Définition du pétrole de schiste :
Le pétrole de schiste désigne le pétrole stocké dans des formations de schiste riches en matière organique et contenant des pores nanométriques. Il s'agit de l'abréviation de pétrole de schiste organique mature. Le schiste est à la fois une roche mère et une roche réservoir de pétrole. Le pétrole de schiste existe sous forme adsorbée et libre, généralement légère et peu visqueuse. Il est principalement stocké dans des gorges de pores et des systèmes de fractures nanométriques, répartis le long ou parallèlement à des lamelles. Les schistes riches en matière organique s'accumulent généralement sur de vastes zones continues au centre d'un bassin, sont généralement pétrolifères et représentent une ressource importante. Les facteurs clés pour évaluer la zone centrale du pétrole de schiste comprennent la distribution spatiale du réservoir, l'indice de fragilité du réservoir, la viscosité du pétrole de schiste, l'énergie de formation et la taille du schiste riche en matière organique. L'extraction réussie du gaz de schiste fournit une référence technique pour l'extraction du pétrole de schiste. Les technologies de stimulation de la perméabilité artificielle, telles que la fracturation et la refracturation horizontales du volume des puits, sont essentielles au développement efficace du pétrole de schiste. Parmi les ressources de pétrole de schiste, le pétrole condensé ou le pétrole léger pourraient être les principaux types destinés à la production industrielle [6,11]. Les molécules de pétrole condensé et léger ont un diamètre de 0,5 à 0,9 nm. Théoriquement, elles sont plus facilement fluides et récupérables dans les gorges des pores nanométriques du schiste, sous haute température et haute pression souterraines.
Caractéristiques de base des zones de distribution favorables du pétrole de schiste :
Le pétrole de schiste diffère considérablement du pétrole conventionnel séparé de sa source et de son réservoir et du pétrole de réservoir compact accumulé près de la source en termes de mécanismes d’accumulation, d’espace de réservoir, de caractéristiques des fluides et de distribution, tout en partageant davantage de similitudes avec le gaz de schiste.
Intégration, rétention et accumulation source-réservoir :
Le pétrole de schiste est un exemple typique d'accumulation de pétrole caractérisée par une source et un réservoir intégrés, une rétention et une accumulation, et une distribution continue. Les schistes riches en matière organique servent à la fois de couches sources et de réservoirs. Contrairement au gaz de schiste, le pétrole de schiste se forme principalement pendant la phase de génération d'hydrocarbures liquides de l'évolution de la matière organique. Pendant la phase de génération continue de pétrole des schistes riches en matière organique, le pétrole est retenu et accumulé dans le réservoir de schiste, et ne se disperse ou ne migre vers l'extérieur qu'une fois le réservoir de schiste lui-même saturé. Par conséquent, tout schiste riche en matière organique en phase de génération d'hydrocarbures liquides a le potentiel d'accumuler du pétrole de schiste. À l'heure actuelle, du pétrole de fracture de schiste a été découvert dans les strates marines nord-américaines et les strates continentales chinoises [12], mais il n'existe aucun rapport de découverte de pétrole de schiste de socle. Riche en matière organique et haute maturité La matière organique est la base de la richesse en pétrole du schiste. Français La valeur du COT des couches de pétrole de schiste riches et à haut rendement est généralement supérieure à 2 %, et la valeur de Ro est généralement de 0,7 % à 2,0 %, formant du pétrole léger et du pétrole condensé, ce qui est propice à la production. Gorges de pores et systèmes de fractures à l'échelle nanométrique développés Les schistes développent généralement des lamelles à l'échelle du millimètre-centimètre. Les gorges de pores à l'échelle nanométrique sont largement développées dans les réservoirs de pétrole de schiste, avec des diamètres de pores allant principalement de 50 à 300 nm. Des pores à l'échelle du micron sont développés localement, et les types de pores comprennent les pores intergranulaires, les pores intragranulaires, les pores organiques et les pores intercristallins. Les microfractures sont également très développées dans les réservoirs de pétrole de schiste, et les types sont divers. Les fractures de litage horizontales non remplies sont les principales, suivies des fractures de retrait. Des fractures structurelles verticales ou obliques se développent près de la zone de faille. La plupart des schistes présentent des lamelles bien développées, notamment des lamelles de minéraux argileux, carbonatés, organiques et de la pyrite. L'huile de schiste est largement répartie dans ces lamelles et microfractures parallèles à ces plans de stratification.
L'indice de fragilité du réservoir est élevé :
La teneur en minéraux cassants est un facteur clé influençant le développement de microfractures dans les schistes, la teneur en pétrole et les méthodes de stimulation de la fracturation. Plus la teneur en minéraux argileux tels que la kaolinite, la montmorillonite et l'hydromica dans les schistes est faible, et plus la teneur en minéraux cassants tels que le quartz, le feldspath et la calcite est élevée, plus la roche devient cassante, la rendant plus vulnérable à la formation de fractures naturelles et induites sous l'effet de forces externes, facilitant ainsi la récupération du pétrole de schiste. Les schistes lacustres riches en matières organiques de Chine présentent généralement une teneur élevée en minéraux cassants, supérieure à 40 %. Par exemple, les schistes lacustres du membre Chang 7 de la formation de Yanchang, dans le bassin d'Ordos, présentent une teneur moyenne en minéraux cassants tels que le quartz, le feldspath, la calcite et la dolomite, atteignant 41 %. La teneur en minéraux argileux est inférieure à 50 %. Le schiste des sous-membres Chang 72 et Chang 73 présente une teneur élevée en pyrite, en moyenne de 9,0 %.
Formation à haute pression et pétrole léger :
Les zones riches en pétrole de schiste se situent dans des formations de schiste matures, riches en matières organiques et fortement productrices de pétrole. Ces zones présentent généralement une énergie de formation élevée, avec des coefficients de pression compris entre 1,2 et 2,0. Quelques formations à basse pression, comme la formation de Yanchang dans le bassin d'Ordos, présentent des coefficients de pression de seulement 0,7 à 0,9. Le pétrole est généralement léger, avec des densités de pétrole brut comprises entre 0,70 et 0,85 g/cm³ et des viscosités comprises entre 0,7 et 20,0 mPa·s. Le rapport gaz/pétrole élevé facilite l'écoulement et la production dans les systèmes de réservoirs à gorge interstitielle nanométrique.
Large distribution continue, potentiel de ressources élevé :
La distribution du pétrole de schiste n'est pas structurellement contrôlée, faute de limites claires entre les pièges. Son étendue pétrolifère est plutôt contrôlée par la distribution des schistes riches en matière organique dans la fenêtre de production. Le pétrole produit par les schistes est en grande partie retenu dans les schistes, représentant généralement 20 à 50 % du pétrole total produit, ce qui indique un potentiel de ressources important. Par exemple, les schistes mésozoïques du membre Chang 7 du bassin d'Ordos (concentrés dans la partie inférieure du membre Chang 72 et la majeure partie du membre Chang 73) contiennent des intervalles riches en pétrole de schiste. Les estimations préliminaires indiquent des ressources récupérables en pétrole de schiste de 10 à 15 millions de tonnes. Les schistes marins nord-américains sont largement répartis, présentent des épaisseurs stables, une abondance élevée de matière organique et une maturité élevée, favorisant la production de pétrole de schiste léger et condensé.
Modèles sédimentaires de schiste riches en matières organiques :
Les schistes peuvent se former dans des environnements sédimentaires marins, transitionnels et terrestres. La formation de schistes noirs riches en matière organique requiert deux conditions essentielles : une productivité élevée et un apport abondant de matière organique ; et des conditions propices à la préservation, à l’accumulation et à la transformation de la matière organique sédimentaire.
Il existe quatre principaux modèles de dépôt pour les schistes noirs riches en matière organique : la transgression marine (lacustre), la stratification de l'eau, le seuil et la remontée des courants océaniques. Dans les bassins lacustres continentaux, seuls trois de ces modèles sont observés : la transgression, la stratification de l'eau et le seuil. Le modèle de transgression implique une élévation relative du niveau du lac, entraînant des conditions anoxiques généralisées en eaux profondes. Cela permet à la matière organique d'être enfouie et préservée, formant des schistes noirs (sections denses). Ce phénomène est généralement plus répandu dans les bassins de dépression. Le modèle de stratification de l'eau implique l'obstruction de la circulation de l'eau au-dessus et en dessous du bassin versant en raison de différences de température, de salinité ou d'autres facteurs, ce qui entraîne des conditions anoxiques dans des zones basses et stagnantes localisées et la formation de schistes noirs riches en matière organique. La stratification de l'eau est la forme la plus courante de formation de schistes riches en matière organique. Les schémas de sédimentation à seuil sont classés en seuil élevé et seuil bas, principalement en fonction de la profondeur de l'eau. Le modèle à seuil élevé se produit dans les bassins profonds, tels que les bassins lacustres faillés et d'avant-pays, où un seuil limite empêche l'eau extérieure d'influencer les eaux plus profondes. Par conséquent, la stratification de l'eau crée un environnement anoxique, conduisant au développement de schistes noirs. Le modèle à seuil bas se produit dans les zones d'eau stagnante peu profondes (comme les marécages). La biodégradation consomme de grandes quantités d'oxygène, ce qui entraîne un environnement réducteur et la préservation de la matière organique végétale supérieure, conduisant à la formation de schistes houillers. La caractéristique la plus marquante du modèle à seuil bas est l'absence de stratification de l'eau.
Lors des fluctuations périodiques du niveau du lac, la profondeur de l'eau et les taux d'apport de sédiments varient également périodiquement, entraînant des variations régulières de la teneur en carbone organique total sur l'ensemble du profil sédimentaire. Les limites de séquence sont caractérisées par des eaux moins profondes, une accumulation rapide de sédiments et une oxydation active, ce qui entraîne souvent des valeurs minimales de carbone organique total sur l'ensemble du profil. Près de la surface d'inondation maximale du lac, l'apport de sédiments est lent, ce qui entraîne une sédimentation sous-compensée. La matière organique est relativement enrichie, avec souvent des teneurs maximales en carbone organique total. Cet intervalle dense est l'intervalle de schistes riches en matière organique le plus favorable de la séquence. Cependant, des intervalles denses ne se forment pas près de la surface d'inondation maximale du lac dans tous les bassins lacustres. Les bassins lacustres continentaux varient en termes de type de bassin et de stade évolutif, et en raison de facteurs tels que la petite superficie du bassin, les provenances multiples et les fluctuations du niveau du lac, la distribution verticale des schistes riches en matière organique au sein de la séquence est complexe. Les intervalles denses dans les bassins lacustres faillés de l'est de la Chine peuvent se trouver dans la partie inférieure des zones de systèmes de haut niveau ou dans des zones de systèmes transgressifs. Les bassins du Midwest sont principalement situés dans des zones de systèmes transgressifs.
Les États-Unis sont un pionnier mondial de la production de pétrole de schiste, ce dernier étant principalement présent dans plusieurs bassins représentatifs :
Schiste de Bakken : Située dans le Dakota du Nord et le Montana, cette province fut la première des États-Unis à exploiter le pétrole de schiste à grande échelle. La production pétrolière se compose principalement de pétrole brut léger, d'une densité comprise entre 0,79 et 0,85 g/cm³ et d'une faible viscosité, ce qui facilite son extraction. Le bassin permien, qui s'étend du Texas au Nouveau-Mexique, possède d'épais réservoirs continus, riches en pétrole léger et en condensats, ce qui en fait la principale zone de production de pétrole de schiste aux États-Unis.
Le schiste d'Eagle Ford, situé dans le sud du Texas, est réputé pour ses teneurs élevées en carbone organique total (COT) et sa maturité élevée. Son pétrole léger et son rapport gaz/pétrole élevé le rendent propice à la production par fracturation horizontale du volume des puits.
Le pétrole de schiste dans ces régions présente des caractéristiques similaires à celles de la Chine :
Riche en matières organiques et très mature (Ro est généralement de 0,7 % à 2,0 %) ;
Gorges de pores à l'échelle nanométrique bien développées et systèmes de microfractures, résultant en une bonne continuité du réservoir ;
Huile légère et à faible viscosité, permettant un écoulement facile ;
Technologie de stimulation par fracturation mature, avec puits horizontaux et fracturation à plusieurs étages comme principale méthode de production.
La faisabilité de la production de pétrole de schiste par élévation artificielle :
Les réservoirs de schiste bitumineux sont principalement constitués de pores à l'échelle nanométrique, ce qui entraîne une faible perméabilité naturelle au pétrole et au gaz. Par conséquent, une élévation artificielle est souvent nécessaire pour augmenter la production des puits. Les méthodes courantes incluent :
Pompe à tige de pompage (SRP)
Avantages : Technologie mature, fonctionnement simple, adapté aux puits de petit diamètre et à haute viscosité ;
Inconvénients : L’efficacité est considérablement affectée par la profondeur et la viscosité du pétrole, ce qui le rend inadapté aux formations de schiste nanoporeuses à très faible perméabilité.
Pompe submersible électrique (ESP) / Pompe à cavité progressive (PCP)
ESP : Convient aux puits de grand diamètre et à haut rendement, fonctionne mieux avec du pétrole léger et une faible viscosité et permet une production continue ;
PCP : Convient aux puits à rendement moyen à faible et à haute viscosité, et peut gérer certains puits à forte teneur en sable ou en cire.
Pour le pétrole de schiste léger américain (comme le schiste Eagle Ford et Bakken), les pompes à tubes sont plus adaptées en raison de leur faible viscosité d'huile, de leurs rendements élevés et de l'adéquation du corps de pompe aux puits horizontaux ou aux longues sections horizontales.