait du gisement, dans des
conditions techniques et économiques modernes.
b. L'exploitation non conventionnelle :
Contrairement à l'exploitation conventionnelle,
celle-ci nécessite la mise en place des techniques spécifiques
nécessitant des coûts élevés et pouvant avoir des
répercussions sur l'environnement.
Figure 1. Les pétroles
conventionnels et non conventionnels.
Sur la figure ci-haut, la partie supérieure jaune du
triangle représente le pétrole conventionnel stocké dans
des réservoirs faciles à développer. Juste en dessous, en
orange sont représentés les hydrocarbures non conventionnels
(pétroles des réservoirs compacts, pétroles visqueux et
sables bitumineux) piégés dans de mauvais réservoirs. Et
enfin, la partie basse, en rouge, représente les hydrocarbures non
conventionnels piégés dans la roche mère comme les
schistes bitumineux dans lesquels la matière organique n'a pas
été suffisamment transformée pour générer
les hydrocarbures, ou encore les pétroles de schiste, non
expulsés de la roche mère (Mobilisation environnement
Ahuntsic-Cartierville, 2021).
4
III. LE PRECAMBRIEN
Le Précambrien est une subdivision (plus grande qu'un
éon) sur l'échelle des temps géologiques qui a
commencé depuis la formation de la Terre (il y a 4,567 milliards
d'années) jusqu'au début de l'éon
Phanérozoïque (correspondant au début du Cambrien, il y a
541 millions d'années). Il est subdivisé en Hadéen,
Archéen et Protérozoïque. La limite
Hadéen/Archéen est fixée à 4 milliards
d'années sur l'échelle des temps géologiques, la limite
Archéen/Protérozoïque à 2,5 milliards d'années
(Gradstein et al., 2012, cité dans Préat, 2018,
p.5). Le Précambrien représente ainsi le
8/9ème de l'ensemble des temps géologiques.
a. La matière organique au
Précambrien
En milieu pré-oxygénique (avant la formation de
l'Oxygène), l'atmosphère et les océans, réducteurs,
constituaient de bons environnements pour les réactions organiques
prébiotiques (précédant l'apparition des organismes
vivants). Ces réactions prébiotiques, conduisant à la
formation des molécules non oxydées, ont fourni des
éléments important lors des études ayant permis
d'établir l'origine de la vie.
Cette dernière était déjà
présente il y a 3,5 milliards d'années sous forme de structures
microfossiles mises en évidence à Pilbara, en Australie
(Derenne et al., 2008 ;Wacey et al., 2011, cités dans Préat,
2018) et à Barbeton, il y a 3,2 milliards d'années en
Afrique du Sud (Brooks & Shaw, 1971 ;Knoll, 2003, cités dans
Préat, 2018), dans les stromalithes.
La certitude qu'il s'agit bel et bien de microorganismes
existant déjà au Précambrien a fait l'objet de nombreuses
recherches et discussions, les indices trouvées (fractionnements
isotopiques, traces carbonées, biomarqueurs, etc.) faisant l'objet
d'interprétations multiples, suite au métamorphisme que la
plupart des roches étudiées ont presque toujours subi, de
manière plus ou moins intense (Knoll, 2003, cité dans
Préat, 2018).
Néanmoins, plusieurs études ont mis en
évidence l'existence des microorganismes depuis le Précambrien,
l'eau nécessaire à leur développement, étant
déjà présente (il y a 4,4 milliards d'années) ; ce
qui donne une image des microorganismes en milieu marin, un fait primordial
pour la constitution de la matière organique.
Quant à la constitution d'un système
pétrolier, elle dépend des événements
géologiques, favorables ou non (selon le cas), ayant
succédé à la mise en place de la matière organique
notamment l'établissement (cas favorable) d'une structure ayant permis
une accumulation des hydrocarbures ou sinon (cas défavorable), la
formation d'un pétrole non conventionnel.
b. Répartition des roches mères
d'hydrocarbures précambriennes
5
Figure 2. Répartition des
roches mères d'hydrocarbures précambriennes et échelle
stratigraphique du Précambrien (Craig et al., 2012, figure 1)
La figure ci-dessus représente la répartition
à la surface du globe de différentes roches mères
d'hydrocarbures formées au Précambrien ainsi que deux
échelles stratigraphiques de ce dernier, celle de droite étant
à l'étude et contenant des éventuels changements (Ogg
et al., 2008, cités dans Craig et al., 2012). Rappelons que suite
à certains événements géologiques précis
(tel que le métamorphisme) qui les ont affectées, la plupart de
ces formations n'ont pas gardé les mêmes caractéristiques
au fil des époques. Selon Craig et al. (2012), voici la localisation de
ces roches, reparties suivant les ères (voir également la
dernière figure) :
- Dans l'Archéen : a. craton du
Pilbara, dans la région du mont Grant, dans les formations de
Tumbania, en Australie occidentale; b. supergroupe du
Swaziland et c. formations Ntombe, en Afrique du Sud.
6
- Au Paléoprotérozoïque :
a. formations du Zaonezhskaya supérieur, Nord-Ouest de la Russie ; b.
groupe du Mugford, au Nord du Labrador; c. formations de Tyler, au Nord du
Michigan; d. formations de Foslev, au Sud-Ouest du Groenland; e. Gabon; f.
Ontario, au Canada; g. Région des grands lacs, au centre de
l'Amérique du Nord; h. groupe du Changcheng, en Chine du Nord ; i.
formations de Stirling Range, en Australie occidentale ; j. Dolomie du Duck
Creek, au Sud-Ouest du Pilbara, en Australie.
- Au Mésoprotérozoïque :
a. formations de Velkerri, en Australie ; b. groupe de Bangemall, en Australie
; c. plate-forme sibérienne, en Russie ; d. groupe Atar, dans le bassin
de Taoudenni, en Afrique de l'Ouest; e. calcaire de Sirban, en Inde; f. bassin
de Vindhyan ; g. bassin de Chattisgarh; h. bassin de Cuddapah.
- Néoprotérozoïque : a.
dolomie de Beck Spring, en Californie du Sud; b. Bassin de Tindouf, au Maroc ;
c. formations de Pertatataka, dans le bassin d'Amadeus ; d. groupe Ungoolya, en
Australie ; e. formations de Doushantuo et Dengying, au Sud de la Chine; f.
formations de Vacheda, Europe de l'Est ; g. groupe Chuar, en Arizona, aux
États-Unis; h. plate-forme Est Svalbard, à l'Est du Groenland ;
i. chert de Bitter Springs, en Australie ; j. groupe Tindir, en Alaska ; k.
groupe Vazante, au Brésil ; l. superbassin du Centralian, en Australie;
m. formations de Tapley Hill, en Australie; n. région du Katanga, en RDC
; o. bassin de sel du sud d'Oman ; p. chaine des Gammon, Sud de l'Australie ;
q. monts Makenzie, au Canada ; r. bassin de la Nyanga-Niari, au Sud du Gabon ;
s. supergroupe de Marwar, en Inde ; t. formations de sel du Pakistan; u.
supergroupe de Huqf, en Oman ; v. dépôts glaciaires, en
Namibie.
IV. QUELQUES CAS D'EXPLORATION ET D'EXPLOITATION
PETROLIERES
a. Dans les formations archéennes
Il existe des preuves convaincantes que certaines roches
archéennes ont été suffisamment riches en matières
organiques pour avoir généré et expulsé des
hydrocarbures au cours de leur histoire ultérieure (Buick et al.,
1998, cité dans Craig et al., 2012).
Bien que rares, certaines formations de schiste noir, riches
en matière organique existent. Il est vrai que jusque-là, il n'y
a pas assez de données concrètes pour affirmer si les
hydrocarbures expulsés des roches mères archéennes,
accumulés dans les réservoirs et qui ont été
conservés assez longtemps représentent des quantités
économiquement rentables.
Les hydrocarbures générés pendant
l'Archéen sont rares et présents sous forme de nodules de
pyrobitume inclus dans certaines roches archéennes plus ou moins
déformées (Peters et al., 2005, cité dans Craig,
2012)
b. Dans les formations du
Paléoprotérozoïque : cas de la formation de Zaonezhskaya
(Russie)
Cette formation disposait d'un potentiel d'environ 500
milliards de barils (dont 5 milliards seraient récupérables dans
les conditions techniques actuelles). Epaisse de 800 m, elle présente
des teneurs en carbone de 25 % en moyenne, repartis dans neuf niveaux
déposés dans un lagon d'eau saumâtre limité par des
volcans fournissant des nutriments nécessaires à la croissance
des microorganismes (cyanoactéries).
Ces derniers ont constitué une matière organique
qui par la subsidence (entre 1 et 1,4 Km) et la mise en place des roches
magmatiques, était réchauffée. Après le
dépôt des neufs niveaux de la formation de Zaonezhskaya, les
hydrocarbures formés y migrèrent au travers d'un système
de failles et s'y déposèrent sous forme de gouttelettes devenues
des pyrobitumes (pétrole non conventionnel).
La quantité restante des hydrocarbures en migration,
n'ayant pas trouvé de couverture, migrèrent jusqu'en surface, au
fonds d'un bassin lacustre où ils furent oxydés
(détruits). Les pyrobitumes imprégnèrent ensuite les
sédiments lacustres où ils furent érodés et
redéposés ailleurs ; ce qui permettra une plus grande
dispersion.
Il se passa près de 100 millions d'années depuis
le dépôt de la matière organique jusqu'au tout dernier
remaniement des pyrobitumes. La matière organique ainsi
transformée fut ultérieurement métamorphisée suite
à la tectonique, sous des températures allant jusqu'à
350°C, donnant ainsi naissance à un minéral formé de
carbone amorphe pur ; la shungite (Préat, 2015).
Figure 3. Exploitation de la
shungite dans la mine de Zazhoginsky, en Russie (Bio Mineral Energy,
2017)
7
L'exploitation de ce dernier se fait à ciel
ouvert.
c. 
8
Dans les formations du
Mésoprotérozoïque : dans le bassin du Taoudenni (Afrique de
l'Ouest)
Ce bassin recouvre une bonne part du craton d'Afrique de
l'Ouest, de la Mauritanie et du Mali. Vers les années 1980, certains
forages ont révélé la présence du pétrole
dans les couches du Précambrien, du Silurien et de la fin du
Dévonien (Wikipédia, 2021).
Figure 4. Forages d'exploration
dans le bassin du Taoudenni
Sur la figure ci-haut, les deux forages ayant atteint les
formations précambriennes du groupe d'Atar sont ;
- ABOLAG-1 (le premier à gauche) : le
réservoir (situé entre 2523 m et 2536 m) contient uniquement du
gaz (condensat et méthane).
- YARBA-1 (le premier, à droite) :
Des indications de gaz ont encore une fois été
enregistrées.
Néanmoins, des puits peu profond forés le long
de la marge Nord du bassin en Mauritanie ont enregistré des taches et
des imprégnations d'huile dans le groupe d'Atar (Mohamed,
2019).
d. Dans les formations du
Néoprotérozoïque : cas du groupe de Chuar (Arizona,
Etats-Unis)
Le groupe de Chuar est composé des strates d'argilite,
de grès et de dolomie. L'intérêt pétrolier que
présente cette zone avait conduit à une prospection
pétrolière vers les années 1990. Cinq forages
d'exploration avaient été effectués, mais n'avaient pas
fourni des données intéressantes quant à la
délimitation du réservoir.
Le système pétrolier du Chuar a
été réexaminé en 2011 dans le cadre de
l'évaluation des ressources du bassin du Paradoxe par l'US Geological
Survey ; des indices d'huile ont été enregistrés dans la
couche gréseuse de Tapeats.
Lors de l'exploration, deux cas avaient été
remarqués ; dans le premier la roche mère provenait du groupe
Chuar et le grès de Tapeats constituait le réservoir de
pétrole (conventionnel) tandis que dans le second, il s'agissait d'un
pétrole de schiste (non conventionnel), emprisonné dans le Chuar.
Mais lors de l'évaluation du premier cas, les résultats avaient
été décevants et les travaux interrompus. La zone non
conventionnelle n'a pas encore été évaluée mais
reste prometteuse (Lillis, 2016).
CONCLUSION
9
L'existence des microorganismes depuis le Précambrien a
rendu possible la mise en place de la matière organique (surtout
microbienne) au fonds des bassins dont les différentes roches
mères (une quarantaine) sont réparties selon les eons
précambriens (voir figure 2). La géochimie isotopique du carbone
et du soufre a en effet montré que la matière organique
était liée aux cyanobactéries (Préat,
2015).
L'établissement (ou non) d'un système
pétrolier a dépendu des événements
géologiques s'étant déroulés dans une zone ou une
autre. La plupart des bassins (précambriens) ont disparus suite au
recyclage par les processus tectoniques (Préat, 2015).
Toutefois, un bon nombre de roches mères
précambriennes ont pu générer des hydrocarbures (du
pétrole et/ou du gaz) conventionnels faisant l'objet des travaux
d'exploration (cas du bassin de Taoudenni, au Mali, exploré par Baraka
Petroleum, Total S.A, ...), voire même d'exploitation (cas de la
formation de Velkerri en Australie, exploitée par Falcon Oil &
Gas,..).
D'autres roches mères précambriennes, par manque
de réservoir (les hydrocarbures ayant été non
expulsés de la roche mère) ou de couverture (hydrocarbures
expulsés de la roche mère mais détruits en surface, par
dysmigration) ont fourni des pétroles non conventionnels. Ces derniers
peuvent aussi présenter des intérêts économiques
énormes grâce à leurs éventuels potentiels (cas de
la shungite, issue de la formation précambrienne de Zaonezhskaya, en
Russie, exploitée dans la mine de Zazhoginsky).
10
TABLE DES MATIERES ET BIBLIOGRAPHIE
TABLE DES MATIERES
INTRODUCTION 1
I. L'EXPLORATION PETROLIERE 2
a. Identification d'indices de surface : 2
b. Etude géologique : 2
c. Levers magnétique et gravimétrique : 2
d. Le lever sismique : Application de la géophysique 2
e. Le forage 2
II. L'EXPLOITATION PETROLIERE 3
a. L'exploitation conventionnelle 3
b. L'exploitation non conventionnelle : 3
III. LE PRECAMBRIEN 4
a. La matière organique au Précambrien 4
b. Répartition des roches mères d'hydrocarbures
précambriennes 5
IV. QUELQUES CAS D'EXPLORATION ET D'EXPLOITATION PETROLIERES 6
a. Dans les formations archéennes 6
b. Dans les formations du Paléoprotérozoïque
: cas de la formation de Zaonezhskaya (Russie) 7
c. Dans les formations du Mésoprotérozoïque :
dans le bassin du Taoudenni (Afrique de l'Ouest) 8
d. Dans les formations du Néoprotérozoïque :
cas du groupe de Chuar (Arizona, Etats-Unis) 8
CONCLUSION 9
TABLE DES MATIERES ET BIBLIOGRAPHIE 10
BIBLIOGRAPHIE
? Articles et exposés (écrits)
Al-Kasim F. (2020). Fundamentals in Exploration [Rapport].
Tunisie : Word Bank group.
Craig J. (2012). The Paleobiology and geochemistry of Precambrian
hydrocarbon source rocks : Marine and Petroleum Geology [Article].
Mohamed A (2017). Potentiel Pétrolier [Exposé].
République du Mali : Ministère des mines.
Préat A. (2015). Gisements supergéants disparus :
pétrole du Précambrien [Article]. Bruxelles : Université
Libre de Bruxelles, Faculté de Géologie.
Préat A. (2018). Le Précambrien : les
bactéries, la tectonique des plaques et l'oxygène [Article].
Bruxelles : Université Libre de Bruxelles, Faculté de
Géologie.
? Sites internet
Bio Mineral Energy (2017). La pierre de Shungite, une roche
contre les ondes consulté le 14 Octobre 2021 sur
https://www.biomineralenergy.fr/blog/pierre-de-shungite-roche-contres-ondes
Mobilisation environnement Ahuntsic-Cartierville (2021).
Différence entre les hydrocarbures conventionnels et non conventionnels
consulté le 13 Octobre 2021 sur
https://comitemeac.com/dossiers-2/dossiers/capsules-energetiques-introduction/quelle-est-la-différence-entre-les-hydrocarbures-conventionnels-et-non-conventionnels-?
Wikipédia (2021). Bassin de Taoudenni consulté le
15 Octobre 2021 sur
https://fr.m.wikipédia.org/wiki/Bassin
de Taoudeni
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