Pro Fide Catholica

La terre a 6.000 ans comme l’expose la Bible et le défendait les scientifiques comme Lavoisier jusqu’à la révolution française. A partir de cet évènement, l’âge de la terre sera estimé à des centaines de milliers d’années avant de se lire en milliards d’années à partir des années 1960. Mais l’observation contredit cette estimation en milliards d’années. Par rapport à leur consumation à l’approche du soleil, les noyaux des comètes est trop petit pour être des dinosaures de l’univers. Les satellites de Saturne jouent le rôle de balaie éclaircissant de fait les anneaux. Si l’univers avait des milliards d’années, les anneaux se seraient tellement éclaircis qu’ils auraient disparu. Et, si la terre a 6.000 ans, les stalactites n’ont pas besoin de millions d’années. Il en est de même pour la formation du pétrole qui a seulement besoin de quelques années. Le mensonge de la formation du pétrole en millions d’années est un faux prétexte pour justifier de pics pétroliers, comme l’atteste l’article ci-dessous tiré de la parution créationniste australienne Creation Magazine.

Arbre stalagmite de 6m de haut obtenu en un siècle à Thermapolis (Wyoming)

Corps de chauve-souris intact enchassé dans une stalactite [https://www.philippe-crochet.com/galerie/cavites-du-monde/details/285/speleo-usa-nouveau-mexique-avril-2018/239337/sp-18-1057-legende]

Cet article fait état de recherches récentes qui indiquent que les gisements de pétrole et de gaz du détroit de Bass, au sud de l’Etat de Victoria, en Australie, ont été formés par l’enfouissement rapide et profond des mêmes mesures de charbon que celles des gisements de charbon brun de la vallée de Latrobe, dans l’Etat de Victoria. Les données indiquent que le pétrole et le gaz sont encore en cours de formation, ce qui confirme la conclusion selon laquelle le pétrole et le gaz du détroit de Bass sont d’origine récente.

Le bassin sédimentaire du Gippsland est situé dans le sud-est de l’État de Victoria, et environ 80 % de sa superficie totale se trouve au large du détroit de Bass (Fig. 1). Les sédiments qui remplissent la partie offshore du bassin sont représentés dans la coupe temporelle de la figure 2.

Les premiers sédiments déposés sur les roches métamorphiques du socle ont été les sédiments du groupe de Strzelecki – divers grès avec quelques schistes (parfois légèrement carbonés) dont l’épaisseur peut atteindre 3.500 m. James et Evans décrivent ces sédiments comme « rapidement déversés » ! James et Evans décrivent ces sédiments comme ayant été « rapidement déversés » !

Les grès quartziques, les charbons, les mudstones, les siltstones et les schistes du groupe de Latrobe recouvrent par endroit le groupe de Strzelecki. Dans la vallée de Latrobe, ces mesures de charbon ont une épaisseur d’environ 400 m (les filons de charbon empilés représentant jusqu’à 250 m d’épaisseur), mais au large, alors que la séquence s’épaissit jusqu’à près de 5.000 m, les filons de charbon diminuent progressivement en épaisseur et en nombre. Des systèmes de canaux complexes ont été creusés dans la partie supérieure des sédiments du groupe de Latrobe peu après le dépôt (alors qu’ils étaient encore tendres) et ont ensuite été remplis de schiste et d’élastiques grossiers (Cf. : figure 2). Le sommet du groupe de Latrobe est délimité par une ou plusieurs discordances régionales (représentant, dans ce cas, une brève période d’érosion entre des « vagues » de sédimentation de marée). Les formations sus-jacentes sont le mudstone de Lakes Entrance et le calcaire de Gippsland.

Depuis 1964, l’exploration a permis de découvrir au moins quatre champs pétroliers commerciaux (Halibut, Kingfish, Mackerel et Tuna) et trois champs gaziers (Barracouta, Marlin et Snapper) (Fig. 3). À l’heure actuelle, entre 60 et 70% des besoins en pétrole de l’Australie sont couverts par ce bassin ; d’autres explorations se poursuivent.

La plupart des hydrocarbures sont piégés au sommet du groupe de Latrobe dans des grès très poreux et perméables formant des sommets sur la surface de discordance entre le groupe de Latrobe et la formation de Lakes Entrance (figure 4). Dans ce cas, la roche couverture et le joint latéral sont les mudstones de la formation de Lakes Entrance. Les gisements de pétrole et de gaz du détroit de Bass sont essentiellement des pièges structuraux et occupent des culminations le long d’axes anticlinaux majeurs. Le réservoir de Marlin, par exemple, a une fermeture verticale de 300 m et couvre une superficie de 137 km², tandis qu’au sud-est, le réservoir de Halibut, plus petit, a une fermeture verticale d’environ 160 m et une superficie de 27 km².

La source et la production des hydrocarbures

Brooks et Smith ont établi que les hydrocarbures du détroit de Bass résultaient de l’enfouissement et de la diagenèse subséquente (processus de chaleur et de pression dus à un enfouissement profond) de matériel végétal terrestre tel que des cuticules de feuilles cireuses, du pollen et des revêtements de spores associés aux boues et aux charbons carbonés du groupe de Latrobe. Hocking a noté qu’il y a une augmentation parallèle du bassin, déterminée par la profondeur d’enfouissement des charbons du groupe de Latrobe et la profondeur des réservoirs d’hydrocarbures, dans la « maturité » des sédiments carbonés qui en résultent et dans la lourdeur des hydrocarbures liquides (Fig. 5). Il a également conclu que les hydrocarbures n’ont subi qu’une migration à courte distance des roches mères vers les roches réservoirs, puisque les deux sont intimement associés, comme l’indique la distribution moléculaire presque identique des paraffines du charbon et du pétrole de Marlin.

L’examen d’échantillons de charbon prélevés dans des carottes de forage à des profondeurs comprises entre 1050 et 2300 m dans différents puits montre une augmentation progressive de la diagenèse avec l’augmentation de la profondeur, la teneur en carbone du charbon sec, sans cendres, passant de 74 % à 81 % et le rang du charbon passant de sub-bitumineux à bitumineux à haute volatilité. Par comparaison, les charbons offshore sont d’un rang nettement plus élevé que les principales veines de lignite onshore à Yallourn (66,6 % de carbone) et Morwell (70,2 %), mais ces veines ne se trouvent que sous 9 m à 45 m de morts-terrains.

Une autre méthode pour mesurer le rang du charbon consiste à examiner au microscope les constituants du charbon (ou macéraux), et en particulier la capacité de l’un de ces constituants, à savoir la vitrinite, à réfléchir la lumière, exprimée en % de réflectance. Le pourcentage de réflectance augmente avec le rang du charbon. La plupart des chercheurs s’accordent à dire que la principale zone de production de pétrole à partir de matières carbonées dans les sédiments et le charbon n’est atteinte que lorsque la réflectance de la vitrinite contenue est supérieure à 0,7 % au moins.

Les mesures de réflectance de la vitrinite dans les échantillons de carottes de forage du détroit de Bass indiquent une fourchette de 0,3 % à 0,7 % pour la plupart des échantillons (Fig.6).

Par conséquent, les échantillons de matière organique mature ou activement générée ne sont pas facilement disponibles, sauf peut-être dans quelques-uns des puits les plus profonds. Les principales roches mères semblent donc être la partie inférieure du groupe de Latrobe, à des profondeurs supérieures à celles atteintes par les puits d’exploration. Une coupe transversale simplifiée (figure 7) montrant les profils de réflectance de la vitrinite sur la base du gradient illustré à la figure 6, confirme la conclusion selon laquelle la matière organique de la partie inférieure du groupe de Latrobe est la source des hydrocarbures.

La caractérisation microscopique des matériaux carbonés du groupe de Latrobe dans les échantillons de carottes révèle des teneurs macérales (ou constituants du charbon) élevées en vitrinite (provenant de matériaux végétaux riches en lignine) et en exinite (provenant de matériaux riches en algues et en lipides) : une composition macérale typique est de 84 % de vitrinite, 12 % d’exinite et 4 % d’inertinite.

La teneur en exinite – cires et cuticules de feuilles, de pollen et de spores – est exceptionnellement élevée par rapport aux autres charbons australiens. La présence d’exinite avec une forte fluorescence jaune verdâtre à jaune dans pratiquement toutes les carottes examinées par Shibaoka. C’est une preuve supplémentaire que la partie supérieure du groupe de Latrobe se trouve au-dessus de la zone de maturation (ou de génération de pétrole).

Par conséquent, les travaux microscopiques montrent également que la partie supérieure du groupe de Latrobe, bien que riche en exinite, n’a pas été à l’origine des gisements de pétrole et de gaz. Quelques échantillons prélevés près du fond du puits Barracouta n° 3 suggèrent toutefois une distribution similaire et une teneur élevée en exinite dans la partie inférieure du groupe de Latrobe à des profondeurs supérieures à 4.000 mètres. Shibaoka conclue donc qu’à des températures supérieures à 130°C à ces profondeurs, il est raisonnable de relier la majeure partie de l’huile à la décomposition thermique ou au craquage de l’exinite riche en lipides.

Un craquage thermique comparable de la vitrinite (et d’une partie de l’exinite) à la même température et à des températures plus élevées (à des profondeurs encore plus grandes) produirait principalement du méthane (gaz) et un résidu solide non volatil.

Ainsi, en moyenne, le gaz a migré plus loin que le pétrole avant que tous deux ne soient piégés dans des réservoirs situés sous la discordance du groupe de Latrobe (Cf. figure 8).

Brooks et Smith ont effectué des expériences en laboratoire en chauffant les charbons bruns de Yallourn et de Morwell dans des conditions qui devraient simuler des conditions diagénétiques accélérées (enfouissement sédimentaire). Ce traitement thermique en présence d’eau a entraîné une augmentation de la teneur en carbone correspondant à une conversion en charbon bitumineux (noir) très volatil, accompagnée de la formation d’hydrocarbures liquides et gazeux à partir des cires contenues et des cuticules de feuilles, de pollen et de spores, le tout en l’espace de 2 à 5 jours. Ce processus est, bien entendu, presque identique à la conversion encore plus rapide du charbon en pétrole (ou liquéfaction) du même lignite qui fait actuellement l’objet d’une étude de faisabilité commerciale.

En essayant de corréler leurs mesures de réflectance vitrinitique et de gradient géothermique provenant des différents puits d’exploration, Shibaoka a trouvé que la meilleure explication des différences était le déséquilibre causé par une subsidence rapide et récente des sédiments. Cependant, ce déséquilibre n’indique pas seulement un événement récent et rapide, mais aussi un événement incomplet. Ainsi, comme les sédiments continuent de s’affaisser, l’exinite et la vitrinite nouvellement présentes dans les sédiments sont constamment entraînées vers le bas, dans les zones de production de pétrole et de gaz. Par conséquent, Shibaoka a conclu que « la production d’hydrocarbures doit se produire fortement à l’heure actuelle et que les produits migrent relativement rapidement soit dans des pièges, soit vers la surface ». Cette conclusion est cohérente avec le fait que (a) les pièges à hydrocarbures sous le détroit de Bass étaient pleins au moment de leur découverte, et (b) la plupart des hydrocarbures dans les réservoirs avaient une faible teneur en soufre, ce qui indique qu’ils n’ont pas été profondément altérés par des processus bactériens ou autres.

Les éléments ci-dessus indiquent à eux seuls un enfouissement récent et rapide des sédiments houillers, suivi d’une production rapide d’hydrocarbures et d’une migration très rapide du pétrole et du gaz dans les pièges. Cela va clairement à l’encontre des concepts populaires de sédiments houillers et de formations pétrolières se formant lentement.

Références

    James, E.A. et Evans, P.R., APEA Journal 11(1):71-74, 1971. Retour au texte.

    Hocking, J.B., APEA Journal 12(1):132-137, 1972. Retour au texte.

    Brooks, J.D. et Smith, J.W., Geochim. Cosmochim. Acta 33 : 1183-1194, 1969. Retour au texte.

    Brooks, J.D., APEA Journal 10(2):35-40, 1970. Retour au texte.

    Shibaoka, M., Saxby, J.D. et Taylor, G.H

Fig. 1 : Localisation du bassin du Gippsland

Fig. 2 : Sédiments du bassin offshore de Gippsland, sous le détroit de Bass ; coupe transversale temporelle. Le pétrole et le gaz sont censés s’être formés il y a « 20 à 40 millions d’années », selon les périodicités darwinistes.

Fig. 3 : Localisation des puits d’exploration dans le bassin du Gippsland. Notez l’augmentation de la profondeur jusqu’au sommet du groupe de Latrobe au sud-est du littoral.

Figure 4 : Réservoirs d’hydrocarbures représentatifs du détroit de Bass au niveau de la discordance entre le groupe de Latrobe et la formation de Lakes Entrance.

Figure 5 : Les tendances en matière d’hydrocarbures, le bassin du Gippsland, de la côte au sud-est jusqu’au détroit de Bass, correspondant à une profondeur croissante d’enfouissement du charbon.

Fig. 6 : Réflectance de la vitrinite dans les puits du bassin offshore du Gippsland en fonction de la profondeur.

Fig. 7 : Coupe transversale simplifiée du bassin offshore du Gippsland montrant les profils de réflectance de la vitrinite.

 Fig. 8 : Coupe du puits Kingfish 1 montrant la profondeur des zones génératrices de pétrole et de gaz sous le réservoir dans le groupe inférieur de Latrobe.

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