Le gisement d’hydrocarbures de St-Marcet

Niveau(x)
LYCÉE

THEMES : Energies / Sédiments / Tectonique

ACTIVITES

Echantillonner
Observer un affleurement
Observer un panorama
Tester, Mesurer, Modéliser
Visiter des sites aménagés

Données issues du terrain

Auteur:

Laurent MARTIN (laurent.martin1@ac-toulouse.fr)

Présentation

Saint-Marcet (31) dans les Pyrénées commingeoises est le premier champ d’hydrocarbures exploités dans le bassin Aquitain.

Deux géologues français, Léon Bertrand et son élève Louis Barrabé ont été les premiers à se mettre au service de la recherche appliquée d’hydrocarbures.
Ils savaient que les grands gisements connus se situaient dans l’avant-pays de chaînes de montagnes. Léon Bertrand ayant travaillé 20 ans dans les Pyrénées, c’est donc dans la région plissée des Petites Pyrénées que les deux géologues commencèrent à chercher un réservoir.
Des indices existaient déjà à 120 km plus à l’ouest (Lacq), Bertrand proposa de sonder le sommet de la structure de St-Marcet.
Le 14 juillet 1939, réalisé par le Centre de Recherches des Pétroles du Midi, le premier sondage SM1 à une profondeur de 1500m rencontrait une brèche dans laquelle se produisit une libération de gaz combustibles à haute pression.
L’exploration fut ensuite poussée jusqu’à rencontrer une couche de sel, après que la sonde eut traversé, deux couches pétrolifères qui donnèrent un jaillissement de pétrole accompagné d’eau salée pendant 24 heures.
En juillet 1939, par décret, le CRPM devint la Régie Autonome des Pétroles établissement d’état et doté d’une plus grande autonomie financière. L’exploitation du gisement entre 1942 et 2001 a produit environ 7 milliards de mètres cube de gaz. Par comparaison, le plus gros gisement de la région (Lacq profond) en a délivré plus de 247 milliards de m3.

Contexte géologique

Le Bassin Aquitain, bordé au sud par la chaîne pyrénéenne est un bassin flexural beaucoup plus profond que le Bassin Parisien (bassin intra-cratonique). Il comprend deux provinces à hydrocarbures:
– le sous-bassin de Parentis au Nord, province exclusivement à huile;
– l’avant-pays plissé pyrénéen ou zone sous-Pyrénéenne au Sud, formé notamment du sous-bassin d’Adour-Arzacq, de Tarbes et du Comminges, provinces mixtes à gaz et huiles.
Ces sous-bassins, de forme
losangique, sont définis par la profondeur du toît de Jurassique supérieur (Kimmeridigien).
De nombreuses
rides anticlinales de direction pyrénenne structurent le bassin: elles peuvent émergées en surface ou restées cachées. Ces rides sont associées à des dômes de sel qui peuvent affleurer comme à Dax.

Liste des arrêts

Liste des sites à proximité

Éléments d'interprétation / Activités

Coupes interprétatives

Coupes géologiques et modèle de maturation de la matière organique (source: Le Bassin d’Aquitaine : valorisation des données sismiques, cartographie structurale et potentiel pétrolier)


Rq: Les différences s’expliquent par le fait que la ligne sismique ne passe pas exactement par St-Marcet.

Coupe à travers les futures Pyrénées au Maastrichtien, avec ses deux bassins d’avant-pays subsidents  (d’après Souquet, Bilotte, Canérot, modifié)

Tectonique des plaques et paléoenvironnement

   
   
   
   
   
   
   

d’après Ron Blakey et Atlas Téthys (lithothèque PACA), modifiés

Vidéo de synthèse

 

Rappel sur les conditions nécessaires à l’existence d’un système pétrolier:

une roche
mère
un contexte propice à la maturation de cette matière organique une roche réservoir une roche couverture une structure piège
Elle est riche en matière organique qui a été protégée de l’oxydation. Le facteur le plus favorable est la température qui va réduire la taille des chaînes carbonées. Ce ‘craquage thermique’ va générer un fluide plus concentré et plus léger qui aura tendance à se déplacer dans la roche-mère et à migrer en surface. La température croît en moyenne avec la profondeur d’enfouissement de 1°C tous les 30 mètres. Elle est poreuse et perméable pour être capable d’accumuler les hydrocarbures après migration et donc sera donc facile à exploiter.
On distingue les réservoirs plastiques riches en sable et les réservoirs calcaires.
Elle est imperméable pour empêcher les hydrocarbures de migrer en surface (sous peine d’être transformés en simples bitumes après transformation bactérienne). Elle doit fermer la roche réservoir dans toutes les directions. Il s’agit généralement d’un anticlinal,d’une faille ou d’un dôme de sel.

Questionnement possible:

1) Grâce aux données de surface et de forages, quelles sont les différentes composantes du système pétrolier de Saint-Marcet ?

2) Les sous-bassins sud aquitains comme celui du Comminges sont des provinces mixtes à huile et pétrole, en comparaison du bassin de Parentis situé plus au Nord, à huile exclusivement. En outre, les différents gisements comme celui de St-Marcet sont localisés au niveau de rides anticlinales de direction pyrénéenne, ils sont donc étroitement associés à la formation des Pyrénées.
On peut se demander en quoi la paléogéographie du sud du Bassin Aquitain a-t-elle été favorable aux dépôts des différentes roches de ce système pétrolier.

3) Pourquoi les géologues pour trouver du pétrole cherchent dans un premier temps une chaîne de montagnes et du sel?

Exemples d’exercices :

– QCM  
– A l’aide du logiciel Google Earth et des données Infoterre, traiter les données fournies afin de déterminer la profondeur du toit de la roche réservoir sur une coupe Nord Sud.  

Les bassins flexuraux, une des conséquences de la collision continentale

Le fort épaississement qui caractérise les chaînes de collision est à l’origine d’une importante surcharge qui affecte la lithosphère. Cette dernière plie sous la surcharge et se flexure. Cette déformation à grande longueur d’onde est à l’origine de la formation d’un bassin dit flexural (molassique ou d’avant-pays). Dans ce bassin vont s’accumuler les produits de l’érosion des reliefs de la chaîne de montagnes.

 

Le diapirisme salifère

Les diapirs (= percer à travers) de sel se forment lorsqu’une couche salifère épaisse d’au moins 100 mètres se détache à sa base et remonte vers la surface. Ce phénomène appelé halocinèse est rendu possible en raison de la faible densité de la roche, de son comportement ductile et de sa bonne conductivité thermique. La remontée du diapir s’effectue par fluage à l’état solide. Elle peut se faire sans contrainte tectonique, mais sera accélérée en régime compressif ou extensif.

Selon les propriétés des roches encaissantes, la forme et la position du dôme peuvent varier : lorsque le dôme reste intrusif, il se manifeste par une ride anticlinale de subsurface ou émergeante. Dans certains cas, le diapir est perçant et peut atteindre la surface (dôme extrusif).

La mise en place des diapirs pyrénéens est étroitement liée aux failles normales Est-Ouest actives au Crétacé inférieur (conséquence de l’écartement nord-sud de l’Europe et de l’Ibérie): elles ont favorisé la remontée en surface des sels du Trias/Lias. Au contact de l’eau, leur dissolution accélérée va entraîner la dislocation sur place des roches sus-jacentes (carbonates du Jurassique) : ils forment alors une brèche d’effondrement.

La dissolution du sel fournit des éléments résiduels qui s’ajoutent aux brèches pour constituer une carapace, le ‘caprock‘.

L’ascension des dômes dans la série sédimentaire engendre, à leur voisinage, des structures favorables au piégeage des hydrocarbures. Les pièges se forment:
– le long de failles dans la série sédimentaire recouvrant le dôme;
– dans le caprock causé par dissolution/bréchification.
– dans la série sédimentaire directement adjacente au dôme (le sel est imperméable).

ANNEXES