Caractéristiques géochimiques des roches bitu-mineuses du Rif Marocaine

FACULTÉ DES SCIENCES

Rabat

THÈSE DE DOCTORAT

Présentée par

GROUNE Khalihena

Discipline : Chimie

Spécialité : Géochimie Organique

Caractéristiques géochimiques des roches bitumineuses du Rif Marocain.

Soutenue le 22/02/2014

Devant le jury

Président :

Mr. KACIMI Mohammed, Professeur - Faculté des Sciences – Rabat.

Examinateurs :

Mr. HALIM Mohammed, Professeur - Faculté des Sciences – Rabat.

Mr. SAOIABI Ahmed, Professeur - Faculté des Sciences – Rabat.

Mme. NABIH Khadija, Professeur - Faculté des Sciences – Rabat.

Mr. AMBLES André, Professeur – Université de Poitiers – Poitiers/France.

Mr. BENMAKHLOUF Mohammed, Professeur - Faculté des Sciences –Tétouan.

Invité :

Mr. EL ALAMI Abdelwahide Chakor, Directeur de laboratoire de pétrole à

l’ONHYM

– Rabat.

Au nom de Dieu

Le tout puissant qui m’a inspiré, qui m’a guidé dans le droit chemin, je vous dois ce que je suis, louanges et remerciements pour votre clémence et miséricorde.

Ce travail est dédié :

A ma mère, A ma femme, A ma famille,

Ce travail de thèse a été réalisé au Laboratoire des Matériaux, Nano-matériaux et Environnement, au sein de l’équipe Physico - Chimie des Matériaux, Catalyse et Environnement de la Faculté des Sciences de Rabat, de l’Université Mohammed V – Agdal, sous la direction de Monsieur le Professeur Mohammed

HALIM.

Je tiens à exprimer mes profonds remerciements à mon directeur de thèse, Monsieur Mohammed HALIM, Professeur de l’enseignement supérieur et chef de département de chimie à la Faculté des Sciences de Rabat, pour la qualité de son encadrement, sa grande disponibilité, ses précieux conseils et ses compétences scientifiques ainsi que pour son grand appui et sa patience pendant les années de recherche que j’ai passées au laboratoire.

Je tiens également à remercier vivement Monsieur Mohammed KACIMI, Professeur de l’enseignement supérieur et responsable de l’équipe Physico - Chimie des Matériaux, Catalyse et Environnement à la Faculté des Sciences de Rabat, pour l’honneur qu’il m’a fait pour examiner ce travail et pour avoir accepté de présider le jury de cette thèse.

Je remercie sincèrement Monsieur Ahmed SAOIABI, Professeur de l’enseignement supérieur à la Faculté des Sciences de Rabat, d’avoir accepté de rapporter ce travail et de prendre part au jury.

J’exprime toute ma reconnaissance à Madame Khadija NABIH, Professeur de l’enseignement supérieur à la Faculté des Sciences de Rabat, d’avoir bien voulu examiner ce travail en participant au jury de ma thèse.

J’exprime également mes sincères remerciements à Monsieur le Professeur

André AMBLES, Professeur de l’enseignement supérieur à l’Université de Poitiers,

Poitiers/France, pour l’accueil chaleureux qu’il m’a réservé dans son laboratoire durant mon séjour et pour avoir bien voulu participer à mon jury de thèse.

Je voudrais tout particulièrement exprimer ma reconnaissance à Monsieur

d’échantillonnages et la rédaction de la partie géologie de cette thèse. Je tiens également à exprimer ma gratitude à Monsieur Abdelwahide Chakor

El ALAMI, Directeur de laboratoire de pétrole à l’ONHYM – Rabat, pour avoir

accepté d’examiner ce travail et d’être parmi le jury.

J’adresse mes plus sincères remerciements à Monsieur Saïd ARSALANE, Professeur de l’enseignement supérieur à la Faculté des Sciences de Rabat et membre de laboratoire, qui a suivi avec patience et disponibilité ce travail. Je lui exprime ma reconnaissance pour ses qualités humaines et scientifiques. Ses précieux conseils, ses discussions, ses remarques aussi ses encouragements m’ont été d’un grand réconfort.

Je tiens aussi à exprimer ma profonde gratitude à tous ceux qui ont participé, de près ou de loin, à ce travail, en particulier Monsieur Laurent LEMEE, Ingénieur au laboratoire «Synthèse et Réactivité des Substances Naturelles», UMR-CNRS 6514, FR 2703, de l’Université de Poitiers, Poitiers/France et également à mes Professeurs de la Faculté des Sciences de Rabat, ainsi que tous les ingénieurs, techniciens et doctorants de laboratoire SRSN à Poitiers/France, de l’ONHYM et d’UATRS-CNRST à Rabat/Maroc.

Finalement, sur un plan plus personnel, il me reste à remercier mes chers amis au Laboratoire des Matériaux, Nanomatériaux et Environnement, pour leur soutien tant matériel que moral.

Publications:

1. Groune, K., Halim, M., Benmakhlouf, M., Arsalane, S., Lemee, L., Ambles, A. Organic geochemical and mineralogical characterization of the Moroccan Rif bituminous rocks.

J. Mater. Environ. Sci. 4 (4) (2013) 472-481.

2. Groune, K., Halim, M., Arsalane, S. Thermal and mineralogical studies of Moroccan Rif bituminous rocks. Oil Shale, 30 (4) (2013) 536-549.

3. Groune, K., Halim, M., Lemee, L., Benmakhlouf, M., Ambles, A. Chromatographic study of the organic matter from Moroccan Rif bituminous rocks. Arabian Journal of

Chemistry, (2013), (under revision).

4. Groune, K., Halim, M., Saoiabi, S. Aromatic biomarkers of the organic matter from Moroccan Rif bituminous rocks, (under redaction).

Communications:

1. Geochemical and chemical characteristics of the upper cretaceous bituminous rocks in the Moroccan Rif.

Groune, K., Halim, M., Ambles, A., Lemee, L., Benmakhlouf, M.

XIIème Rencontre Marocaine sur la Chimie de l'Etat Solide (REMCES'XII). Du 21 au 23 Novembre 2012, Casablanca, Morocco.

2. Caractéristiques chimiques et géochimiques des roches bitumineuses du Rif Marocaine.

Groune, K., Halim, M., Arsalane, S., Lemee, L., Benmakhlouf, M., Saoiabi, S., Ambles, A. Doctorials de la Faculté des Sciences de Rabat.

Du 15 au 16 Janvier 2013, Rabat, Morocco.

3. Chemical and geochemical characteristic of bituminous rocks of the Moroccan Rif.

Groune, K., Halim, M.

Fundamentals and Applications of Nanophotonics, Photovoltaics and Bio-Photonics. March 7th (Thu) & 8th (Fri), 2013, MAScIR, Rabat, Morocco.

4. Caractéristiques chimiques et géochimiques des roches bitumineuses du Rif Marocaine.

Groune, K., Halim, M., Arsalane, S., Lemee, L., Benmakhlouf, M., Saoiabi, S., Ambles, A. Doctorials de la Faculté des Sciences de Rabat.

Résumé ... 09

Abstract ... 10

Introduction Générale ... 12

I.1. Introduction... 17

I.2. Energie fossile ... 17

I.2.1. Problèmes d’énergie fossile ... 19

I.3. Formation des combustibles fossiles ... 19

I.3.1. Evolution et maturation du kérogène ... 20

I.3.2. Migrations du pétrole ... 22

I.3.3. Localisation des gisements ... 24

I.4. Réserves des combustibles fossiles ... 25

I.4.1. Réserves des combustibles fossiles conventionnels ... 25

I.4.2. Réserves des combustibles fossiles non conventionnels ... 26

I.5. Productions des combustibles fossiles ... 27

I.5.1. Production des combustibles fossiles conventionnels ... 27

I.5.1.1. Théorie de pic de Hubbert ... 28

I.5.1.1.1. Pic de Hubbert ... 28

I.5.1.1.2. Application de la théorie de pic de Hubbert ... 29

I.5.2. Production des combustibles fossiles non conventionnels ... 34

I.6. Prix de pétrole ... 34

II.1. Introduction ... 39

II.2. Les schistes bitumineux ... 39

II.2.1. Définition ... 39

II.2.2. Les réserves des schistes bitumineux au monde ... 40

II.2.3. Production d’huile des schistes bitumineux au monde ... 41

II.2.4. Technique de l’industrie des schistes bitumineux ... 44

Chapitre I : Généralités sur les combustibles fossiles

Chapitre II : Schistes bitumineux

Partie bibliographique

II.3.3. Les gisement des schistes bitumineux au Maroc ... 49

III.1. Introduction ... 55

III.2. Matière Organique Sédimentaire (MOS) ... 55

III.2.1. Cycle du carbone organique ... 55

III.2.2. Les organismes précurseurs ... 56

III.2.3. Composition chimique de la MOS ... 58

III.2.3.1. Les protéines ... 58

III.2.3.2. Les carbohydrates ... 58

III.2.3.3. Les lipides ... 59

III.2.3.4. Les lignines et les tanins ... 60

III.2.4. Processus de dégradation de la MO ... 61

III.2.5. Préservation de la MO ... 62

III.2.5.1. Condition de préservation de la MO ... 62

III.2.5.1.1. Productivité primaire ... 62

III.2.5.1.2. Résistance de la MO ... 62

III.2.5.1.3. Milieu anoxique ... 63

III.2.5.1.4. Vitesse de sédimentation ... 63

III.2.5.2. Mécanisme de préservation de la MO ... 63

III.2.5.2.1. Dégradation-recondensation ... 64

III.2.5.2.2. Préservation sélective ... 64

III.2.5.2.3. Sulfuration naturelle ... 65

III.2.5.2.4. Autres voies de préservation ... 66

III.2.5.2.4.1. Protection par adsorption ... 66

III.2.5.2.4.2. Encapsulation des protéines ... 66

III.2.5.2.4.3. Réticulation oxidative ... 66

III.3. La roche mère des combustibles fossiles... 67

III.3.1. Définition ... 67

III.3.2. Description des MOF de la roche mère ... 67

III.3.3. Kérogène ... 69

III.3.3.1. Définition ... 69

Chapitre III : Matière organique fossile (MOF)

III.3.3.2.3. Kérogène de type III ... 70

III.3.3.2.4. Kérogène de type IV ... 70

III.3.4. Les biomarqueurs ... 74

III.3.4.1. Définition ... 74

III.3.4.2. Les hydrocarbures aliphatiques ... 75

III.3.4.2.1. Les n-alcanes ... 75

III.3.4.2.2. Les iso-alcanes ... 75

III.3.4.2.3. Les terpènes ... 76

III.3.4.2.3.1. Les monoterpènes ... 77

III.3.4.2.3.2. Les sesquiterpènes ... 77

III.3.4.2.3.3. Les diterpènes ... 78

III.3.4.2.3.4. Les sesterterpènes ... 78

III.3.4.2.3.5. Les triterpènes ... 79

III.3.4.2.3.5.1. Les hopanes ... 79

III.3.4.2.3.5.2. Autres triterpènes pentacycliques ... 80

III.3.4.2.4. Les stéranes ... 81

III.3.4.2.5. Les diastéranes ... 82

III.3.4.3. Les hydrocarbures aromatiques ... 83

III.3.4.3.1. Les triterpanes aromatiques ... 83

III.3.4.3.2. Les stéranes aromatiques ... 84

III.3.4.3.3. Les phénanthrènes ... 85

III.3.4.3.4. Les naphtalènes ... 86

III.3.4.4. Les composés organo-soufrés ... 87

III.3.4.5. Autres lipides acycliques ... 89

III.3.4.5.1. Les acides gras ... 89

III.3.4.5.2. Les alcanols ... 89

III.3.4.6. La lignine et ses dérivés ... 90

Références de la partie bibliographique... 92

IV.1. Introduction ... 110

IV.2. Géologie du domaine de Rif ... 110

IV.2.1. Zone interne ... 112

IV.2.2. Zone des flysch ... 112

IV.2.3. Zone externe ... 112

IV.3. Répartition géographique des roches bitumineuses dans le Rif ... 113

IV.3.1. Cadre régional ... 113

IV.3.2. Affleurement de Tanger ... 114

IV.3.3. Affleurement d’Arba Ayach ... 114

IV.4. Secteurs étudiés (sites d’échantillonnage) ... 115

IV.4.1. Localisation géographique ... 115

IV.4.2. Stratigraphie ... 117

V.1. Introduction ... 125

V.2. Collète et préparation des échantillons ... 125

V.3. Pyrolyse Rock-Eval (RE) ... 126

V.3.1. Signification des paramètres et indices du Rock-Eval ... 126

V.3.2. Résultats ... 128

V.3.2.1. Richesse ... 128

V.3.2.2. Qualité de la MO (type de kérogène) ... 129

V.3.2.3. Maturité thermique de la MO ... 130

V.4. Pyrolyse flash-CG/SM ... 132

V.5. Diffraction des Rayons X (DRX) ... 135

V.5.1. Préparation des échantillons ... 135

V.5.2. Résultats ... 135

V.5.2.1. Minéralogie globale ... 135

Partie pratique

Chapitre IV : Cadre géologique et géographique

du Rif et des secteurs étudiés

V.8. Analyse chimique par ICP/AES ... 147

V.9. Infrarouge à Transformée de Fourier (IRTF) ... 148

V.9.2.1. Bandes caractéristiques de la MO ... 148

V.9.2.2. Bandes caractéristique de la matière minérale ... 149

V.10. Microscopie électronique à Balayage (MEB-EDX) ... 152

V.11. Conclusion ... 154

VI.1. Introduction ... 157

VI.2. Protocole de préparation et d’analyse ... 157

VI.2.1. Extraction ... 157

VI.2.2. Fractionnement des bitumes totaux ... 158

VI.2.2.1. Séparation Neutres / Acides / Polaires ... 158

VI.2.2.2. Fractionnement de la fraction neutre ... 159

VI.2.2.2.1. Hydrocarbures totaux ... 160

VI.2.2.2.2. Alcools ... 160

VI.2.2.3. Fraction acide ... 161

VI.3. Etude des bitumes totaux par IRTF ... 162

VI.4. Etude des hydrocarbures totaux par IRTF ... 166

VI.5. Etude des biomarqueurs par CG/SM ... 169

VI.5.1. Les hydrocarbures aliphatiques ... 169

VI.5.1.1. Les n-alcanes et les n-alcènes ... 169

VI.5.1.1.1. Indice de Préférence de Carbone (IPC) ... 174

VI.5.1.2. Les iso-alcanes ... 174

VI.5.1.3. Les terpènes ... 176

VI.5.1.3. 1. Paramètres de source ... 177

VI.5.1.3. 2. Paramètres de maturité ... 177

VI.5.1.4. Les stéranes ... 182

VI.5.1.4. 1. Paramètres de maturité ... 182

VI.5.1.4. 2. Paramètres de source ... 183

VI.5.1.5. Les hydrocarbures insaturés non aromatiques ... 189

VI.5.2. Les hydrocarbures aromatiques ... 190

Chapitre VI : Etude géochimique des MO extractibles (Bitumes)

VI.5.2.4. Les alkylnaphtalènes et les alkylephénatrènes ... 195

VI.5.2.5. Les alkybenzothiophènes et les alkyldibenzothiophènes ... 197

VI.5.2.6. Les thiophènes ... 198

VI.5.3. Les alcools ... 200

VI.5.4. Les acides ... 202

VI.6. Conclusion ... 206

Références de la partie pratique ... 208

Conclusion générale ... 220

A.1. Court bibliographie du King Hubbert ... 224

A.2. Méthodes analytiques utilisées ... 225

A.2.1. Pyrolyse Rock Eval ... 225

A.2.2. Chromatographie en phase Gazeuse/Spectrométrie de Masse (CG/SM) ... 230

A.2.3. Pyrolyse flash-Chromatographie Gazeuse/Spectrométrie de Masse (Py-CG/SM) .. 232

A.2.4. Analyse thermique (ATG/DTG) ... 234

A.2.5. Infrarouge à Transformée de Fourier (IRTF) ... 236

A.2.6. Diffraction des Rayons X (DRX) ... 239

A.2.7. Fluorescence des Rayons X (FRX) ... 241

A.2.8. Analyse chimique par ICP/AES ... 243

A.2.9. Microscopie électronique à Balayage (MEB-EDX) ... 245

Résumé

Le Maroc a été classé selon les dernières études en septième position, en matière de réserves mondiales de schistes bitumineux. Trois gisements sont très connus, il s'agit des gisements de Timahdit, de Tarfaya et du Rif.

Le présent travail concerne l'étude physico-chimique et géochimique des schistes du nord Marocain (Rif). Des échantillons de roches bitumineuses issus de quatre sites différents nommés : Tanger (TA), Tétouan (TE), Bab Taza (BT) et Arba Ayach (AA) ont été analysés par différents méthodes analytiques, pyrolytique, thermique, minéralogique et moléculaire.

La pyrolyse Rock-Eval a confirmé la maturation thermique pour l’échantillon AA. La teneur en Carbone Organique Total (COT) varie de faible à excellente (0.45% à 4.47%), la valeur du potentiel général de la production d'hydrocarbures (PG) varie de 0,49 à 13,1 (mg HC/g de roche) et la valeur de l’indice d’hydrogène (IH) varie de 37 à 282 (mg HC/g de COT), suggérant plusieurs types de kérogène (II, III et IV). L’analyse thermique (ATG/DTG) a révélé un contenu organique total variant de 4.77 à 7.53%.

Les analyses élémentaires des différents échantillons ont montré la prédominance de l’élément silice sous forme de Quartz avec 32.2 à 39.3% massique. Ce résultat a été confirmé par spectroscopie (IRTF) et diffraction RX.

Les analyses moléculaires des matières organiques extractibles (bitumes) ont confirmé, d’une part et grâce aux paramètres géochimiques (biomarqueurs), la maturation thermique de nos échantillons et d’autre part, la bonne qualité de la roche mère pour l’échantillon d’Arba Ayach (AA) qui est riche en composés neutres, dérivés des matières organiques d’origine marine (kérogène de type II). L’échantillon du Tanger (TA) est observé riche en composés polaires, dérivés des matières organiques d’origine terrestre (kérogène de type III), tandis que, les échantillons (TE et BT) contiennent des substances neutres et polaires, moins effectives et sans intérêt pétrolier (kérogène de type IV).

Mots-Clés : Roches bitumineuses, Rif Marocain, Kérogène, Bitume, hydrocarbures,

Abstract

Morocco has been classified into the seventh position according to the recent estimation of the world's reserves of oil shale. Three principle deposits are located in Timahdit, Tarfaya and in Rif regions.

The present work concerns the physico-chemical and geochemical study of bituminous rocks of northern Morocco (Rif). Samples from four different sites named: Tangier (TA), Tetouan (TE), Bab Taza (BT) and Arba Ayach (AA) were analyzed by different analytical methods, pyrolysis, thermal, mineralogical and molecular techniques.

The Rock-Eval results confirmed the thermal maturation for the sample AA. The content of total organic carbon (TOC) vary from poor to excellent (0.45% to 4.47%), the value of general potential hydrocarbon production (GP) ranged from 0.49 to 13.1 (mgHC/g rock) and the value of the hydrogen index (HI) vary from 37 to 282 (mgHC/gTOC), suggesting types II, III and IV of kerogen. Thermal analysis revealed a total organic content ranging from 4.77 to 7.53%.

Elemental analyzes have shown the predominance of the element silica (as quartz) in the all samples (32.2 to 39.3%) which was also confirmed by spectroscopic analysis (FTIR) and diffraction data (DRX).

Molecular analyzes of extractible organics matters (bitumens), using geochemical parameters (biomarkers) have confirmed, on one hand, the thermal maturation of the studied samples and secondly, the good quality of source rock for Arba Ayach sample (AA) which is rich in neutral compounds derived from marine organic matter (type II of kerogen). The sample Tangier (TA) is observed rich in polar compounds derived from organic matter of terrestrial origin (type III of kerogen), while samples (TE and BT) contain neutral and polar substances, less effective and show no petroleum interest (type IV of kerogen).

Keywords: bituminous rocks, Moroccan Rif, kerogen, bitumen, hydrocarbons,

biomarkers, Organic Geochemistry.

Introduction générale

L'énergie est aujourd’hui le moteur fondamental de l'économie dans le monde. Les pays en dépendent étroitement pour leur développement dans divers domaines tels que l'industrie, infrastructure, commerce, transport...

Dans le monde ancien, l’énergie nécessaire était fournie par l’effort musculaire humain et animal. Le charbon du bois, la tourbe, le charbon bitumineux, l’anthracite, le coke puis le schiste bitumineux étaient les sources d'énergie connues. Les hydrocarbures étaient aussi connus, mais leur utilisation est restée modeste. Le pétrole était strictement utilisé pour l’éclairage et le bitume pour le calfatage des navires.

Plus tard, le monde a connu une série de carburants gazeux qui se compose des gaz issus du bois, résine, charbon, schiste bitumineux et gaz naturels…. En plus, des carburants liquides à savoir les huiles provenant du charbon, du pétrole brut et des schistes bitumineux… Les développements récents ont permis d’admettre quelques usages limités d’énergie nucléaire, solaire, éolienne et hydraulique.

En ce qui concerne les schistes bitumineux, les indiens les ont utilisés à l'état brut dès le début du 19ème à des fins domestiques. A l’époque moderne et grâce à la technologie de l’industrie extractive, les schistes bitumineux ont pris un essor considérable surtout dans l'extraction d'hydrocarbures et de combustibles.

A l’échelle industrielle, la situation pétrolière dans le monde telle que les découvertes de gisement, pic de production et évolutions des prix entrave la recherche, développement et exploitation des schistes bitumineux. Mais du fait inévitable que l’offre en pétrole est limitée, l’humanité va se confronter au problème de la croissance rapide de la consommation d’énergie et de sa demande dans le marché international. Dans ce contexte et à l’approche du pic de la production du pétrole, les schistes bitumineux s’imposent de plus en plus comme une source d’énergie de substitution au pétrole.

L’existence de grands dépôts de schistes bitumineux relativement bien répartis à travers le globe, peut éventuellement contribuer pour une part substantielle dans l’énergie mondiale. L’offre en schistes bitumineux est disponible dans 50 pays et les réserves mondiales en huile contenue dans les schistes sont estimées à plus de 4.786 milliards de barils, selon les dernières estimations.

Au Maroc, historiquement les Berbères de Timahdite ont connu les schistes bitumineux par l'odeur et ils les ont appelés "Pierre à odeur désagréable". La première exploitation

Les travaux de recherche et de développement sur les schistes bitumineux du Maroc ont été intensifiés au lendemain de la crise pétrolière de 1973. Après vingt années d’études et de travaux sur les deux gisements de Timahdit et Tarfaya, un vaste ensemble de données géologiques et géochimiques a été constitué et répertorié.

L’objet du présent travail consiste à présenter notre contribution à l'ensemble de connaissances déjà acquis sur les roches bitumineuses (dont les schistes bitumineux). Notre attention a été focalisée sur la valorisation des roches bitumineuses de la région rifaine, gisement de Rif du Maroc qui, jusqu’à présent reste très peu étudié.

Les travaux de cette thèse sont divisés en six chapitres, répartis en deux parties. La première partie est une synthèse bibliographique contenant trois chapitres :

Le chapitre I présente des informations générales et des données sur les combustibles fossiles. En énumérant, les différentes étapes de leur formation, les dernières statistiques de réserves, de productions mondiales et les problèmes actuels et prévus au futur…

Le chapitre II est consacré aux schistes bitumineux dans le Monde et au Maroc en particulier. Il comporte la définition, les différentes techniques des exploitations et les localisations des gisements avec les dernières statistiques de réserves.

Le chapitre III présente des informations et des donnés détaillées concernant les matières organiques sédimentaires en général et les matières organiques fossiles en particulier. Il fait également le point sur l’origine des matières organiques (les organismes précurseurs), les processus de leurs dégradations et de leurs préservations jusqu’à la formation de la roche mère des combustibles.

La deuxième partie est consacrée à la pratique (échantillonnage et travaux expér-imentaux) et comporte trois chapitres :

Le chapitre IV présente un contexte géologique et géographique du domaine de Rif en général et des secteurs étudiés (sites d’échantillonnage) en particulier.

Le chapitre V regroupe les résultats de la caractérisation physico-chimique et géo-chimique des échantillons de roches brutes par différentes méthodes d’analyse.

Le chapitre VI présente une étude géochimique consacrée des matières organiques extractibles (bitumes) des échantillons. Cette étude fournit des informations très importantes sur l’origine et l’évolution thermique des matières organiques fossiles des roches bitumineuses étudiées.

Chapitre I

Généralités sur les

combustibles fossiles

Sommaire du Chapitre I

I.1. Introduction... 17

I.2. Energie fossile ... 17

I.2.1. Problèmes d’énergie fossile ... 19

I.3. Formation des combustibles fossiles ... 19

I.3.1. Evolution et maturation du kérogène ... 20

I.3.2. Migrations du pétrole ... 22

I.3.3. Localisation des gisements ... 24

I.4. Réserves des combustibles fossiles ... 25

I.4.1. Réserves des combustibles fossiles conventionnels ... 25

I.4.2. Réserves des combustibles fossiles non conventionnels ... 26

I.5. Productions des combustibles fossiles ... 27

I.5.1. Production des combustibles fossiles conventionnels ... 27

I.5.1.1. Théorie de pic de Hubbert ... 28

I.5.1.1.1. Pic de Hubbert ... 28

I.5.1.1.2. Application de la théorie de pic de Hubbert ... 29

I.5.2. Production des combustibles fossiles non conventionnels ... 34

I.6. Prix de pétrole ... 34

I.1. Introduction

Les combustibles fossiles (pétrole, gaz naturel et charbon) se sont formés il y a des millions d'années à partir de la fossilisation des vestiges de végétaux et d'animaux morts, c'est pourquoi ils sont appelés combustibles fossiles. Car ils renferment de l'énergie que nous utilisons quotidiennement à des fins commerciales, industrielles ou transport.

Le présent chapitre est consacré aux combustibles fossiles, leur importance énergitique, leur formation, leur réseve et production au Monde, sans oublier l'évolution future de ces ressources d’énergie et enfin les tendances des prix de pétrole.

I.2. Energie fossile

L’énergie fossile est l’énergie tirée des combustibles fossiles conventionnels (pétrole, gaz naturel et charbon) et des combustibles fossiles non conventionnels (schistes bitumineux, sables bitumineux et pétrole lourd ou extra-lourd …). Elle est d’énergie non renouvelable (épuisable) contrairement aux énergies renouvelables telles ques solaires, hydroélectriques, géo-thermiques, éoliennes, biocarburants.

Selon les références de l’Agence Internationale de l’Energie, la consommation mondiale d'énergie totale était de 505 quadrillions de Btu (unités thermiques britanniques) en 2008 et devrait augmenter de 53% de 2010 à 2035 [1]. Selon aussi les mêmes références, 83% en 2010 de la consommation mondiale d’énergie totale était basée sur l’énergie fossile. Pour les vingt cinq prochaines années, l’énergie fossile restera prédominante avec 76% d’ici 2035 (Figure I.1).

Le pétrole reste toujours la source d’énergie la plus importante à cause notamment du secteur du transport. Il a représenté (avec d’autres liquides1) 37% de l’énergie totale utilisée dans le monde en 2010. Cette proportion sera diminuée à 32% d’ici 2035 (Figure I.1). Le charbon 21% en 2010, 20% d’ici 2035, le gaz naturel 25% en 2010, 26% d’ici 2035 et l’énergie nucléaire 9% en 2010, pas de changement pour les vingt cinq prochaines années (Figure I.1). Les énergies renouvelables (incluent les biocarburants) ont représentés environ 8% en 2010 de l’énergie totale utilisée dans le monde. Cette proportion va augmenter à 15% d’ici 2035 (Figure I.1).

Figure I.1 : La consommation mondiale d'énergie par type de source, 1980-2035 [2].

Une grande partie de la consommation mondiale totale d'énergie se produit dans les pays en dehors de l'Organisation de Coopération et de Développement Economiques (OCDE)1 comme la Chine, l’Inde et le Brésil. L’Amérique (OCDE) est le deuxième consommateur d’énergie, suivi par l’Europe (OCDE) [2].

Comme cité ci-avant, la consommation mondiale de l’énergie, surtout l’énergie fossile, poursuira sa croissance pour les prochaines décennies et sera essentiellement sous l’effet :

 De l’accroissement de la population mondiale (9 à 10 milliards d’habitants à l’horizon 2050).

 Des efforts des pays en voie de développement pour combler leur décalage économique (croissance de 8% à 10% en Chine et en Inde).

 Du maintien d’une légère croissance de la demande énergétique dans les pays développés.

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1_{Actuellement, les pays membres de l'OCDE (à partir de 1 Septembre, 2010) sont les États-Unis, Canada, Mexique, Autriche, Belgique,} Chili, République tchèque, Danemark, Finlande, France, Allemagne, Grèce, Hongrie, Islande, Irlande, Italie, Luxembourg, les Pays-Bas,

I.2.1. Problèmes d’énergie fossile

Malgrè l'importance de l’énergie fossile, l’utilisation de cette énergie et la rareté de ses ressources (combustibles fossiles) conduisent à des problémes environnementaux, économiques et géopolitiques. En particulier, certains problèmes majeurs sont :

 L’impact sur l'environnement: les émissions de dioxyde de carbone dues à la combustion de combustibles fossiles sont environ 29 gégatonnes par an [3]. Il est estimé que les processus naturels ne peuvent absorber qu’environ 40% de ce montant [4].  La dépendance économique des pays politiquement instables : environ 56% des réserves

de pétrole brut et 41% des réserves de gaz naturel sont situées au Moyen-Orient [5].  Les combustibles fossiles sont épuisables, ce qui limite les ressources et crée des

tensions géopolitiques dans le monde (ex : Guerre d’Irak).

I.3. Formation les combustibles fossiles

Les combutstibles fossiles conventionnels ou non conventionnels proviennent tous de la décomposition de la matière organique (MO) des organismes vivants (végétaux, animaux), selon des mécanismes biologiques et géologiques très longs (dizaines de millions d’années). Cette MO est composée pour l’essentiel de carbone, d’hydrogène, d’azote et d’oxygène et elle forme ce que l’on appelle «la biomasse». Le carbone, l’élément majeur de la MO, dans un milieu aérobie se transforme en dioxyde de carbone (CO2), c’est la minéralisation totale. En milieu anaérobie une faible partie (1%) de la biomasse s’échappe à la minéralisation et subi des processus de sédimentation au fond des lacs et des océans (voir chapitre III).

La transformation de la biomasse en combustibles fossiles passe à une substance intermédiaire qui s’appelle «kérogène». Il s’agit d’un composé solide qui contient surtout du carbone et de l’hydrogène. Sous l’effet de la pression et de la température géothermique au cours de l’enfouissement, le kérogène conduit à la formation des combustibles fossiles conventionnels (pétrole, gaz naturel et charbon), ou des combustibles fossiles non conventionnels (schiste bitumineux …) (Figure I.2), suivant l’évolution des conditions géologiques.

Figure I.2 : Fraction de la biomasse transformée en combustibles fossiles [6, 7].

I.3.1. Evolution et maturation du kérogène

Au début de la sédimentation (au fond de milieux aquatiques) jusqu’à 1000 mètres de profondeur sous ce plancher du milieu aquatique, la sédimentation de la MO aboutit à la formation de kérogène (Figure I.3). Il est disséminé sous forme de filets au sein d’une roche sédimentaire peu perméable, appelée «roche mère».

Si la roche mère est arrêtée à ce stade, c’est-à-dire que le kérogène qu’elle contient ne subit pas de maturation (kérogène immature), il s’agit donc d’un combustible fossile qui s’est arrêté au stade « avant le pétrole » dans le processus de maturation du kérogène. C’est le cas des schistes bitumineux, dits combustibles fossiles non conventionnels. 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).

Lorsque la roche mère commence à enfouir (à cause de la tectonique des plaques et sédimentation), à une vitesse de quelques mètres à quelques dizaines de mètres par million d'années, le kérogène est donc soumis à des pressions et des températures géothermiques de

 Entre 30°C à environ 60°C, c’est la suite de l’étape de diagenèse [8] (Figure I.3). Le kérogène commence à se décomposer sous l'effet de la chaleur. Cette pyrolyse produit principalement du pétrole, du gaz naturel (CH4), du dioxyde de carbone, de l’eau et de NH3. Les hydrates de méthane sont également générés lors de l’enfouissement du kérogène.

 Entre environ 60° et 120°C, c’est l’étape de catagenèse [8] (Figure I.3). Le kérogène produit principalement du pétrole et une faible quantité de gaz.

 A partir de 120°C jusqu’à 150°C, c’est l’étape de métagenèse [8] (Figure I.3). 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 supérieur à 4000 mètres de profondeur), il ne se forme plus que du gaz.

La figure I.3 montre l'allure de l'évolution du kérogène avec la profondeur d'enfouissement. Dans un premier temps, la formation de pétrole et de gaz est simultanée, puis celle de pétrole passe par un maximum et devient négligeable par rapport à la production de gaz.

I.3.2. Migrations du pétrole

Le pétrole associé au gaz naturel et à l’eau sont initialement prisonniers de la roche mère mais ils peuvent en être expulsés. Le mécanisme d'expulsion est encore méconnu (ou mal élucidé) et reste un sujet d’étude très discuté [10]. Il pourrait être par exemple lié à une augmentation de pression dans la roche mère au cours de son enfouissement [11, 12].

L’expulsion de ces produits vers une couche géologique poreuse perméable («roches réservoirs»), on l’appelle "la migration primaire" (Figure I.4). Après avoir été expulsés de la roche mère, le pétrole, gaz naturel et l’eau entament ce que l’on appelle une "migration secondaire" [13] (Figure I.4). Ils se déplacent le long des couches perméables qui jouxtent les couches de roche mère (peu perméable), en se dirigeant vers la surface de la terre sous l’effet de la pression des couches de sédiment situées au-dessus.

 Si la migration secondaire de ces produits est empêchée (piégée) par une formation géologique imperméable (sous forme anticlinal, faille et diapirs), comme une couche de sel par exemple appelée «roche couverture», c’est qui conduit à l’accumulation de ces produits en constituant un réservoir (gisement) des combustibles fossiles conventionnels en dessous de couche de la roche couverture (Figure I.4). Dans ce réservoir poreux, le gaz s’accumule au-dessus du pétrole brut, lequel se retrouve au-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) (Figure I.4).

En général, la majorité du pétrole produit reste piégé dans la roche mère (qui est très peu perméable), de manière disséminée. Le pétrole de roche mère est connu sous le nom « pétrole de schistes » (il existe aussi le gaz des schistes), dite combustibles fossiles non conventionnels. La différence entre le schiste bitumineux et le pétrole de schistes est que dans ce dernier l’enfouissement de la roche mère a été suffisant de la maturation de kérogène pour transformer en pétrole. L’exploitation de pétrole de schistes est plus difficile que le pétrole conventionnel. Il nécessite l’utilisation de forages horizontaux et de la technique de fracturation hydraulique pour augmenter artificiellement l’imperméabilité de la roche.

 Dans le cas contraire, c’est-à-dire que le pétrole n’est pas empêché par un piège au cours de leur migration, on l’appelle "dysmigration" ou "remigration" [7, 14]. Il 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 (bitume naturel), dites aussi combustibles fossiles non conventionnels. Ils sont caractérisés par une viscosité élevée, de haute densité et des concentrations élevées de l'azote, de l'oxygène, de soufre et des métaux lourds. 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.

Le charbon est un autre combustible fossile conventionnel, il est une variété particulière de kérogène, qui se forme à partir de débris de végétaux (source continentale), contrairement au pétrole qui est formé essentiellement du kérogène qui se forme à partir de débris phytoplancton (source océanique) (Figure I.5). La Formation du charbon est le résultat d’un processus, commencé au premier stade de sédimentation en conduisant à la formation de tourbe (roche carbonée spongieuse, 50 à 55% de C). Après au cours de l’enfouissement, la roche perd les éléments volatils et s’enrichit en carbone, la pyrolyse conduit ensuite à la formation de lignite (55 à 75% de C), puis de houille (75 à 90% de C), puis d’anthracite (>95% de C), qui est de carbone presque pur, débarrassé de l’essentiel de son hydrogène et il est généralement le plus profond des charbons. Il existe le graphite (100% de C), mais on ne l’utilise pas car il brule à des températures trop élevées.

Le charbon (comme autres kérogènes) peut produire à du pétrole et du gaz au cours de son enfouissement, bien qu’en moindres quantités en ce qui concerne le pétrole. La formation du pétrole à partir du charbon a lieu au stade houille, et le méthane formé est responsable du

Figure I.5 : La différence entre les conditions de formation d’un gisement de charbon et d’un

gisement pétrolier.

I.3.3. Localisation des gisements

Que ce soit donc une production des combustibles fossiles conventionnels ou non conventionnels, ils proviennent de la transformation d'une roche riche en matière organique (la roche mère) par augmentation de la température géothermique et de la pression lors de l'enfouissement au cours des temps géologiques.

Dans le cas des gisements conventionnels (Figure I.6), les combustibles fossiles ainsi formés se déplacent en direction d'une roche poreuse et perméable (le réservoir) dans laquelle ils s'accumulent.

Dans le cas des gisements non conventionnels (Figure I.6), les combustibles fossiles se situent dans de très mauvais réservoirs, c’est le cas des sables bitumineux (bitume naturel) et les pétroles extra-lourds, la qualité de ces combustibles fossiles ne permet pas une exploitation classique. Ou même restent piégés dans la roche mère, c’est le cas des schistes bitumineux (le kérogène n’évolue pas), pétrole de schistes et gaz de schistes (Figure I.5).

Figure I.6 : Localisation des gisements des combustibles fossiles conventionnels et non

conventionnels [15].

Sous le terme générique des combustibles fossiles non conventionnels, on trouve aussi d’autres types comme : Le pétrole de réservoirs compacts, le gaz de réservoirs compacts, le gaz de houille (Coalbed methane ou CBM) et les hydrates de méthane (Figure I.6).

I.4. Réserves des combustibles fossiles

I.4.1. Réserves des combustibles fossiles conventionnels

Pour évaluer les réserves en combustibles fossiles conventionnels d’un gisement, on utilise le classement suivant :

 Réserves prouvées : ce sont les quantités de combustibles dans les conditions économiques et techniques du moment. Elles sont évaluées avec une probabilité de l’ordre 90%.

 Réserves probables : ce sont les quantités de combustibles fossiles récupérables dans les conditions économiques et techniques de future proche (technique connue non utilisée). Elles sont évaluées avec une probabilité d’existence de l’ordre de 50%.  Réserves possibles : ce sont les quantités de combustibles fossiles récupérables à partir

des réserves prouvées aux conditions et techniques dans un futur non déterminé. La probabilité d’existence de ces réserves est estimée à 10%.

Le Tableau I.1 contient les réserves énergétiques prouvées des combustibles fossiles conventionnels dans le monde à la fin 2012. La réserve de pétrole dans le Tableau I.1 comprend d’autres combustibles liquides : les liquides de gaz naturel (LGN).

Tableau I.1 : Les réserves prouvées des combustibles fossiles conventionnels dans le monde

à la fin 2012 [17].

I.4.2. Réserves des combustibles fossiles non conventionnels

L’évaluation de réserves mondiales des combustibles fossiles non conventionnels est rendue difficile en raison de nombreuses façons par lesquelles les réserves sont évaluées. Le Tableau I.2 contient les réserves mondiales des combustibles fossiles non conventionnels : schiste bitumineux, sables bitumineux (bitume naturel) et pétrole lourd à la fin 2008.

Tableau I.2 : Les réserves mondiales des combustibles fossiles non conventionnels à la fin

I.5. Production des combustibles fossiles

I.5.1. Production des combustibles fossiles conventionnels

Le Tableau I.3 contient les productions mondiales des combustibles fossiles conventionnels (pétrole, gaz naturel et charbon) de l’année 2012. La production de pétrole comprend d’autres combustibles liquides à savoir les liquides de gaz naturel (LGN) et certains liquides non conventionnels (pétrole de schistes et sables bitumineuses).

Les pays membres à l’OPEP (Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole) ont produit environ 43,2% de la production mondiale de combustibles liquides (pétrole et d’autres liquides) à la fin de l’année 2012, tandis que, les pays non-OPEP ont produit prés de 56,8% de la production mondiale à la fin de la même année [17].

Tableau I.3 : Production des combustibles fossiles conventionnels dans le monde l’année

2012 [17].

Selon les références de l’Agence Internationale de l’Energie, la demande des vingt-cinq prochaines années nécessitera une production équivalant à celle de cent cinquante années d’exploitation des combustibles fossiles [19].

Par exemple, la production mondiale de pétrole avec d’autres combustibles liquides (LGN) va atteindre 112.2 millions barils par jour d'ici 2035 (Tableau I.4). Les pays membres à l’OPEP (Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole) produisent environ 42% (Tableau I.4) de la production mondiale, les pays non-OPEP en de l’ordre de 58% de la production mondiale de ces combustibles liquides (Tableau I.4).

Tableau I.4 : Production mondiale de pétrole et d'autres combustibles liquides (millions de

barils par jour) pour les vingt cinq prochaines d’années [1].

Plusieurs approches scientifiques (logistique, gaussiennes, Lorentz distributions, etc), y compris les modèles asymétriques [20, 21], ont été utilisées pour prédire l'évolution future de la production de combustibles fossiles. En particulier, de nombreux chercheurs et annalistes ont concentré leur attention sur "la théorie de pic de Hubbert" [22, 23], dans le but de prévision de la production mondiale de combustibles fossiles conventionnels (pétrole, gaz naturel et charbon).

I.5.1.1. Théorie de pic de Hubbert

I.5.1.1.1. Pic de Hubbert

A partir 1949 Marion King Hubbert (voir annexe) travaillait sur l’idée de pic de production du pétrole et du gaz (mais aussi des métaux, du charbon et de l’uranium). Il trouve une solution mathématique au problème en 1956. L’idée est que l'alimentation de toute ressource est finie et que le taux de production tend à augmenter de manière exponentielle pendant la phase initiale de développement, apogée (pic de production), puis diminue de manière exponentielle jusqu’à l’épuisement de la ressource.

Dans un document révolutionnaire [22, 23] de l’année 1956, il a appliqué cette théorie à la production de pétrole brut aux États-Unis (tout sauf Alaska et Hawaï, qui rejoint l'Union en 1959). A contre courant de toutes les approches optimistes de l’époque, il prédit qu'il y aura un pic de production du pétrole et du gaz aux États-Unis au plus tard en 1970 (voir Annexe). L’administration des États-Unis ne tiendra pas compte de ses travaux, et on reconnait la justesse de ses calculs sur le pic de production du pétrole et du gaz aux États-Unis seulement en 1973. Ensuite c’est à partir des données de l’exploration et production mondiales des années 1970 qu’il anticipe le futur pic de production mondiale de pétrole en 2000.

I.5.1.1.2. Application de la théorie de pic de Hubbert

Maggio G. et Cacciola G. suivant leur précédent travail [24], ont publié l’année 2012 [25] un modèle prédictif basé sur l’approche de variante de Multi-cyclique de Hubbert (MHV) qui est appliquée aux prévisions évolutions futures de la production de combustibles fossiles dans le monde. A partir de données historiques sur la production de pétrole avec d’autres liquides (LGN 95%), le gaz naturel et de charbon, et en tenant en considération trois scénarios possibles pour l'ultime global (production cumulative et restants réserves et des ressources non découvertes), ce modèle a permis de déterminer quand ces importantes sources d'énergie devraient culminer et commencer à décliner.

L’approche proposée par Maggio G. et Cacciola G. dans leur travail de recherche [25], mentionné comme Multi-Hubbert Variant (MHV) a été comparée avec l'approche la plus utilisée ″l’unique-cycle de Hubbert ou Singl-Hubbert (SH) ″ et l’originale approche de Multi-cyclique de Hubbert (MH).

L’approche Single-Hubbert (SH) est généralement décrite par l’équation suivant :

P : production de pétrole (à temps t). b : coefficient (pente des courbes).

PM : production maximale (pic).

t

Les autres approches :

(Multi-Hubbert (MH)).

(Multi-Hubbert Variant (MHV)). (0 < Ki ≤1, pour i=1,..., N).

Compte tenu des scénarios les plus probables, leurs résultats obtenus peuvent être résumés comme suit :

 Le Pétrole brut et les liquides gaz naturel (LGN) dans le monde : en supposant d'un ultime global dans l’intervalle 2250-3000 Gb (Géga de barils), le pic a été estimé dans l’intervalle 29,2 à 31,6 Gb/an et se produit entre 2009 et 2021 (30Gb/an en 2015 en moyenne) (Figures I.7, I.8). Ces chiffres confirment substantiellement leurs estimations précédentes [24].

 Le gaz naturel (à sec) dans le monde : en supposant d'un ultime global dans l’intervalle 9500-15400 Tpc (Trillions de pieds cubes), le pic a été estimé dans l’intervalle 121-135 Tpc/an et se produit entre 2024 et 2046 (132 Tpc/an en 2035 en moyenne) (Figures I.9, I.10). Le plateau est susceptible de se produire, si l'ultime global est élevé.

 Le charbon en monde : en supposant d'un ultime global dans l’intervalle 550-750 Gtep (Géga de tonnes équivalent de pétrole), le pic a été estimé entre 4,1- 4,9 Gtep/an et se produit entre 2042 et 2062 (4,5 Gtep/an en 2052 en moyenne) (Figure I.11, 12).  Conclusion, selon leurs estimations, tous les combustibles fossiles devraient culminer

dans le prochain demi-siècle (Figure I.13).

Figure I.8 : Comparaison de la production mondiale de pétrole calculée par

différentes approches pour un ultime global 2600 Gb [25].

Figure I.9 : Comparaison de la production mondiale de gaz naturel calculée selon

Figure I.10 : Comparaison de la production mondiale de gaz naturel calculée par

différentes approches pour une ultime global de 12 500 Tpc [25]. Tpc : Tcf en anglais.

Figure I.11: Comparaisons de la production mondiale de charbon calculée par

Figure I.12 : Comparaison de la production mondiale de charbon calculée par

différentes approches pour un ultime global de 650 Gtep [25]. Gtep: Gtoe en anglais.

Figure I.13 : Comparaison des prévisions de combustibles fossiles calculés selon des

I.5.2. Production des combustibles fossiles non conventionnels

La hausse des prix du baril (il y a quelques années) et l’instabilité géopolitique de certaines régions comme la région de Moyen Orient ont relancés l’intérêt pour les combustibles fossiles non conventionnels, et ils commencent à prendre une place grandissante dans le monde.

Le Tableau I.5 contient les productions mondiales des combustibles fossiles non conventionnels (schiste bitumineux, sable bitumineuse (bitume naturel) et pétrole lourd de l’année 2008.

Tableau I.5 : Production mondiales des combustibles fossiles non conventionnels de l’année

2008 [18].

I.6. Prix de pétrole

Le discours sur la production mondiale de pétrole a évoqué de parler sur les prix de pétrole, qui ont une incidence importante et directe sur les économies des pays.

Selon les références de l’Agence Internationale de l’Energie, les prix de pétrole ont augmenté d'une moyenne de 62 dollars américain le baril en 2009 à 100 dollars américains le baril en 2011 [1]. Selon aussi les mêmes références, les prix mondiaux du pétrole continuent à augmenter, à 108 dollars américain le baril d’ici 2020 et à 125 dollars américain le baril d’ici 2035 [1].

D’après la courbe de l’évolution des prix du pétrole (Figure I.14) établie par Thomas Chaize [26], on peut retenir les tendances suivantes :

Figure I.14 : Evolution des prix du pétrole [26].

Dans la zone (A), le prix de pétrole est resté dans une marge plafonnée à 5 dollars américains de baril. Mais, avec la crise de l’année 1973, le prix du pétrole dépasse cette marge.

Dans la zone (B), le prix de pétrole évolue dans une fourchette de prix comprise entre 10 et 40 dollars américains le baril.

Dans la zone (C), qui représente la durée comprise l’année 2005 jusqu’au nos jours, le prix de pétrole a dépassé le seuil des 40 dollars américains le baril et selon les estimations il va continuer à augmenter, comme cité ci-avant.

En général, pour connaitre l’évolution à long terme du prix du pétrole, il est intéressant de regarder les facteurs qui peuvent influencer l’offre (à la hausse comme à la baisse) et la demande en pétrole. Si l’offre en pétrole diminue alors que la demande reste constante, le prix augmentera (base de la théorie économique "offre- demande"). La figure I.15 montre bien cette relation : si l’offre diminue (passant de S à S1), alors le prix augmente de Pe à Pe1 (pour une demande constante).

Figure I.15 : La relation entre l’offre et le prix de pétrole [27].

L’augmentation des prix mondiaux du pétrole et l’accroissance de la demande mondiale des sources d’énergie exhortent la recherche pour d’autres gisements de sources conventionnelles (pétrole, gaz et charbon) et aussi augmenter l’investissement et la recherche dans les sources non conventionnelles comme les schistes bitumineux, lesquelles ont fait l’objet de notre travail.

Chapitre II

Schistes bitumineux

Sommaire du Chapitre II

II.1. Introduction ... 39 II.2. Les schistes bitumineux ... 39

II.2.1. Définition ... 39 II.2.2. Les réserves des schistes bitumineux au monde ... 40 II.2.3. Production d’huile des schistes bitumineux au monde ... 41 II.2.4. Technique de l’industrie des schistes bitumineux ... 44

II.3. Les schistes bitumineux au Maroc ... 47

II.3.1. Circonstance énergétique au Maroc ... 47 II.3.2. Histoire des schistes bitumineux au Maroc ... 47 II.3.3. Les gisement des schistes bitumineux au Maroc ... 49

II.1. Introduction

L’exploitation des combustibles fossiles conventionnels ou non conventionnels (comme cité dans le chapitre I) est différente et plus difficile pour les combustibles fossiles non conventionnels. Mais, avec les nouvelles techniques et l’augmentation des prix de pétrole durant ces dernières années, l’exploitation des combustibles fossiles non conventionnels dont les schistes bitumineux devient rentable.

Ce chapitre est divisé en deux grands titres, le premier est sur les schistes bitumineux en général, leur définition, leurs réserves dans le Monde et leurs différentes méthodes d’exploitation. Le deuxième est sur les schistes bitumineux au Maroc, leur histoire et les principaux gisements.

II.2. Les schistes bitumineux

II.2.1. Définition

Les schistes bitumineux (aussi roches mères : pétrole non encore formé) sont des roches sédimentaires métamorphiques à grains fines peu perméables, leur âge géologique varie du Cambrien au Tertiaire. Ils ont été formés dans une variété des dépôts environnements marins, continentaux et lacustres (voir chapitre III). 95% en moyenne de la matière organique sédimentaire accumulée dans ces roches (connu sous le nom 'kérogène') est insoluble dans les solvants organiques usuels (Figure II.1). Ce kérogène peut produire des quantités importantes d'huile de schiste (semblable au pétrole) et de gaz combustible par traitement thermique (pyrolyse) (450 - 500°C) [28].

Les schistes bitumineux contiennent aussi une partie de la matière minérale (60-90 pour cent) (Figure II.1). Cette partie dans certaine schistes bitumineux est composée de carbonates, notamment la calcite, de dolomite et, avec des quantités moindres de silico-argileuse. Pour d’autres schistes bitumineux, la partie minérale est composée de silicates, y compris quartz, feldspaths, et d'argiles minéraux, avec des quantités moindres de carbonates.

Figure II.1 : La composition générale des schistes bitumineux [29].

II.2.2. Les réserves des schistes bitumineux au monde

Les gisements des schistes bitumineux se trouvent dans des nombreuses régions du monde (Figure II.2) (Tableau II.1). Selon l’étude qui a faite par le conseil mondial de l'énergie (World Energy Council) en 2010 (Tableau II.1) [18], la réserve mondiale des schistes bitumineux est estimée à la fin de l’année 2008 à 689 277 millions de tonnes d’huile en place soit 4 786 131 millions de barils d’huile, environ trois fois supérieure à la réserve mondiale prouvée de pétrole et d’autres liquides et deux fois supérieure à la réserve mondiale de pétrole extra lourde. Les États-Unis d’Amérique contiennent la plus grande réserve mondiale des schistes bitumineux, estimée à 536 931 millions de tonnes d’huile, soit 3 706 825 millions de barils (Tableau II.1).

Bien, que la réserve mondiale d’huile des schistes bitumineux soit la plus grande réserve au monde, en ce qui concerne les sources combustibles fossiles conventionnelles ou non conventionnelles d’énergie, la production mondiale d’huile des schistes bitumineux avec d’autres liquides non conventionnels reste très faible. Elle représente 3,9 millions de barils par jour seulement en 2008 [1], soit environ 5 pour cent de la production totale mondiale des combustibles liquides.

II.2.3. Production d’huile des schistes bitumineux au monde

Historiquement, depuis les années cinquante et en passant par la crise pétrolière de 1973 suite au blocus du pétrole arabe et jusqu'à après celle de 1979 suite au conflit entre les Etats Unis d’Amérique et l’Iran, l’exploitation mondiale des schistes bitumineux a connu une dynamisation. Avec la diminution des prix du pétrole au début des années quatre-vingt (Figure II.3), la demande a chuté de 46 millions de tonnes en 1980 à 16 millions de tonnes en 2000 [27, 30], un grand nombre de projets lancés à travers le monde a été abandonné.

Plusieurs facteurs techniques, économiques et écologiques ont une influence sur la production mondiale d’huile des schistes bitumineux, dont la rentabilité. C’est le rapport entre le coût et le prix du pétrole, qui a un impact très important sur l’exploitation mondiale des schistes bitumineux. Par exemple, le coût moyen de la production d’un baril d’huile des schistes bitumineux est estimé entre 70 et 100 dollars américain, par contre le coût moyen de la production d’un baril du pétrole brut est estimé entre 6 et 39 dollars américain. Ces dernières années, les prix du baril du pétrole brut atteint le pied de 140 dollars américain, c’est qui donne une compétition pour les schistes bitumineux avec le pétrole conventionnel.

Actuellement, l'exploitation des schistes bitumineux est concentrée au Brésil, en Chine, en Estonie, en Allemagne, en Russie, en Australie et aux États-Unis. Ces dernières années, des nouvelles améliorations technologiques sont utilisées pour l’exploitation des schistes, afin de réduire les coûts de la production de leur huile. De même la croissance de la demande mondiale pour les sources d’énergie et la continuité des prix du pétrole à augmenter (125 dollars américain d’ici 2035 [1]) encouragent les investissements dans les pays qui exploitent actuellement les schistes bitumineux.

Selon les références de l’Agence Internationale de l’Energie, la production mondiale d’huile des schistes bitumineux avec d’autres liquides non conventionnels va croitre à 13,1 millions de barils par jour d’ici 2035. Elle représentera 12 pour cent de la production totale du monde des liquides (conventionnels et non conventionnels) [1].

Figure II.3 : Evolution des prix du pétrole et la production des schistes bitumineux dans le

Monde [27, 30].

II.2.4. Technique de l’industrie des schistes bitumineux

Comme il est déjà mentionné, les schistes bitumineux peuvent être transformés par traitement thermique (pyrolyse), afin d’obtenir des hydrocarbures, mais l’exploitation des schistes bitumineux ne s’arrête pas à ce stade, mais il y a d’autres domaines dans lesquelles les schistes bitumineux sont très utiles. Ils peuvent être brûlés directement comme combustible de basse qualité pour la production d’énergie (électricité). Ils peuvent être aussi utilisés comme matériaux de base dans les industries chimiques, l’agriculture ou comme matériaux de construction (ciment). En plus, des études cinétiques réalisées récemment ont montré la possibilité d'élimination des bactéries par des adsorbants préparés à partir des schistes bitumineux marocains [32].

Les techniques de transformation des schistes bitumineux peuvent être réparties en deux catégories : in-situ et ex-situ [33-40] (Figure II.4), et selon l’endroit où le traitement thermique est appliqué. Suite aux deux techniques, les hydrocarbures produits nécessitent un traitement supplémentaire de raffinage afin d’enlever les impuretés.

 In-situ : Le principe de cette transformation est de pyrolyser les schistes dans le dépôt par l’injection d’air de combustion. L’avantage de cette technique est la protection de l’environnement. Exemple : ICP (In situ Conversion Process) qui est en train d’être développé par la société Shell [41].

 Ex-situ : Elle représente la principale voie d’exploitation pour les schistes bitumineux aujourd’hui. Son principe est d’extraire la roche de la mine pour ensuite appliquer le traitement thermique dans des usines à la surface. Pour le moment parmi les procédés de la technique Ex-situ qui sont utilisées industriellement pour produire l'huile de schistes : ATP (Alberta Taciuk Process) en Canada, Petrosix en Brésil, Union Oil aux Etats-Unis, Fuchun Type en Chine et Galoter-kiviter en Estonie.

L'industrie d'exploitation des schistes bitumineux est un processus complexe. Elle doit faire face à des défis majeurs afin qu’elle soit compétitive avec l’industrie d'exploitation du pétrole conventionnel. Les essentiels de ces défis sont :

 Défi économique : la diminution des coûts de la production qui sont élevés.  Défi technologique : l’amélioration des technologies utilisées.

II.3. Les schistes bitumineux au Maroc

II.3.1. Circonstance énergétique au Maroc

Le Maroc comme tous les pays, l’énergie constitue le moteur principal du développement économique et social. En tant qu’il est jusqu’à présent un pays non producteur de ressources énergétiques et dépendant de l’extérieur pour la quasi-totalité de ses besoins d’énergie. Le Maroc importe actuellement plus 97% de ses besoins en énergie. Cette forte dépendance de l’extérieur combiné à la tendance haussière des cours des produits énergétiques, notamment du pétrole qui représente prés de 60% de sa consommation énergétique totale, affecte lourdement les finances de ce pays.

II.3.2. Histoire des schistes bitumineux au Maroc

L’exploitation des schistes bitumineux au Maroc a été entamée l’année 1939 au gisement du Rif (le plus Nord du Maroc) notamment l’affleurement de Tanger par la Société des Schistes Bitumineux de Tanger, lorsque le gisement du Rif était une source de combustible (80 tonnes par jour). Une étude préliminaire a estimé la réserve de ce gisement à 2 milliards de barils d’huile en place [19]. L’année 1945, les travaux dans le gisement du Rif ont été suspendus a cause de plusieurs facteurs dont la baisse des prix de pétrole conventionnel (<10$).

Suite aux chocs pétroliers de 1973 et de 1979 la recherche et l’investissement dans les schistes bitumineux ont connu un essor considérable dans le monde comme au Maroc. Durant cette période les gisements de Timahdit et de Tarfaya (qui ont été découverts durant les années soixante) ont fait l’objet de plusieurs études géologiques, minières, hydrogéologiques, météorologiques, des analyses de laboratoire et des tests de combustion, par l'Office National des Hydrocarbures et des Mines (ONAREP à l’époque) avec l'assistance des sociétés des Etats-Unis, d’Europe, de Canada et de Japon. Les résultats globaux ont montré que les schistes marocains sont aptes à la pyrolyse et ont conduit le Maroc à développer un procédé national de pyrolyse T3 (1983) (Figure II.5), qui porte le nom des trois principaux gisements (Tarfaya, Timahdit et Tanger). Au milieu des années quatre-vingt, la recherche pour la valorisation des schistes bitumineux a été arrêtée au Maroc (comme aussi dans plusieurs pays du Monde) pour deux raisons principales : le procédé T3 n’est pas techniquement mature (discontinu), et la chute des prix du pétrole à 10$ le baril.

Récemment (en 2013), le Maroc a lancé un programme ambitieux en collaboration avec des compagnies étrangères pour l'exploitation d’huile et de gaz des schistes du gisement de Tarfaya.

II.3.3. Les gisements des schistes bitumineux au Maroc

Les deux gisements Timahdit et Tarfaya sont les plus importants des schistes bitumineux au Maroc. Leurs réserves globales ont été estimées récemment de 122 millions de tonnes de schistes qui peuvent conduire avec d’autres gisements marocains à la production de 8 167 millions de tonnes d’huile en place, soit environ 53 381 millions de barils d’huile [18]. Le Maroc selon les dernières études est classé à la septième position après les Etats Unis, la Chine, la Russie, le Congo (Rep.), le Brésil, et l’Italie successivement dans le classement mondiale pour les réserves des schistes bitumineux (Tableau II.1).

Les gisements des roches bitumineuses (inclus les schistes bitumineux, les marnes bitumineuses…) au Maroc sont répartis en dix localités (Figure II.6), dispersés dans les bassins crétacés supérieurs des domaines structuraux : le domaine Rifain, le domaine Atlasique et le bassin de Laâyoun de le domaine d’Anti-Atlas...