L’exploration (ou prospection) pétrolière a pour but la découverte d’accumulations d’hydrocarbures liquides et gazeux exploitables. Ces gisements se rencontrent plus ou moins profondément dans les bassins sédimentaires où ils sont reconnus par des forages. Le pétrole et le gaz ne peuvent généralement être détectés directement à partir de la surface. Aussi la localisation des forages d’exploration est-elle précédée d’une série d’opérations de reconnaissance aboutissant à la définition d’une implantation de sondage. Cette préparation met en œuvre des techniques géologiques et géophysiques de plus en plus complexes et coûteuses.
Au cours de son histoire, qui couvre un peu moins d’un siècle et demi, la recherche du pétrole est passée par trois stades principaux.
Au début, les forages ont été implantés au voisinage immédiat d’indices de pétrole ou de bitume présents à la surface du sol. C’était un procédé de prospection directe.
À la suite de différentes observations, il apparut que le pétrole et le gaz se rencontraient de préférence, sinon généralement, au sein des anticlinaux, ces grandes voûtes de l’architecture du sous-sol. Cette « règle anticlinale », qui traduit la première intervention de la géologie dans l’exploration pétrolière, constitue toujours le principe de base de la prospection. Mais ce n’est qu’une approche indirecte : le pétrole ou le gaz se sont accumulés au sein de dômes et d’anticlinaux, ou plus généralement de « pièges » constitués par la déformation des couches sédimentaires, dans la mesure où des hydrocarbures se trouvaient au voisinage. Malgré le renfort de la sismique, qui permet de déceler directement les formes structurales profondes, les succès restent aléatoires.
Aujourd’hui, une meilleure connaissance de la géologie des hydrocarbures permet de compenser l’épuisement des gisements les plus faciles à découvrir en procédant suivant une démarche moins indirecte. Les anticlinaux constituent toujours les objectifs de choix du prospecteur, mais ils ne sont plus les seuls.
Les progrès de la sédimentologie, de la géochimie et de l’étude des bassins sédimentaires ont permis de mieux comprendre la genèse des hydrocarbures à partir de la matière organique déposée dans certains milieux aquatiques particuliers abrités, et soumise à certaines conditions d’enfouissement, de l’ordre de 1 000 à 3 000 mètres, provoquant une maturation et une transformation en produits liquides ou gazeux. On commence à se représenter avec plus de précision cette migration généralement limitée des hydrocarbures et leur concentration au sein des roches poreuses et perméables des zones hautes suffisamment protégées se trouvant au voisinage (cf. PÉTROLE – Le pétrole brut). Autrement dit, le prospecteur, mieux armé grâce à des techniques géophysiques plus fines et plus pénétrantes, recherche aujourd’hui les anticlinaux et les autres pièges, structuraux ou sédimentaires, situés au voisinage des zones propres à la genèse des hydrocarbures. Son attention est ainsi plus précisément attirée vers les zones instables de changement de faciès suffisamment enfouies et protégées.
Si l’exploration pétrolière contribue souvent, pour une large part, à la mise en valeur d’un pays, elle constitue, par ailleurs, une entreprise industrielle – aux risques particulièrement élevés – et, comme telle, elle s’inscrit dans une perspective économique.
Au cours de son histoire, qui couvre un peu moins d’un siècle et demi, la recherche du pétrole est passée par trois stades principaux.
Au début, les forages ont été implantés au voisinage immédiat d’indices de pétrole ou de bitume présents à la surface du sol. C’était un procédé de prospection directe.
À la suite de différentes observations, il apparut que le pétrole et le gaz se rencontraient de préférence, sinon généralement, au sein des anticlinaux, ces grandes voûtes de l’architecture du sous-sol. Cette « règle anticlinale », qui traduit la première intervention de la géologie dans l’exploration pétrolière, constitue toujours le principe de base de la prospection. Mais ce n’est qu’une approche indirecte : le pétrole ou le gaz se sont accumulés au sein de dômes et d’anticlinaux, ou plus généralement de « pièges » constitués par la déformation des couches sédimentaires, dans la mesure où des hydrocarbures se trouvaient au voisinage. Malgré le renfort de la sismique, qui permet de déceler directement les formes structurales profondes, les succès restent aléatoires.
Aujourd’hui, une meilleure connaissance de la géologie des hydrocarbures permet de compenser l’épuisement des gisements les plus faciles à découvrir en procédant suivant une démarche moins indirecte. Les anticlinaux constituent toujours les objectifs de choix du prospecteur, mais ils ne sont plus les seuls.
Les progrès de la sédimentologie, de la géochimie et de l’étude des bassins sédimentaires ont permis de mieux comprendre la genèse des hydrocarbures à partir de la matière organique déposée dans certains milieux aquatiques particuliers abrités, et soumise à certaines conditions d’enfouissement, de l’ordre de 1 000 à 3 000 mètres, provoquant une maturation et une transformation en produits liquides ou gazeux. On commence à se représenter avec plus de précision cette migration généralement limitée des hydrocarbures et leur concentration au sein des roches poreuses et perméables des zones hautes suffisamment protégées se trouvant au voisinage (cf. PÉTROLE – Le pétrole brut). Autrement dit, le prospecteur, mieux armé grâce à des techniques géophysiques plus fines et plus pénétrantes, recherche aujourd’hui les anticlinaux et les autres pièges, structuraux ou sédimentaires, situés au voisinage des zones propres à la genèse des hydrocarbures. Son attention est ainsi plus précisément attirée vers les zones instables de changement de faciès suffisamment enfouies et protégées.
Si l’exploration pétrolière contribue souvent, pour une large part, à la mise en valeur d’un pays, elle constitue, par ailleurs, une entreprise industrielle – aux risques particulièrement élevés – et, comme telle, elle s’inscrit dans une perspective économique.
1. Géologie du pétrole
Le pétrole et le gaz naturel, appelés fréquemment hydrocarbures par analogie avec leurs constituants essentiels, sinon exclusifs, sont des « roches sédimentaires », c’est-à-dire qu’ils prennent naissance au cours des processus de sédimentation. Le terme « roche », qui peut choquer de prime abord pour désigner des fluides, doit être pris dans le sens, le plus large, de dépôt formé, comme le charbon, les minerais, les schistes, etc., à la suite d’un ensemble de phénomènes géologiques. Mais le pétrole est évidemment un sédiment très particulier, qui se distingue de toutes les autres roches sédimentaires par trois qualités remarquables : il est complexe et peut être composé de plusieurs centaines de constituants différents, en majeure partie des hydrocarbures paraffiniques, naphténiques, aromatiques (cf. PÉTROLE – Le pétrole brut) ; il est mobile, tout comme l’eau [cf. HYDROGÉOLOGIE] , et se déplace au sein des sédiments qui l’abritent, ce qui implique qu’il ne se rencontre généralement pas là où il a pris naissance ; il est fragile et se décompose sous l’action de températures supérieures à 200 ou 300 0C ou au contact de l’atmosphère ou d’eaux météoriques.
Du fait de ces caractéristiques, le chemin est long et souvent difficile à suivre depuis la formation du « sédiment pétrole » jusqu’à sa concentration dans des gisements. Trois conditions sont en effet nécessaires pour qu’un gisement soit réalisé : il faut évidemment la présence d’hydrocarbures, c’est-à-dire la présence de conditions favorables à leur genèse, que l’on définit généralement par l’existence de roches mères ; il faut que les hydrocarbures formés rencontrent des roches-réservoirs où ils puissent circuler et se rassembler ; il faut enfin que ces roches-réservoirs forment des pièges, où le pétrole et le gaz soient arrêtés dans leur migration et puissent se concentrer.
Du fait de ces caractéristiques, le chemin est long et souvent difficile à suivre depuis la formation du « sédiment pétrole » jusqu’à sa concentration dans des gisements. Trois conditions sont en effet nécessaires pour qu’un gisement soit réalisé : il faut évidemment la présence d’hydrocarbures, c’est-à-dire la présence de conditions favorables à leur genèse, que l’on définit généralement par l’existence de roches mères ; il faut que les hydrocarbures formés rencontrent des roches-réservoirs où ils puissent circuler et se rassembler ; il faut enfin que ces roches-réservoirs forment des pièges, où le pétrole et le gaz soient arrêtés dans leur migration et puissent se concentrer.
Roches mères
Les hydrocarbures sont le résultat de la transformation au cours de l’enfouissement de sédiments riches en matière organique. Ces sédiments se déposent le plus souvent dans des dépressions lacustres ou marines, en milieu confiné et anoxique. Sous l’action des transformations bactériennes, qui libèrent certaines quantités de méthane (gaz des marais, ou gaz biogénique), la matière organique, d’origine planctonique, principalement algaire, ou provenant de débris de végétaux supérieurs, donne le kérogène que l’on qualifie, d’après ces origines, de sapropélique (types I et II) ou d’humique (type III).
Au cours de l’enfouissement, sous l’effet plus spécialement de la température, ce kérogène se transforme normalement en hydrocarbures, les types I et II donnant en majeure partie des hydrocarbures liquides, ceux du type III du gaz. La tranche de terrain correspondant à cette fourchette de température et de profondeur est appelée « fenêtre à huile ». À plus grande profondeur, les molécules d’hydrocarbures liquides sont littéralement cassées sous l’effet de la température et transformées en hydrocarbures gazeux, et finalement en méthane.
Simultanément, sous l’effet de la pression, les hydrocarbures formés sont progressivement expulsés de la roche mère, dans des roches à plus forte porosité et perméabilité : c’est la migration primaire .
Au cours de l’enfouissement, sous l’effet plus spécialement de la température, ce kérogène se transforme normalement en hydrocarbures, les types I et II donnant en majeure partie des hydrocarbures liquides, ceux du type III du gaz. La tranche de terrain correspondant à cette fourchette de température et de profondeur est appelée « fenêtre à huile ». À plus grande profondeur, les molécules d’hydrocarbures liquides sont littéralement cassées sous l’effet de la température et transformées en hydrocarbures gazeux, et finalement en méthane.
Simultanément, sous l’effet de la pression, les hydrocarbures formés sont progressivement expulsés de la roche mère, dans des roches à plus forte porosité et perméabilité : c’est la migration primaire .
Roches-réservoirs
Par opposition aux roches mères, compactes et finalement imperméables, les roches-réservoirs sont caractérisées par la présence en leur sein de vides généralement inférieurs à quelques millimètres de diamètre, leur conférant des qualités de porosité et de perméabilité.
La porosité détermine directement la quantité de pétrole pouvant s’accumuler dans le réservoir. La perméabilité, liée à la communication des vides entre eux, commande les facilités de circulation des fluides, et en particulier le débit des puits. Si la porosité a une relation directe avec le volume de pétrole ou de gaz en place, la perméabilité est liée à la productivité des puits.
Les roches-réservoirs sont constituées essentiellement par des roches détritiques, formées par l’empilement de petits grains de quartz ou de calcaire, comme les sables et les grès, et par certaines roches carbonatées, calcaires et dolomies. Les conditions dans lesquelles se sont déposées ces roches ont une grande influence sur leurs caractéristiques de réservoir, les milieux agités, peu profonds, oxygénés, étant toujours les plus favorables. L’enfouissement en profondeur est généralement nuisible aux qualités de porosité et de perméabilité. Cependant, certains phénomènes de diagenèse, comme la transformation des calcaires en dolomies, ou des déformations structurales provoquant des fractures et des fissures peuvent être à l’origine de nouvelles caractéristiques de réservoir.
La porosité détermine directement la quantité de pétrole pouvant s’accumuler dans le réservoir. La perméabilité, liée à la communication des vides entre eux, commande les facilités de circulation des fluides, et en particulier le débit des puits. Si la porosité a une relation directe avec le volume de pétrole ou de gaz en place, la perméabilité est liée à la productivité des puits.
Les roches-réservoirs sont constituées essentiellement par des roches détritiques, formées par l’empilement de petits grains de quartz ou de calcaire, comme les sables et les grès, et par certaines roches carbonatées, calcaires et dolomies. Les conditions dans lesquelles se sont déposées ces roches ont une grande influence sur leurs caractéristiques de réservoir, les milieux agités, peu profonds, oxygénés, étant toujours les plus favorables. L’enfouissement en profondeur est généralement nuisible aux qualités de porosité et de perméabilité. Cependant, certains phénomènes de diagenèse, comme la transformation des calcaires en dolomies, ou des déformations structurales provoquant des fractures et des fissures peuvent être à l’origine de nouvelles caractéristiques de réservoir.
Pièges
Les hydrocarbures, soumis aux sollicitations de diverses actions de pression des terrains, de déplacement des aquifères ou de différence de densité par rapport à l’eau, ont tendance à se déplacer au sein des couches perméables : ce sont les migrations secondaires. Pour que le pétrole et le gaz se concentrent et forment des gisements, il faut qu’ils soient arrêtés par des barrières, réalisant ainsi des pièges. Un piège, condition indispensable de tout gisement, est une zone où le réservoir, couvert par une couche imperméable, est fermé latéralement par des terrains imperméables ou par une déformation des couches. On distingue ainsi, classiquement, des pièges stratigraphiques
Les pièges stratigraphiques sont constitués par une variation latérale des caractéristiques de la roche-réservoir passant à des terrains imperméables ou par des phénomènes de sédimentation donnant naissance à un « biseau de sédimentation ». Dans le premier cas, réalisé en particulier dans certains récifs fossiles, le réservoir est sensiblement limité au piège, comme dans de nombreux gisements de l’Alberta, au Canada. Dans le cas des pièges par biseau, la concentration est l’aboutissement direct d’une migration plus ou moins longue arrêtée par la disparition de la porosité et de la perméabilité. Cette fermeture peut être provoquée par la superposition en discordance d’une couche imperméable. Le champ de Rousse-Meillon, près de Pau, en est une belle illustration.
Les pièges structuraux sont constitués par une déformation des couches sédimentaires, généralement postérieure au dépôt. Les pièges par failles correspondent à des fractures brutales qui ferment une couche réservoir en la mettant directement en contact avec un terrain imperméable. Les pièges anticlinaux, de loin les plus nombreux et les plus importants, sont dus à des déformations souples des couches sédimentaires décrivant des voûtes naturelles qui permettent l’emprisonnement des hydrocarbures migrant dans les niveaux réservoirs ; les anticlinaux productifs sont souvent alignés suivant de grandes zones hautes régionales, comme on le constate au Sahara algérien. Un certain nombre de pièges structuraux, montrant souvent des failles et des anticlinaux, sont dus à la montée de dômes de sel, comme en Louisiane ou au Gabon.
La recherche des pièges constitue le premier objectif de la prospection pétrolière. Si l’existence d’un gisement implique l’association des trois conditions que l’on vient de voir – présence d’hydrocarbures, de réservoirs et de pièges -, seule la troisième permet la localisation du gisement et peut être déterminée avec précision à partir de la surface.
Il importe, néanmoins, que les pièges soient situés dans des zones régionalement favorables, au voisinage des zones de genèse des hydrocarbures ou sur le trajet de leurs migrations. On est amené ainsi à rechercher plus particulièrement les pièges formés dans des zones de changement de faciès où peuvent coexister à faible distance des milieux favorables à la genèse des hydrocarbures, et d’autres favorables au dépôt des roches-réservoirs. Ce sont ces zones, géologiquement différenciées, qui constituent ce que l’on appelle les provinces pétrolières.
Les pièges structuraux sont constitués par une déformation des couches sédimentaires, généralement postérieure au dépôt. Les pièges par failles correspondent à des fractures brutales qui ferment une couche réservoir en la mettant directement en contact avec un terrain imperméable. Les pièges anticlinaux, de loin les plus nombreux et les plus importants, sont dus à des déformations souples des couches sédimentaires décrivant des voûtes naturelles qui permettent l’emprisonnement des hydrocarbures migrant dans les niveaux réservoirs ; les anticlinaux productifs sont souvent alignés suivant de grandes zones hautes régionales, comme on le constate au Sahara algérien. Un certain nombre de pièges structuraux, montrant souvent des failles et des anticlinaux, sont dus à la montée de dômes de sel, comme en Louisiane ou au Gabon.
La recherche des pièges constitue le premier objectif de la prospection pétrolière. Si l’existence d’un gisement implique l’association des trois conditions que l’on vient de voir – présence d’hydrocarbures, de réservoirs et de pièges -, seule la troisième permet la localisation du gisement et peut être déterminée avec précision à partir de la surface.
Il importe, néanmoins, que les pièges soient situés dans des zones régionalement favorables, au voisinage des zones de genèse des hydrocarbures ou sur le trajet de leurs migrations. On est amené ainsi à rechercher plus particulièrement les pièges formés dans des zones de changement de faciès où peuvent coexister à faible distance des milieux favorables à la genèse des hydrocarbures, et d’autres favorables au dépôt des roches-réservoirs. Ce sont ces zones, géologiquement différenciées, qui constituent ce que l’on appelle les provinces pétrolières.
Notion de système pétrolier
Le géologue pétrolier est ainsi amené constamment à replacer les différents dépôts dans le cadre général du bassin de sédimentation, de ses paléogéographies successives et de leur succession dans le temps.
Les critères géologiques qui gouvernent la formation des gisements, et en particulier la distribution des roches mères, des réservoirs, des couvertures et, dans une moindre mesure, des pièges, présentent généralement une certaine extension, qui se traduit par la formation d’une famille de gisements. Un tel ensemble structuré d’éléments de même espèce ou de même fonction correspond à un « système pétrolier » dont la représentation géographique figure une zone ou une province pétrolière. Un exemple particulièrement clair est donné par le bassin permien du sud de la mer du Nord et des Pays-Bas, où les champs de gaz, et en particulier celui de Groningue, s’inscrivent strictement dans l’enveloppe :
Les critères géologiques qui gouvernent la formation des gisements, et en particulier la distribution des roches mères, des réservoirs, des couvertures et, dans une moindre mesure, des pièges, présentent généralement une certaine extension, qui se traduit par la formation d’une famille de gisements. Un tel ensemble structuré d’éléments de même espèce ou de même fonction correspond à un « système pétrolier » dont la représentation géographique figure une zone ou une province pétrolière. Un exemple particulièrement clair est donné par le bassin permien du sud de la mer du Nord et des Pays-Bas, où les champs de gaz, et en particulier celui de Groningue, s’inscrivent strictement dans l’enveloppe :
2. Objectifs et organisation de l’exploration
Les objectifs de la prospection pétrolière peuvent être analysés d’une façon schématique selon les trois plans suivants : la reconnaissance générale d’un bassin sédimentaire qui permet de choisir une zone d’intérêt ou de demander un permis de recherche ; l’exploration proprement dite de ce permis qui aboutit à la définition d’implantations de forages d’exploration ; le contrôle géologique de ces sondages qui a pour but de mettre en évidence les réservoirs et les fluides qu’ils contiennent tout en apportant de nouvelles informations contribuant à l’implantation de nouveaux sondages. À ces objectifs d’exploration il convient d’ajouter l’appréciation d’une découverte ou la reconnaissance d’un gisement, opération formant le trait d’union entre les services de l’exploration et ceux de la production (cf. PÉTROLE – L’exploitation des gisements).
La conduite de l’exploration pétrolière telle qu’elle se pratique aujourd’hui nécessite des structures et une organisation solides.
La conduite de l’exploration pétrolière telle qu’elle se pratique aujourd’hui nécessite des structures et une organisation solides.
Reconnaissance générale
La première démarche d’une prospection est de choisir une zone d’intérêt ou de déposer une demande de permis de recherche. La principale motivation de ce choix, à côté de considérations fiscales, économiques, politiques, est de reconnaître les zones sédimentaires présentant les caractéristiques les plus favorables à la présence de gisements de pétrole et de gaz. On a aujourd’hui de bonnes raisons de penser que tout bassin sédimentaire présentant un volume suffisant et, en particulier, une épaisseur de sédiments au moins égale à deux kilomètres, et n’ayant pas subi de déformations tectoniques trop intenses, peut offrir de l’intérêt. Les chances de découvrir des hydrocarbures augmentent si les terrains sont modérément plissés et présentent des faciès assez diversifiés, avec par exemple des associations d’argiles, de sables, de calcaires, de dolomies.
Les démarches habituelles pour effectuer cette reconnaissance, c’est-à-dire pour évaluer les chances de découvrir des accumulations d’hydrocarbures, consistent principalement en travaux de surface, géologiques et géophysiques, relativement légers, rapides et peu onéreux.
Études géologiques
Les études géologiques ont pour but de reconnaître sur le terrain, quand des affleurements existent, l’architecture des couches et les différents faciès lithologiques que l’on peut penser rencontrer en profondeur. Pour cela, le géologue est amené à étudier non seulement la zone susceptible de faire l’objet d’une demande de permis, mais aussi les bordures parfois lointaines du bassin où affleurent souvent les terrains qui disparaissent en profondeur dans les parties centrales a priori plus intéressantes. Le géologue accorde une attention particulière aux indices de pétrole et de bitume qui peuvent apporter d’utiles informations sur la probabilité d’accumulation en profondeur. Ces observations s’accompagnent d’analyses géochimiques des couches ayant pu jouer le rôle de roche mère. Si la zone étudiée est masquée sous des terrains de recouvrement récents, on peut exécuter de petits sondages de reconnaissance appelés core drills et des sondages stratigraphiques plus profonds.
Les études de reconnaissance ont de plus en plus recours à des méthodes de télédétection en domaine terrestre et aux méthodes sismiques en mer. Les premières utilisent très largement les images spatiales – images S.P.O.T. en particulier – qui permettent notamment de définir les grands traits de l’architecture du bassin, de dessiner des cartes structurales et de faciès, de construire des coupes géologiques, etc.
Les études de reconnaissance ont de plus en plus recours à des méthodes de télédétection en domaine terrestre et aux méthodes sismiques en mer. Les premières utilisent très largement les images spatiales – images S.P.O.T. en particulier – qui permettent notamment de définir les grands traits de l’architecture du bassin, de dessiner des cartes structurales et de faciès, de construire des coupes géologiques, etc.
Études géophysiques
Les études géophysiques ont pour principal objectif de déceler l’architecture profonde des terrains et, dans une certaine mesure, de préciser quelques caractéristiques lithologiques des couches en profondeur. Pour cela, on utilise plus spécialement l’aéromagnétisme et la sismique, plus rarement la gravimétrie et les méthodes électriques.
L’aéromagnétisme donne une esquisse des formes générales du bassin à partir du « socle magnétique », généralement assimilable au substratum des séries sédimentaires. Des profils exécutés suivant une maille rectangulaire de 15 kilomètres sur 50 ou 100 kilomètres, par exemple, donnent une bonne approximation de la géométrie du bassin. Cette méthode permet également de mettre en évidence des alignements pouvant correspondre à des failles qui mettent en contact des roches de caractéristiques magnétiques différentes.
La gravimétrie apporte, par la mesure des variations de la gravité, d’utiles informations sur la répartition des anomalies de densité d’où l’on peut tirer des informations sur l’architecture des terrains, notamment la position des zones hautes et des parties profondes du bassin.
Ces deux méthodes connaissent depuis les années 1990 un regain d’intérêt, notamment en zones d’accès difficile, comme le piémont de la zone andine. Des maillages serrés de l’ordre de 3 à 4 kilomètres sur 10 kilomètres sont alors réalisés.
En grande reconnaissance, on utilise en sismique aussi bien les méthodes « réfraction » que « réflexion ». Les méthodes de sismique réfraction peuvent donner une représentation des différents horizons marqueurs, à la fois par leur inclinaison, ce qui permet une esquisse structurale, et par leur vitesse de transmission, ce qui donne une première idée de leur nature lithologique. Cette méthode a permis une reconnaissance relativement rapide et précise des bassins sahariens. La sismique réflexion est utilisée comme méthode de reconnaissance, en particulier en mer. Aujourd’hui, les compagnies n’ont plus guère de campagnes de reconnaissance à exécuter, en dehors de celles qui concernent les offshores profonds. Elles ont recours de plus en plus aux résultats déjà acquis en consultant les bases de données disponibles sur le marché ou en achetant des speculative surveys (campagnes spéculatives), études financées et effectuées par des sociétés de service de géophysique qui espèrent les vendre à l’occasion de l’ouverture de nouveaux permis. Les sociétés maître d’œuvre feront l’interprétation de l’ensemble des données pour sélectionner les zones d’intérêt et demander les permis correspondants.
En sismique marine, ces études spéculatives peuvent couvrir des surfaces importantes. À terre, l’information est plus disparate et le choix de la zone moins bien étayé, ce qui peut nécessiter la reprise de travaux de caractère plus général.
L’aéromagnétisme donne une esquisse des formes générales du bassin à partir du « socle magnétique », généralement assimilable au substratum des séries sédimentaires. Des profils exécutés suivant une maille rectangulaire de 15 kilomètres sur 50 ou 100 kilomètres, par exemple, donnent une bonne approximation de la géométrie du bassin. Cette méthode permet également de mettre en évidence des alignements pouvant correspondre à des failles qui mettent en contact des roches de caractéristiques magnétiques différentes.
La gravimétrie apporte, par la mesure des variations de la gravité, d’utiles informations sur la répartition des anomalies de densité d’où l’on peut tirer des informations sur l’architecture des terrains, notamment la position des zones hautes et des parties profondes du bassin.
Ces deux méthodes connaissent depuis les années 1990 un regain d’intérêt, notamment en zones d’accès difficile, comme le piémont de la zone andine. Des maillages serrés de l’ordre de 3 à 4 kilomètres sur 10 kilomètres sont alors réalisés.
En grande reconnaissance, on utilise en sismique aussi bien les méthodes « réfraction » que « réflexion ». Les méthodes de sismique réfraction peuvent donner une représentation des différents horizons marqueurs, à la fois par leur inclinaison, ce qui permet une esquisse structurale, et par leur vitesse de transmission, ce qui donne une première idée de leur nature lithologique. Cette méthode a permis une reconnaissance relativement rapide et précise des bassins sahariens. La sismique réflexion est utilisée comme méthode de reconnaissance, en particulier en mer. Aujourd’hui, les compagnies n’ont plus guère de campagnes de reconnaissance à exécuter, en dehors de celles qui concernent les offshores profonds. Elles ont recours de plus en plus aux résultats déjà acquis en consultant les bases de données disponibles sur le marché ou en achetant des speculative surveys (campagnes spéculatives), études financées et effectuées par des sociétés de service de géophysique qui espèrent les vendre à l’occasion de l’ouverture de nouveaux permis. Les sociétés maître d’œuvre feront l’interprétation de l’ensemble des données pour sélectionner les zones d’intérêt et demander les permis correspondants.
En sismique marine, ces études spéculatives peuvent couvrir des surfaces importantes. À terre, l’information est plus disparate et le choix de la zone moins bien étayé, ce qui peut nécessiter la reprise de travaux de caractère plus général.
Exploration proprement dite
L’exploration proprement dite a pour objectif essentiel l’étude d’un périmètre de recherche, ou permis exclusif, et la préparation des implantations de forages d’exploration ou wildcats qui seuls pourront faire la preuve de la présence de gisements de pétrole ou de gaz naturel. Ceux-ci correspondent à des pièges structuraux (anticlinal ou dôme faillé) ou stratigraphiques (biseau de sédimentation, ancien récif, etc.), et le choix des implantations de forages s’identifie à la localisation, à partir de la surface, de ces pièges profonds et à un essai d’appréciation des chances d’y rencontrer des hydrocarbures. Cette recherche des pièges comporte une analyse des conditions structurales, qui relève principalement de la géologie et de la sismique, et une étude des conditions stratigraphiques, sédimentologiques et géochimiques.
Pour ce faire, la sismique réflexion est devenue l’approche fondamentale de toute étude géologique. Limitée pendant longtemps à la définition géométrique des couches du sous-sol, elle permet aujourd’hui, grâce à une succession de progrès et d’innovations techniques, une véritable radiographie des terrains en profondeur ; elle a ainsi rendue possible une bonne appréciation de leur contenu en fluides – notamment en gaz -, de leur nature lithologique et, dans le cadre du concept en stratigraphie séquentielle, de leurs significations sédimentologique et paléogéographique. À ce titre, la sismique est devenue l’outil de base du sédimentologue comme de l’ingénieur de « réservoir ». En améliorant très sensiblement la connaissance du sous-sol et, en particulier, de ses possibilités de production, elle permet de diminuer le nombre de forages secs et, par là, d’abaisser les coûts d’exploration.
Depuis le début des années 1990, on utilise de plus en plus couramment, notamment en mer, une sismique à maille très serrée donnant une représentation du sous-sol en trois dimensions. Cette sismique 3 D, d’abord utilisée pour la définition des gisements, tend à se substituer à la sismique classique – ou 2 D – en raison d’une bien meilleure définition des pièges [cf. GÉOPHYSIQUE] .
L’accroissement considérable du nombre des données à interpréter, résultant des progrès de la sismique en particulier, a développé et généralisé l’utilisation de postes de travail sur écran, en lieu et place des grandes sections sur papier. Cette nouvelle approche, plus souple et plus performante, permet des interprétations nouvelles et originales des traitements d’images et des cartographies très variées. Grâce à l’informatique, ce travail sur écran a ouvert par ailleurs la voie aux modélisations géologiques de l’objet étudié.
La conduite d’une campagne d’exploration est une construction complexe où chaque nouvelle information permet une approximation plus fine de la connaissance générale de la géologie profonde du bassin sédimentaire. Et ce n’est que par cette reconstitution patiente du cadre sédimentaire et architectural que l’on peut espérer une meilleure appréciation des chances de découverte.
Aux cartes structurales donnant l’image de l’architecture actuelle du bassin viennent s’adjoindre des cartes paléostructurales représentant les déformations des dépôts à une certaine période, des cartes de faciès des différents milieux de dépôt, des cartes en isopaques des divers ensembles sédimentaires.
Pour ce faire, la sismique réflexion est devenue l’approche fondamentale de toute étude géologique. Limitée pendant longtemps à la définition géométrique des couches du sous-sol, elle permet aujourd’hui, grâce à une succession de progrès et d’innovations techniques, une véritable radiographie des terrains en profondeur ; elle a ainsi rendue possible une bonne appréciation de leur contenu en fluides – notamment en gaz -, de leur nature lithologique et, dans le cadre du concept en stratigraphie séquentielle, de leurs significations sédimentologique et paléogéographique. À ce titre, la sismique est devenue l’outil de base du sédimentologue comme de l’ingénieur de « réservoir ». En améliorant très sensiblement la connaissance du sous-sol et, en particulier, de ses possibilités de production, elle permet de diminuer le nombre de forages secs et, par là, d’abaisser les coûts d’exploration.
Depuis le début des années 1990, on utilise de plus en plus couramment, notamment en mer, une sismique à maille très serrée donnant une représentation du sous-sol en trois dimensions. Cette sismique 3 D, d’abord utilisée pour la définition des gisements, tend à se substituer à la sismique classique – ou 2 D – en raison d’une bien meilleure définition des pièges [cf. GÉOPHYSIQUE] .
L’accroissement considérable du nombre des données à interpréter, résultant des progrès de la sismique en particulier, a développé et généralisé l’utilisation de postes de travail sur écran, en lieu et place des grandes sections sur papier. Cette nouvelle approche, plus souple et plus performante, permet des interprétations nouvelles et originales des traitements d’images et des cartographies très variées. Grâce à l’informatique, ce travail sur écran a ouvert par ailleurs la voie aux modélisations géologiques de l’objet étudié.
La conduite d’une campagne d’exploration est une construction complexe où chaque nouvelle information permet une approximation plus fine de la connaissance générale de la géologie profonde du bassin sédimentaire. Et ce n’est que par cette reconstitution patiente du cadre sédimentaire et architectural que l’on peut espérer une meilleure appréciation des chances de découverte.
Aux cartes structurales donnant l’image de l’architecture actuelle du bassin viennent s’adjoindre des cartes paléostructurales représentant les déformations des dépôts à une certaine période, des cartes de faciès des différents milieux de dépôt, des cartes en isopaques des divers ensembles sédimentaires.
Surveillance géologique des sondages
La surveillance géologique (participation à la conduite du forage, collecte des données, élaboration des rapports de fin de puits) s’exerce en continu depuis une cabine de surveillance géologique pourvue d’un équipement spécifique : enregistreurs couplés à des capteurs de paramètres de forage et unité d’acquisition et de traitement informatique des données.
Études géologiques et diagraphies instantanées
Cette troisième phase de l’exploration a un objectif double : l’analyse de la coupe lithologique traversée par le forage, qui permet l’établissement de corrélations entre sondages voisins, et la mise en évidence des intervalles réservoirs et des fluides qu’ils renferment (eau, huile, gaz). Le premier destinataire de ces informations est le superviseur de forage, qui reste l’interlocuteur permanent du géologue, en temps que responsable du déroulement technique du forage et de la sécurité.
Opérations réalisées sur chantier à partir de la cabine géologique
Trois opérations sont réalisées à partir de la cabine géologique :
– enregistrement et saisie des paramètres de forage et de boue en temps réel (poids sur l’outil, vitesse de rotation, niveaux des bacs à boue, détecteur de gaz total et chromatographe, pression d’injection et d’annulaire, débit différentiel, etc.) ;
– collecte, étude et conditionnement des déblais (ou encore appelés cuttings) ;
– détection des indices et des suintements (venues) d’hydrocarbures ;
Ces opérations correspondent à des événements véhiculés par la boue de forage ; ces paramètres sont enregistrés en surface avec le décalage dû au temps de remontée de la boue fonction du débit des pompes et du volume du trou.
Les déblais de forage sont soigneusement observés et décrits pour identifier la nature lithologique des terrains traversés, en particulier la présence de réservoirs, ainsi que les indices d’hydrocarbures éventuels.
À ces différentes opérations sont régulièrement associées des diagraphies en cours de forage qui offrent tout un ensemble d’informations fondamentales sur les terrains traversés. Ces diagraphies tendent à remplacer les diagraphies classiques exécutées lors d’arrêts du forage. Elles offrent en outre la possibilité d’intervenir en temps réel sur la conduite du forage.
Diagraphies
Le géologue et l’ingénieur de production disposent aujourd’hui de diagraphies dont la gamme s’est considérablement élargie depuis la découverte des frères Schlumberger en 1927. Ces techniques sont fondées sur la mesure de paramètres électriques, radioactifs, nucléaires, acoustiques et mécaniques réalisée après une passe d’outil de forage. L’analyse des paramètres enregistrés rend possible une détermination en continu, tout le long du trou de forage, des caractéristiques tant géologiques que pétrophysiques des formations traversées. Elle permet également la détermination de la nature des fluides emplissant l’espace poreux et de leur pourcentage.
Pour le pétrolier, l’un des paramètres pétrophysiques dont la connaissance est fondamentale est la porosité. Sa mesure est réalisée en subsurface de façon indirecte par l’interprétation des données combinées acquises par les enregistrements de la densité des roches, de l’indice d’hydrogène et de la vitesse de propagation du son. Dans le même temps, ces données associées à celles qui proviennent d’une part de la spectrométrie de la radioactivité naturelle ou induite par bombardement de neutrons et, d’autre part, de l’indice photoélectrique permettent une détermination de la lithologie et un dosage des minéraux majeurs composant les roches.
Une autre donnée fondamentale pour le pétrolier est la caractérisation des fluides (nature : eau ou hydrocarbures liquides ou gazeux) et la détermination de leur pourcentage dans les roches poreuses (saturation en eau et en hydrocarbures liquides et gazeux). Elles se font à partir de l’interprétation des mesures de polarisation spontanée (P.S.), de la résistivité (diagraphies électriques conventionnelles, inductions, « latérologs »), de la radioactivité induite par bombardement de neutrons (diagraphies d’indice d’hydrogène, de temps de relaxation neutronique, de carbone/oxygène), associées à celle de la porosité. C’est à partir de ces données, combinées à la connaissance de la géométrie des réservoirs, que l’on détermine les réserves en place et donc l’intérêt économique d’une découverte.
Les diagraphies jouent, par ailleurs, un grand rôle dans la détermination des faciès et des séquences de dépôt. Elles informent également sur le degré de compaction et sur la diagenèse. C’est à partir de ces différentes informations que la reconstitution des environnements de dépôt est possible et que des corrélations stratigraphiques et de faciès entre sondages sont effectuées. De nouveaux outils s’imposent régulièrement, supplantant souvent ceux qui étaient utilisés précédemment. C’est le cas de la Résonance magnétique nucléaire (R.M.N.) qui permet de préciser les caractéristiques des sables de type turbidite. L’enregistrement du champ magnétique induit par les atomes d’hydrogène contenus dans les fluides de la formation définit les paramètres pétrophysiques, tels que la porosité, la saturation en eau ou la perméabilité, c’est-à-dire les principales données géologiques du réservoir.
Certains dispositifs permettent de mesurer d’autres propriétés du sous-sol. Ainsi, les diamétreurs par des systèmes mécaniques ou acoustiques restituent la géométrie du trou de forage, et donnent ainsi une idée de la cohérence des roches (friables, consolidées, fracturées ou fluantes) et la direction des contraintes. La mesure de la température donne une idée sur la conductivité thermique des roches et sur les zones de perte de circulation ou de venue de liquide ou de gaz. Mais son application la plus fréquente est la reconnaissance de la hauteur de remontée du ciment derrière le tubage, la prise du ciment dégageant une certaine chaleur.
On procède aussi à la mesure de la pression des couches à l’aide de manomètres soit descendus au bout des tiges de forage (tester de formation), soit au bout d’un câble. Dans le premier cas, on laisse venir au jour les fluides présents dans les couches réservoir. Dans le second, on recueille un certain volume de fluide dans des bouteilles d’échantillonnage. Dans les outils modernes, on mesure la résistivité du fluide d’écoulement avant son échantillonnage. Cela permet de recueillir du fluide de formation et d’éliminer les venues de filtrat de boue.
Des microcarottiers mécaniques ou à balles permettent de prélever des échantillons de roche sur les parois du sondage pour des analyses minéralogiques ou micropaléontologiques.
Enfin, d’autres dispositifs sont utilisés en production (débitmètres, gradiomanomètres) et pour la perforation du tubage ou l’étude de sa corrosion.
Pour le pétrolier, l’un des paramètres pétrophysiques dont la connaissance est fondamentale est la porosité. Sa mesure est réalisée en subsurface de façon indirecte par l’interprétation des données combinées acquises par les enregistrements de la densité des roches, de l’indice d’hydrogène et de la vitesse de propagation du son. Dans le même temps, ces données associées à celles qui proviennent d’une part de la spectrométrie de la radioactivité naturelle ou induite par bombardement de neutrons et, d’autre part, de l’indice photoélectrique permettent une détermination de la lithologie et un dosage des minéraux majeurs composant les roches.
Une autre donnée fondamentale pour le pétrolier est la caractérisation des fluides (nature : eau ou hydrocarbures liquides ou gazeux) et la détermination de leur pourcentage dans les roches poreuses (saturation en eau et en hydrocarbures liquides et gazeux). Elles se font à partir de l’interprétation des mesures de polarisation spontanée (P.S.), de la résistivité (diagraphies électriques conventionnelles, inductions, « latérologs »), de la radioactivité induite par bombardement de neutrons (diagraphies d’indice d’hydrogène, de temps de relaxation neutronique, de carbone/oxygène), associées à celle de la porosité. C’est à partir de ces données, combinées à la connaissance de la géométrie des réservoirs, que l’on détermine les réserves en place et donc l’intérêt économique d’une découverte.
Les diagraphies jouent, par ailleurs, un grand rôle dans la détermination des faciès et des séquences de dépôt. Elles informent également sur le degré de compaction et sur la diagenèse. C’est à partir de ces différentes informations que la reconstitution des environnements de dépôt est possible et que des corrélations stratigraphiques et de faciès entre sondages sont effectuées. De nouveaux outils s’imposent régulièrement, supplantant souvent ceux qui étaient utilisés précédemment. C’est le cas de la Résonance magnétique nucléaire (R.M.N.) qui permet de préciser les caractéristiques des sables de type turbidite. L’enregistrement du champ magnétique induit par les atomes d’hydrogène contenus dans les fluides de la formation définit les paramètres pétrophysiques, tels que la porosité, la saturation en eau ou la perméabilité, c’est-à-dire les principales données géologiques du réservoir.
Certains dispositifs permettent de mesurer d’autres propriétés du sous-sol. Ainsi, les diamétreurs par des systèmes mécaniques ou acoustiques restituent la géométrie du trou de forage, et donnent ainsi une idée de la cohérence des roches (friables, consolidées, fracturées ou fluantes) et la direction des contraintes. La mesure de la température donne une idée sur la conductivité thermique des roches et sur les zones de perte de circulation ou de venue de liquide ou de gaz. Mais son application la plus fréquente est la reconnaissance de la hauteur de remontée du ciment derrière le tubage, la prise du ciment dégageant une certaine chaleur.
On procède aussi à la mesure de la pression des couches à l’aide de manomètres soit descendus au bout des tiges de forage (tester de formation), soit au bout d’un câble. Dans le premier cas, on laisse venir au jour les fluides présents dans les couches réservoir. Dans le second, on recueille un certain volume de fluide dans des bouteilles d’échantillonnage. Dans les outils modernes, on mesure la résistivité du fluide d’écoulement avant son échantillonnage. Cela permet de recueillir du fluide de formation et d’éliminer les venues de filtrat de boue.
Des microcarottiers mécaniques ou à balles permettent de prélever des échantillons de roche sur les parois du sondage pour des analyses minéralogiques ou micropaléontologiques.
Enfin, d’autres dispositifs sont utilisés en production (débitmètres, gradiomanomètres) et pour la perforation du tubage ou l’étude de sa corrosion.
L’organisation
Les campagnes de géophysique et de forage se font généralement dans le cadre d’une certaine décentralisation permettant aux responsables des opérations de prendre les décisions dans un contexte concret.
Il est en revanche indispensable que les différentes filiales et les secteurs décentralisés soient en relation étroite avec une direction générale, assistée de services centraux, ayant pour mission de définir la politique de la société, d’en déterminer la stratégie, de fournir les moyens nécessaires, de promouvoir de nouvelles méthodes et d’assurer la formation continue et la promotion des hommes.
Les services centraux groupent des experts et des spécialistes ayant souvent besoin d’équipements scientifiques complexes, qui ne pourraient avoir leur place dans chaque filiale. Ils ont pour mission d’assister les secteurs décentralisés, de faire profiter les uns de l’expérience des autres, d’étudier de nouvelles techniques et d’en diffuser l’utilisation.
Certains services méritent une mention spéciale, comme les laboratoires. Le laboratoire géologique, par exemple, comprend généralement les sections suivantes : une section stratigraphique étudiant plus particulièrement les microfaunes et les nanoflores (pollens) fossiles ; une section pétrographique et sédimentologique ayant notamment pour objet l’étude des roches-réservoirs ; une section géochimique cherchant avant tout à préciser la nature des indices d’hydrocarbures et à apprécier le « potentiel roche mère » d’un bassin.
Sur le plan des opérations, certains travaux nécessitant des moyens importants, comme le forage, ou en évolution rapide, comme la géophysique et les diagraphies, sont réalisés par des entreprises de service. Dans les conditions actuelles de forte concurrence résultant de la raréfaction des objectifs classiques, la tendance des sociétés consiste, d’une part, à se renforcer par le rachat d’autres firmes ou par des fusions et, d’autre part, à se concentrer sur leurs métiers de base en confiant les activités jugées secondaires à des sociétés de services. Celles-ci sont ainsi amenées à se développer sur un plan vertical pour offrir un ensemble de prestations intégrées allant de la prospection à l’exploitation.
Telle qu’elle se présente aujourd’hui, l’exploration pétrolière offre un double visage.
Elle est une entreprise scientifique par les moyens qu’elle met en œuvre et par le cadre géologique dans lequel ces moyens s’intègrent. Elle fait appel à des techniques et à des outils de plus en plus complexes et perfectionnés. Les disciplines géologiques ont recours à des appareils d’observation (microscopes optiques et électroniques), de mesure (chromatographes, spectromètres) et de calcul. Les méthodes géophysiques et les diagraphies utilisent les plus récentes techniques de l’électronique et du traitement de l’information.
Les résultats de ces observations et de ces mesures ne sont valorisés que s’ils sont interprétés dans le cadre géologique du bassin sédimentaire. Les hydrocarbures sont des sédiments mobiles et fragiles qui prennent naissance, se déplacent, se rassemblent et parfois sont détruits au gré des vicissitudes de l’histoire géologique ; le prospecteur doit toujours avoir une vision complète des anciens milieux de sédimentation et de leurs déformations successives. La prospection pétrolière apparaît ainsi comme une entreprise d’équipe où chaque spécialiste travaille en étroite collaboration avec des géologues. Ceux-ci doivent avoir une connaissance, aussi complète que possible, de la géologie régionale et une bonne expérience de la recherche dans d’autres régions.
Le rendement de l’exploration s’exprime plus particulièrement par trois critères :
– le taux de succès des puits d’exploration, ou rapport des sondages positifs sur le nombre total de puits, critère qui ne tient pas compte de la taille des découvertes,
– la quantité moyenne d’hydrocarbures découverte par puits d’exploration (quotient des réserves découvertes par le nombre total des puits d’exploration),
– le gisement moyen.
Si la richesse de la province influe directement sur le rendement de la recherche, le type d’habitat se répercute différemment sur chacun de ces critères. Un habitat concentré, par exemple, donnera de faibles taux de succès, mais des volumes moyens généralement élevés. Ces critères évoluent également en fonction de l’exploration d’un bassin ; les grosses découvertes sont généralement effectuées dans les premières années, mais le progrès technique ou de nouveaux concepts peuvent amener une amélioration, au moins temporaire, du rendement de l’exploration.
L’exploration pétrolière réclame donc une stratégie d’ensemble tendant notamment à prendre des risques calculés et à rechercher une certaine répartition géographique et technique des opérations.
Une analyse rigoureuse des taux de succès montre, en effet, d’importantes variations dans l’espace et dans le temps, ce qui reflète les différences de richesse des diverses provinces et leur épuisement progressif au fur et à mesure des succès de l’exploration.
Aux États-Unis, par exemple, le pourcentage de succès toutes catégories apparaît relativement constant depuis 1945, avec une remontée depuis 1972, le progrès technique compensant approximativement l’épuisement du stock de gisements. En réalité, cette image globale masque une évolution profonde, à savoir la diminution du nombre de découvertes de taille moyenne et une augmentation spectaculaire des très petits gisements.
Cette baisse du rendement de l’exploration est un phénomène très général, que l’on retrouve dans la plupart des grandes régions pétrolières. Elle se traduit par un accroissement du nombre de découvertes non économiques dans les conditions actuelles. Une telle situation ne peut être surmontée que par des progrès et des innovations techniques apportant à la fois de nouveaux savoir-faire et une baisse des coûts d’exploration et de production, cela pouvant être renforcé par des conditions économiques et fiscales favorables.
Il faut bien se persuader que l’exploration pétrolière est entrée désormais dans un monde fini et que l’ère du pétrole bon marché touche à sa fin. Les provinces nouvelles, où l’espoir demeure de trouver encore quelques champs importants, sont de plus en plus rares, et situées dans des environnements hostiles, tels que les mers profondes, les zones arctiques, ou encore certaines provinces géologiques tectoniquement complexes. Ces régions sont devenues les terrains de chasse des grandes multinationales. Les autres sociétés, disposant généralement de moyens plus limités, tendent à concentrer leurs efforts sur certains problèmes spécifiques et, d’une façon plus générale, sur une exploration plus intensive dans les provinces productrices.
Mais il ne faut pas ignorer que ces découvertes seront de plus en plus modestes et également de plus en plus coûteuses. Cette exploration intensive ira de pair avec les progrès de l’exploitation des gisements où de meilleures connaissances, de nouveaux outils géologiques et géophysiques permettront de continuer à améliorer le taux de récupération des volumes en place.
Demain sans doute, plus encore qu’aujourd’hui, la prospection pétrolière nécessitera de la part de ceux qui en ont la charge une forte dose d’optimisme, le goût du risque et des investissements importants.
Espace perso de CLAUDE 
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