La Fondation de la géologie pétrolière

Les gisements de pétrole et de gaz les plus productifs du monde ne sont pas des accumulations aléatoires d'hydrocarbures. Elles sont le résultat d'une séquence précise d'événements géologiques qui créent un système pétrolier complet. Un système pétrolier nécessite une roche [ source riche en matière organique, une roche du réservoir[ avec suffisamment de porosité et de perméabilité pour stocker et transmettre des fluides, une roche [ de cap[ (ou de phoque) qui empêche la migration vers le haut, et un trap — une configuration géométrique qui arrête le mouvement des hydrocarbures. L'interaction de ces éléments sur des dizaines à des centaines de millions d'années dicte l'emplacement et la taille des accumulations commerciales.

Bien que la description originale du projet soit exacte, elle omet la distinction critique entre les réservoirs conventionnels et non conventionnels. Les accumulations conventionnelles de pétrole et de gaz se produisent dans des pièges discrets où les hydrocarbures flottants ont migré vers des sommets structuraux ou stratigraphiques. Les ressources non conventionnelles, comme le pétrole de schiste et le gaz serré, restent piégées dans la roche-source à faible perméabilité et nécessitent une stimulation (par exemple, la fracturation hydraulique) pour produire.

Grandes formations géologiques — Une enquête mondiale

Les formations suivantes ont été étudiées et développées de façon approfondie : elles représentent une grande variété d'environnements de dépôt, d'âges et de paramètres tectoniques. Chaque entrée comprend la formation de la localisation géographique, le type de roche dominant, l'âge approximatif et les champs clés qu'elle héberge.

La formation arabe (Ghawar Field, Arabie saoudite)

La formation arabe est une séquence de carbonate du Jurassique tardif qui contient le plus grand champ pétrolier conventionnel du monde, Ghawar. La formation est composée de quatre membres : A à D arabe, le réservoir principal étant le D arabe. Elle est composée de calcaire et de dolomite avec une porosité exceptionnelle (15 à 25%) et une perméabilité (des centaines de millidarines à plusieurs darcies). La formation arabe a été déposée sur une plate-forme de carbonate peu profonde le long de la marge de l'océan Tethys. L'excellente qualité du réservoir résulte d'une combinaison de faciès de grains oolitiques et de dolomitisation ultérieure, ce qui a amélioré la porosité. Au-dessus du réservoir, l'anhydrite Hith forme un phoque régional étendu. Ghawar seul a produit plus de 65 milliards de barils de pétrole depuis sa découverte en 1948 et continue de produire plus de quatre millions de barils par jour.

Le bassin du Permien (ouest du Texas et sud-est du Nouveau-Mexique, États-Unis)

Le bassin permique n'est pas une seule formation mais un bassin sédimentaire subdivisé en plusieurs sous-bassins (Delaware, Midland et Central Basin Platform). Il abrite une série de réservoirs empilés allant des complexes de récifs de carbonate de Silurien aux grès et carbonates de Permien. Parmi les plus prolifiques figurent la formation Wolfcamp (âge permien, schiste organique et calcaire inter-côtés), la formation de spraberry[ (pierre à faible perméabilité), et la formation de printemps à os[ (carbonate et grès) au cours de la dernière décennie, le bassin de Permian est devenu le monde du plus grand producteur de pétrole non conventionnel, avec une production quotidienne supérieure à cinq millions de barils.

Le Groupe Brent (mer du Nord, Royaume-Uni et Norvège)

Le groupe Brent est une séquence de grès du Jurassique moyen qui forme le principal réservoir du bassin du Shetland oriental et le Graben viking en mer du Nord. Il comprend les formations Broom, Rannoch, Etive, Ness et Tarbert, disposées dans un environnement deltaïque. Le delta de Brent a été transformé en une roche de source et le phoque régional. Des champs comme Brent, Statfjord, Oseberg et Gullfaks sont tous accueillis dans le groupe Brent. Le champ Brent lui-même, découvert en 1971, a été nommé après cette formation et contenait à l'origine plus de trois milliards de barils de pétrole récupérable. Le groupe Brent reste un jeu mature, mais amélioré (EOR) techniques de récupération du pétrole, y compris l'eau et l'injection de gaz, continuent à être un exemple de la vie du système de gestion des sédiments.

La formation de Burgan (Grand champ de Burgan, Koweït)

La formation de burgan est une séquence de grès crétacé qui abrite le deuxième plus grand champ de pétrole conventionnel au monde, le champ du Grand Burgan. La formation a été déposée dans un environnement fluvial-deltaique à peu profond marin pendant la phase Albienne. Elle est divisée en trois membres : les membres du Troisième, du Quatrième et du Cinquième Sand. Les grès de la Formation de Burgan sont caractérisés par une porosité élevée (20-30%) et une excellente perméabilité en raison de la structure de quartz omniprésente et de la colémentation limitée. La formation de Wara et la chaux Ahmadi fournissent le sceau nécessaire. Le Grand Burgan, découvert en 1938, a encore estimé des réserves récupérables de plus de 60 milliards de barils. La Formation de Burgan produit également dans d'autres champs koweïtiens, dont Sabriyah et Raudhatain. La simplicité du piège structurel — une ligne antitique massive et à faible dénuement — combinée à la qualité élevée du réservoir, fait du Burgan l'un des exemples les plus prolifiques de géologie du réservoir de grès.

La Breccia de Cantarell (champ de Cantarell, Mexique)

Au large du Mexique, Campeche Bay, la Cantarell Breccia est un réservoir de carbonate unique formé pendant le Crétacé tardif-Paleocène par l'effondrement d'une marge de plate-forme. La breccia est née de l'impact de la météorite de Chicxulub (le même événement qui a tué les dinosaures), qui a généré un choc sismique massif qui a fracturé et retravaillé les roches carbonate sous-jacentes de Cénomanian-Turonian. Le corps perméable de la breccia, dolomité et fracturé, peut avoir une porosité supérieure à 15% et la perméabilité jusqu'à plusieurs sarments.

La formation de Fitzgerald (Browse Basin, Australie)

La formation de fitzgerald, un carbonate cambrien et une séquence clastique dans le bassin de Browse, au large du nord-ouest de l'Australie. Elle se compose de dolomite, de calcaire et de grès déposés dans un milieu marin et péritidal peu profond pendant le Paléozoïque. La formation contient d'importantes réserves de gaz naturel, en particulier dans les champs d'Ichthys et de Prelude. La porosité est très variable, souvent contrôlée par fracturation et dissolution des minéraux carbonatés. Les schistes triassiques et jurassiques, ainsi que les couches de sel, assurent une étanchéité efficace.

Formation de Bakken (Bassin de Williamston, États-Unis et Canada)

La formation Bakken est une unité dévonienne tardive au Mississippi précoce composée de trois membres : un schiste organique supérieur et inférieur, riche en noir, et un siltstone et grès dolomitique moyen. C'est l'exemple classique d'un système hybride non conventionnel. Les schistes épais sont à la fois la source et le sceau pour le membre moyen, qui a une faible perméabilité mais une porosité suffisante (5-10 %) pour stocker le pétrole. Forage horizontal et fracturation hydraulique à plusieurs étages, perfectionné au début des années 2000, ont débloqué les ressources de Bakken. La formation sous-tend une grande partie du Dakota du Nord, du Montana et de la Saskatchewan.

Le bassin de Marcellus (Bassin des Appalaches, Est des États-Unis)

Le Marcellus Shale est un schiste noir et organique du Dévonien moyen qui sous-tend de grandes parties de la Pennsylvanie, de la Virginie occidentale, de l'Ohio et de New York. Il est le plus grand champ de gaz naturel des États-Unis par la production. Le schiste a été déposé dans un bassin de l'avant-pays pendant l'orogénie acadienne, dans des conditions marines anoxiques qui ont préservé des matières organiques abondantes. Le carbone organique total (CTO) dépasse souvent 4 %, et la maturité thermique se trouve dans la fenêtre de gaz sec de la partie centrale du bassin. En raison de sa perméabilité extrêmement faible (étendue de nanodarcie), la production commerciale nécessite des puits horizontaux et une fracturation hydraulique à haute intensité.

Caractéristiques géologiques partagées par les principales formations hydrocarbonées

En premier lieu, toutes les formations sont sédimentaires, déposées dans des bassins qui ont subi une subsidence, permettant une accumulation épaisse de roches sources et de roches de réservoir. En second lieu, chaque formation contient des roches suffisamment porosité (espace entre les grains ou dans les fissures) pour stocker les hydrocarbures. Dans les grès, la porosité est généralement intergranulaire; dans les carbonates, elle est souvent vuggy ou contrôlée par fracture. Troisièmement, ]perméabilité est présente par des gorges interreliées ou des réseaux de fractures, permettant un flux fluide vers un puits. Quatrièmement, un scellement compétent et les positions jusqu'à la hauteur de la structure étaient des concentrations de métaux, soit l'évaporite, le schiste ou le carbonate serré, soit l'échappement verticale. Cinquièmement, les formations ont connu une évolution appropriée .

Les marges passives (par exemple, le golfe du Mexique, le bassin de Santos au Brésil) et les bassins de l'avant-pays (par exemple, le bassin de l'Appalaches pour Marcellus) sont particulièrement favorables parce qu'ils subissent de longs épisodes d'enfouissement et de déformation légère. Les bassins de Rift, comme le viking Graben en mer du Nord, créent des blocs de faille inclinés qui piègent le pétrole dans des coins de grès tournants.

Incidences sur l'exploration et la production

La compréhension de l'hétérogénéité interne d'une formation est essentielle au développement efficace du terrain. Par exemple, la répartition des zones à haute perméabilité au sein de la Formation arabe détermine où l'eau balaie de préférence le pétrole. Dans le bassin de Permian, la nature interdépendante du Wolfcamp nécessite une sélection soigneuse des zones de débarquement pour les puits horizontaux. Dans les schistes comme le Marcellus, la présence de fractures naturelles peut améliorer ou compliquer les traitements de stimulation.

Le Groupe Brent, actuellement en déclin, est ciblé pour une récupération accrue du pétrole par injection de gaz et même par stockage de CO2. Le bassin de Permian est passé d'un jeu conventionnel à une usine non conventionnelle. Le champ de Cantarell, après son effondrement, est considéré comme une injection de CO2 dans le cadre de projets de captage du carbone.Ces adaptations démontrent que la valeur d'une formation géologique va au-delà de sa production initiale de pétrole et de gaz, elle peut également servir de dépôt pour les émissions ou de site pour l'énergie géothermique.

Formations futures et nouvelles

Dans le bassin de Santos, au large du Brésil, les carbonates du bassin de Santos (les plus récents Aptiens) sont des microbiens et des coquinas qui abritent les champs géants de Lula et de Méro, avec plus de 15 milliards de barils de pétrole récupérable. La formation de Bouda[ dans le bassin de Maverick (Texas) est un carbonate étroit qui peut produire du pétrole commercial par forage horizontal. Dans le versant nord de l'Alaska, la formation Nanushuk — un grès deltaïque crétacé — a vu des découvertes récentes comme Willow et Pikka. La complexité stratigraphique de ces formations nécessite une analyse sismique et géochimique avancée.

Conclusion

De la plate-forme de carbonate de formation arabe en Arabie saoudite au grès de Burgan au Koweït, des systèmes empilés du bassin de Permian et du vase noir de Marcellus Shale, chaque formation raconte une histoire d'environnements anciens et de mouvements de fluides dans le temps. Pour le géologue pétrolier, ces formations servent de modèles pour l'exploration et d'analogues pour les bassins moins bien compris. Pour le grand public, comprendre où et pourquoi ces hydrocarbures s'accumulent est essentiel pour saisir les contrôles géologiques sur les approvisionnements énergétiques mondiaux.