Les récents puits d’exploration au Mali (champ de Bourabougou) ciblant l’hydrogène naturel ont été un succès et permettent de mieux comprendre un premier puits d’essai exploité par PETROMA (Bougou-1), et de comprendre le fonctionnement des systèmes continentaux d’hydrogène. En se basant sur les données gazières complètes d’un puits pionnier et les données géochimiques préliminaires obtenues d’une douzaine de puits d’exploration à proximité, il est possible de confirmer la présence d’un vaste champ d’hydrogène comportant au moins cinq intervalles de réservoirs empilés contenant de l’hydrogène important qui couvrent une superficie estimée bien au-delà de 8 km de diamètre. Les résultats soulignent l’intérêt économique potentiel de l’exploitation future de l’hydrogène naturel dans les zones continentales terrestres. Un « système hydrogène » est présenté avec une cuisine de génération au sous-sol cratonique. Les réservoirs d’hydrogène relativement purs sont associés à des traces de méthane, d’azote et d’hélium. L’accumulation stratigraphique géologique de l’hydrogène est liée à la présence de filons-couches et d’aquifères doleritiques superposés qui semblent jouer un rôle dans la désactivation de la migration vers le haut et des fuites de gaz. La présence d’un mélange de gaz et d’eau agissant avec une activité artésienne confirme la présence de fluides sur pressurisés. Il en résulte un liquide de surface diphasique éruptif de type geyser dans plusieurs des puits. Le système « gas lift » et la présence de traces de monoxyde de carbone très instable est lié à une récente charge d’hydrogène gazeux dans les réservoirs des aquifères souterrains, avec les eaux associées. Les puits du Mali soulignent la source non fossile d’hydrogène gazeux et présentent les caractéristiques d’une énergie durable. L’estimation actuelle de son prix d’exploitation est beaucoup moins chère que celle de l’hydrogène fabriqué, que ce soit à partir de combustibles fossiles ou par électrolyse2018 HydrogenEnergy Publications LLC.
2018 HydrogenEnergy Publications LLC. Publié par Elsevier Ltée. Tous droits réservés.
INTRODUCTION
L’hydrogène naturel s’échappant sous forme de gaz des systèmes hydrothermaux dans les dorsales médio-océaniques a été détecté dans les années 1970[8,20,35]. L’approvisionnement en hydrogène a également été observé quelques années plus tard dans les ophiolithes[1,2,22] et sur les continents[4,5, pour la majorité des chercheurs et l’hydrogène naturel n’a été pris au sérieux que récemment comme source potentielle d’énergie propre pour l’humanité[24]. L’un des avantages réside dans la combustion,car le produit final est l’eau, ce qui fait de l’hydrogène une source d’énergie claire et durable. L’hydrogène fabriqué est abondamment utilisé en chimie[27] et son vecteur d’énergie roleasan pousse les secteurs industriels de l’énergie à investir massivement dans l’utilisation de l’hydrogène pour le stockage et la production d’électricité.Les développements récents des énergies de flux (éolien, photovoltaïque) induisent l’utilisation de l’hydrogène comme tampon d’électricité (par électrolyse et piles à combustible) en raison de la production non continue d’électricité par ces procédés tout en étant associée à une difficulté évidente de stocker l’électricité directement et en grande quantité.
La découverte de divers suintements d’hydrogène naturel combinés à des indices de surface dans des zones continentales, c’est-à-dire à proximité de centres industriels, ont mis en évidence une exploitation industrielle réalisable.
[6, 15,18,19,23,30,36].
De récentes études publiées ont porté sur l’hydrogène associé aux ophiolites (Oman : [10, 11,28]. Nouvelle-Calédonie : [12]. Turquie : [16,17]. Philippines : [33]. D’autres études documentées présentent des données sur l’hydrogène provenant de zones continentales très largement réparties : En Russie [19], aux États-Unis/Caroline du Nord[36] et au Brésil[21]. Cet article présente des considérations géochimiques actualisées basées sur un site d’hydrogène au Mali, en Afrique. La zone est située près du village de Bourakebougou, à environ 50 km au nord de Bamako, où un vieux puits d’eau (foré en 1987) a été rapidement bouché et temporairement abandonné en raison d’une explosion de gaz inattendue.
En 2011, la compagnie pétrolière et gazière PETROMA a décimé le puits, dans le but d’acquérir les droits d’une production pilote d’hydrogène a été réalisée pour le premier puits exploré de Bougou1, qui a duré environ 5 ans. Le forage additionnel par PETROMA de deux puits stratigraphiques à près de 100 km au nord de Bourakebougou a incité PETROMA à lancer une campagne d’exploration plus vaste avec une série de 18 puits peu profonds dans les environs du puits pionnier Bougou-1. Les principales informations géologiques et géochimiques obtenues d’une douzaine des dix-huit puits de 2017e2018 seront discutées dans ce document et placées dans une perspective plus large. . Des données géochimiques détaillées sur les carottes et les échantillons de roches et de gaz prélevés au cours de ces forages feront l’objet d’un prochain document technique.
Différents objectifs sont proposés pour la R&D sur l’hydrogène naturel. Le premier est la compréhension des mécanismes impliqués dans un système hydrogène (processus de génération, conditions de génération du T-P, flux de génération en fonction du temps, migration, accumulation, fuite naturelle et oxydation du H2). Un deuxième objectif est de fournir des lignes directrices pratiques pour l’exploration de l’hydrogène, fondées sur une géologie, une géophysique et une géochimie solides.Cet article se concentre sur les accumulations peu profondes de gaz hydrogène, avec moins d’emphase sur les nacelles de cuisine de génération profonde.
La géochimie des roches et des fluides est issue des résultats des plus récents puits d’exploration au Mali et présente un intérêt scientifique primordial. Cependant, pour rappel, ce n’est pas la première fois que de l’hydrogène substantiel a été recensé et documenté au Mali (Afrique du Nord [6] et Kansas [13]). Néanmoins, dans les deux cas, les puits ont d’abord été forés pour le pétrole et le gaz ou l’eau et la présence d’hydrogène était fortuite. Le fait qu’une société malienne ait spécifiquement ciblé une découverte d’hydrogène par une vaste campagne d’exploration est une première mondiale.
CADRE GEOLOGIQUE :
Le premier puits d’eau de Bourakebougou ( » Bougou-1 « ) a été foré dans des formations sédimentaires protérozoïques, intercalées avec des filons-couches de dolérite du Trias. Ces formations font partie du bassin du Taoudéni, grand système sédimentaire présent principalement en Algérie, en Mauritanie et au Mali. La partie supérieure paléozoïque et mésozoïque du bassin (principalement en Algérie) est célèbre pour son potentiel en hydrocarbures [9]. En revanche, la partie inférieure du Protérozoïque est beaucoup plus pauvre en matière organique (moins de 1%) et aucune découverte significative d’hydrocarbures n’a jamais été faite jusqu’à présent dans cette région. La zone étudiée est située dans le sous-bassin de Tamboura, constitué d’un graben rempli de sédiments néo protérozoïques et paléozoïques inférieurs (figure 1).
Un suivi géochimique préliminaire des sols a été effectué dans diverses zones du bloc 25 au Mali avant l’exploration des puits forés à venir. Les résultats de l’enrichissement du sol en non hydrocarbures ont montré un surprenant profil de concentration d’hydrogène dans des échantillons de 1 m de profondeur. Les cartes montraient des pointes d’hydrogène autour de la structure en forme d’anneau complet. Cela est probablement dû au suintement régulier de l’hydrogène vers le haut. Au centre de la structure circulaire, des exsudations d’hydrogène gazeux ont également été enregistrées. Le suintement d’hydrogène dans les dépressions circulaires (Fig. 2), tel qu’on l’observe actuellement dans diverses zones continentales, est peut-être un premier indicateur pour l’exploration de l’hydrogène [19,36]. Ceci peut être significatif en tant que première ligne directrice élémentaire pour les sols enrichis en H2 et devrait être poursuivi et validé à grande échelle dans différentes régions du Mali, ou d’autres parties du monde d’ailleurs. . Au centre de la structure circulaire, des exsudations d’hydrogène gazeux ont également été enregistrées. Le suintement d’hydrogène dans les dépressions circulaires (Fig. 2), tel qu’on l’observe actuellement dans diverses zones continentales, est peut-être un premier indicateur pour l’exploration de l’hydrogène [19,36]. Ceci peut être significatif en tant que première ligne directrice élémentaire pour les sols enrichis en H2 et devrait être poursuivi et validé à grande échelle dans différentes régions du Mali, ou d’autres parties du monde d’ailleurs.
La présence d’hydrogène gazeux substantiel dans tous les puits situés à proximité de l’ouvrage de Bourakebougou implique l’existence d’un grand système d’hydrogène naturel. Comme rappel, l’hydrogène gazeux est un composé de faible poids moléculaire et, à ce titre, possède une grande mobilité permettant à l’hydrogène de migrer vers de grandes distances verticales à partir d’une gousse de cuisinière potentiellement profonde à une accumulation-réservoir peu profond
Le puits pionnier de Bourakebougou (1987)
Le puits de Bourakebougou, Bougou-1, a été cimenté après qu’une explosion de gaz s’est produite durant les opérations de forages. L’incident a eu lieu lorsqu’une profondeur mesurée de 112m a été atteint. Bougou-1 est tarie depuis 2011 afin d’être utilisé comme un puit pilote pour une production d’hydrogène locale. Une production d’un gaz principalement composé de 98 pour cent d’hydrogène ,1 pour cent d’azote et 1 % du méthane ont été signalés à ce moment-là.
L’hydrogène a ensuite été produit en tant que ressource énergétique pour fournir l’electricité locale grace à un moteur de combustion interne au village voisin. Le projet s’est avéré un succes pour la ville voisine et dure depuis des années.
Géochimie des roches
Des analyses géochimiques de roches ont été effectuées sur 29 déblais de forage. A partir de deux puits stratigraphiques (puits F1 et F2, profondeur de 2067m) et 2339 m respectivement) 100 km au nord de Bourakebougou (en et 2339 m respectivement) 100 km au nord de Bourakebougou (en la zone de 13,84 de latitude et 8,12 de longitude), en suivant le puits Bougou-1, afin d’étudier le pétrole potentiel, la teneur en carbone et les différents indices importants pour la détermination du potentiel pétrolier du Mali une partie du bassin du Taoudéni. La figure 3 présente les données de pyrolyse (Rock Eval-6) obtenu à partir des sédiments néoprotérozoïques échantillonnés à des profondeurs de 100 à 2000 m. Teneur en carbone mesurée en boutures présentaient une faible teneur en carbone organique total (COT) ce qui semble réfuter la présence d’hydrocarbures potentiels dans cette partie du bassin (moyenne de 0,28 %, avec des concentrations de valeurs minimales et maximales de 0,02 à 0,94% (Fig. 3).
En outre, tracée dans un diagramme de Van Krevelen modifié avec indice d’hydrogène (HI) versus indice d’oxygène (OI) (Fig. 3A), les indices d’hydrogène sont très faibles alors que les indices d’oxygène sont extrêmement élevé, indiquant une grave oxydation traces de matière. Les données géochimiques soulignent également l’absence de tout potentiel pétrolier dû à un faible indice d’hydrogène 1,9 et 150 mg hc/g de roches (moyenne de 29 mg hc/g de roches). Fig. 3 et montre que les deux paramètres dérivés de la pyrolyse Hi et OI ont des valeurs décroissantes avec le% TOC. On peut en déduire que ces échantillons de roches qui sont moins appauvris en organique ont en fait le plus faible potentiel pétrolier. Cela conduit à la conclusion qu’il n’y a pas d’absence d’hydrocarbure prédisposé et donc un faible potentiel d’hydrocarbures dans cette région du bassin de Taoudeni.
Composition de gaz chimique
Il a été mentionné que le puits du pionnier Bougou-1 contenait principalement de l’hydrogène avec des traces d’azote et de méthane. La composition du gaz Bougou-1 présente différentes caractéristiques chimiques par rapport à d’autres études de cas, où les gaz associés à l’hydrogène sont présents dans des proportions très différentes. La figure 4 présente différentes compositions chimiques la présence d’hydrogène naturel provenant de différents gisements géologiques
réglages. Les données tracées proviennent d’échantillons de gaz provenant soit
à partir de puits forés échantillonnés (Kansas et Bougou-1) ou de gaz collectées dans des macro-seeps de surface (Oman, Turquie, Nouvelle-Calédonie, Philippines). Dans le puits Bougou-1 montré en rouge sur la carte, la teneur en gaz apparaît la plus riche en hydrogène tandis que d’autres gaz à terre provenant de différentes régions ont toujours présenté des proportions plus élevées de méthane et de l’azote. L’échantillon de gaz Bougou-1 est associé à des traces d’hydrocarbures
(méthane, éthane, propane, isobutane et butane normal, néo-, iso- et pentane normal), l’hélium et le carbone dioxyde de carbone. La composition chimique est présentée dans le tableau 1, comme suit
ainsi que les rapports isotopiques du carbone et de l’hydrogène de différents des espèces mesurées.
D’après les données publiées de[31], les proportions de C2e Les hydrocarbures linéaires en C5 montrent clairement une origine abiotique pour ceux-ci hydrocarbures (Fig. 5). Les composés d’hydrocarbures abiotiques gazeux sont produites par hydrogénation de carbone minéral et
ont une origine génétique différente de l’origine thermogénique plus habituelle de gaz (craquage thermique de matières organiques) ou biologiques(activité biologique des méthanogènes produisant principalement du méthane). Le gaz de Bougou-1 est donc supposé d’origine abiotique
de cette interprétation. De plus, cela est conforme sur les roches sédimentaires du bassin Tambura qui ont été caractérisées comme des roches maigres et qui limitent la probabilité de potentiel de production d’hydrocarbures thermogénique. Une explication plausible sur l’origine du méthane dans ce puits est un mécanisme d’hydrogénation dans lequel le dioxyde de carbone CO2 est hydrogéné en CH4. La réduction de CO2 peut provenir soit d’une activité bactérienne, soit d’une activité catalytique entrainée par une réaction chimique dirigée. D’autre part, la génération des hydrocarbures plus lourds passeront probablement par une station Fisher. Réaction chimique de type procédé Tropsch (dégénérée polymérisation), à des températures relativement élevées et sans tout processus biologique associé. Considérant que le cuisine de génération des différents composés gazeux de la gamme peut se trouver dans le sous-sol continental, la pression/température peuvent être compatibles avec un système Fisher-Tropsch processus. Prise en compte du contexte et des résultats réels, on peut supposer provisoirement que l’hydrocarbure Bougou-1 Les composés gazeux ont principalement une origine abiotique.
Isotopes de carbone stables
Les isotopes de carbone géochimiques stables mesurés par CG-CIRMS(Chromatographie en phase gazeuse Ratios isotopiques de combustion isoalcanes (isobutane, néo- et isopentane) peut être s’ils sont supposés avoir un effet thermogénique. Il a été démontré que cela se produit et il est connu que le procédé de polymérisation favorise principalement le processus de polymérisation paraffinique, linéaire hydrocarbures[32]. Compte tenu des données actuelles, il peut être provisoirement conclu qu’il existe un mécanisme mixte entre un processus abiotique et une trace de fissuration thermique de matière organique. Comme la proportion totale d’hydrocarbures du gaz est d’environ 1%, chacun de ces processus reste cependant assez marginal.
Isotopes de gaz noble
Les études sur les isotopes de gaz rares sont bien adaptées à l’analyse physique de traces d’hydrocarbures. affectant les fluides de la croûte terrestre ou du manteau, ainsi que la quantification de l’origine des fluides provenant de la surface, de l’écorce terrestre ou de la croûte terrestre. Origine mantellique [26]. Leurs propriétés chimiquement inertes rendent conservateurs lors d’échanges entre les différents pays alors que certains isotopes radiogéniques (4He,
40Ar, . . . ) peuvent être utilisés pour la caractérisation chronologique et à la source.
Concentrations de gaz nobles (He, Ne, Ar, Kr et Xe) et les rapports isotopiques respectifs ont été analysés et sont rapportés sur Tableau 2. Les données ne montrent aucune contamination de l’air dans les analyses (Fig. 7a) de 20Ne, 36Ar et 84Kr, alors qu’il y a une signature due à
au réservoir d’eau saturée en air (ASW, c’est-à-dire les gaz nobles solubilisés)
dans les aquifères à travers les zones de réalimentation). Le fractionnement
dont on peut rendre compte, indépendamment de l’ASW la signature ne peut pas être due à un mélange, car aucun autre membre final est connu pour avoir une telle signature sur Terre. Par conséquent, il est suggéré de représenter un processus de fractionnement pour les raisons suivantes
migration. L’enrichissement des isotopes légers (20Ne versus 36Ar et 36Ar versus 84Kr) peut expliquer les signatures observées, ils peuvent être relativement enrichis au cours d’un processus de migration [25]. L’hélium et l’argon ont une grande composante radiogénique, en indiquant une source profonde provenant de sous-sol (Fig. 7B). Comme les rapports isotopiques de l’hélium du manteau (1,12 105) et le manteau argon (3 104) sont très différents de mesurés à partir du gaz bougou-1, il peut être conclu qu’aucune trace de la contribution du manteau n’a été attestée. Les concentrations absolues de gaz nobles fossiles peuvent être en outre utilisées pour calculer une estimation du rapport gaz/eau à l’équilibre physique [26]. Il est considéré que le fossile les isotopes (20Ne, 36Ar, 84Kr et 129Xe) présentent des concentrations les aquifères contrôlés par les concentrations atmosphériques (qui n’a pas changé au cours des derniers milliards d’années) et la solubilité des ces composés dans l’eau aux zones de recharge des aquifères. Quand une phase de vapeur (ici gaz hydrogène) entre en contact avec l’eau de l’aquifère, ces isotopes fossiles équilibrent entre l’eau et la phase de vapeur, avec des concentrations selon les solubilités et les proportions relatives des vapeurs et eau, permettant de calculer un rapport gaz/eau. Le rapport estimatif gaz/eau calculé pour le gaz bougou-1, est approximativement 1m3/1m3. Une telle valeur indique que bougou-1 le gaz a été équilibré avec le même volume d’eau (Conditions STP).
2018 puits d’exploration
Les puits sont situés dans un rayon de 8 km et la profondeur totale des différents puits varie de 105 m à 1807,4 m. La longueur totale des carottages atteint 5,4 km. Une carte des positions des puits est présentée Fig. 8.
Les puits récemment forés au Mali semblent confirmer l’afflux d’hydrogène dans cette région. Ces puits apportent un grand ensemble de données d’échantillons de roches et de fluides qui aideront sans aucun doute à contraindre et caractériser le système hydrogène. Cependant, à l’heure actuelle, de nombreuses analyses à haute résolution sont en cours et seuls de rares résultats géochimiques sont disponibles.
Les sédiments néo protérozoïques sont caractérisés par des formations de grès, de marnes, de limons, de pelites et de calcaires. Les lithofasies montrent que les roches carbonatées sont constituées de calcite, dolomite et sidérite. Leur texture peut apparaître à
de marbre ainsi que des carbonates karstifiés. Les corps en grès présentent des porosités variables et sont décrits comme étant de porosité fermée à grossièrement granuleuse et très poreuse. Dissolution des grains et d’autres processus diagénétiques sont mis en évidence, en raison de la présence du karst et des géodes. Des horizons de brèches grossières ont également été notés par le géologue des puits. Le sous-sol n’a été atteint que dans un seul puits (puits Bougou-6). Les roches du socle sont des roches plutoniques composées de granite, granodiorite, diorite, syénite et aplite.
La minéralogie est également décrite comme étant composée de minéraux contenant du fer, présents à différents états d’oxydation, tels que magnétite, hématite, pyrite, chalcopyrite.
D’après la description faite sur le terrain pendant la phase de forage, les puits montrent de nombreux filons-couches et intrusions de dolérite.
La texture des roches magmatiques est aphanitique près des parois du filon-couche, donnant des indices que ces roches magmatiques se sont introduites dans des formations relativement » froides « , induisant des marges froides des intrusions. Le magmatisme de cette zone est daté d’environ 200 millions d’années[29] et émis dans un intervalle de temps très étroit
La détection continue de gaz et l’enregistrement des fluides ont été effectués pendant le forage de puits d’exploration. Les résultats de l’enquête ont permis d’établir que les compositions géochimiques de gaz montrent une prédominance d’hydrogène gazeux (H2), avec des proportions variables de méthane dans tous les puits. Les rapports H2/CH4 s’échelonnent entre des valeurs de 10e500 (pour le gaz Bougou-1, le rapport est de 98). Des traces de H2S et de CO (tous deux
supérieures à 1000 ppm) ont été identifiées dans quelques puits.
L’origine du composé gazeux H2S a été suggérée comme étant liée à l’interaction entre le soufre et d’autres composés (H2, H2O) qui pourraient être générés par un gaz peu profond.
l’activité biologique. Cette situation est quelque peu prévisible dans les sédiments anoxiques. L’autre gaz dangereux pour la santé que l’on trouve dans certains puits est le monoxyde de carbone, très souvent à des concentrations au-dessus de 1000 ppm. Ce gaz n’est jamais observé dans les séquences sédimentaires naturelles, mais occasionnellement détecté avec un métamorphisme étendu des trépans de forage. Le Monoxyde de carbone est un gaz réactif, dont le temps de séjour géologique est très court. Les concentrations supérieures à 1000 ppm ne peuvent être interprétées uniquement en fonction du métamorphisme artificiel des bits pendant le forage et une explication plus plausible est liée à certains processus géochimiques actifs en cours dans les fluides souterrains.
En discutant des signatures géochimiques des hydrocarbures, a été mentionné que certains des composés hydrocarbonés étaient probablement associés à des processus abiotiques et à la réduction du CO2 à la suite de la réaction chimique de Sabatier et/ou de la polymérisation de Fisher-Tropsch. Dans ces réactions, le monoxyde de carbone s’avère en fait être un composé intermédiaire essentiel durant ces processus. Par conséquent, sa présence à des concentrations relativement élevées pendant le forage peut indiquer une concentration à l’état d’équilibre associée à sa production et à sa destruction au cours de la chaîne des réactions chimiques liées à la production d’hydrocarbures. La présence de monoxyde de carbone peut donc renforcer la notion de production géologique récente et durable d’hydrogène naturel dans cette région.
Barrières de perméabilité des fluides dans les puits du Mali
Une coupe transversale schématique reliant plusieurs puits est présentée à la Fig. 9. Il semble que l’on puisse définir 5 réservoirs différents, séparés par des filons-couches en dolérite. On a constaté que l’eau jaillissait de certains puits, comme on l’a observé avec deux puits artésiens qui remontaient jusqu’à la surface avec des bulles de gaz. Cette observation est importante pour tenter de comprendre l’accumulation et la libération d’hydrogène à la surface lorsque l’hydrogène se mobilise dans les sédiments peu profonds. L’interprétation possible est que l’eau monte en flèche en raison de l’augmentation de la pression et des gaz dissous associés à la surface, avec une dynamique de geyser en apparence. Un modèle sédimentologique similaire semble se répéter dans les puits voisins qui ont au moins cinq puits empilés définis des réservoirs riches en hydrogène. L’accumulation la plus superficielle se trouve à une faible profondeur de près de 100 m, ce qui correspond stratigraphiquement à l’unique Bougou-1 peu profond réservoir. La barrière efficace de perméabilité des fluides est considérée comme étant des dolérites superficielles, affleurant dans toute la région près de Bourakebougou. Le fait que cette accumulation de 100 m de profondeur dans tous les puits nouvellement forés montre avec peu de doute que l’extension régionale est assez importante (~8 km
) et pourrait bien souligner que le système hydrogène en jeu dans cette partie du Mali génère un volume substantiel de gaz.
Si la présence de différents niveaux de dolérite a été identifiée sur les rapports de diagraphies géochimiques de tous ces nouveaux puits, il est intéressant de noter que de nouveaux détails ont été ajoutés à la base de données ,a émergé par exemple des intervalles plus profonds du puits Bougou-6 (Fig. 10). En effet, dans ce puits, les phoques peuvent apparemment être autres que des filons-couches uniquement en dolérite. La présence de brèches constatée par le géologue de terrain pourrait en effet jouer un rôle et se comporter comme des sceaux imperméables, même s’ils sont très résistants.
C’est techniquement possible si l’on considère la très faible solubilité de l’hydrogène dans l’eau (deux fois plus petite que le méthane et 50 fois plus petite que le CO2). Dans ce cas, on peut suggérer
que l’eau elle-même se comporte comme un milieu imperméable puisqu’elle est présente dans les brèches et autres roches poreuses possibles. Le fait d’observer le processus de » gas lift » lors de la pénétration des sédiments indique que l’eau agit physiquement dans le processus de migration et de piégeage de l’hydrogène, car elle est située au-dessus de la phase hydrogène.
Il convient de rappeler que l’eau, en jouant le rôle de barrière fluidique à faible profondeur, est en opposition avec le schéma conventionnel des systèmes pétroliers : plus l’eau est dense, plus elle est dense. Toujours placés sous les pièges à pétrole et à gaz. Les exceptions sont les aquifères peu profonds au-dessus des roches de recouvrement. Une explication pour comprendre le mécanisme physique associé à la pseudo geyser (composé principalement d’eau et de gaz bouillonnant) est qu’une recharge de gaz est en place sous les aquifères d’eau peu profonde, ces derniers n’ont pas le temps de s’équilibrer par flottabilité au-dessus de la nappe phréatique en raison d’une migration lente, à travers les roches sédimentaires. Lorsque le puits pénètre dans les sédiments, une phase gazeuse est libérée et entraîne l’eau par dépressurisation.
En fin de compte, cela indique que l’hydrogène gazeux a chargé des sédiments très récemment dans les structures, sans aucun temps d’équilibre pour se déplacer dans l’eau aux densités respectives.
La charge relativement récente de l’hydrogène à ces profondeurs réitère la notion d’une sorte de source durable d’émissions et non une énergie fossile.
DISCUSSION
Les principales roches réservoirs dans cette région du Mali, où l’hydrogène a été utilisé pour la production d’électricité ont été observés et sont caractérisés comme étant des carbonates malgré des indices d’hydrogène également présents dans les grès et autres roches détritiques.
L’échelle du réservoir, les accumulations d’hydrogène et de méthane présentes ont déplacé des maxima qui oscillent en intensité avec la profondeur (Fig. 11). Les « caprocks » semblent être de nature différente la nature minérale du méthane et de l’hydrogène. Dans cet exemple, les deux gaz ne semblent pas être piégés simultanément à des profondeurs équivalentes. De plus, les couches de marbre n’ont pas l’air d’être retiennent l’hydrogène tandis que le méthane semble s’accumuler sous les corps sédimentaires carbonatés épais.
En ce qui concerne l’efficacité d’étanchéité différentielle apparente du méthane et de l’hydrogène, elle n’est pas bien définie à l’heure actuelle et mérite clairement d’être étudiée davantage, en particulier en étudiant et la modélisation des interactions gaz-eau-roches. Modèles chimiques
qui tiennent compte des paramètres physiques contrôlant la migration des gaz (solubilité dans l’eau, adsorption minérale, paramètres d’advection et de diffusion, etc.
Conclusion
Des puits récemment forés au Mali montrent d’importantes découvertes d’hydrogène dans les environs de Bourakebougou, à une distance de 50 km au nord de Bamako, et présente des caractéristiques géochimiques et environnementales uniques.
les caractéristiques géologiques d’un système à hydrogène actif. Ceci ouvre
les nouvelles perspectives d’une future exploitation industrielle de l’hydrogène.
Le système naturel de l’hydrogène est une science récente. À titre de comparaison, l’exploration pétrolière et gazière a commencé au milieu du 19ème siècle avec un succès immédiat, et peu de connaissances sur le système pétrolier, la production, la source, l’origine les roches et la migration des hydrocarbures. Beaucoup plus tard, dans les années 1930, les progrès de la chimie analytique ont permis de comprendre et de relier l’origine organique du pétrole. La pleine compréhension
du fonctionnement d’un système pétrolier (génération, migration, accumulation, altération et fuite) n’est apparue que dans les années 1960.
L’accumulation d’hydrogène dans les sédiments pourrait bien représenter un défi technique pour en comprendre le mécanisme et pourrait suivre un destin similaire avant que le « système hydrogène » ne soit pleinement opérationnel. Cependant, en ce qui concerne la production pétrolière, on peut envisager déjà que les accumulations naturelles d’hydrogène ont été clairement démontrées au Mali, ouvrant la voie à une exploitation industrielle. Le coût associé à l’exploitation de 1 kg d’hydrogène naturel peut être estimée de 2 à 10 fois inférieure au coût de l’hydrogène fabriqué, ce qui rend cette nouvelle source d’énergie très attrayante pour l’avenir de notre consommation d’énergie.
Les caractéristiques scientifiques et pratiques d’un système d’hydrogène naturel tel qu’on le voit au Mali ont été décrites et peuvent être résumé :
– D’un point de vue scientifique, l’hydrogène naturel au Mali est associé aux sédiments néoprotérozoïques. Cette étude géologique
Le temps est caractérisé par des températures froides sur Terre et une réduction de la proportion d’oxygène dans l’atmosphère, induisant des conditions réductrices dans les roches sédimentaires.
– Il apparaît que les accumulations naturelles d’hydrogène ne se limitent pas aux environs de Bourakebougou, mais qu’elles sont présentes
des sites supplémentaires s’étendant à l’échelle régionale jusqu’à un minimum de 8 km. La géochimie de surface indique que l’événement des suintements d’hydrogène s’étend jusqu’à 150 km.
– Outre l’accumulation de gaz relativement peu profonde du puits Bougou-1, connue depuis le premier puits foré en 1987 à environ 100 m de profondeur, quatre couches sédimentaires supplémentaires enrichies en hydrogène ont été rencontrées en profondeur
(jusqu’à 1800 m) à partir d’une douzaine de puits nouvellement forés dans ce secteur.
– On estime que la production d’hydrogène est plus profonde que les profondeurs actuelles des réservoirs et qu’elle provient très probablement du sous-sol, comme l’a démontré la présence de grandes quantités d’hélium et d’argon radiogéniques, associés à la présence d’azote profond.
– Les composés hydrocarbonés gazeux associés sont générés par une réduction de CO2 avec H2. Cette réduction probable est une réaction chimique qui a lieu à une température relativement élevée, bien qu’une génération biologique ne puisse pas être exclus.
– Les accumulations actuelles d’hydrogène au Mali s’expliquent par la présence de nombreux filons-couches des tolérances qui agissent comme des barrières contre les fluides. Cependant, les niveaux d’eau semblent également jouer un rôle de barrière de perméabilité, facilement compris comme H2 est pratiquement insoluble dans l’eau à faible profondeur.
– Certains des puits récents présentent un mécanisme d’écoulement « artésien » de l’eau, enrichi en hydrogène gazeux. Cette dynamique de « geyser » peut être due à un processus de « gas lift » moins bien compris, et/ou à des surpressions dans les fluides du sous-sol.
Cela serait en faveur d’une récente charge de gaz, faisant de la cuisine à l’hydrogène naturel une source d’énergie durable, en opposition aux accumulations d’hydrocarbures associées à des temps de séjour de plusieurs millions d’années, loin de notre temps de consommation humaine.
– L’accent est mis sur le renouvellement durable des accumulations d’hydrogène grâce à la présence de monoxyde de carbone, d’un composé gazeux hautement réactif qui ne peut pas être fossile dans le sous-sol.
Confidentiel Afrique a traduit en français le document scientifique rédigé en anglais
RSS