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L'énergie à découvert

 | 
Rémy Mosseri
, 
Catherine Jeandel

Troisième partie. Les énergies fossiles

3. Les hydrocarbures non conventionnels

Roland Vially et François Kalaydjian

Texte intégral

1Depuis maintenant quelques dizaines d’années, la part des hydrocarbures, pétrole et gaz, diminue dans le mix énergétique mondial (au départ au profit du charbon et de plus en plus – même si la transition est lente – au profit des énergies renouvelables). Cependant, du fait de l’augmentation de la population et de la croissance des pays émergents, la demande en hydrocarbures devrait croître en volume durant les 25 prochaines années. Le développement des hydrocarbures non conventionnels* pourront-ils participer à satisfaire cette demande ?

Une définition floue mais une ressource importante

2Dans le cas des hydrocarbures conventionnels, on cherche à les extraire à partir d’un réservoir dans lequel ils se sont concentrés. Cela implique que ce réservoir possède de bonnes qualités pétrophysiques (porosité* mais aussi perméabilité*) et que les caractéristiques des hydrocarbures permettent leur mobilisation.

3Dans le cas des huiles lourdes et extra-lourdes et des sables bitumineux on cherche à produire des hydrocarbures contenus dans des réservoirs conventionnels (généralement des sables ou des grès), mais dont leur densité et leur viscosité ne permettent pas une production conventionnelle.

4Les huiles lourdes et extra-lourdes sont appelées ainsi du fait de leur forte densité et d’une très forte viscosité (dans les conditions du réservoir) qui rend impossible une extraction classique. Dans la majorité des cas il s’agit de pétrole conventionnel ayant été altéré par activité bactérienne. Au début du XXe siècle, ce pétrole visqueux était extrait en carrières. On utilise maintenant un doublet de forages horizontaux. La vapeur est injectée dans un des puits. L’augmentation de température réduit la viscosité du pétrole qui peut alors être produit par le second forage. Les principales réserves de pétroles lourds ou extra-lourds se situent au Canada et au Venezuela, ce dernier possédant dorénavant les plus importantes ressources de pétrole en place, devant l’Arabie Saoudite.

5Les sables bitumineux sont composés de sable et de bitume, pétrole très visqueux (voire solide) à température ambiante. Il s’agit également de pétrole conventionnel qui a migré jusqu’à la surface où il a subi une altération bactérienne encore plus importante que celle aboutissant à la formation de pétroles lourds ou extra-lourds. On exploite principalement ces sables bitumineux en carrières et en mines, mais l’extraction in situ par des forages horizontaux se développe rapidement. Les hydrocarbures ainsi extraits doivent être traités sur place avant d’être acheminés dans une raffinerie. Les principales réserves de sables bitumineux se trouvent dans l’état de l’Alberta au Canada.

Fig. 1 – Typologie des hydrocarbures non conventionnels*. Document IFPEN

6Les ressources actuellement récupérables (réserves) d’huiles lourdes et de sables bitumineux sont estimées à 600 milliards de barils (à comparer avec les réserves prouvées mondiales d’huiles conventionnelles de 1 600 milliards de barils).

Les hydrocarbures de roche-mère, une nouvelle donne

7Depuis une dizaine d’années, on s’intéresse à un nouveau type d’hydrocarbures non conventionnels, les hydrocarbures de roche-mère. On cherche maintenant à produire les hydrocarbures liquides ou gazeux qui sont restés piégés dans la roche-mère dans laquelle ils ont été formés à partir du craquage thermique de la matière organique sédimentaire. Dans un système pétrolier, la roche-mère n’est plus seulement considérée comme le terme source des hydrocarbures chargeant les drains d’un bassin sédimentaire, mais comme un véritable objectif pour l’exploration et la production.

8Les différents types d’hydrocarbures de roche-mère dépendent de l’état de maturation thermique de la matière organique qu’elle contient et donc de l’évolution géologique du bassin sédimentaire. Quand l’enfouissement n’a pas été suffisant, la matière organique sédimentaire est restée sous sa forme immature : le kérogène*. On a alors des schistes bitumineux (oil shales). Pour produire des hydrocarbures à partir de cette roche mère immature, il faut dégrader thermiquement le kérogène, ce qui demande de la porter à une température de l’ordre de 300-400 °C. Du fait d’un rendement énergétique très faible et d’une empreinte environnementale très forte, aucune production importante n’est envisagée malgré des ressources potentielles considérables. La tendance technologique, qui sus cite un certain nombre de pilotes aux États-Unis, est de développer des méthodes de pyrolyse in situ de ces schistes bitumineux. Quand la roche-mère a été suffisamment enfouie pour former des hydrocarbures liquides, tout ou partie de ces hydrocarbures reste piégé dans la roche-mère qui est un milieu imperméable très peu poreux ; on parle alors de pétrole de schistes (shale oil, tight oil, light tight oil…).

9Lorsque l’enfouissement est encore plus important (3-5 km), la roche-mère forme des hydrocarbures gazeux appelés « gaz de schistes ». (shale gas). Ces gaz de schistes peuvent contenir soit du méthane soit des condensats. C’est en partie en réponse au déclin des gisements conventionnels de gaz que se sont développées de nouvelles techniques permettant d’extraire du gaz à partir de réservoirs ayant de mauvaises qualités pétrophysiques (« tight gas ») puis directement à partir de la roche-mère.

Fig. 2 – Forage horizontal et fracturation hydraulique. Document IFPEN

10Afin de produire d’importantes quantités d’hydrocarbures à partir d’un milieu très peu poreux et imperméable, deux techniques déjà employées dans l’industrie pétrolière ont été adaptées aux hydrocarbures de roche-mère. Le forage horizontal permet de recouper sur de grandes distances (1 à 2 km) la roche-mère, et ainsi d’augmenter la surface d’échange entre le puits et la roche-mère. La fracturation hydraulique quant à elle a pour but de créer une perméabilité artificielle en créant ou en réactivant un réseau de fissures naturelles en injectant sous forte pression un mélange d’eau (95 %), de sable (4 %) (agent de soutènement « proppant ») et d’additifs chimiques (1 %). Ces additifs chimiques ont pour but d'améliorer l’efficacité de la fracturation hydraulique dont dépend la rentabilité économique du puits. Ces additifs servent notamment à augmenter la viscosité du fluide (avec de la farine de guar), diminuer la friction, limiter la prolifération des micro-organismes (biocides), inhiber la corrosion et contrôler le pH*.

11Pour produire des quantités importantes d’hydrocarbures de roche-mère, il faut multiplier les drains horizontaux car le rayon de drainage est faible (l’extension spatiale des fissures varie de quelques dizaines à la centaine de mètres) et que la production diminue très rapidement (suivant les puits, la production peut diminuer d’un facteur 2 à 3 au bout d’un an). C’est cette multiplicité des installations qui explique que l’impact environnemental de ce type de production soit plus important que dans le cas de gisements conventionnels.

12Le développement important de cette production aux États-Unis a fait prendre conscience que le volet environnemental était primordial au développement de l’exploitation de cette ressource. Trois impacts sont à prendre en compte :

  • L’empreinte au sol : elle peut être réduite par l’utilisation de « pad » qui permettent à partir d’une seule plateforme de forage de faire jusqu’à une vingtaine de drains horizontaux.
  • La gestion de la ressource en eau : la fracturation hydraulique nécessite une grande quantité d’eau (entre 5 000 et 15 000 m3) avant la mise en production du puits. Il faut éviter les conflits d’usage en utilisant de l’eau non potable, limiter les volumes utilisés et retraiter les effluents*.
  • L’impact sanitaire : la qualité des aquifères* d’eau potable doit être protégée par une bonne « complétion* », les principales pollutions avérées étant dues à une mauvaise étanchéité des puits, mais aussi par des installations de surface plus sûres – la seconde cause de pollution étant due a des fuites en surface.

13Les efforts de R & D pour diminuer l’impact environnemental sont importants et suivent plusieurs axes de recherche :

  • Le développement de fluides de fracturation utilisant des produits issus de la « chimie verte » et pouvant utiliser des eaux saumâtres.
  • Le développement de méthodes permettant une meilleure caractérisation du sous-sol afin de mieux préciser les zones d’intérêts et ainsi limiter les installations de surface, de mieux adapter les fracturations au contexte géologique local mais aussi pour prévenir les zones potentiellement sources de fuites (failles, karst).
  • Le développement de méthodes alternatives à la fracturation hydraulique. La fracturation au propane ou au CO2 est déjà testée mais des pistes de recherche concernant la fracturation thermique ou électrique en sont à leurs débuts.

Un développement maîtrisé

14Les ressources mondiales en hydrocarbures non conventionnels sont très importantes (les ressources en gaz de schistes doubleraient les ressources prouvées en gaz) et participeront certainement à la transition énergétique dans les dizaines d’années à venir.

15L’exemple des États-Unis, redevenu premier exportateur mondial de gaz et visant à produire plus de 3 millions de barils/j (sur les 83 millions de barils/j mondial) de pétrole de schistes dès 2015 montre que ce développement est possible à la condition explicite de prendre en compte tous les aspects environnementaux (cf. VIII.2, VIII.3) – ce que s’efforcent de faire depuis peu les États-Unis, même si la préoccupation environnementale là-bas n’est pas aussi forte qu’en Europe. La généralisation à l’échelle mondiale de l’exploitation massive des hydrocarbures non conventionnels ne pourra se réaliser que dans le cadre d’un développement maîtrisé.

Bibliographie

Références bibliographiques

• B. TARDIEU – Gaz de schiste : un avenir à préciser, Pour la Science n° 404, 2011.

• B. GOFFÉ et al.Gaz de schiste : ce qu’en disent les scientifiques, Science & pseudo-sciences, n° 301, 2012.

• V. NOUYRIGAT – Pétrole : le sous-sol français en regorge !, Science & Vie, n° 1238, 2012.

Table des illustrations

Légende Fig. 1 – Typologie des hydrocarbures non conventionnels*. Document IFPEN
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/10960/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 428k
Légende Fig. 2 – Forage horizontal et fracturation hydraulique. Document IFPEN
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/10960/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 958k

Auteurs

Géologue, IFP Énergies nouvelles, Chef du projet Hydrocarbures non conventionnels, Direction Géologie-Géophysique-Géochimie, Lyon.
roland.vially@ifpen.fr

Physicien, Responsable programme CCS et traitement de gaz, Directeur-adjoint du Centre de Résultats Ressources d’IFP Énergies nouvelles, Rueil-Malmaison.
francois.kalaydjian@ifpen.fr

© CNRS Éditions, 2013

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540

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