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Communiqués / Blog

Quelle-est la vision particulière de Squatex quant au développement des hydrocarbures au Québec?

La direction de Squatex croit fermement qu’il est impératif que le développement des hydrocarbures en sol québécois se fasse dans le respect de la culture et des traditions du Québec, notamment en matière de concertation et de dialogue social.

En effet, cette tradition de concertation, enracinée dans l’histoire du Québec, a fait la démonstration qu’elle permet l’établissement d’objectifs nationaux durables et de plans conséquents d’action gouvernementale.

La direction de Squatex croit qu’il est toujours possible de s’entendre sur un plan d’exploration et d’exploitation québécois qui soit raisonnable, responsable face au défi que posent les changements climatiques tout en permettant un enrichissement des entreprises et de la collectivité.

Lorsque Jean-Claude Caron a fondé Squatex en 2001, il avait l’ambition de bâtir une entreprise qui mobiliserait l’expertise développée au Québec afin d’enrichir ses concitoyens. « Je suis dans le milieu des affaires depuis plus de 30 ans. J’ai toujours œuvré à l’enrichissement des Québécois, et je crois que l’exploitation responsable de nos richesses naturelles pourrait nous permettre de continuer d’avancer comme société distincte, dit-il. C’est aux générations futures que je pense quand je poursuis l’aventure avec Squatex. On est capable de se développer, au Québec, et on n’a pas à avoir peur de l’argent! »

En définitive, l’attitude de Squatex en est une de collaboration avec le gouvernement et les parties prenantes, et non une de confrontation.

Il est plus que temps de s’orienter vers l’exploration et l’exploitation de nos richesses naturelles d’hydrocarbures et ainsi pouvoir contrôler et diminuer notre impact environnemental sur la planète. Espérons que nous serons capables d’y arriver avant qu’il ne soit trop tard.

Quels-sont les avantages environnementaux d’exploiter nos propres hydrocarbures au Québec?

Il y aurait d’importants avantages environnementaux au fait d’exploiter nos propres hydrocarbures au Québec.

Dans un billet de blogue paru en décembre 2018, Jean-François Thibault, administrateur chez Squatex, affirme qu’il est essentiel d’avoir une approche lucide et pragmatique afin d’opérer une transition énergétique réussie. Selon lui, « … Nous aurons réalistement encore besoin d’hydrocarbures pour au moins les 40 ou 50 prochaines années. Les énergies fossiles et renouvelables se côtoieront tant et aussi longtemps que les secondes n’auront pas totalement remplacé les premières qui, elles, devront être consommées de moins en moins au fil des ans.

Il faut donc penser la transition en termes de mixte énergétique, et non pas en termes d’opposition entre les différentes formes d’énergie.

Une fois qu’on a dit ça, la question n’est plus de savoir si nous souhaitons consommer moins d’hydrocarbures et investir davantage dans les énergies renouvelables. Là-dessus, tout le monde est d’accord!

La question est plutôt de savoir d’où proviendront les hydrocarbures que l’on consommera pour les 40-50 prochaines années, car on en consommera! Quoiqu’on en pense. »

Si nous exploitions nous-mêmes nos hydrocarbures, « … cela nous permettrait de gérer directement — par nous-mêmes — les impacts environnementaux liés à la production du pétrole et du gaz naturel que nous consommons.

La loi sur les hydrocarbures adoptée par le gouvernement du Québec est parmi les plus sévères au monde.

Si nous allions vers une exploitation de nos hydrocarbures, il est évident que cela se ferait de façon beaucoup plus responsable que dans d’autres juridictions. C’est donc dire que l’environnement global y gagnerait.

Il est également à noter que les impacts environnementaux liés au transport des ressources de pétrole et de gaz naturel seraient réduits, puisque nous produirions localement ce que nous consommons.

Finalement, continuer d’importer d’ailleurs les hydrocarbures que nous consommons  ne revient qu’à pelleter le problème environnemental dans la cour du voisin.

Est-ce vraiment de cette façon que nous souhaitons agir, comme citoyens du monde? » conclut-il.

Quels-sont les avantages économiques d’exploiter nos propres hydrocarbures au Québec?

Il y aurait de nombreux avantages économiques à exploiter nos propres hydrocarbures au Québec. « Le Québec importe présentement 100% des hydrocarbures qu’il consomme. Il envoie donc à l’étranger (aux États-Unis et en Algérie, notamment) l’ensemble des bénéfices liés à la production du pétrole et du gaz naturel. » nous dit Jean-François Thibault, administrateur de Squatex, dans un billet de blogue paru en décembre 2018.

« Il est stupéfiant de voir comment nous sommes capables de déchirer notre chemise pour consommer notre propre lait, mais comment nous tardons à agir en ce qui concerne la consommation de nos propres sources d’énergie.

Dans un cas, on veut « encourager les travailleurs d’ici », dans l’autre, c’est comme si cet argument n’était pas considéré comme valable.

Tant qu’à consommer du pétrole et du gaz naturel pour encore 40-50 ans, pourquoi ne pas profiter des bénéfices de l’exploitation de nos propres ressources? » conclut-il.

Importer nos hydrocarbures, c’est exporter des emplois payants qui pourraient permettre à des Québécoises et Québécois de s’enrichir et de faire vivre leurs familles, en particulier en région. En effet, Squatex concentre ses efforts à développer en priorité ses ressources présentes dans le Bas St-Laurent et la Gaspésie.Ces avantages économiques, les Québécois en sont conscients. Un sondage Léger commandé par l’Institut économique de Montréal (IEDM) a d’ailleurs récemment démontré que 53% des Québécois croient préférable que l’on exploite nos propres ressources de pétrole plutôt que de continuer de les importer.

Qu’est-ce que le forage à petit diamètre ?

Dans l’industrie pétrolière, les forages à petit diamètre (en anglais « slimhole ») sont des trous de sondage nettement plus petits que ceux obtenus avec l’approche standard.  On parle généralement ici de puits de diamètres de 6 po ou moins.

Le concept de forage à petit diamètre trouve ses racines dans la corrélation observée entre le coût des puits et le volume de roche extraite. Si l’on peut extraire moins de roche et utiliser des équipements moins volumineux, les coûts du puits devraient baisser.

Un premier type de forage à petit diamètre consiste à utiliser une foreuse pétrolière classique avec des tiges de plus petite taille (<6po au lieu de 8 ou 13po, i.e.). Ce qui revient simplement à réduire la taille du trou.

Un second type peut être employé à moindre couts pour les forages d’exploration visant à localiser la présence de ressources en hydrocarbures. Il fait appel en partie aux technologies utilisées pour les forages d’exploration dans l’industrie minière dans les roches dures.  On greffe alors à la foreuse minière tous les systèmes de recirculation de la boue de forage, de suivi en temps réel et de contrôle de sécurité conventionnels pétroliers. On obtient alors dans ce cas des équipements avec un gabarit moindre qui ont moins d’impact sur le terrain et qui peuvent effectuer la totalitédes tâches requises de façon sécuritaire et dans les règles de l’art. La seule différence notable est que la rotation du train de tiges est plus rapide que  pour les opérations de forage des puits de pétrole classiques.

Ressources et Énergie Squatex Inc. a toujours cherché à innover et utiliser le savoir-faire québécois pour mener à bien ses projets. Les premiers essais pour le développement de cette méthode furent effectués sur le terrain par Squatex en 2012 pour le forage de Sayabec No.1, près du village du même nom, puis en 2014 pour le forage de Massé No.2 dans la municipalité de Ste-Jeanne d’Arc.

Il est à noter que ce type de forage à petit diamètre ne convient qu’à l’exploration des réservoirs conventionnels,et ne permet en aucun cas la fracturation hydraulique écartant cette technique pour l’exploration des gaz de schiste.

Pourquoi trouvons-nous que les forages à petit diamètre font partie de la solution pour une exploration responsable du pétrole et du gaz naturel au Québec?

Tout d’abord, cela permet des économies en phase recherche : Pour le même prix qu’un forage pétrolier classique, nous pouvons effectuer 2 à 3 forages de petit diamètre et donc avons la possibilité de mieux délimiter le réservoir.

Ensuite, un forage à petit diamètre qui peut être effectué avec des équipements à gabarits réduits a nécessairement une empreinte environnementale réduite. Il faut savoir qu’un forage pétrolier conventionnel occupe une superficie  de 120m sur 120m pour la foreuse et ses autres installations, soit 14 400m2. Un forage à petit diamètre se positionne quant à lui à l’intérieur d’un carré de 40m sur 40m, soit 1600m2, ce qui représente 9 fois moins d’espace au sol qu’un forage conventionnel. Cette empreinte réduite se traduit également par une diminution marquée de tous les aspects propices à engendrer des nuisances pour la communauté locale (bruits, va-et-vient de camions, etc.) et aussi, même la quantité d’eau utilisée est moindre.

En définitive, l’utilisation de forages à petit diamètre pour l’exploration des hydrocarbures représente une option sécuritaire qui est économiquement avantageuse et plus respectueuse de l’environnement que les méthodes traditionnelles habituellement utilisées en forage pétrolier. 

Finalement, les forages à petit diamètre  mobilisent une partie de l’héritage d’un savoir-faire bien de chez nous, ce qui a de quoi nous rendre fiers.

Comment exploite-t-on un gisement d’hydrocarbures conventionnels?

Nous avons vu dans le billet de blogue précédant (#5) ce qu’est un gisement d’hydrocarbures conventionnels, et surtout que ce type de gisement pourrait être présent en importance au Québec. Rappelons-nous qu’ils ne nécessitent pas de fracturation pour leur production.

Voici une description simple des procédés de production utilisés: 

L’exploitation nécessite un forage de production d’hydrocarbures dans le sol jusqu’à la profondeur de la ressource à extraire. Afin que ce puits soit complètement indépendant et isolé (i.e. sans communication entre le trou et les roches encaissantes), des tuyaux étanches en acier (« Casing ») y sont insérés et cimentés en place : 

            – Un premier, mis en place de la surface jusqu’à environ 10% de la profondeur totale du puits      (Tuyau conducteur), 

            – Un second, de la surface dans le tuyau conducteur et/ou la roche encaissante jusqu’à environ 100 mètres au-dessus de la zone à produire (Tuyau intermédiaire

            – Un troisième, de la surface jusqu’en dessous de la zone de production (Tuyau de production).  

Ces tuyaux sont cimentés de façon parfaitement étanche dans la roche encaissante et l’un dans l’autre.  Ils sont mis en place pour d’abord isoler et protéger la nappe phréatique mais aussi pour empêcher toute contamination d’autres zones poreuses pouvant être présentes entre la surface et la zone à produire. Afin de pouvoir exploiter la ressource, on procède à la perforation du tuyau de production vis-à-vis des zones poreuses du réservoir pour que les hydrocarbures puissent remonter librement par la simple action du différentiel de pression (pression du poids de la colonne de roche dans le réservoir et pression atmosphérique dans le trou). Une série de valves installées en surface à la tête du puits (« Arbre de Noël ») contrôlent les pressions et les débits afin de pallier toutes éventualités.

Comme le réservoir est déjà naturellement poreux et perméable par définition, le puits répond à des mécanismes naturels :l’intérieur du puits étant plus ou moins à la pression atmosphérique de surface, un phénomène de succion se produit dans le puits entraînant alors le pétrole vers la surface. Comme celui-ci « flotte » sur l’eau de formation et est recouvert par un chapeau plus léger de gaz tendant à prendre de l’expansion, le pétrole pourra être produit jusqu’au moment où le gaz et/ou l’eau prendront la relève.  Généralement, on peut espérer produire le pétrole présent dans ce type de réservoirs avec un taux de récupération variant entre 5 et 30%. Les taux de récupération sont une fonction directe de la moyenne des porosités et des perméabilités rencontrées dans le réservoir.

Tout au long de la production, la pression dans le réservoir baisse et la récupération naturelle devient moins efficace. Pour maintenir une meilleure production, on procède à l’injection de fluides dans le réservoir, comme de l’eau en-dessous de la zone de production de pétrole ou du gaz naturel dans le chapeau de gaz au-dessus de la zone de pétrole.

Lorsque le taux de récupération possible de la ressource devient non rentable et qu’aucunes autres zones d’hydrocarbures dans le puits ne sont exploitables, on procède à l’abandon du puitsen installant des bouchons de ciment à différents intervalles jusqu’en surface pour ainsi le fermer de façon étanche et permanente.

Qu’est-ce qu’un gisement conventionnel d’hydrocarbures?

Lorsque l’on parle d’hydrocarbures au Québec ou ailleurs et surtout de la possibilité de présence de réservoirs, ce n’est pas tout le monde qui sait facilement faire la différence entre les types de réservoirs naturels. De plus, dans les médias, la confusion demeure et laisse donc les gens avec une certaine appréhension face à l’inconnu. Dans ce billet de blogue, nous vous parlerons donc des réservoirs d’hydrocarbures dits conventionnels.

« Pour qu’un gisement d’hydrocarbures puisse être qualifié de système pétrolier et gazier conventionnel, la présence d’une roche mère, d’une roche-réservoir et d’une roche couverture est nécessaire. Dans ce système, les hydrocarbures migrent de la roche mère où ils se sont formés vers la roche-réservoir où ils seront emmagasinés. Le degré de porosité et de perméabilité élevé d’une roche caractérise sa capacité à être une roche-réservoir. Les hydrocarbures demeurent piégés dans la roche-réservoir grâce à une roche couverture qui, elle, est caractérisée par un degré de porosité et de perméabilité plus faible. » (Source : MERN)

La première chose à retenir au sujet de ces réservoirs conventionnels, c’est que pour ceux-ci, les méthodes d’extraction de leurs hydrocarbures sont bien connues depuis plus de 160 ans (1859 : Titusville, Pennsylvanie) et surtout elles ne nécessitent pas d’avoir recours à la fracturation hydraulique.Et comme le dit la définition ci-dessus du MERN, pour être conventionnel, le réservoir doit être poreux, perméable et isolé de façon naturelle par une couche imperméable empêchant ainsi une migration des hydrocarbures vers la surface (voir le billet de blogue #2 sur les suintementsnaturels). Ceci implique que, pour la production d’un réservoir conventionnel, un simple puits sera nécessaire pour extraire les hydrocarbures en surface. Cette méthode est en définitive très similaire à celle utilisée pour produire de l’eau potable, mais à de plus grandes profondeurs.

Alors pourquoi parler des réservoirs conventionnels?

C’est qu’un recadrage des termes utilisés dans l’espace public s’impose. En effet, depuis plusieurs années, il n’est question dans les discours public sur les hydrocarbures que des gaz de schiste.

Or, ces derniers sont des ressources non-conventionnelles. C’est-à-dire que les hydrocarbures sont prisonniers de la roche mère (voir le billet de blogue #1) et que pour les récupérer, la fracturation hydraulique est le seul moyen rentable pour créer la porosité et la perméabilité qui sont nécessaires pour permettre la production.

Il faut savoir qu’au Québec, il existe des possibilités de réservoirs conventionnels (pouvant être exploités sans fracturation). Ces derniers se situent surtout en Gaspésie / Bas St-Laurent dans les roches du Dévonien et du Silurien, mais également dans les Basses-Terres du St-Laurent dans les formations calcaires du Trenton et du Black River (Ordovicien). 

Vous avez des questions concernant cette note scientifique? Vous pouvez contacter en tout temps l’équipe de Squatex qui répondra à vos questions!

Pour les questions d’ordre scientifique :

Alexandre Aubiès-T., PhD., Geo.

aaubies@squatex.com

Pour les demandes médias :

Jean-François Thibault, ing. jr

jfthibault@squatex.com

Quels travaux sont faits lors de la phase exploratoire?

Afin de trouver des ressources en gaz naturel et en pétrole, il faut au préalable avoir une bonne stratégie scientifique pour choisir et exécuter les bons travaux. La phase exploratoire dans le domaine des hydrocarbures correspond à une prise de risques maximum pour les investisseurs, et on pourrait dire minimum pour l’environnement car la présence de la ressource n’est alors que supposée. Nous verrons donc ici, comment les compagnies pétrolières dépensent leur argent en espérant au final, que leurs investissements ne sera pas vains et qu’ils trouveront un gisement suffisamment gros pour être produit de façon économique.

Dans un premier temps, la compagnie doit obtenir du gouvernement, qui est le propriétaire des ressources naturelles, des permis d’exploration sur un territoire. Celui-ci est généralement choisi en fonction d’hypothèses géologiques qui sont basées sur des études existantes ou par similitude avec des régions productrices. Un permis d’exploration donne le droit à la compagnie de seulement faire la recherche d’hydrocarbures. Il ne permet pas de les produire. D’ailleurs au MERN, ces derniers portent le nom de « Permis de Recherche ».

Sur le site du MERN, nous trouvons un très bon résumé de ce qui doit être accompli par les compagnies afin d’espérer trouver la ressource et, si elles la trouvent, comment demander un permis de production : « En fonction des connaissances géologiques et du potentiel en hydrocarbures d’un territoire donné, des études géologiques ou géophysiques peuvent être conduites et des travaux de forage menés. Les travaux de nature géologique comprennent notamment les travaux d’examen d’affleurements rocheux, les analyses litho-géochimiques ou encore les compilations géologiques. En ce qui concerne les travaux géophysiques, il s’agit de méthodes de recherche d’hydrocarbures par des mesures indirectes des propriétés physiques du sous-sol. Ces travaux sont effectués par voie aérienne ou directement au sol. Les types de levés les plus fréquemment utilisés en exploration pétrolière et gazière sont les levés sismique, gravimétrique, magnétique et magnétotellurique. Enfin, les travaux de forage incluent les travaux de préparation du site de forage, le forage, la complétion, la modification, les essais et les fermetures temporaires ou définitives. »Évidemment, il est très rare, surtout au Québec, que les compagnies puissent trouver rapidement des réservoirs pétroliers ou gaziers. En définitive, ces travaux peuvent donc s’étaler sur plusieurs années, voire sur des décennies.

Quelles-sont les régions propices à la découverte d’hydrocarbures au Québec?

Comme nous l’avons vu dans le Billet #1portant sur la formation des hydrocarbures, il faut considérer deux points importants :

  • La Roche Mère : où se formentles hydrocarbures
  • La Roche Réservoir : où s’accumulent les hydrocarbures

Afin d’avoir une roche mère, il faut un milieu de dépôt de sédiments peu agité, privé d’oxygène et avec un bon transport de matière organique comme par exemple dans un delta de rivière ou au bord d’un bassin sédimentaire.  Pour les roches réservoirs, c’est un peu plus complexe car il s’agit de piéger les hydrocarbures qui s’échappent de la roche mère vers la surface et de les conserver. Il faut que les roches réservoirs se situent le long du chemin de migration des hydrocarbures, ils doivent avoir une bonne porosité et être en situation de piège:

  • Piège Stratigraphique:Superposition/alternance de roches imperméables et poreuses
  • Piège Structural:Un pli dans la succession de roches ou un système de faille qui décale les roches poreuses et imperméables créant un bouchon naturel 
  • Piège Mixte :associé à la formation ou intrusion d’un diapir de sel (montée du sel vers la surface comme au on les observe aux Iles-de-la-Madeleine). 

Et alors qu’en est-il au Québec ?

Est-ce que ces conditions se sont réunies dans le passé? En s’appuyant sur différents articles scientifiques, sur des rapports du MERN et mêmes sur des sites plus accessibles pour les non initiés (comme Planète Terre) alors la réponse fait l’unanimité : OUI,le Québec présente plusieurs régions potentiellement propices pour la découverte d’hydrocarbures.

Le Québec est divisé en quatre régions géologiques : Le Grenville-Churchill-Supérieur, les Basses-Terres du St-Laurent, les Appalaches et, dans le Golfe Saint-Laurent, le bassin des Iles-de-la-Madeleine. 

La première région géologique située principalement dans la partie nord du Québec est celle du Grenville, Churchill et Supérieur qui contient essentiellement des roche très anciennes (plusieurs Milliard d’année). Elles peuvent être propices à la minéralisation et non à la découverte d’hydrocarbures car la majorité des roches de cette province sont cristallines et non sédimentaires.

La deuxième région géologique est maintenant plus connue pour avoir connue une situation conflictuelle. En effet, la région des Basses Terres du St-Laurentprésente une formation riche en gaz naturel, mais qui est resté prisonnier dans la roche. Il s’agit de la Formation des schistes de l’Uticaqui est une Roche-Mère, et c’est pourquoi il est compliqué d’y aller puiser la ressource, nécessitant la fracturation hydraulique.  Cependant, on y observe aussi la Formation Trentonqui est aussi potentiellement intéressante. Cette formation est plus connue chez nos voisins ontariens et américains avec ses découvertes prouvées et produites. C’est une Roche-Réservoiravec une bonne porosité et elle ne nécessite pas de fracturationpour aller chercher la ressource.

La troisième région correspond aux Appalaches, cette ancienne chaine de montagne est propice à des découvertes plus conventionnelles comme par exemple en Gaspésie – Bas-Saint-Laurent, celle de  Galt, Bourque, Haldiman et la structure Masséqui présentent des réservoirs structuraux souvent complexes. Ces réservoirs se retrouvent dans plusieurs formations comme le Forillon, le Westpoint et le Sayabec et ne nécessitent pas de fracturation hydraulique.

La quatrième région se situe en milieu marin dans la région des Îles-de-la-Madeleine où un bassin très profond existe contenant des Roches-Mères et de nombreuses Roches-Réservoirs.  L’exploration des années 1970 à 1980 n’y a cependant pas produit de découverte d’hydrocarbures.

Ressources et Énergie Squatex s’est avantageusement positionné dans deux de ces régions à fort potentiel  : les Basses Terres et le Bas St-Laurent(Appalaches). 

Les suintements naturels d’hydrocarbures, qu’est-ce que c’est?

Il se peut qu’en vous promenant dans une forêt ou un sentier proche de chez vous, vous remarquiez une substance grasse couler d’une roche ou même dans un ruisseau. Est-ce de la pollution ? Probablement pas ! En effet, lors de notre dernier billet de blogue sur la formation des hydrocarbures nous avons parlé de la Roche-Mère essentiellement, mais que se passe-t-il ensuite?

 Le pétrole et le gaz formés dans la Roche-Mère subit des pressions énormes dues au poids de la roche qui s’est accumulée au-dessus de la Roche-Mère. Comme le pétrole et le gaz sont plus légers que l’eau et la roche, ceux-ci migrent vers le haut avec l’eau de formation (provenant de la mer ancienne).

Il existe alors deux possibilités soit 1) Le pétrole et le gaz naturel se retrouvent piégés par une Roche-Réservoir qui est recouverte par une couche imperméable ou 2) Il n’y a pas de Roche-Réservoir ou de couche imperméable. Cette deuxième possibilité qui est fréquente produit alors un phénomène naturel qui dure depuis des millions d’années et que l’on nomme les suintements naturels de surface.

La figure ci-dessous provient d’un très bon article du Ministère de l’Énergie et des Ressources naturelles (MERN) et met en évidence le caractère naturel des suintements, c’est-à-dire sans intervention humaine.

Les suintements naturels sont les premiers indices de la présence potentielle de réservoirs en sous-surface pour les géologues qui recherchent des hydrocarbures. 

Au Québec, de nombreux secteurs sont connus depuis longtemps comme regorgeant de suintements naturels d’hydrocarbures. Par exemple la Gaspésie (le nord de la péninsule et la baie de Gaspé), la Mauricie (la Fontaine du diable), les Basses-Terres du Saint-Laurent entre Montréal et Québec où du méthane a été mesuré par le gouvernement en 1966 dans l’eau potable dans des milliers de puits ou encore dans le fleuve Saint-Laurent où plusieurs suintements de méthane ont été identifiés récemment par la Commission géologique du Canada. Tous ces indices montrent que le potentiel en hydrocarbures au Québec est loin d’être négligeable et mérite d’être étudié avec attention.

Les suintements sont des phénomènes 100% naturels ! Alors lorsque vous vous promènerez dans les bois, gardez l’œil ouvert, on ne sait jamais, vous trouverez peut-être le futur grand gisement pétrolier Québécois !

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Comment les hydrocarbures se forment-ils?

La formation des hydrocarbures (pétrole et gaz naturel) peut être expliquée de façon simple par un processus lent se décomposant en 3 étapes principales : 1) la formation de la roche mère; 2) l’enfouissement de la roche mère; et 3) la formation du gaz et du pétrole.

Il est à noter que « La roche mère est une roche sédimentaire provenant des processus d’érosion qui est naturellement riche en matière organique et dans laquelle se formentles hydrocarbures. À ne pas confondre avec la roche réservoir, qui elle est une roche dans laquelle s’accumulent les hydrocarbures. » (Tiré du dictionnaire de géologie 4eédition, Foucault et Raoult).

1- Formation de la roche mère

Après la mort d’un organisme vivant (végétal ou animal), la matière dont il est composé se recycle soit en étant mangé par des charognards ou bactéries, soit en étant directement transformé en gaz carbonique (CO2), nitrate, sulfate, etc. pour être libéré dans l’atmosphère ou dans les nappes phréatiques. Cependant, 0,1% de cette matière échappe à ce destin et finit par être déposé dans les sédiments au fond des mers ou des lacs qui sont des milieux peu agités et peu oxygénés, donc propices à conserver cette matière organique. Grâce à des bactéries anaérobiques, ce mélange se transforme en boues sombres et malodorantes qui s’accumulent et durcissent avec le temps pour devenir une roche mère (roche contenant au moins 1 à 2 % de matière organique). 

Les milieux les plus propices à des accumulations importantes de matière organique présentent les caractéristiques suivantes: i) Ils sont situés en climat chaud favorisant la formation de plancton  ii) sont à proximité de l’embouchure d’un fleuve ou d’un delta où une plus grande quantité de matière organique est charriée; et iii) sont loin d’une chaine de montagne pour limiter les sédiments minéraux plus lourds.

2- Enfouissement de la roche mère

Sous le poids des sédiments qui s’accumulent, la roche mère s’enfonce dans la croute terrestre à raison de quelques mètres à quelques centaines de mètres par million d’années. Cet affaissement progressif porte le nom de subsidence et crée ce que l’on appelle un bassin sédimentaire.

L’enfouissement soumet graduellement la roche mère à des pressions et des températures de plus en plus fortes. La matière organique qu’elle contient se retrouve écrasée par le poids des sédiments (À 1000m de profondeur, il fait 50°C et la pression atteint 250 bars). 

Dans ces conditions physiques, les atomes d’azote, de soufre et de phosphore finissent par disparaitre et la matière organique se transforme en kérogène, soit un mélange d’eau, de CO2, de carbone et d’hydrogène qui permettra la genèse de pétrole et de gaz.

3- Formation du gaz et du pétrole

C’est à environ 2000m de profondeur d’enfouissement et à une température de 100°C que le kérogène commence à se transformer en hydrocarbures. 

Entre 2000m et 3800m de profondeur, c’est la fenêtre à huile (pétrole liquide), et le kérogène y génère en moyenne plus de pétrole que de gaz.

Et entre 3800m et 5000m de profondeur, le pic de la fenêtre à l’huile est atteint et le kérogène donne de plus en plus de partie légère et la formation de gaz (méthane) prend le dessus sur la formation de pétrole. Nous sommes ici dans la fenêtre à gaz.

Formation des hydrocarbures, tirée du cours de planète Terre Université Laval (P. Bourque) 

Et voilà! C’est en étant soumis à ces différentes phases que certains organismes  finissent par être transformés en hydrocarbures !

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