Roche mère

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Pour le pédologue, la roche mère désigne de manière générale la partie superficielle de la croûte terrestre plus ou moins recouverte par un sol ; c'est à partir de ce matériau que sont produit les sols. Sa biodégradation, sa dégradation physique et sa dégradation par le gel, où la chaleur contribue à la création des différents sols.

Schistes d'Utica, où l'industrie gazière (Consol Energy et Hess Corporation notamment) espère trouver (en profondeur) de grandes quantité de gaz de schiste et de condensat de gaz

Pour les géologues et l'industrie pétrolière, une roche-mère est une roche qui contient un hydrocarbure liquide (pétrole non-conventionnel ou gaz naturel non conventionnel exploitable par des techniques telles que la fracturation hydrauliques, l'extraction sous-dépression, l'utilisation de produits chimiques qui aident la désorption, etc.).

Dans le domaine pétrolier et gazier[modifier | modifier le code]

Éléments de définition[modifier | modifier le code]

Une roche-mère de pétrole est une roche sédimentaire à faible granulométrie riche en matière organique solide connue sous le nom de kérogène.

Pendant l'enfouissement graduel aux grandes profondeurs, ce kérogène subit un phénomène de crackage thermique conduisant à la formation d'hydrocarbures (de formes bitumeuses à gazeuses en passant par un stade liquide) . Ce Phénomène se produit à l’échelle des temps géologiques.

Une roche mère est une roche dont l'environnement de dépôt est favorable à la préservation et la fossilisation d'une certaine quantité de matière organique produite généralement à la surface de la colonne d'eau. L'insuffisance ou l'absence d’oxygène dissous dans les eaux de fond favorise la préservation de kérogènes riches en hydrogène et donc favorable à la génération d'hydrocarbures liquides pendant l'enfouissement profond. Ces hydrocarbures liquides seront éventuellement transformés en hydrocarbures gazeux avec l'accroissement de l'enfouissement et donc l’élévation des températures. La plupart de ces hydrocarbures restent confinés à l'intérieur des roches-mères ; une faible partie seulement migre vers des roches réservoir poreuses capables de contenir des gisements dits « conventionnels » de pétrole.

La part des hydrocarbures qui est retenue dans les roches mères est donc le gaz de schiste (qui est donc classé parmi les hydrocarbures de roche-mère et qui est aussi dit gaz de roche-mère » quand cette roche est un shale (« roche sédimentaire litée à grain très fin, en général argileuse ou marneuse »[1]). Son volume varie considérablement selon la porosité de la roche.

Origine (formation) des roches-mères et roche-réservoir[modifier | modifier le code]

Généralement, une « roche mère de pétrole » s'est formée par lente déposition de matière organique (cadavres de plancton et bactéries) et minérales dans un bassin anoxique (c'est-à-dire dépourvu d'oxygène ou très peu oxygéné).

Plusieurs modèles simples ont été proposés pour expliquer les conditions favorables à la préservation de la matière organique dans les sédiments. Parmi ces modèles figure le modèle de stratification verticale de colonne d'eau (avec une tranche superficielle oxygénée et riches en organismes vivant (phytoplancton et zooplancton notamment) ne se mélangeant pas ou peu avec une tranche d'eau profonde, froide et anoxique).

Ensuite, au cours des temps géologiques (dizaines à centaines de millions d'années) les sédiments marins s'enfoncent peu à peu. Sous l'effet de la pression et d'une « température géothermique » croissantes, ils perdent une partie de leur eau, se solidifient et la matière organique y évolue se décomposant en kérogène lequel évolue vers 2 200 mètres de profondeur en moyenne où la température est d'environ 100 °C en hydrocarbures solide (charbons, produits bitumineux) puis vers 2 200 à 3 800 mètres en liquides (pétroles plus ou moins fluides). Plus en profondeur (3 800 à 5000 mètres et plus), le pétrole évolue en hydrocarbures plus légers puis gazeux (dont gaz naturel). Les géologues parlent parfois de « fenêtre géologique » (« fenêtre à huile », « fenêtre à gaz ») pour décrire le passage entre ces états solides, liquides et gazeux. Chaque fenêtre nécessite un couple pression/température, qui est de manière générale atteint à partir d'un certain seuil de profondeur. Ce seuil varie selon le poids de la couche de roche superficielle, les contraintes qui s'exercent sur le milieu, la teneur en matière organique et la température[2].

À plus de 10 kilomètres de profondeur, la température et la pression sont trop élevées pour que les hydrocarbures puissent persister.

Les hydrocarbures sont moins denses que l'eau, et les gaz peuvent percoler dans les roches poreuses. Ainsi, ils peuvent remonter dans la roche-mère ou via des failles vers la surface au travers de différentes strates géologiques sédimentaires. Lors de cette remontée vers le haut dans les roches microporeuses, s'ils rencontrent une couche imperméable horizontale ou en forme de « cloche », ils s'accumulent sous cette couche, formant un gisement plus ou moins exploitable, sous ce « toit » (aussi dit « roche-couverture »). C'est dans ce type de poche qu'on exploite généralement le pétrole et/ou le gaz.

Dans le charbon peu exploitable, une certaine quantité de gaz peut être récupéré, dit gaz de couche Dans les argilites riches en matière organique, on l'appelle gaz de schiste.

Dans tous les cas, là où des hydrocarbures se sont accumulés en quantité exploitable ou importante, les géologues parlent de roche-réservoir. Ces roches sont des puits de carbone naturels qui ont mis des centaines de millions d'année et milliards d'années à se construire.

Exemples de roche-mère intéressant l'industrie pétro-gazière[modifier | modifier le code]

Parmi 19 bassins gaziers reconnus au USA (où 35 000 puits avaient déjà été creusés en 2006) riches en gaz de schiste et condensats :

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Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. Dictionnaire de Géologie de Foucault et Raoult
  2. TOTAL La formation des gisements de pétrole et de gaz 2010-06-04, consulté 2013-07-04
  3. a, b, c et d Halliburton (2008), US Shale gas (White paper), juillet 2008 - voir § " The Marcellus shale - Appalachian basin, p 7/8)"
  4. Shaffer NR, Leininger RK et Gilstrap MS (1983)Composition of the uppermost beds of the New Albany Shale in southeastern Indiana ; Eastern oil shale symposium, Lexington (13/11/1983), Ed:IMMR (Lien Ref Inist-CNRS

Voir aussi[modifier | modifier le code]

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Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]

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