La porosité d’une formation peut varier fortement selon la nature du matériau. Certains sédiments fins peuvent atteindre jusqu’à 70 %, tandis que les roches sédimentaires consolidées se situent souvent entre 10 et 30 % [1]. Pourtant, cet espace disponible ne suffit pas à définir la valeur d’un réservoir. Pour qu’un fluide puisse circuler ou être extrait efficacement, les pores doivent aussi être connectés entre eux.
C’est là qu’intervient la perméabilité. Avec la porosité, elle forme l’un des deux paramètres essentiels pour évaluer la capacité d’une roche à constituer un réservoir souterrain, que ce soit pour l’hydrogène naturel, le CO₂, l’énergie géothermique ou les minéraux en solution. Ensemble, ces propriétés permettent de distinguer une roche simplement poreuse d’une formation réellement capable de stocker et de laisser circuler un fluide.
Qu'est-ce que la porosité d'une roche ?
Définition et formule
La porosité désigne la proportion d'espaces vides présents à l'intérieur d'une roche. Ces espaces, appelés pores, peuvent se trouver entre les grains minéraux, dans de petites cavités ou au sein de fractures. Ils constituent des volumes susceptibles de contenir des fluides, comme de l'eau, du pétrole ou du gaz.
Notée par le symbole φ (phi), la porosité correspond au rapport entre le volume total des pores et le volume total de la roche. Elle s'exprime en pourcentage selon la formule suivante :
Porosité (%) = (Volume des vides / Volume total de la roche) × 100
En pratique, la porosité dépend de plusieurs caractéristiques géologiques, notamment de la taille et de l'agencement des grains, du degré de consolidation et des transformations subies par la roche au fil du temps. Elle peut donc varier considérablement, même au sein d'une même famille de roches.
Par exemple, des échantillons étudiés en 2025 présentaient ainsi des porosités de 19 à 32,5 % pour les grès, comparativement à 30,7 à 33,1 % pour les roches carbonatées [2]. Ces variations s'expliquent notamment par les caractéristiques propres à chaque formation par des processus géologiques comme la compaction, la cimentation ou la dissolution.
Pour élargir cette comparaison, le tableau suivant présente les plages de porosité rapportées pour différentes roches sédimentaires [4].
Tableau 1 : Plages de porosité selon le type de roche sédimentaire
| Type de roche | Porosité (%) |
|---|---|
| Grès | 5–30 |
| Siltstone | 20–40 |
| Shale | 1–10 |
| Calcaire et dolomie | 1–25 |
| Calcaire karstique | 5–35 |
Source : Woessner et Poeter, The Groundwater Project (2020) [5].
Porosité primaire vs porosité secondaire
La porosité d'une roche peut avoir différentes origines selon son histoire géologique. On distingue principalement la porosité primaire, présente dès la formation de la roche, et la porosité secondaire, qui se développe sous l'effet de transformations géologiques ultérieures.
La porosité primaire correspond notamment aux espaces laissés entre les grains lors du dépôt des sédiments. Elle dépend de leur taille, de leur agencement et de leur degré de consolidation. Les sédiments non consolidés à grains fins, comme le limon ou l'argile, peuvent ainsi présenter une porosité allant jusqu'à 70 % [1].
La porosité secondaire, quant à elle, se forme après la constitution de la roche, lorsque certains processus géologiques créent de nouveaux espaces ou modifient les pores existants. Elle peut notamment prendre deux formes :
La porosité de dissolution : elle apparaît lorsque des minéraux sont dissous par les fluides circulant dans la roche. Ce phénomène est particulièrement important dans les calcaires, où il peut créer des cavités de tailles variées, notamment des pores moldiques ou vugulaires.
La porosité de fracture : elle se développe lorsque des contraintes géologiques provoquent l'apparition de fissures ou de fractures dans la roche. Ces ouvertures peuvent augmenter l'espace poreux et, lorsqu'elles sont interconnectées, faciliter la circulation des fluides dans des formations initialement peu perméables [1].
Porosité totale vs porosité efficace
Une autre distinction importante concerne la connectivité des pores. La porosité totale correspond à l'ensemble des espaces vides présents dans la roche, qu'ils soient connectés entre eux ou isolés. La porosité efficace, pour sa part, ne tient compte que des pores interconnectés, c'est-à-dire des espaces susceptibles de participer à la circulation des fluides. Elle est donc généralement inférieure à la porosité totale.
Qu'est-ce que la perméabilité et comment se distingue-t-elle de la porosité ?
Une roche très poreuse n'est pas nécessairement un bon réservoir. Même lorsqu'elle contient de nombreux espaces vides, les fluides doivent pouvoir circuler entre ces pores pour être extraits ou injectés efficacement. C'est là qu'intervient la perméabilité, une propriété complémentaire à la porosité qui permet d'évaluer la facilité avec laquelle les fluides traversent une formation géologique.
Définition et loi de Darcy
La perméabilité désigne la capacité d'une roche à laisser circuler des fluides sous l'effet d'une différence de pression. Elle dépend notamment de la taille des pores, de leur connectivité et de la complexité des chemins qu'ils forment à l'intérieur de la roche.
Ce phénomène est décrit par la loi de Darcy, établie par l'ingénieur français Henry Darcy en 1856 à partir d'expériences sur l'écoulement de l'eau dans le sable. Cette loi établit une relation entre le débit d'un fluide, la perméabilité du milieu, la différence de pression, la distance parcourue et la viscosité du fluide [3].
Dans le domaine des réservoirs, la perméabilité intrinsèque est généralement exprimée en darcy (D) ou en millidarcy (mD), avec 1 D = 1 000 mD. Un darcy correspond, selon sa définition conventionnelle, au passage de 1 cm³ de fluide par seconde à travers une surface de 1 cm², sous un gradient de pression de 1 atm/cm, pour une viscosité de 1 cP [3].
Le millidarcy est couramment utilisé pour caractériser les roches-réservoirs, dont la perméabilité est souvent inférieure à 1 darcy.
Porosité et perméabilité — deux rôles, deux mesures
Bien qu'elles soient étroitement liées, la porosité et la perméabilité renseignent sur deux caractéristiques différentes d'un réservoir :
La porosité représente la proportion d'espaces vides dans une roche et permet d'estimer le volume potentiellement disponible pour contenir des fluides.
La perméabilité indique la facilité avec laquelle ces fluides peuvent traverser la roche, influençant notamment les débits d'injection ou d'extraction.
L'exemple de l'argile illustre bien cette distinction. Certains sédiments argileux non consolidés peuvent présenter une porosité atteignant 70 %, mais la très petite taille de leurs pores et les interactions entre l'eau et les minéraux limitent fortement la circulation des fluides [1].
À l'inverse, une roche cristalline dense peut posséder une très faible porosité matricielle, tout en permettant une circulation importante des fluides lorsqu'elle est traversée par un réseau de fractures naturelles interconnectées [13].
La qualité d'un réservoir dépend donc de la combinaison de ces deux propriétés. Une porosité efficace suffisante fournit l'espace nécessaire au stockage des fluides, tandis qu'une perméabilité adéquate permet leur circulation dans les conditions d'exploitation envisagées.
Tableau 2 : Conductivité hydraulique indicative selon la lithologie
| Lithologie | Mécanisme d'écoulement principal |
|---|---|
| Gravier | Intergranulaire |
| Sable | Intergranulaire |
| Argile | Intergranulaire |
| Calcaire / dolomie | Variable |
| Calcaire karstique | Dissolution et fractures |
| Roche cristalline dense | Matriciel |
| Roche cristalline fracturée | Fractures |
Source : British Geological Survey, 2006 [13]
Comment la diagenèse et la fracturation modifient-elles ces propriétés au fil du temps ?
La porosité et la perméabilité d'une roche ne sont pas figées dans le temps. Au cours de son histoire géologique, une formation peut subir des transformations physiques et chimiques qui modifient la taille, le volume et la connectivité de ses pores. Ces changements peuvent améliorer ou réduire sa capacité à stocker et à laisser circuler des fluides.
Diagenèse — compaction, cimentation et dissolution
La diagenèse regroupe les transformations que subissent les sédiments après leur dépôt, notamment lors de leur enfouissement et de leur consolidation en roche. Ces processus influencent directement les propriétés d'un réservoir, parfois de manière opposée.
Trois mécanismes jouent un rôle particulièrement important :
Compaction : sous le poids des couches sédimentaires qui s'accumulent, les grains se rapprochent et une partie des fluides interstitiels est expulsée. Le volume des pores diminue, ce qui tend à réduire la porosité et la perméabilité [9].
Cimentation : des minéraux dissous dans les fluides précipitent entre les grains et comblent progressivement certains espaces poreux. Ce phénomène, fréquent dans les roches sédimentaires, peut réduire leur capacité de stockage et limiter la circulation des fluides [9].
Dissolution : à l'inverse, certains minéraux peuvent être dissous par les fluides circulant dans la roche. De nouvelles cavités se forment ou des pores existants s'agrandissent, augmentant localement la porosité et, lorsque ces espaces sont suffisamment connectés, la perméabilité [10].
L'évolution d'un réservoir dépend également de l'ordre de ces transformations : une phase de dissolution survenant après une cimentation, par exemple, peut créer une relation porosité-perméabilité différente de celle attendue dans un modèle plus simple [10].
Fracturation — de nouveaux chemins pour les fluides
La fracturation naturelle peut elle aussi modifier les propriétés d'une formation géologique. Sous l'effet de contraintes tectoniques ou d'autres processus géologiques, des fissures et des fractures peuvent apparaître dans des roches initialement peu perméables.
Lorsqu'elles forment un réseau interconnecté, ces fractures créent de nouveaux chemins de circulation pour les fluides, parfois sans augmentation importante de la porosité totale [9].
Pourquoi ces propriétés sont-elles essentielles dans les réservoirs d'énergie et de ressources ?
Que l'on cherche à extraire de l'hydrogène naturel, à stocker du CO₂, à capter la chaleur du sous-sol ou à récupérer du lithium en saumure, la porosité et la perméabilité de la roche-hôte conditionnent directement la faisabilité technique de chaque projet.
Hydrogène naturel — accumulation et stockage souterrain H₂
Dans le domaine de l'hydrogène naturel, la porosité et la perméabilité contribuent à déterminer où le H₂ peut migrer et s'accumuler. L'exploration repose notamment sur l'identification de roches-réservoirs capables de contenir l'hydrogène et de roches de couverture limitant sa migration vers la surface.
Ces propriétés interviennent également dans le stockage souterrain d'hydrogène. Les cycles d'injection et de soutirage peuvent modifier progressivement la structure des pores et la perméabilité des roches. Des essais sur des calcaires ont notamment révélé une diminution de la perméabilité pouvant atteindre un ordre de grandeur sous certaines conditions de chargement [5].
Stockage géologique du CO₂ (CCUS) — injecter et confiner
Le stockage géologique du CO₂ consiste à injecter du dioxyde de carbone dans des formations profondes, généralement sous forme supercritique. Une porosité suffisante permet d'accueillir le CO₂, tandis qu'une perméabilité adéquate facilite son injection et sa répartition dans le réservoir. Une roche de couverture peu perméable contribue ensuite à son confinement [6].
Le choix du site nécessite également de maîtriser les pressions d'injection afin de limiter les risques de fracturation et de préserver l'intégrité du stockage [7].
Géothermie — exploiter la chaleur du sous-sol
En géothermie, la porosité détermine notamment l'espace disponible pour contenir les fluides chauds, tandis que la perméabilité influence leur circulation et le transfert de chaleur vers la surface [8].
Dans les formations naturellement peu perméables, les systèmes géothermiques améliorés (EGS) cherchent à favoriser cette circulation en créant ou en réactivant des fractures dans les roches chaudes. Cette approche permet d'envisager l'exploitation de ressources géothermiques au-delà des réservoirs naturellement perméables.
Minéraux critiques en solution — le lithium et la lixiviation en tas
La porosité et la perméabilité interviennent également dans l'extraction de minéraux critiques, notamment à travers deux applications :
Les saumures de lithium : présentes dans certains aquifères, elles nécessitent une caractérisation de la porosité, de la géométrie du réservoir et de la concentration en lithium. Dans les salars, le rendement spécifique est également important pour estimer les volumes de saumure potentiellement récupérables [11].
La lixiviation en tas : cette méthode consiste à faire circuler une solution à travers un empilement de minerai concassé pour en extraire les métaux. Une faible perméabilité peut limiter l'efficacité du procédé, notamment pour le cuivre et l'or. Le retrait des particules fines ou leur agglomération peut contribuer à améliorer l'écoulement [12].
Vers une meilleure compréhension du sous-sol
La porosité et la perméabilité sont deux propriétés distinctes, mais indissociables pour évaluer le potentiel d’un réservoir. La première indique la capacité d’une roche à stocker un fluide, tandis que la seconde détermine si ce fluide peut réellement circuler et être mobilisé. Une formation exploitable doit donc combiner un volume poreux suffisant et une connectivité efficace entre les pores.
Longtemps étudiées dans le contexte pétrolier et gazier, ces propriétés jouent aujourd’hui un rôle central dans plusieurs applications liées à la transition énergétique, du stockage géologique du CO₂ à la géothermie, en passant par l’hydrogène naturel et les saumures riches en minéraux critiques. Leur évaluation rigoureuse demeure ainsi une étape essentielle pour comprendre la valeur réelle du sous-sol.
Pour rester informé des avancées en exploration des ressources énergétiques du sous-sol, suivez Squatex sur LinkedIn.
Références
[1] Earle, Steven. « 14.1 Groundwater and Aquifers. » Physical Geology – 2nd Edition, BCcampus, 2019, https://opentextbc.ca/physicalgeology2ed/chapter/14-1-groundwater-and-aquifers/.
[2] Sharanik, Jumana, Ernestos Sarris, and Constantinos Hadjistassou. « Storage and Production Aspects of Reservoir Fluids in Sedimentary Core Rocks. » Geosciences, vol. 15, no. 10, 2025, article 386, https://doi.org/10.3390/geosciences15100386.
[3] « Darcy (Unit). » Wikipedia, Wikimedia Foundation, https://en.wikipedia.org/wiki/Darcy_(unit).
[4] Woessner, William W., and Eileen P. Poeter. Hydrogeologic Properties of Earth Materials and Principles of Groundwater Flow. The Groundwater Project, 2020, https://doi.org/10.21083/978-1-7770541-2-0.
[5] Xu, Zhaochen, et al. « Porosity-Permeability Evolution of Carbonate Rocks Under Cyclic Hydrostatic Loading: Creep-Fatigue Interaction and Implications for Hydrogen Storage. » Journal of Geophysical Research: Solid Earth, vol. 131, no 5, 2026, article e2025JB033646, https://doi.org/10.1029/2025JB033646.
[6] National Academies of Sciences, Engineering, and Medicine. « Sequestration of Supercritical CO₂ in Deep Sedimentary Geological Formations. » Negative Emissions Technologies and Reliable Sequestration: A Research Agenda, chap. 7, National Academies Press, 2018, https://www.ncbi.nlm.nih.gov/books/NBK541452/.
[7] U.S. Environmental Protection Agency. Geologic Sequestration of Carbon Dioxide in Deep Saline Formations: Report to Congress. Jan. 2025, https://www.epa.gov/system/files/documents/2025-01/deepsalineformation_rtc_jan2025.pdf.
[8] Moscardini, Rioko. « What Makes a Good Geothermal Reservoir? » GeoEnergy NI, 2024, https://geoenergyni.org/geothermal-reservoir/.
[9] « Promoting Burial Diagenesis. » Geological Digressions, 17 Feb. 2026, https://www.geological-digressions.com/promoting-burial-diagenesis/.
[10] Hosa, Ola, and Rachel Wood. « Order of Diagenetic Events Controls Evolution of Porosity and Permeability in Carbonates. » Sedimentology, 2020, https://doi.org/10.1111/sed.12733.
[11] Houston, John, et al. « The Evaluation of Brine Prospects and the Requirement for Modifications to Filing Standards. » Economic Geology, vol. 106, no. 7, 2011, pp. 1225–1239, https://doi.org/10.2113/econgeo.106.7.1225.
[12] Robertson, S. W., et al. « Properties Governing the Flow of Solution Through Crushed Ore for Heap Leaching: Part III – Low-Permeability Ores. » Hydrometallurgy, vol. 224, 2024, article 106247, https://doi.org/10.1016/j.hydromet.2023.106247.
[13] Lewis, M. A., et al. Guide to Permeability Indices. British Geological Survey Open Report CR/06/160N, British Geological Survey, 2006, https://nora.nerc.ac.uk/id/eprint/7457/1/CR06160N.pdf.
