La migration des hydrocarbures dans les bassins sédimentaires: aspects géologiques et géochimiques Migration of Hydrocarbons in Sedimentary Basins: Geological and Geochemical Aspects

Abstract

La migration du pétrole vers les réservoirs et les pièges, et particulièrement son expulsion hors de la roche-mère où il s'est formé (migration primaire), est demeurée longtemps un des problèmes les plus mal connus de toute la géologie pétrolière. Le déplacement du pétrole et du gaz s'effectue en phase hydrocarbure séparée. L'eau, souvent considérée comme le véhicule du pétrole dans la migration, joue en fait un rôle négatif : il faut que la saturation en eau ait suffisamment diminué (par expulsion) et que la saturation en hydrocarbures ait suffisamment augmenté (par génération à partir du kérogène) pour que l'écoulement d'une phase hydrocarbure devienne possible. Le moteur de cette expulsion est le gradient de pression : l'élévation de la pression dans l'espace poreux des roches-mères résulte de trois causes (la charge sédimentaire, la genèse des hydrocarbures, et l'expansion thermique de l'eau). La microfissuration, qui survient quand la pression interne des fluides dépasse la résistance mécanique de la roche peut jouer un rôle important. Les observations dans les bassins sédimentaires de cas bien documentés sont encore trop rares. Il est, en particulier, difficile de calculer les réserves mobilisées à l'échelle d'un permis ou d'un bassin. La modélisation numérique de la migration, associée à celle de la genèse du pétrole et du gaz, offre des perspectives dans ce sens, mais elle demande encore des travaux complémentaires. Parmi les conséquences de la migration, on peut citer : la possibilité de corrélation huile/roche-mère, la teneur plus faible en produits lourds dans les réservoirs que dans les roches-mères et le rôle souvent joué par un déplacement où hydrocarbures liquides et gazeux forment une phase unique, qui migre en laissant progressivement derrière elle les fractions plus lourdes, par condensation rétrograde. Oil migration toward reservoirs and traps, and especially its expulsion from the source rock where it was formed (primary migration), has long remained one of the least well understood problems in all petroleum geology. The displacement of oil and gas occurs in a separate hydrocarbon phase. Water, which is often considered as the vehicle for oil during migration, effectively plays a negative role. Water saturation must have been sufficiently diminished (by expulsion) and hydrocarbon saturation must be sufficiently increased (by generation from kerogen) for the flow of a hydrocarbon phase to become possible. The driving force for this expulsion is the pressure gradient. A rise in pressure in the pore volume of source rocks results from three causes (the sedimentary load, the formation of hydrocarbons, and the thermal expansion of water). Microfracturing, which occurs when the internal pressure of fluids exceeds the mechanical strength of the rock, may play an important role. Observations of well documented cases in sedimentary basins are still too rare. In particular, it is difficult to compute the reserves mobilized on the scale of a permit or basin. The numerical modeling of migration combined with that of the formation of oil and gas opens up perspectives in this direction, but it still requires further work. Among the consequences of migration, mention can be made of the possibility of oil/source-rock correlation, the lower content of heavy products in reservoirs than in source rocks, and the role often played by a displacement in which liquid and gaseous hydrocarbons form a single phase that migrates while progressively leaving the heavier fractions behind it, by retrograde condensation.