Quand la Terre nous dit où trouver du pétrole

Pour savoir ce qu'il y a sous nos pieds, le plus simple est de se baisser et ramasser un peu de terre. C'est ainsi que l'agriculteur arrive à connaître son sol : plus ou moins riche en sable, en argile… Pour en savoir plus, on peut creuser sur une certaine profondeur et prélever une carotte de sol pour l'analyser au laboratoire. C'est ainsi que procèdent les agronomes dans le champ de l'agriculteur, mais c'est aussi comme cela que les glaciologues ont pu étudier la neige profonde qui s'est déposée il y a 800 000 ans et la composition en gaz de l'air qui régnait à cette époque. Leur travail nous a permis de mieux comprendre l'évolution du climat. Toutes ces méthodes directes d'observation sont utiles mais ne suffisent pas toujours : parfois, on veut aller si profond ou sur une si large surface qu'il vaut mieux passer par des méthodes indirectes.

Figure 1 : Activité de prospection pétrolière, avec câbles sismiques, 1932.

Sismographie

Ainsi, pour sonder l'intérieur de la Terre et comprendre sa structure, une méthode consiste à déclencher des "mini-tremblements de terre" et suivre le déplacement des ondes de choc grâce à des sismographes placés au sol. Certaines ondes vont circuler en surface et rejoindre directement le point de mesure, tandis que d'autres vont se propager en profondeur et être renvoyées par les discontinuités entre les couches. En comparant les temps mis pour effectuer ces divers trajets, et en multipliant les mesures pour affiner le calcul, on a pu montrer que la couche superficielle de notre planète (dite croûte terrestre) a une épaisseur moyenne de 43 km (Figure 2).

Figure 2 : méthode indirecte d'étude de la Terre par sismographie (image Académie de Créteil)

Cette même méthode est utilisée par les compagnies pétrolières pour explorer la structure géologique d'une région et savoir quels types de roches elle contient, et pour détecter les éventuels gisements de pétrole. Mieux équipés que leurs prédécesseurs, les prospecteurs d'aujourd'hui possèdent un outillage qui comprend les méthodes d'imagerie sismique mais aussi la magnétométrie (mesure du champ magnétique terrestre) et la gravitométrie (mesure du champ de gravitation et de ses légères variations).

 

Forage

Une fois trouvé un emplacement prometteur décelé par sismographie (par exemple une poche fermée située entre deux strates),le forage peut commencer. Du haut d'un mât (ou "derrick"), on fait descendre à l'extrémité d'une série de tiges téléscopiques un trépanen acier spécial très dur, capable de creuser la roche (Figure 3). Le premier trépan creuse un trou de 30 pouces (environ 76 cm) de diamètre sur quelques dizaines de mètres, puis est remonté pour être changé. Le deuxième modèle utilisé est plus petit (environ 20 pouces), et ainsi de suite jusqu'au cinquième trépan qui fait généralement 8,5 pouces. Au fur et à mesure du forage, chacune des sections est consolidée par un tube afin de renforcer la structure et de pouvoir continuer à creuser.

Figure 3 : Exemple de trépan utilisé dans les forages

En règle générale, la vitesse de forage varie de 1 à 2 m par heure dans les terrains durs pour atteindre 30 m par heure dans les terrains tendres —  on descend ainsi jusqu’à une profondeur de l’ordre de 1 000 à 10 000 mètres.Pour mieux contrôler l'avancement du trépan, mesurer en temps réel les paramètres au fond du puits et agir en conséquence, l'industrie utilise maintenant des appareils pilotés par ordinateur. Ils permettent de relever des mesures sur la teneur en hydrocarbures et en eau, la présence de gaz, la porosité, la densité et la perméabilité. Ensemble, ces appareils offrent une mesure des caractéristiques des roches traversées, que l'on nomme une diagraphie. Ils sont aujourd'hui très sophistiqués, mais ont été mis au point en 1927 en Alsace : on doit la première diagraphie aux frères Conrad et Marcel Schlumberger de la Société de prospection électrique (aujourd'hui Schlumberger Limited). Comme les gisements faciles d'accès devinrent de plus en plus rares, l'industrie pétrolière dut se tourner vers des puits dont l'exploitation était plus difficile : cette technique lui permit d'améliorer la précision et l'efficacité du forage.

 

Mesure de la résistivité des sols traversés

En 1927, pendant une journée, les frères Schlumberger mesurèrent la résistance électrique (resistivité) le long d'un puits de 200 mètres (figure 4). Aujourd'hui, les diagraphies peuvent se faire à la vitesse d'1 km par heure. Leur instrument, hissé mètre par mètre avec un treuil manœuvré à la main, envoyait un courant électrique et mesurait la façon dont celui-ci se transmet dans les différentes couches. Plus une roche est imbibée d'eau, comme les sables, les marnes et les argiles, plus elle est conductrice, alors que les hydrocarbures comme le pétrole ou le gaz sont extrêmement résistifs (ils conduisent peu l'électricité).

 

Mesure de la radioactivité naturelle

Aujourd'hui, c'est toute une panoplie de mesures qui sont effectuées, utilisant par exemple la radioactivité naturelle et la radioactivité provoquée des couches traversées. La radioactivité naturelle provient des argiles : on y trouve du potassium-40 radioactif, dont les nombreuses charges négatives adsorbent du thorium et de l'uranium. À l’inverse, les sables et les calcaires ont une activité radioactive négligeable. Bien que la radioactivité se compose des rayonnements alpha, béta et gamma, on ne mesure que le rayonnement gamma car c’est le seul qui soit suffisamment pénétrant. L'instrument de mesure détecte la radioactivité dans un rayon de 15 à 20 cm autour du puits, et effectue une moyenne des impulsions recueillies toutes les quelques secondes. Ce pas de temps détermine notamment la vitesse de descente de la sonde, qui ne doit pas être trop élevée pour ne pas perturber la moyenne. De la quantité de radioactivité mesurée, on peut déduire le type de roche.

 

Mesure de la radioactivité provoquée

Lors du forage est utilisé une sonde de mesure comportant une source radioactive artificielle et des détecteurs de neutrons ; cette source émet dans le puit des neutrons rapides, c'est à dire des neutrons de haute énergie (4 à 14 M

Exemple de source radioactive utilisée La source radioactive artificielle peut être un mélange de plutonium et de béryllium (on peut aussi utiliser de l'américium, comme dans les détecteurs d'incendies). Le plutonium 238Pu éjecte naturellement une particule alpha 4He qui percute le noyau de béryllium 9Be et provoque l’émission d’un neutron rapide 1n suivant les réactions : 238Pu → 234U + 4He 4He + 9Be → 1n + 12C Figure 5 : Schéma d'une sonde dans un forage pétrolier. En haut, la détection de la radioactivité gamma naturelle. En bas, la source émettrice de neutrons rapides et les détecteurs de neutrons lents, en retour.

 

Les neutrons rapides traversent les parois du forage et entrent en collision avec les atomes présents dans la roche : tout comme les neutrons sont ralentis par un "modérateur" dans certains réacteurs nucléaires - souvent de l'eau - chaque choc avec les noyaux des atomes rencontrés fait perdre une partie de l'énergie du neutron. L'eau (formule H₂O) présente dans les roches est un excellent modérateur car les noyaux d'hydrogène ont une masse proche de celle du neutron, ce qui augmente leur efficacité. Ainsi, le nombre de neutrons ralentis mesuré par la sonde donne une mesure indirecte de la quantité d'eau dans un terrain et donc de la porosité du terrain - sachant que les poches de pétrole sont situées dans les roches poreuses (et piégées par une couche imperméable au-dessus).

Notons que, contrairement à la datation au carbone 14, ce n'est pas la demi-vie des éléments radioactifs qui nous intéresse dans la diagraphie, mais la présence ou non d'un rayonnement radioactif et le comportement des atomes qui reçoivent ce rayonnement. Peu importe l'histoire du terrain, seul compte son comportement au moment du forage : cela nous montre bien la diversité des informations que l'on peut tirer de cette propriété naturelle des atomes qu'est la radioactivité.

 

Toutes les mesures faites au cours de la diagraphie se complètent ainsi les unes les autres : si la technique des neutrons rapides (radioactivité provoquée) met en évidence la présence d'hydrogène (et donc d'eau) et que la mesure du rayonnement gamma naturel indique une couche radioactive, alors on en déduit la présence d'argiles (Figure 6). Si, par contre, on mesure une radioactivité naturelle nulle mais une forte porosité, c'est le signe d'un fluide comme l'eau ou le pétrole. On fait alors appel à d'autres mesures (par exemple la résistivité qui permet de distinguer l’eau du pétrole) pour préciser ce diagnostic.

Figure 6 : diagramme mettant côte à côte les mesures de rayonnement gamma naturel (à gauche) et de détection de neutrons lents (à droite). Plus la radioactivité naturelle est forte (pics vers la partie droite sur la partie gauche de la figure), plus nous sommes en présence d'argiles, strates imbibées d'eau et donnant une réponse forte en neutrons lents (pics vers la gauche sur la partie droite de la figure). La radioactivité naturelle faible signifie plutôt des grès et calcaires, non imbibés d'eau à la différence des argiles, et donc roches perméables ou poreuses. (source : Schlumberger)

Une fois que le gisement de pétrole est bien caractérisé et considéré valable pour l'exploitation, il reçoit un dernier cuvelage - ou tubage - d'environ 7 pouces de diamètre (18 cm) qui est ensuite percé sur place par un explosif. Non pas pour détruire ce qui vient d'être posé mais pour créer des perforations du tubage à travers lesquelles le pétrole va pouvoir circuler (Figure 6). On ouvre alors les vannes de la tête de puits en surface : la différence de pression entre la couche de pétrole en profondeur et l'atmosphère fait simplement remonter l'or noir vers la surface. Le puits est dit "naturellement éruptif" – ce qui est le cas au début de l'exploitation.

Figure 6 : forage vu en coupe, montrant les différents tubages emboîtés et les perforations terminales (désignées par “Intervalle perforé”).

Après plusieurs mois d'exploitation, les difficultés commencent et des particules rocheuses diminuent la perméabilité du drain. Quand le gisement commence à s'épuiser, sa productivité diminue en raison de multiples problèmes : baisse du différentiel de pression, baisse de sa perméabilité (capacité à transmettre les fluides) lorsqu'un mélange d'eau et de pétrole doit circuler dans les pores, venues d'eau dans la colonne de production, érosion de particules saleuses encombrant la colonne de production, etc... : il faut donc déployer une inventivité certaine pour extraire le pétrole restant ! À l'heure actuelle, on va rarement au-delà d'un taux de récupération de l'ordre de 35% dans un gisement. Pour pouvoir maximiser la production et mieux profiter des ressources de la Terre, il faut continuer à innover de manière économiquement viable.

 

Pour en savoir plus

Animation multimedia ­ :

Cité des sciences et de l'industrie, "Ouvrez les vannes", animation interactive

Sources documentaires

­Carottage record en Antarctique, mai 2008 (L'évolution des gaz à effet de serre sur 800 000 ans, dépêche CNRS)

­ "TP : À quelle profondeur se trouve le Moho ?" ­

Vincent Deparis, "Histoire d'un mystère : l'intérieur de la Terre", 2001

Wikipédia, article "Diagraphie"

(radioactivité) "Capteurs de rayonnements nucléaires"

Ouvrages et articles

­Robert Desbrandes (1982), "Diagraphies dans les sondages", Editions TECHNIP, 575 pp

Jacques Delacour, "Histoire de l'entreprise Schlumberger", Bulletin de la Société des amis et de l'histoire de l'École polytechnique, septembre 2003

Biographie de Conrad Schlumberger et extraits d'un article technique sur les mesures de résistivité, site des Annales des mines

Crédits : Deuxième labo SARL pour la Fondation C.Génial