LE CHARBON

Le charbon permet de satisfaire près de 29% des besoins énergétiques mondiaux. (©photo)

Définition et catégories

Le charbon est un combustible fossile d’origine organique. Il est le résultat de la transformation de biomasse (résidus de forêts notamment) enfouie dans le sol au cours des temps géologiques.

Par enfouissement, sous l’effet des pressions et des températures croissantes avec la profondeur (gravité, gradient thermique), les végétaux ensevelis sont en effet décomposés puis transformés en une matière solide et combustible à haute teneur en carbone : le charbon. 

Les plus anciens et les plus recherchés des charbons datent de près de 300 millions d’années (ère carbonifère). Mais on trouve aussi des charbons plus récents, déposés jusque dans l’ère tertiaire (lignite) ou quaternaire (tourbe).

Les gisements de charbon se situent sous terre et sous les planchers continentaux des océans. Ils peuvent être enfouis à plusieurs kilomètres de profondeur ou affleurer à la surface du sol.

Les charbons de hauts rangs sont composés à plus de 70% de carbone.

Le charbon est composé d’hydrogène, de soufre, d’oxygène et surtout de carbone. Selon la teneur en carbone, la profondeur et la température du gisement, il en existe plusieurs catégories :

• Les charbons de rangs inférieurs ont une faible teneur en carbone :
• Le lignite est composé de 50 à 60% de carbone ;
• Les sous-bitumineux sont constitués entre 60 et 70% de carbone.
• Les charbons de hauts rangs sont composés à plus de 70% de carbone et sont souvent désignés par le terme de « houille » :
• Les bitumineux sont composés de 70 à 90% de carbone. Ils peuvent être utilisés comme « charbon-vapeur », c'est-à-dire comme combustible pour produire de la vapeur, ou comme « charbon à coke »que l’on carbonise dans un four chauffé à 1 000°C à l’abri de l’air pour produire du coke ;
• L’anthracite a encore une qualité supérieure puisqu’il est composé à plus de 90% de carbone.

Chaque type de charbon correspond à un stade de maturité. Dans les tourbières, les végétaux se décomposent pour devenir de la tourbe (constituée à 50% de carbone) ; les zones boisées produisent du lignite. Puis, par enfouissement, ces dépôts carbonés se transforment progressivement en houille.

Les charbons de haut rang se forment à plus de 10 km de profondeur. A la suite des mouvements tectoniques et de l’érosion, la houille peut affleurer à la surface. Compte tenu du gradient géothermique moyen (3°C par 100 m), les mines de charbon actuellement exploitées ne se trouvent pas à plus de trois kilomètres de profondeur.

Fonctionnement technique ou scientifique

L’exploitation du charbon se décline en deux phases.

En amont : prospection et extraction

Les techniques d’exploitation sont déterminées par les connaissances géologiques du sous-sol qui permettent de préciser l’existence, la nature et la forme des gisements.

Les gisements peuvent s’étendre sur des milliers de km2, à plusieurs kilomètres sous la surface.

Outre les forages de reconnaissance, les techniques géophysiques permettent de préciser l’extension des couches et de localiser les failles. La bonne connaissance de la géologie des gisements est essentielle avant d’entreprendre une exploitation.

• Les mines souterraines : les gisements peuvent s’étendre sur des milliers de km2, à plusieurs kilomètres sous la surface. Il s’agit d’abord de déterminer la qualité et la forme du gisement, puis de définir les techniques à utiliser pour l’abattage (l’extraction). Des puits d’extraction et d’aération et des galeries sont creusés pour atteindre le gîte, là où se trouve le charbon. Un site industriel (le carreau) est créé en surface pour trier le charbon.
• Les mines à ciel ouvert : cette forme d’exploitation n’est possible que lorsque les gisements ne sont qu’à quelques dizaines de mètres de profondeur. L’exploitation s’effectue en couches successives. Les mines à ciel ouvert sont structurées en étages et ressemblent à de grands amphithéâtres ou à des carrières. Au fur et à mesure de l’exploitation, les déblais du front de taille sont utilisés pour combler les espaces exploités.

En aval : traitement et consommation

Le charbon extrait est lavé et trié selon sa teneur en carbone. Les lignites et les sous-bitumineux sont principalement utilisés pour produire de l’électricité. Les bitumineux répondent à des usages industriels (ex : génération électrique, cimenterie). Le charbon à coke est par exemple utilisé pour la sidérurgie. L’anthracite répond aux besoins industriels et domestiques (ex : caoutchouc synthétique, sidérurgie, filtration d’eau, chauffage, etc.)

Enjeux par rapport à l'énergie

Souvent décrié et considéré comme une énergie du passé, le charbon joue et jouera un rôle majeur dans le bouquet énergétique mondial.

Une ressource énergétique encore prépondérante

A l’origine de la révolution industrielle, le charbon demeure au XXIe siècle une énergie privilégiée dans le monde. Il permet d’assurer les besoins énergétiques de l'équivalent de presque un homme sur trois (le charbon satisfait 29% de la consommation d'énergie finale en 2012 selon l'AIE(1)). Il est la première source d’énergie utilisée pour produire de l’électricité (environ 40% de l’électricité mondiale est produite à partir de charbon).

Un combustible accessible

Grâce à une répartition géographique abondante et équilibrée, le charbon peut être importé à un prix compétitif partout dans le monde. Facile à transporter et à stocker, il est le combustible fossile le moins cher à exploiter.

Une source sûre

Avec de gros gisements en Chine, en Inde, en Australie, en Afrique du Sud, en Russie et en Amérique du Nord, la diversité des sources permet d’assurer un approvisionnement sûr sans forte dépendance énergétique vis-à-vis d’un pays producteur.

Des incidences environnementales et de sécurité

Les mines peuvent dénaturer localement les paysages. De plus, la combustion du charbon dégageant à l’échelle mondiale du CO2, du soufre et des oxydes d’azote, pollue davantage que les autres énergies fossiles. Enfin, l’exploitation du charbon présente des risques humains élevés : en Chine par exemple, l’extraction du charbon provoque la mort de plusieurs milliers de personnes par an.

Acteurs majeurs

Les leaders mondiaux de l’industrie minière sont souvent aussi les principaux producteurs de charbon. Ils exploitent également le cuivre, les diamants, l’aluminium ou bien d’autres énergies fossiles. Ainsi Rio Tinto (Australie) et Glencore Xstrata (Suisse/Royaume-Uni) sont d’importants producteurs de charbon.

Créé en 1985, le World Coal Institute regroupe une vingtaine d’entreprises et d’associations rattachées à l’industrie du charbon, telles que Eurocoal (l’association européenne du charbon et du lignite), qui répond aux enjeux soulevés par l’exploitation future du charbon.

Mis en place en 2005, le partenariat Asie-Pacifique pour le Développement Propre et le Climat réunit la Chine, les États-Unis, l’Inde, l’Australie, le Japon, la Corée du Sud et le Canada. Ces pays comptent pour plus de 70% de la production mondiale de charbon. Ce partenariat souhaite développer l’industrie du charbon grâce à des échanges de technologies et de procédés.

Unités de mesure et chiffres clés

La tonne équivalent pétrole (tep) est une unité de mesure permettant de comparer les rendements énergétiques des différentes sources d’énergie. Une tep est l’énergie produite par la combustion d’une tonne de pétrole.

L’énergie dégagée par la combustion d’une tonne de charbon de haut rang équivaut à 0,619 tep. Avec l’essor du pétrole, la tep s’est substituée à une ancienne unité, la tonne équivalent charbon (tec). En 2014, la production mondiale de charbon s’est élevée à 3,93 milliards de tep(2).

Les réserves prouvées sont les ressources disponibles jugées exploitables et rentables selon les techniques actuelles utilisées. Elles sont estimées à 891 milliards de tonnes (Gt) et peuvent subvenir à nos besoins pendant approximativement 110 ans, selon le rythme de consommation et les prix actuels.

Zone de présence ou d'application

Les réserves de charbon sont localisées dans plus de 70 pays. Fin 2014, les trois plus grandes réserves prouvées se situent :

• aux États-Unis (237 Gt, soit 26,6% des réserves mondiales) ;
• en Russie (157 Gt, 17,6%) ;
• en Chine (115 Gt, 12,8%)(3).

D’importantes réserves existent également en Australie, en Inde, en Afrique du Sud, en Allemagne et en Europe centrale.

Le charbon est généralement consommé à une relative proximité des mines compte tenu de l’importance du transport dans le coût énergétique. Pour optimiser les coûts, le marché mondial du charbon est divisé en deux zones géographiques : la zone atlantique (Amérique, Europe) et la zone pacifique (Asie, Océanie).

Le charbon est largement utilisé dans les pays d’Europe centrale et d’Asie où les ressources en gaz et en pétrole sont rares.

En Chine, près de 80% de l’électricité est produite à partir du charbon. Ce pays compte pour quasiment la moitié de la consommation mondiale de charbon.

Passé et présent

Devenu à la fin du XVIIIe siècle la principale source d’énergie, le charbon est à l’origine de la révolution industrielle. La Grande-Bretagne, la France et l’Allemagne ont ainsi bénéficié de gisements qu’ils ont pu exploiter à proximité des zones de consommation. En France, l’extraction du charbon remonte au Moyen Âge, mais se développe surtout à la fin du XVIIIe siècle jusqu’à la moitié du XIXe, notamment dans les bassins du Nord-Pas-de-Calais, de la Lorraine et de la Loire.

En 1762, la machine à vapeur créée par James Watt utilise le charbon comme combustible. Le charbon participe également au développement du transport grâce aux bateaux et aux chemins de fer (locomotives à vapeur).

L’exploitation du charbon a causé la mort de plus d’un million d’hommes au cours des deux derniers siècles.

Pour satisfaire les besoins en charbon, les techniques d’exploitation des mines se modernisent et des progrès sont réalisés dans la sûreté de l’extraction améliorant la sécurité des mineurs. L’exploitation du charbon a requis au cours de l’histoire d’importants efforts humains mettant parfois en jeu l’intégrité physique des mineurs.

L’exploitation du charbon a causé la mort de plus d’un million d’hommes au cours des XIXe et XXe siècle : les causes principales en ont été le grisou, un gaz naturel se dégageant des couches de charbon causant des explosions meurtrières appelées « coups de grisou » (ex : catastrophe de Courrières en 1906, 1 099 morts), les incendies (ex : incendie de 1956 à Marcinelle, 262 morts), la silicose (une maladie pulmonaire mortelle provoquée par l’inhalation de particules de poussières de silice dans les mines), les effondrements, etc.

Malgré le danger, ces conditions extrêmes ont souvent créé une forte solidarité entre les mineurs. Aussi, cette cohésion et ce soutien ont marqué l’histoire du charbon.

Au cours du XXe siècle, le charbon est progressivement délaissé en Europe au profit du pétrole et du gaz du fait de leur pouvoir calorifique plus élevé et de l’épuisement des mines locales. Au moment où la France ferme ses dernières mines de charbon, depuis une trentaine d’année, la demande mondiale de charbon est repartie à la hausse pour plus que doubler. Cela s’explique principalement par le développement économique des pays d’Asie (Chine, Inde, Indonésie) qui possèdent d’importantes réserves de charbon.

Futur

Le pic mondial du charbon désigne le moment où plus de la moitié des réserves seront consommées et où la production de charbon déclinera du fait de l’épuisement des réserves. En Europe, ce pic a eu lieu en 1982. En Chine, la production de charbon aurait baissé en 2014 pour la première fois depuis 14 ans.

L’avenir de la production mondiale de charbon repose à la fois sur l’amélioration des techniques d’exploration et de transformation du charbon pour produire davantage d’énergie à partir d’une même quantité de charbon. La gestion de l’impact climatique de l’utilisation du charbon devient un véritable enjeu.

L’amélioration de l’efficacité énergétique des centrales à charbon et l’intégration des technologies de « captage et stockage géologique du CO2 » (CSC) participent au développement du « charbon propre ». Avec les méthodes de CSC, le CO2 rejeté dans l’atmosphère est récupéré puis séquestré sous terre dans des couches profondes. Toutefois, ces techniques ne permettent pas pour le moment - faute de politiques climatiques conséquentes - de stocker à des conditions financières et techniques acceptables des quantités suffisantes de CO2.

Si les moyens mis en œuvre sur le plan des recherches et développements technologiques laissent entrevoir d’importants progrès des méthodes de CSC, la diffusion de ces pratiques ne verra le jour que lorsque de réelles politiques de réduction des émissions de gaz à effet de serre auront été décidées, notamment dans le cadre de la COP21 de décembre 2015.

SOURCE:  CONNAISSANCE DES ENERGIES

À RETENIR

Le charbon est créé à partir de biomasse enfouie dans le sol, généralement à plusieurs kilomètres de profondeur.

Il est composé d'hydrogène, de souffre d'oxygène et surtout de carbone. Chaque type de charbon (lignite, sous-bitumineux et bitumineux, anthracite) est classé en fonction de sa teneur en carbone.

Le charbon compte pour environ 40% de la production mondiale d'électricité.

Plus d'un quart des réserves mondiales de charbon sont situées aux États-Unis. La Chine extrait et consomme à elle seule près de la moitié du charbon dans le monde.

PÉTROLE

Unités de mesure et chiffres clés

La valeur d’un pétrole brut dépend de son origine géographique et de ses caractéristiques physico-chimiques propres. En simplifiant, plus le brut est léger (c’est-à-dire apte à fournir une plus grande proportion de produits à forte valeur marchande) et moins il contient de soufre, plus il vaut cher.

L’unité couramment utilisée pour quantifier les volumes de pétrole est le baril (bbl ou b). Un baril équivaut à 42 gallons, soit près de 159 litres (158,9873 litres exactement). L’unité du baril n’est pas une unité légale : elle est utilisée depuis l’origine de son extraction aux États-Unis au XIXe siècle car le pétrole était stocké et transporté dans des tonneaux en bois de 159 litres, appelés barils.

• Un très bon puits peut produire 10 kb/jour ou plus pendant 20 ans.
• Un grand gisement peut contenir 1 milliard de barils de réserves ou plus.

Zone de présence ou d'application

La production mondiale a atteint 86,8 millions de barils/jour en 2013(2). Près de 42,1% de cette production est issu des pays membres de l’OPEP (Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole) :

• en Afrique : Algérie, Angola, Libye, Nigeria ;
• au Moyen-Orient : Arabie Saoudite, Émirats arabes unis, Irak, Iran, Koweït, Qatar ;
• en Amérique : Équateur, Venezuela.

Origine du pétrole

Hors OPEP, les principaux pays producteurs/exportateurs de pétrole sont la Russie, les États-Unis, la Chine, le Canada, le Mexique, le Brésil, la Norvège et le Kazakhstan.

Passé et présent

Le pétrole est utilisé pour des applications variées depuis des siècles (ex : calfatage des bateaux, source de chauffage, d'éclairage, produit pharmaceutique).

C’est au tout début du XXe siècle qu’il devient une donnée essentielle de l’économie en raison de son utilisation pour l’éclairage d’abord puis comme carburant pour les moteurs à explosion (automobile).                                        

La période 1920-1970 est marquée par une série de grandes découvertes de gisements, en particulier au Moyen-Orient. En parallèle, les marchés liés au pétrole se développent : les carburants (essence, gazole, fioul lourd) pour les transports, les filières industrielles du pétrole (pétrochimie), les produits dérivés (matières plastiques, caoutchouc, etc.).

Après une période de stabilité avec un baril à 2 dollars, la période 1973-1980 marque l'histoire du monde avec les deux chocs pétroliers (augmentation brutale du prix du pétrole). A partir de 1985, le contre-choc pétrolier voit le prix du baril diminuer. En 2003, le prix du baril remonte pour atteindre un sommet de 147 dollars en juillet 2008. Depuis, son prix a baissé avant de fortement remonter en 2011 et début 2012 (atteignant 125 dollars le baril en mars 2012). Au mois de juillet 2014, le prix du baril de pétrole atteignait près de 108 dollars en moyenne.

Notons que la dépendance des pays développés vis-à-vis du pétrole est telle que sa convoitise a déclenché ou influé sur le cours de plusieurs guerres (notamment de la Seconde Guerre mondiale).

Futur

L'avenir de la production pétrolière mondiale dépend de la prospection de territoires encore inaccessibles (raisons politiques ou climatiques) et de l’évolution des technologies (profondeur des forages offshore, exploration en zone arctique). Ces points convergent pour aboutir à un pétrole plus rare et plus cher.

Par ailleurs, des découvertes exceptionnelles peuvent avoir lieu à l’instar du gisement géant du Tupi identifié fin 2007 dans la baie de Santos au Brésil, enfoui à 6 000 m de profondeur.

Le pic pétrolier est aujourd’hui matière à débat. Il désigne le moment où la production mondiale de pétrole plafonnera puis commencera à décliner du fait de l'épuisement des réserves de pétrole exploitables. Si les optimistes l’estiment à 2030 grâce au développement des techniques d’extraction, les pessimistes pensent que nous avons déjà atteint le point culminant. L'exploitation de pétroles non conventionnels pourrait encore fortement influer sur le niveau de la production mondiale dans les années à venir.

Selon l’AIE, la croissance de la demande de pétrole (103 Mb/j à l'horizon 2030) continuera à être satisfaite au-delà de 2030.

SOURCE: CONNAISSANCE DES ENERGIES

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Prospection / exploration gazière et pétrolière

Définition

Prospection et exploration gazières et/ou pétrolières visent à découvrir de nouveaux gisements de gaz naturel ou de pétrole.

Ces deux ressources fossiles résultent de la transformation des déchets organiques animaux et végétaux contenus dans les boues gorgées d’eau se sédimentant au fond des mers. Leur enfouissement progressif pendant des millions d’années les soumet à des températures (géothermie) et des pressions (gravité) croissantes.

En l’absence d’oxygène, ces matières organiques se pyrolisent en hydrocarbures au sein des roches-mères, soit sous forme d’huile (pétrole) entre 1,5 et 3 km de profondeur, soit sous forme de gaz (méthane) au-delà. Sous l’effet de la pression intense, ces hydrocarbures de densité inférieure à l’eau, sont alors poussés à migrer hors de leur roche-mère et à remonter vers la surface au travers de couches plus perméables. Si leur remontée est bloquée par des strates imperméables (argile) formant voûte, ils peuvent s’accumuler dans des roches perméables sous-jacentes (roches-réservoirs) en formant un gisement de pétrole et/ou de gaz naturel.

L’objectif de la prospection est de localiser un gisement. L’exploration doit en vérifier l’existence et en évaluer l’importance et la qualité grâce à des forages dont l’emplacement est déterminé en associant géologie et géophysique. En cas de succès, ces deux phases en amont sont suivies par les phases d’exploitation, de transport et de commercialisation.

Fonctionnement technique ou scientifique

1) La prospection géologique en surface

Les caractéristiques géologiques des gisements pétroliers diffèrent en fonction de leur âge (de 5 à 400 millions d’années), de leur profondeur (de 1 à 10 km) et de leur thermique (la formation de l’huile se situant entre 60 et 150 °C).

Pour identifier les régions potentiellement pétrolifères, les géologues s’interrogent sur les points suivants :

• Quelle est la nature des roches ?
• Ont-elles été soumises à des conditions favorables à la création d’hydrocarbures ?
• Ces hydrocarbures ont-ils pu migrer et être piégés par des couches imperméables ?

Les géologues dressent une carte du sous-sol à partir des informations obtenues en surface par examen des affleurements et dans les airs par photogéologie(1). Lorsqu’une zone  favorable (prospect) est repérée par les géologues depuis la surface, c’est au tour des géophysiciens d’explorer le sous-sol.

2) La prospection géophysique en profondeur

La sismique réflexion est la méthode principale des géophysiciens pour repérer des gisements potentiels :

• sur terre (onshore), à partir d’un choc ou de vibrations sonores ébranlant le sol, on détecte par un réseau de géophones les échos réfléchis partiellement par les couches géologiques. On obtient ainsi une échographie 2D de la structure des couches prospectées.

Prospection géophysique sur terre (©Connaissance des Énergies)

• en mer (offshore), on produit l’onde sismique par air comprimé à haute pression et on recueille les échos sur des hydrophones flottants (flûtes), la couche d’eau étant considérée comme homogène.

Prospection géophysique offshore (©Connaissance des Énergies)

Pour passer en sismique 3D, on multiplie les flûtes et les angles de production des ondes sismiques pour permettre de construire des images du sous-sol en volume. Beaucoup plus onéreuse(2), l’imagerie sismique 3D est aussi beaucoup plus précise et permet de visualiser les  volumes des gisements. En intégrant le facteur temps, on peut analyser l’évolution des gisements en cours d’exploitation en 4D.

3) Les forages d’exploration

Après la prospection, le forage est la seule méthode pour confirmer la présence d’hydrocarbures et pour définir :

• la qualité de l’effluent du puits (huile saturée de gaz? eau?) ;
• la perméabilité du réservoir ;
• la production potentielle et la quantité d’huile.

Forer consiste à percer l’écorce terrestre pour atteindre les zones pétrolifères, au-delà de deux kilomètres. Pour les gisements conventionnels terrestres, on fore généralement à la verticale mais des forages horizontaux sont pratiqués pour les gisements de grande étendue et de faible épaisseur. En mer, pour des raisons économiques, des forages orientés multiples sont effectués à partir d’une plateforme unique.

Dans un forage vertical classique, la tête de forage est un trépan doté de dents en acier très dur, parfois diamanté, mis en rotation rapide par un train de tiges creuses reliées à une tour verticale d’une trentaine de mètres de haut dans laquelle sont regroupés la table de rotation et les pompes d’aspiration et d’injection. Au fur et à mesure de la descente du trépan, on visse en surface des tiges supplémentaires. Simultanément, on procède au tubage externe du forage par des cylindres creux en acier de diamètre supérieur au trépan que l’on gaine de ciment.

Pour débarrasser en permanence le fond du forage des débris de roche arrachés par le trépan, on injecte sous haute pression dans le train de tiges en rotation une boue fluidequi traverse le trépan et remonte par le tubage externe en entraînant les débris. Cette boue est filtrée en surface, analysée et réinjectée dans le train de tiges. Au-delà de l’évacuation des débris, ce fluide équilibre la pression sur les parois du puits, lubrifie et refroidit le trépan et peut empêcher d’éventuelles éruptions.

Les forages d'exploration (©Connaissance des Énergies)

La profondeur des trous de forage est habituellement comprise entre 2 000 et 4 000 m et peut atteindre 6 000 m.(3) Lorsque des traces d’hydrocarbures sont détectées dans le fluide remontant en surface, on procède à un carottage avec un trépan spécial qui découpe un cylindre dans la roche. Une fois remontée, cette carotte fournit des informations clés sur la teneur en hydrocarbures de la roche traversée. Si un gisement est atteint, le forage est arrêté. Des explosifs sont descendus pour percer le tubage et laisser le pétrole pénétrer dans le puits et remonter à la surface si la pression est forte. Une tête de puits est alors installée pour mesurer le débit et évaluer la productivité du gisement. En cas de succès, d’autres forages sont réalisés pour en confirmer le potentiel. Puis viennent les multiples études économiques pour en estimer la rentabilité avant une décision de mise en exploitation.

Enjeux par rapport à l'énergie

En 2011, le pétrole (31,5%) et le gaz (21,3%) ont fourni presque plus de la moitié de la consommation mondiale d’énergie primaire (13,1 GTep). Sous la pression des pays émergents, la demande devrait continuer à croître.

Fin 2012, les réserves prouvées sont estimées à 1,668,9 milliards de barils en pétrole (soit près de 51 ans de consommation mondiale au rythme actuel) et 187 300 milliards de m3 en gaz(4) (soit près de 56 ans 1/2 de consommation mondiale au rythme actuel) mais prospection et exploration peuvent permettre de repousser les échéances d’une « raréfaction », en forant plus profond, plus loin en mer et dans des couches géologiques jusque là considérées comme inaccessibles, les roches-mères. La quantité d’hydrocarbures dits de « schiste» qui sont occlus dans ces roches, est notamment sans commune mesure avec la partie piégée dans les structures géologiques exceptionnelles que sont les gisements classiques.

La maîtrise des forages horizontaux et de la fracturation hydraulique de ces roches-mères donne accès à ces hydrocarbures de roche-mère, dans lesquels les Etats-Unis investissent massivement. Devant l’énormité des enjeux, Etats et industriels développent des technologies adaptées aux nouvelles conditions de forage et d’exploitation, par exemple des trépans orientables et autonomes qui s’affranchissent des trains de tiges.

L’effort pour trouver de nouvelles ressources y compris non-conventionnelles se traduit par l’identification de nouveaux gisements considérables (Orénoque, mer du Nord, États-Unis, etc.) qui pourraient déplacer les équilibres géopolitiques actuels.

Acteurs majeurs

Les industriels

Nombreux et de toutes tailles, ils peuvent être classifiés comme suit :

les majors du secteur pétrolier comme BP, Chevron, Exxon, Shell, Total ou du secteur gazier comme Gazprom ou GDF Suez, consacrent une part importante de leurs investissements à  cette phase de prospection/exploration (5 à 10% du chiffre d’affaires). L’offshore est en général leur priorité. Les acteurs principaux du « schiste » aux États-Unis sont à l'origine des nouveaux entrants tels que Chesapeake ;

les géophysiciens, les géologues, les ingénieurs et les foreurs indépendants auxquels les majors font appel pour mener à bien les travaux de prospection pétrolière et gazière. Parmi ces sociétés, quelques acteurs majeurs se démarquent :

• CGG (Compagnie Générale de Géophysique) Veritas ;
• Schlumberger ;
• Halliburton ;
• PGS (Petroleum Geo-Services) ;
• BGP ;
• Fubro.

Les États

Ils sont propriétaires des gisements d’hydrocarbures présents sur leur territoire et dans les fonds marins n’excédant pas une distance de 200 milles marins (370,4 km) au large de leurs côtes. Les compagnies chargées de l’exploration doivent obtenir auprès de ces Etats une licence d’exploration puis une licence d’exploitation. Les Etats disposent également de leurs propres sociétés nationales comme :

• Saudi Aramco (Arabie Saoudite) ;
• NIOC (Iran) ;
• Qatar Petroleum (Qatar) ;
• PDVSA (Venezuela) ;
• Statoil (Norvège).

Unités de mesure et chiffres clés

• Les investissements pétroliers mondiaux atteignent 561 milliards de $ en 2011 et 623 milliards de $ en 2012(5). La part consacrée à la prospection/exploration est estimée à environ 20% (en moyenne, 5% pour l’observation à la surface et 15% à l’étude des profondeurs) de ces investissements, soit près de 100 milliards de $ par an. Ce montant est considérable pour une activité à haut risque technique, dépendant fortement des cours du baril. Le risque d’échec est important.
• Un forage d’exploration représente généralement 60% du budget d’exploration selon IFP Energies nouvelles. Il est évalué entre 3 et 5 millions d’euros en exploration onshore et entre 8 et 20 millions d’euros en offshore et dure en moyenne entre un et quatre mois. Certains sont très profonds et peuvent coûter jusqu’à 100 millions d’euros par puits.

Zone d'application

Les zones traditionnelles d’exploration gazière sont la Russie, les États-Unis, le Canada, l’Algérie et le Royaume-Uni qui représentent à eux cinq près de 50% de la prospection et de la production mondiale de gaz(6).

On cherche aussi du pétrole dans les gisements offshore au large du Brésil, du Venezuela, du Canada, en mer de Chine et les recherches commencent dans l’Arctique.

Le Moyen-Orient qui dispose d’importantes réserves de gaz et des plus importantes réserves prouvées de pétrole, privilégie pour le moment l’exploration pétrolière. Les réserves de gaz n’y sont encore que peu exploitées, le prix du pétrole étant beaucoup plus attractif.

Passé et présent

La sismique réflexion se développe pour localiser les gisements à partir des années 1930. La dynamite est alors utilisée pour créer les chocs acoustiques.

Conçues dans les années 1990, les imageries 3D et 4D accompagnent désormais les campagnes de prospection dès que la probabilité de trouver un gisement est suffisante pour justifier leur utilisation.

Depuis les années 2000, les trépans autonomes permettent d’orienter les forages obliques jusqu’à l’horizontale. On accède ainsi à des formations d’hydrocarbures peu épaisses mais s’étendant sur plusieurs milliers de mètres. On découvre alors que les gisements de pétrole communiquent souvent entre eux sur des distances considérables (mer du Nord).

Futur

La prospection/exploration va jouer un rôle déterminant dans l’avenir énergétique mondial qui est aujourd’hui incertain faute d’une vision claire sur les réserves réelles dont on dispose et sur l’extractabilité des hydrocarbures de roche-mère à des prix économiquement supportables. Dans le futur, les progrès techniques devront non seulement permettre de contenir les coûts mais surtout faire la preuve d’un impact environnemental acceptable

SOURCE:   C O N N A I S S A N C E S des E N E R G I E S

Formation du pétrole

Définition

Le pétrole est un combustible fossile dont la formation date d’environ 20 à 350 millions d’années. Aussi appelé « huile » ou « pétrole brut », il provient de la décomposition d’organismes marins (principalement de plancton) accumulés dans des bassins sédimentaires, au fond des océans, des lacs et des deltas.

La transformation de la matière organique en pétrole s’échelonne sur des dizaines de millions d’années, en passant par une substance intermédiaire appelée kérogène. Le pétrole produit peut ensuite se trouver piégé dans des formations géologiques particulières, appelées « roches-réservoirs » constituant les gisements pétrolifères « conventionnels » exploités de nos jours.

De la matière organique au pétrole

L’accumulation de matière organique dans les sédiments

La matière organique est issue d’êtres vivants (plancton, végétaux, animaux, etc.). Composée pour l'essentiel de carbone, d’hydrogène, d’azote et d’oxygène, elle forme ce que l’on appelle « la biomasse ». Cette biomasse est généralement détruite par des bactéries mais une faible partie (moins de 1 %) se dépose au fond de milieux aquatiques.

Dans cet environnement pauvre en oxygène, la matière organique est en partie préservée. Elle se mélange ensuite à des matières minérales (particules d’argiles ou sables fins), créant ainsi des boues de sédimentation. Celles-ci s’accumulent par couches successives sur des dizaines voire des centaines de mètres.

La formation du kérogène

Au début de la sédimentation jusqu’à une profondeur d’environ 1 000 mètres sous le plancher océanique, la matière organique contenue dans les boues de sédimentation subit une transformation sous l’action de bactéries anaérobies (vivant en milieu privé d’oxygène). Elles en extraient l’oxygène et l’azote, aboutissant à la formation de kérogène. Il s’agit d’un composé solide disséminé sous la forme de filets au sein des sédiments, contenant surtout du carbone et de l’hydrogène.

La maturation du kérogène en pétrole

Par leurs propres masses et à la suite de leur couverture par de nouveaux dépôts, les couches sédimentaires s’enfoncent naturellement dans la croûte terrestre. Au cours de ce phénomène et au-delà de 1 000 mètres de profondeur sous le plancher océanique, les résidus minéraux des boues de sédimentation se solidifient en une roche relativement imperméable. Appelée « roche-mère », cette formation piège le kérogène.

La roche-mère subit également un enfouissement. Le kérogène est donc soumis à des pressions et des températures géothermiques de plus en plus élevées, augmentant d’environ 3°C tous les 100 mètres. À une température supérieure à 60°C, ce qui correspond à un enfouissement d'environ 1 500 à 2 000 mètres, le kérogène subit un craquage thermique, appelé également « pyrolyse ». Cette transformation chimique élimine l’azote et l’oxygène résiduels pour laisser de l’eau, du CO2 et des hydrocarbures, molécules exclusivement composées de carbone et d’hydrogène. Le mélange d’hydrocarbures liquides est appelé pétrole brut.

Des hydrocarbures sous forme gazeuse (méthane) sont également générés lors de la transformation du kérogène. La proportion de gaz au sein de la roche-mère s’avère d’autant plus élevée que la durée et la température de transformation du kérogène sont importantes :

• entre 60° et 120°C (entre 2 000 à 3 000 mètres de profondeur), le kérogène produit principalement du pétrole et une faible quantité de gaz ;
• à partir de 120°C (soit 3 000 mètres), la production de pétrole à partir du kérogène devient insignifiante. Les hydrocarbures liquides présents dans la roche-mère sont à leur tour transformés en molécules de gaz sous l’effet de la température et de la pression ;
• au-delà de 150°C (soit un enfouissement supérieur à 4 000 mètres), il ne se forme plus que du gaz.

 

Types d'hydrocarbures générés à partir du kérogène en fonction de la profondeur d’enfouissement (©Connaissance des Énergies, d'après le département de géologie de l'université Laval)

Le cas des schistes bitumineux

Lorsque la roche-mère n’est pas suffisamment enfouie, le kérogène qu’elle contient ne subit pas de pyrolyse. Appelé schiste bitumineux, il s’agit d’un combustible fossile arrêté au stade d’« avant-pétrole » dans le processus de maturation du kérogène.

Par un procédé industriel, les schistes bitumineux peuvent être transformés en pétrole en subissant une pyrolyse (à 500° C pour accélérer la maturation du kérogène).

Formation des gisements de pétrole

Le pétrole est une matière première facilement exploitable lorsqu’il se concentre dans un réservoir par des phénomènes de migration.

Migration primaire

Le pétrole brut est initialement contenu dans la roche-mère, compacte et imperméable. Par un mécanisme encore mal élucidé (certainement lié à une augmentation de pression dans la roche-mère au cours de son enfouissement) l’eau, le pétrole et le gaz issus du kérogène peuvent être expulsés de leur formation d’origine, migrant alors éventuellement vers une future roche-réservoir.

Migration secondaire

De faible densité, le pétrole expulsé (mélangé à de l’eau et du gaz dissous) a tendance à remonter jusqu’à la surface de la Terre. Il s’échappe très lentement à travers les couches sédimentaires perméables qui jouxtent la roche-mère :

• en général, la migration secondaire du pétrole n’est pas arrêtée par un obstacle. Le pétrole finit par atteindre les premiers mètres du sol, où il est dégradé en bitumes sous l'action de bactéries. Les combustibles fossiles produits sont alors des pétroles dits « lourds » ou « extra-lourds » et des sables bitumineux. Ils peuvent être utilisés comme des indices de surface pour détecter un bassin sédimentaire susceptible de contenir du pétrole, lors de prospections réalisées par l’industrie pétrolière ;
• parfois, la migration du pétrole brut vers la surface est empêchée par une formation géologique imperméable, comme une couche de sel par exemple, appelée « roche-couverture » (également qualifiée de « roche imperméable »). Une accumulation de pétrole associé à de l’eau et du gaz se forme dans la couche perméable sous-jacente créant ainsi une roche-réservoir en dessous de la roche-couverture. Dans ce réservoir poreux, le gaz s’accumule au-dessus du pétrole brut, lequel se retrouve au-dessus de l’eau en raison des densités respectives de ces produits (le gaz naturel est plus léger que le pétrole, lui-même plus léger que l’eau).

Migrations primaire et secondaire du pétrole conduisant à la formation d’un gisement (©Connaissance des Énergies)

Seule une partie du pétrole brut est concentrée dans les roches-réservoirs. En effet, 10 à 40% des hydrocarbures restent piégés dans la roche-mère, de manière disséminée. Le pétrole de roche-mère est alors plus connu sous le nom d’« huile de schiste » ou de « pétrole de schiste ». Moins facile à extraire que le pétrole sous forme de gisements, il requiert des techniques d’exploitation particulières comme la fracturation hydraulique (des techniques alternatives sont également à l'étude).

Les différents « pièges à pétrole »

L’ensemble roche-réservoir/roche-couverture forme une structure dite de « piège à pétrole ».  Plusieurs types de pièges sont décrits, principalement en fonction de la déformation des roches au cours de phénomènes géologiques.

Pièges structuraux

• Le plus courant est le piège anticlinal, structure où les roches ont été plissées en forme de voûte par les mouvements terrestres. Pour le géologue, la présence d’un anticlinal est un indice en faveur de la présence de gisements. En effet, environ 80% des gisements de pétrole sont de ce type.
• Lors de la création d’une faille, un bloc terrestre peut également glisser vers le haut ou vers le bas au niveau de la cassure. Une couche imperméable peut alors venir obstruer une couche perméable et arrêter le pétrole dans sa migration.

Pièges stratigraphiques

• Les dômes de sel (appelés diapirs) sont des masses de sel formées en profondeur qui remontent sous l’effet de la température et de la pression. En s’élevant, elles traversent des couches perméables et subdivisent les réserves de pétrole. En surplombant les roches-réservoirs, les dômes de sel imperméables constituent des roches-couvertures.

Les principaux types de pièges à pétrole (©Connaissance des Énergies)

Les mouvements terrestres sont susceptibles de modifier les gisements formés. Le pétrole peut être enfoui plus profondément : il subit alors à nouveau un craquage thermique et donne alors un gisement de gaz naturel. Les gisements de pétrole peuvent également fuir. Dans cette situation, le pétrole migre vers la surface ou vers un autre piège.

Classification du pétrole

Tout processus de formation est unique : un gisement de pétrole contient un mélange d’hydrocarbures qui le caractérise selon l’histoire géologique de la zone où il s’est développé.

La provenance géographique est donc un des critères de classification du pétrole (Golfe Persique, mer du Nord, Venezuela, Nigéria, etc.). Toutefois, pour établir des comparaisons entre différents sites, d’autres critères existent. Les plus importants sont les mesures de la viscosité et de la teneur en soufre du pétrole brut.

• Selon la viscosité, quatre types de gisements sont définis (léger, moyen, lourd ou extra-lourd et bitume). Plus le pétrole brut est visqueux, plus il est « lourd » :
• les gisements de pétrole léger : l’aspect du pétrole brut se rapproche de celui du gazole. Les gisements sahariens présentent cette caractéristique ;
• les gisements de pétrole moyen : la viscosité du pétrole brut est intermédiaire entre le pétrole léger et le pétrole lourd. Il s’agit par exemple des gisements du Moyen-Orient ;
• les gisements de pétrole lourd ou extra-lourd : le pétrole brut ne coule pratiquement pas à température ambiante. Les gisements d’Amérique du sud en sont un exemple ;
• les gisements de bitume : le pétrole brut est très visqueux voire solide à température ambiante. Les principales réserves de ce type se trouvent au Canada.

Cette propriété est importante pour déterminer la rentabilité de l’exploitation. En effet, un pétrole peu visqueux ou léger est plus facile à extraire et à traiter qu’un pétrole lourd.

• La teneur en soufre distingue le pétrole brut soit en doux (faible teneur en soufre) soit en sulfuré dans le cas contraire. Des gisements de pétrole doux sont notamment trouvés en Afrique, ceux de pétrole sulfuré en Amérique du Nord. 

Cette mesure est utilisée pour la phase de raffinage du pétrole, une faible teneur en soufre la favorisant.

source:C O N N A I S S A N C E d e s E N E R G I E S