FR 2722296 A1 19960112 FR 9408383 A 19940705 La présente invention concerne une méthode pour déterminer au moins une caractéristique pétrolière d'une roche sédimentaire potentiellement ou réellement productrice d'hydrocarbures. 1 0 Pour une meilleure compréhension, on rappelle que: - les composés du pétrole, principalement les hydrocarbures extractibles par les solvants organiques, se forment à partir de la matière organique insoluble (kérogène) sous l'action de l'élévation de température et de pression qui résultent de l'enfouissement des sédiments dans un bassin sédimentaire, - la connaissance de la matière organique soluble (pétrole) d'une part, et de la matière organique insoluble (kérogène) d'autre part, est d'un grand intérêt en exploration et en exploitation pétrolière. Il est connu en effet que: -la quantité de pétrole formée dans les sédiments augmente régulièrement avec la profondeur d'enfouissement. De ce fait, il est possible d'apprécier le degré d'évolution de la matière organique contenue dans ces sédiments et, plus particulièrement, l'intervalle d'évolution qui correspond à la phase principale de formation d'huile; - ce sont ces pétroles qui, dans certaines conditions, vont être expulsés de la roche mère dans laquelle ils se sont formés pour donner les accumulations de pétrole dans les roches réservoirs; - la nature de la matière organique insoluble contenue dans les roches conditionne le potentiel pétroligène de ces roches, c'est-à-dire leur aptitude plus ou moins grande ià produire du pétrole. nl apparaît alors que l'analyse systématique de ces composées organiques permet de distinguer, parmi les sédiments géologiques, ceux qui présentent le plus d'intérêt pour le géologue: - sédiments ayant donné naissance au pétrole (roches-mères), - sédiments o s'est accumulé ce pétrole (roches réservoirs). La connaissance de tels renseignements permet aux foreurs de n'effectuer les opérations de carottage ou d'essai de réservoir, opérations longues, coûteuses et périlleuses, qu'à bon escient, surtout lorsque ces résultats peuvent être acquis simultanément aux opérations de forage. On connaît la technique ROCK-EVAL développée par la demanderesse et décrite notamment dans les documents US-3953171, US-4153415, US-4229181, US4352673 et US-4519983. Cette méthode qui est rapide, pratiquement automatique, peut être appropriée à la caractérisation des roches et des hydrocarbures qu'elles contiennent. 1 0 Cependant, la technique ROCK-EVAL existante a été développée dans le but de caractériser les roches-mères pour lesquelles elle donne de bonnes informations sur la matière organique contenue dans des roches-mères. Mais cette méthode n'est pas totalement satisfaisante pour caractériser les hydrocarbures contenus dans une roche réservoir, notamment pour identifier les dépôts de "tar-mat", appellation consacrée des composés 1 5 lourds du pétrole (résines et asphaltènes) qui se déposent dans certains niveaux des réservoirs. Ces tar-mats peuvent présenter des inconvénients majeur pour la production, notamment en créant des barrières de perméabilité verticale ou parfois des venues d'eau dans les horizons productifs. La localisation de ces niveaux de tar-mat et leur extension latérale à l'échelle du réservoir sont donc très importantes pour, d'une part, comprendre les processus d'accumulation des hydrocarbures et d'autre part pour optimiser la récupération des hydrocarbures présents. Ainsi, la méthode selon la présente invention, est un perfectionnement de la technique ROCK-EVAL, permettant de caractériser les différentes coupes d'hydrocarbur de la plus légère à la plus lourde, contenues dans une roche réservoir. La présente invention concerne une méthode améliorée permettant l'évaluation rapide d'au moins une caractéristique pétrolière d'un échantillon provenant de sédiments géologiques, méthode dans laquelle ledit échantillon est chauffé en atmosphère non oxydante selon plusieurs étapes d'élévation de température. La méthode comporte les étapes suivantes: a) on élève rapidement la température dudit échantillon à une première valeur de température inférieure à 200'C et pendant une durée déterminée, b) à partir de la première valeur de température, on élève la température de l'échantillon jusqu'à une seconde valeur de température selon un gradient de température compris entre 1 et 12'C/minute, c) on élève la température de l'échantillon de la seconde valeur à une troisième valeur de température au plus égale à 800'C, préférentiellement inférieure à 600'C, d) on détermine trois grandeurs S lr' S2a et S2b représentatives de la quantité des composée hydrocarbonés contenus dans ledit échantillon, e) on déduit de ces trois grandeurs au moins une caractéristique pétrolière dudit échantillon. 1 0 La grandeur S lr peut être représentative des hydrocarbures légers, tels ceux pour lesquels le nombre de carbone est inférieur à environ 15, S2a peut être représentative des hydrocarbures plus lourds, tels ceux pour lesquels le nombre de carbone est compris entre environ 15 et 40, S2b peut être représentative des composés hydrocarbonés lourds, tels ceux pour lesquels le nombre de carbone est supérieur à environ 40. 1 5 Après l'élévation de la température à la troisième valeur, on peut brûler les résidus dudit échantillon et on peut déterminer une quatrième valeur RC représentative de la quantité de carbone organique résiduel après pyrolyse. On peut évaluer la quantité Q de produits lourds selon la formule suivante: Q= S2b + 10Rc/0,9 On peut distinguer certains hydrocarbures de l'échantillon en calculant un indice de production IP selon la formule suivante: IP =(Slr + S2a)/(S lr + S2a + S2b) et pour une valeur de g comprise entre 0 et 1, si IP > g l'échantillon peut contenir des résines et/ou asphaltènes et si IP On peut prendre pour g une valeur voisine de 0,4. Dans une variante de la méthode dans laquelle ledit échantillon est un morceau de roche réservoir: - on peut calculer une grandeur D pour plusieurs échantillons de roche réservoir à partir de l'une au moins des grandeurs S lr' S2a' S2b et Q, - on peut mesurer le degré API du pétrole produit par lesdites roches réservoirs desdits échantillons, - on peut déterminer une fonction approchée f reliant le degré API mesuré à D, - on peut déterminer une valeur approchée du degré API du pétrole en place dans une autre roche réservoir en prélevant au moins un échantillon de ladite autre roche, en calculant la grandeur D correspondante et en utilisant directement la fonction f. Selon une autre variante de la méthode dans laquelle ledit échantillon est une portion de pétrole produit: - on peut calculer une grandeur D pour plusieurs échantillons provenant de différents réservoirs à partir de l'une au moins des grandeurs Slr, S2a, S2b et Q, - on peut mesurer le degré API desdits échantillons, 1 0 - on peut déterminer une fonction approchée fl reliant le degré API mesuré à D, - on peut déterminer une valeur approchée du degré API d'un pétrole d'une autre provenance, en calculant la grandeur D correspondante à un échantillon dudit pétrole d'une autre provenance et en utilisant directement la fonction fl. La grandeur D peut être égale à S2b/(S lr + S2a). 1 5 La grandeur D peut être égale à S lr/(S l1r + S2a + Q). La grandeur D peut être égale à (Slr + S2a)/(Slr + S2a + Q) La fonction f ou fl peut avoir la forme suivante: be-(tx D= a x 10 +C x étant le degré API; a est compris entre 0,11 et 0,12 et préférentiellement égal à 0,11482; b est compris entre 1,7 et 2 et préférentiellement égal à 1,83; c voisin de zéro; a voisin de 2. L'invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description d'exemples, nullement limitatifs, illustrés par les figures annexées, parmi lesquelles: - la figure 1 représente schématiquement la composition d'une roche pétrolière, - la figure 2 montre les étapes de chauffe de l'échantillon en fonction du temps, - la figure 3 montre la forme du signal S, - la figure 4 illustre un exemple d'application, - la figure 5 montre un système de mise en oeuvre de la méthode, - la figure 6 illustre un exemple d'affichage de certaines grandeurs caractéristiques, - la figure 7 illustre une variante selon l'invention. La figure 1 illustre schématiquement la composition d'un échantillon de roche sédimentaire, par exemple un débris de forage "cuttings" provenant d'une formation géologique traversée par un forage en cours d'exécution. La zone 2 représente la quantité de matériau minéral, la zone 3 représente la quantité d'hydrocarbures dits légers. Généralement, le nombre de carbone de ces hydrocarbures est inférieur à 15. La zone 4 représente la quantité d'hydrocarbures intermédiaires entre les 1 0 hydrocarbures légers et les hydrocarbures lourds. Généralement on peut les classer entre C15 etC40. La zone 5 représente la quantité de composés hydrocarbonés lourds, résines, asphaltènes et/ou de kérogène, généralement supérieur à C40. La méthode selon la présente invention va permettre de distinguer et de quantifier i 5 les constituants organiques contenus dans un échantillon de roche et en particulier, différencier les résines et les asphaltènes (NSO) du kérogène. Ainsi, au cours d'un forage à travers une formation géologique productrice ou potentiellement productrice, on pourra prélever des échantillons de la formation en fonction de la profondeur. Ces échantillons, une fois caractérisés par le moyen de la présente méthode, vont permettre l'établissement de "logs" ou représentation graphique des couches de terrains différenciées par la quantité et/ou la nature des hydrocarbures qu'elles contiennent. On ne décrira pas ici les moyens de pyrolyse et d'oxydation de résidus de pyrolyse, il suffira de se reporter aux documents précités qui décrivent les moyens utilisés pour appliquer la présente invention. On rappelle cependant que le four à pyrolyse coopère avec un dispositif de détection et de mesure de la quantité d'hydrocarbures de l'échantillon pyrolysé. Le dispositif de détection spécifique (figure 5) comprend, par exemple, un détecteur du type à ionisation de flamme, d'utilisation classique dans les analyses par chromatographie en phase gazeuse. Le détecteur délivre un signal S représentatif des quantités de produits hydrocarbonés mesurés. Ce signal peut être transmis à des moyens de calcul, de mémorisation et d'affichage dans lesquels un logiciel spécifique calcule, affiche et mémorise les différents paramètres représentatifs des caractéristiques des hydrocarbur en présence. Pour mesurer le carbone résiduel de pyTolyse, on pourra utiliser les moyens décrits dans les documents US-4352673 et US-4519983. Des moyens automatiques peuvent transférer des résidus de pyrolyse dans un four spécifique d'oxydation, ou dans une variante, on pourra utiliser un four unique pour la pyrolyse en atmosphère inerte et pour l'oxydation. La figure 2 représente les séquences de température de l'opération de pyrolyse. Au temps t0, l'échantillon est introduit dans le four chauffé à la température initiale T1. Cette valeur de température initiale est inférieure à 200'C, préférentiellement proche de 180 C. La durée tl-to de cette première étape de chauffe est par exemple d'environ 15 minutes. A partir du temps t1 débute une phase de pyrolyse programmée dans laquelle la montée en température est impérativement inférieure à 12' C/minute jusqu'au temps t2 correspondant ià la température T2. La valeur de cette température est d'environ 370'C qui correspond sensiblement à la fin de la phase de thermovaporisation de certains hydrocarbures et le début 1 5 de la phase de craquage par pyrolyse des composés lourds. D'une manière préférentielle, la pyrolyse se poursuit après le temps t2 de façon k atteindre la température de T3, au plus égale à 800'C et préférentiellement environ de 600'C au temps t3. La montée programmée en température peut être la même que celle entre les températures T1 T2, c'est-à-dire inférieure à 12C/minute, ce qui simplifie la méthode. Mais dans certains cas, il pourra être possible d'effectuer l'étape de craquage des hydrocarbures lourds selon une montée en température plus rapide que 12C/minute ou différente du gradient de température entre T1 et T2. Sur la figure 3, on peut voir une illustration des grandeurs représentatives des composés hydrocarbonés contenus dans une roche réservoir imprégnée selon la composition représentée sur la figure 1. On constate que dans les conditions de chauffage décrits figure 2, une roche imprégnée contenant des produits lourds (résines, asphaltènes et/ou kérogènes) donne en cours de pyrolyse un premier pic S r, un pic S2a et un pic S2b, respectivement références 10, 11 et 12. Les pics Sir et S2a (10, 11) correspondent à la thermovaporisation des hydrocarbures inférieurs à environ C40 présents dans l'échantillon de réservoir, alors que le pic S2b (12) correspond aux composés hydrocarbonés issus du craquage par pyrolyse des résines et des asphaltènes et/ou du kérogène qui constituent les composés lourds. Bien entendu, pour une roche réservoir imprégnée qui ne contient pas de résines et asphaltènes (NSO), la caractérisation ne comportera qu'un pic S lr (10) et un pic S2a (11). Dans le cas d'une roche imprégnée qui contient des quantités de NSO, un pic S2b apparaît dont l'amplitude sera fonction desdites quantités. Des moyens de calculs déterminent les quantités respectives des différents types d'hydrocarbures (hydrocarbures légers, hydrocarbures lourds, totalité des résines et asphaltènes et/ou du kérogène) en fonction de la forme, de l'amplitude desdits pics et du 1 0 carbone organique restant après pyrolyse. En effet, la pyrolyse des produits lourds, notamment les asphaltènes, s'accompagne toujours de la formation de coke. Le coke est ensuite brûlé dans le second four d'oxydation de l'appareillage ROCK-EVAL et le C02 produit est mesuré par un pic représentatif d'une grandeur caractéristique S4 (13). On détermine ainsi le pourcentage de carbone organique résiduel dans l'échantillon, dénommé carbone organique résiduel RC restant après pyrolyse. Des analyses élémentaires effectuées sur le coke montrent que sa teneur en carbone organique est en moyenne de 90%. On détermine pour chaque échantillon pyrolysé la quantité totale Q de produits lourds contenus dans l'échantillon en ajoutant à la quantité de composés représentés par le pic S2b la quantité de composés hydrocarbonés que représente le coke formé, ceux-ci étant obtenus à partir du carbone résiduel RC déterminé par oxydation dans le ROCK-EVAL. La quantité Q est alors égale à: Q = S2b + 10Rc/0,9 Q et S2b étant exprimés en milligramme par gramme. Q sera appelée NSO lorsqu'il s'agit principalement de résines et asphaltènes. Q pourra être appelée KERO lorsqu'il s'agit principalement de kérogène. C'est à partir de cette quantité Q ou NSO que l'on pourra juger de l'importance des "tars" déposés dans le réservoir. Il est courant que des débris de matière organique insoluble (par exemple des débris charbonneux dans les réservoirs gréseux) ou que des intercalations de roche-mère soient présentes dans les réservoirs. Dans ces conditions, la matière organique insoluble de ces débris ou de ces intercalations de roche-mère peut être confondue, en pyrolyse, avec la présence de "tars". En effet, les composés issus du craquage thermique de la matière organique insoluble apparaissent au niveau du pic S2b avec formation de coke. Pour différencier le kérogène des "tars", on utilise les valeurs d'un index de production PI calculé selon la formule suivante: PI = (Slr + S2a)/(Slir + S2a + S2b) Une valeur faible de PI indique que l'on est en présence de kérogène, on considère alors que S2b représente la partie pyrolysable du kérogène et non uniquement celles des résines et asphaltènes. Dans ce cas, la quantité Q calculée représentera la quantité de kérogène. Un contrôle de la présente méthode a été effectué par extraction de composés lourds par solvant. On a pu vérifier que la valeur de 0,4 pour PI est une bonne coupure (cut-off) pour différencier le kérogène des composés extractibles lourds (résines et asphaltènes). i 5 Cette valeur peut être éventuellement précisée par un étalonnage préalable des échantillons étudiés. La figure 4 montre quatre exemples de pyrolyse sur des échantillons de roche contenant différents types de matières organiques. La référence 24 indique un figuré de la lithologie, dans laquelle la référence 20 représente une formation réservoir contenant du gaz, la référence 21 représente une roche réservoir contenant des hydrocarbures liquides, la référence 22 représente une roche réservoir contenant des résines et asphaltènes ou "tars", la référence 23 représente une intercalation de roche-mère contenant du kérogène (matière organique insoluble). Des échantillons prélevés dans chacune des quatre zones a permis l'obtention des graphiques 15, 16, 17 et 18 représentant les grandeurs associées aux différents hydrocarbures, selon la présente invention. Le graphe 15 montre la seule présence d'un pic S lr représentatif d'un hydrocarbure très léger comme du gaz. Le graphe 16 montre la présence du pic Slr et du pic S2a significative d'un hydrocarbure liquide. Le pic S2b peut apparaître ou ne pas apparaître en fonction du taux de résines et asphaltènes que peut contenir la présente roche réservoir 21. La valeur de PI est supérieure à 0,4. Le graphe 17 montre la présence d'un pic S2b relativement important par rapport aux pics S lr et S2a. Cette représentation permet de reconnaître dans la roche réservoir du type 21 une intercalation d'un niveau de "tars" ou résines et asphaltènes, référencée 22. Le graphe 18 correspond principalement à la présence des deux seuls pics, Sir et S2b. Le pic S2a, généralement petit, et les composés lourds (résines et asphaltènes) sont masqués dans le pic S2b. La roche 23 est identifiée comme étant une roche-mère, le pic S2b étant représentatif des hydrocarbures issus du craquage du kérogène. La valeur du PI est généralement inférieure à 0,4. 1 0 La figure 5 montre une schématisation des moyens de mise en oeuvre de la méthode selon l'invention. La référence 30 indique le système comprenant des moyens de pyrolyse 31, des moyens d'oxydation 32, chacun associés respectivement à des moyens de détection 35 des hydrocarbures (par exemple un détecteur à ionisation de flamme FID) et à des moyens de 1 5 détection 36 (par exemple un détecteur à conductivité thermique TCD) du carbone résiduel oxydé dans le four 32. La flèche référencée 33 symbolise les moyens d'introduction de l'échantillon dans le système. La référence 37 montre des moyens de calculs, de mémorisation, d'affichage des grandeurs détectées par ledit système. Il sera également possible que les moyens 37 pilotent certains paramètres de fonctionnement du système 30. Un clavier 38 permet d'introduire des commandes dans les moyens 37. La référence 39 montre une liste des grandeurs caractéristiques que peuvent fournir les moyens de calculs 37. Un exemple d'enregistrement des différentes grandeurs est illustré figure 6. La figure 6 montre une représentation de certaines grandeurs caractéristiques des roches traversées par un forage entre 1300 m et 2500 m. La colonne 41 donne l'échelle des profondeurs en mètre. La colonne 42 donne la quantité d'hydrocarbures légers, à partir du pic Slr, en milligramme par gramme d'échantillon. La colonne 43 donne la quantité d'hydrocarbures plus lourds, à partir du pic S2a, dans la même unité. La colonne 44 donne la quantité de NSO (résines et/ou asphaltènes) obtenue à l'aide du pic S2b et du pic S4. La colonne 45 indique et donne la quantité KERO de kérogène. La colonne 46 donne la quantité totale de carbone organique contenu dans l'échantillon, en pourcentage par rapport au poids d'échantillon. La colonne 47 donne la valeur de l'index de production calculée à partir des pics S lr' S2a et S2b. En fonction d'une valeur de coupure donnée ("cut-off"), par exemple 0,4, le taux de NSO calculé est identifié comme étant du kérogène (colonne 5) ou du NSO vrai (colonne 44). On peut remarquer que les échantillons de la profondeur référencée 49 ont des indices de production faibles, de l'ordre de 0,1 et qu'il est indiqué la présence de kérogène. On peut déduire qu'à ce niveau les sédiments contiennent des intercalations de roche-mère. La colonne 48 donne un indice d'hydrogène. Avec la méthode selon l'invention, il est avantageux également d'utiliser les grandeurs Slr, S2a, S2b et RC obtenus sur des échantillons de roches traversées par un forage, pour évaluer le degré API des hydrocarbures contenus dans les roches réservoirs. La connaissance du degré API est très intéressante car le degré API est la grandeur 1 5 couramment utilisée pour déterminer notamment la mobilité des hydrocarbures. Il est connu que des hydrocarbures liquides ayant un degré API inférieur à 14 ne peuvent être produits avec des méthodes conventionnelles. Aussi, dans certains réservoirs, la connaissance du degré API acquise en même temps que l'on fore le réservoir, permet d'effectuer les tests de production aux niveaux o la production sera effective. De plus, la méthode peut être appliquée à la détermination du degré API d'un pétrole produit sans avoir à effectuer les mesures conventionnelles de laboratoire pour mesurer le degré API. Pour pouvoir déterminer le degré API, il faut au préalable déterminer une ou plusieurs lois ou fonctions qui relient le degré API à au moins une des grandeurs caractéristiques Slr, S2a, S2b et éventuellement Q = S2b + 10Rc/0,9. Pour cela, on collecte un certains nombre d'échantillons de roches réservoirs et de pétrole ayant été contenu par ces roches réservoirs. On mesure par des méthodes traditionnelles de laboratoire le degré API du pétrole d'une part, et on pyrolyse l'échantillon correspondant selon la présente méthode d'autre part. Il a été observé par la demanderesse qu'une grandeur D égale à l'une des formnnules suivantes: D = S2b/(S1r + S2a) 1 1 D = Slr/(Slr+ S2a + Q) D = (Sir + S2a)/(S lr + S2a +Q) peut être reliée au degré API par une fonction f, par exemple de la forme: be-ax Slr/(Slr+S2a+ Q)=f(x) = a x 10 +C S2b/(S lr + S2a) = f(x) = d - h x Logx - atx -[x2 S2b/(Slr + S2a) = f(x) = g - he + j ou (Slr + S2a)/(Slr +S2a+Q) = k + lx e-x x étant le degré API; a est compris entre 0,11 et 0,12 et préférentiellement égal à i 5 0,11482; b est compris entre 1,7 et 2 et préférentiellement égal à 1,83; c voisin de zéro; d compris entre2,1 et2,3 et préférentiellement égal à 2,2273; h compris entre 1,3 et 1,4 et préférentiellement égal à 1,341; g compris entre 1,4 et 1,5 et préférentiellement égal à 1,4386; h compris entre 5,6 et 5,8 et préférentiellement égal à 5,7721; j compris entre 5,8 et ,9 et préférentiellement égal à 5,8571; a voisin de 2 et 5 voisin de 4. L'obtention de la fonction approchée f se fait selon les méthodes mathématiques connues pour déterminer une fonction à partir d'un certain nombre de points. La figure 7 montre un ensemble de points 50 placés sur un graphe o le degré API est en abscisse et la grandeur D = S l/(S lr + S2a + Q) en ordonnée. Les coordonnées des points 50 ont été obtenues comme décrit plus haut, par mesures sur des échantillons de pétrole et de roches réservoirs de provenances différentes. En effet, on ne s'est pas limité à un seul champ pétrolier, mais il a été collecté des échantillons de différents champs, de différentes profondeurs et de différents types de réservoirs. La courbe 51 représentant la fonction f peut ainsi être utilisée sans distinction. Il est simple, une fois obtenue une fonction f. de l'incorporer en mémoire, par exemple dans les moyens de calculs 37 de la figure 5. Un programme de calcul peut déterminer D et en appliquant la fonction f on obtient directement par calcul une valeur approchée du degré API des hydrocarbures qui sont ou qui ont été présents dans les sédiments d'o provient l'échantillon de roche. En variante, il sera possible de détermniner plusieurs fonctions reliant le degré API à différentes grandeurs D calculées à partir de Slr' S2a' S2b et RC. On peut choisir, soit manuellement, soit automatiquement, la fonction pour obtenir le degré API, par exemple compte tenu de situations ou de circonstances déjà connues. Une autre variante de la méthode est de déterminer une fonction fl, généralement différente de f. à partir d'un échantillonnage de pétrole de provenances diverses. Pour chaque échantillon de pétrole, on mesure le degré API selon les méthodes conventionnelles de laboratoire et on pyrolyse une faible quantité de cet échantillon selon la méthode de la présente invention afin de calculer D selon l'une des formules données ci-dessus. Une fois la fonction fl obtenue, elle sera utilisée pour déterminer le degré API d'un autre pétrole en déterminant pour celui-ci une valeur de D en pyrolysant l'échantillon de pétrole selon la présente méthode et en appliquant directement la fonction fl préalablement obtenue. Ainsi, cette variante remplace les mesures conventionnelles de degré API lorsque l'on est en mesure d'appliquer la méthode selon l'invention et lorsque la détermination de la fonction f ou fl est faite. La présente méthode est, dans certains cas, plus rapide et plus facile que les méthodes conventionnelles. REVENDICATIONS 1) Méthode améliorée permettant l'évaluation rapide d'au moins une caractéristique pétrolière d'un échantillon provenant de sédiments géologiques, méthode dans laquelle ledit échantillon est chauffé en atmosphère non oxydante selon plusieurs étapes d'élévation de température, caractérisée en ce que ladite nméthode comporte les étapes suivantes: a) on élève rapidement la température dudit échantillon à une première valeur de température inférieure à 200'C et pendant une durée déterminée, b) à partir de la première valeur de température, on élève la température de l'échantillon jusqu'à une seconde valeur de température selon un gradient de température compris entre 1 et 12'C/minute, c) on élève la température de l'échantillon de la seconde valeur à une troisième 1 5 valeur de température au plus égale à 800'C, d) on détermine trois grandeurs Slr' S2a et S2b représentatives de la quantité des composés hydrocarbonés contenus dans ledit échantillon, e) on déduit de ces trois grandeurs au moins une caractéristique pétrolière dudit échantillon. 2) Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que la grandeur SIr est représentative des hydrocarbures légers, tels ceux pour lesquels le nombre de carbone est inférieur à environ 15, en ce que S2a est représentative des hydrocarbures plus lourds, tels ceux pour lesquels le nombre de carbone est compris entre environ 15 et 40, S2b est représentative des composés hydrocarbonés lourds (résines, asphaltènes et/ou kérogène), tels ceux pour lesquels le nombre de carbone est supérieur à environ 40. 3) Méthode selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisée en ce qu'après l'élévation de la température à la troisième valeur, on brûle les résidus dudit échantillon et en ce que l'on détermine une quatrième valeur RC représentative de la quantité de carbone organique résiduel après pyrolyse. 4) Méthode selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que l'on évalue la quantité Q de produits lourds selon la formule suivante: Q= S2b + 10Rc/0,9 5) Méthode selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisée en ce que l'on distingue certains hydrocarbures de l'échantillon en calculant un indice de production IP selon la formule suivante: IP = (Slr + S2a)/(S lr + S2a + S2b) et en ce que pour une valeur de g comprise entre O et 1, si IP > il l'échantillon contient des résines et/ou asphaltènes et si IP 6) Méthode selon la revendication 5, caractérisée en ce que l'on prend pour g une valeur voisine de 0,4. 1 5 7) Méthode selon l'une des revendications 1 à 6, dans laquelle ledit échantillon est un morceau de roche réservoir, caractérisée en ce que: - on calcule une grandeur D pour plusieurs échantillons de roche réservoir à partir de l'une au moins des grandeurs S!r, S2a, S2b et Q. - on mesure le degré API du pétrole produit par lesdites roches réservoirs desdits échantillons, on détermine une fonction approchée f reliant le degré API rmesuré à D, on détermine une valeur approchée du degré API du pétrole en place dans une autre roche réservoir en prélevant au moins un échantillon de ladite autre roche, en calculant la grandeur D correspondante et en utilisant directement la fonction f. 8) Méthode selon l'une des revendications 1 à 6, dans laquelle ledit échantillon est une portion de pétrole produit, caractérisée en ce que: - on calcule une grandeur D pour plusieurs échantillons provenant de différents réservoirs à partir de l'une au moins des grandeurs Slr' S2a, S2b et Q. - on mesure le degré API desdits échantillons, - on détermine une fonction approchée fl reliant le degré API mesuré à D, - on détermine une valeur approchée du degré API d'un pétrole d'une autre provenance, en calculant la grandeur D correspondante à un échantillon dudit pétrole d'une autre provenance et en utilisant directement la fonction fl. 9) Méthode selon l'une des revendications 7 ou 8, caractérisée en ce que la grandeur D est calculée à partir de l'une au moins des formules suivantes: D = S2b/(Slr + S2a), D = S lr(S lr + S2a + Q)' D=(Slr + S2a)/(Slr +S2a+Q) ) Méthode selon l'une des revendications 7 à 9, caractérisée en ce que la fonction fl ou f a la forme suivante: be-C-ix D= a x 10 +C x étant le degré API; a est compris entre 0,11 et 0,12 et préférentiellement égal à 0,11482; b est compris entre 1,7 et 2 et préférentiellement égal à 1,83; c voisin de zéro; a voisin de 2.