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)
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L'exploitation de ce dernier se fait à ciel
ouvert.
c. 
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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).
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