Migration of hydrocarbons deals with the subsequent movement of petroleum after expulsion from the source rock through water saturated reservoirs or through permeability created by fractures and faults. Although the underlying principles that control the fluid movement in porous media (reservoirs) are well understood by reservoir engineers, less is known about the flow characteristics in low-permeable, porous media, such as clays and shales. For flow considerations, the primary parameters are porosity, permeability and the fluid potential gradients. For clays and shales, these parameters are poorly known; yet these control the time periods during which fluid flow occurs in sedimentary basins (100 years to 100 million years). In this paper, I examine the parametric dependence of the time constantsof fluid flow in low permeability sediments on its porosity and permeability. This is accomplished in two parts. In the first part, a technique is presented to investigate the effect of fluid flow in shales which causes undercompaction and buildup of fluid pressures in excess of normal hydrostatic pressure. The technique is pre-drill in nature; it uses seismic velocity analysis of common depth point gather of surface seismic data and is based on the concept developed by Hottmann and Johnson (1965) and Pennebaker (1968). In the second part of the paper, the flow characteristics are discussed in the basin scale. I develop a model that describes the fluid flow in a continuously accreting and subsiding clastics basins, such as the Gulf of Mexico. I examine the pressure characteristics of such a basin by digital simulations and study the effect of the permeability variation of shales on the geologic time dependence of the fluid flux in the sediments, the basin subsidence rate and the pressure buildup with depth. The model incorporates both mechanical compaction and burial diagenesis involving smectite to illite conversion of shales. The latter is based on a kinetic theory of chemical reaction in which the time-temperature history is provided by the solution of an appropriate heat conduction equation. This model of geopressure has a practical application since it deals with the generation and maintenance of abnormally high fluid pressures over geologic time and impacts the hydrocarbon migration in clastic basins. La migration des hydrocarbures traite du déplacement du pétrole consécutif à l'expulsion des roches mères vers les réservoirs saturés en eau ou à travers des zones perméables créées par des fractures ou des failles. Bien que les principes sous-jacents contrôlant les mouvements de fluides dans les milieux poreux (réservoirs) soient bien compris des ingénieurs de réservoir, on connaît moins de choses sur les caractéristiques des écoulements dans les milieux poreux peu perméables, comme les argiles et les schistes. En termes d'écoulement, les paramètres principaux sont la porosité, la perméabilité, et les gradients potentiels des fluides. Pour les argiles et les schistes, ces paramètres sont peu connus; et cependant ce sont eux qui contrôlent les périodes pendant lesquelles les écoulements fluides se sont produits dans les bassins sédimentaires (de 100 à 100 millions d'années). Dans cet article, on examine la dépendance paramétrique des constantes temporelles des écoulements fluides dans les sédiments peu perméables par rapport à leur porosité et leur perméabilité. Dans une première partie, on présente une technique d'étude de l'effet d'un écoulement dans les argiles qui produit la sous-compaction et l'augmentation de la pression de fluide par rapport à la pression hydrostatique normale. On se place dans des conditions d'avant-forage ; la technique utilise la méthode des analyses de vitesse par mise en collection de point milieu commun des données sismiques de surface, et est basée sur le concept développé par Hottmann et Johnson (1965) et Pennebaker (1968). Dans une seconde partie, on discute des caractéristiques d'un écoulement à l'échelle du bassin. Un modèle a été développé, décrivant l'écoulement fluide dans des bassins d'accrétion subsidants, comme le golfe de Mexico. On examine les caractéristiques en pression d'un tel bassin par des simulations digitales et on étudie, à l'échelle du temps géologique, l'effet des variations de perméabilité des argiles sur les écoulements de fluides dans les sédiments, sur le taux de subsidence du bassin et sur l'augmentation de pression en fonction de la profondeur. Le modèle prend en compte à la fois la compaction mécanique, et la diagenèse, fonction de l'enfouissement entraînant la transformation des smectites en illites. Cette dernière est basée sur une théorie de cinétique chimique dans laquelle l'histoire des températures en fonction du temps est donnée par la résolution de l'équation de la chaleur appropriée. Ce modèle de géopressions a une application pratique dans la mesure ou il tient compte de la genèse et du maintien de hautes pressions anormales de fluides à l'échelle du temps géologique, et implique la migration des hydrocarbures dans des bassins sédimentaires.