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Le gaz de charbon en Lorraine

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Yann Gunzburger

Chapitre 4. Une fracturation du charbon très favorable à une exploitation sans recours à la fracturation hydraulique

Vitaliy Pryvalov
Traduction de Yann Gunzburger

Texte intégral

1Le bassin houiller de Lorraine est l’un des plus importants et des plus « matures » d’Europe occidentale. Il contient un grand nombre de zones d’accumulation possibles d’hydrocarbures conventionnels et présente une prédisposition à contenir également des quantités significatives d’hydrocarbures non conventionnels, dont le gaz de charbon (CBM).

2Le gaz de charbon est susceptible d’apparaître dans le futur comme une source importante d’énergie propre dans la mesure où il est exceptionnellement pur comparé à d’autres sources de gaz, y compris le gaz naturel conventionnel. Il ne contient en effet que de très faibles proportions d’hydrocarbures gazeux plus denses et des quantités mineures d’autres gaz, tels que le sulfure d’hydrogène et le dioxyde de carbone. Le gaz de charbon est donc quasiment identique au gaz naturel conventionnel produit à partir de réservoirs gréseux, à la différence près qu’il contient plus de 90 % de méthane, ce qui permet de l’injecter dans les gazoducs commerciaux après un traitement réduit, voire sans traitement. Les modèles géologiques les plus récents et les technologies associées les plus avancées sont d’une importance capitale pour parvenir à l’exploitation de cette ressource de gaz non conventionnel. Certains de ces développements reposent sur l’adaptation de technologies existantes utilisées jusqu’ici pour l’exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux conventionnels, tandis que d’autres développements sont de nouvelles méthodes spécialement adaptées aux propriétés spécifiques du charbon qui, dans le cas du CBM, joue simultanément le rôle de roche mère et de roche-réservoir.

3Dans le bassin lorrain, les hydrocarbures gazeux produits dans les horizons profonds et peu perméables (de 3,5 à 5,5 km de profondeur) sont susceptibles de s’être échappés de leur roche mère par l’intermédiaire de failles ou de zones de fracturation majeures, et de s’être accumulés dans des pièges structuraux constituant ainsi des réservoirs conventionnels de gaz. Parmi ces réservoirs, on peut citer les anticlinaux (par exemple les anticlinaux de Lorraine, de Merlebach et d’Alsting, où le plissement s’est accompagné d’une fracturation d’extension) et les brèches de failles. Entre 1000 et 5700 m de profondeur, le forage de Gironville a intersecté des terrains carbonifères comportant des indices de charbon et présentant des degrés de diagenèse et de catagenèse variables avec la profondeur, depuis les charbons sub-bitumineux jusqu’aux méta-anthracites.

4La plus grande difficulté survenant lors de l’exploration de la plupart des réservoirs de gaz de charbon est la perméabilité naturelle quasi nulle de la houille. Néanmoins, la véritable conductivité des veines de charbon, qui est d’une importance décisive pour le succès de l’exploitation du CBM, est influencée par les évolutions structurales d’origine tectonique. Ce phénomène s’observe notamment à proximité des zones de déformation décrochante et dans les structures plissées associées, dans lesquelles la perméabilité est significativement accrue. La bonne connaissance du réseau naturel de fissures (microdiaclases du charbon appelées « cleats » en anglais) est donc un élément déterminant pour comprendre les propriétés des réservoirs de CBM. La raison pour laquelle ces discontinuités sont si déterminantes pour la capacité à exploiter le gaz piégé dans les veines de charbon est double. D’une part, elles peuvent être partiellement ouvertes (parce qu’elles se trouvent en situation de fentes d’extension à l’échelle locale, par exemple) sans aucune stimulation hydraulique artificielle et jouer ainsi le rôle de drains naturels pour la migration du CBM jusqu’au forage. D’autre part, les plans de faiblesse structurale, qu’il s’agisse de fractures cisaillantes ou de fissures comportant un remplissage, peuvent être réactivés au moment de l’exploitation.

5Les micro-diaclases et le réseau de micro-failles à faible rejet sont à l’origine d’une compartimentation de la structure des veines de charbon, qui est l’élément le plus important du point de vue des propriétés géotechniques et de filtration du gaz.

6L’essentiel de la littérature sur les réservoirs de gaz de charbon se focalise sur ce réseau de micro-diaclases quasi-orthogonales les unes aux autres (Close, 1993 ; Laubach et al., 1998 ; Pashin et al., 1999) dont l’orientation dépend de celles des contraintes principales. Les « cleats » sont en effet étroitement reliés à l’état de contrainte au sein du bassin au moment de la formation du charbon. Historiquement, l’attention a particulièrement porté sur les « cleats endogènes », qui se forment dans le charbon sous l’effet des contraintes endogènes associées à sa maturation thermique. Il est nécessaire de s’intéresser davantage aux « cleats exogènes », dont l’orientation est déterminée par les contraintes tectoniques. Comme l’a montré Ivanov (1939), une observation attentive des micro-diaclases d’orientation régulière indique que la plupart d’entre elles comportent les traces d’une origine tectonique, y compris celles qui étaient précédemment interprétées comme endogènes. Les « face cleats » ont tendance à être orientés perpendiculairement aux axes des plis, montrant que l’état de contrainte responsable du plissement a aussi déterminé leur orientation. Dans un bassin en décrochement, tel que celui du Carbonifère de Lorraine, où les déformations cisaillantes sont connues dans l’ensemble du bassin, ces micro-diaclases peuvent être qualifiées de « primaires » et sont associées aux contraintes principales mineures qui se développent durant le plissement.

7Ces micro-diaclases, de formes clairement ellipsoïdales, sont idéalement orientées selon la contrainte principale majeure. Leur orientation est influencée par la direction de compression à l’échelle régionale (Frodsham et Gayer, 1999 ; Paul et Chatterjee, 2011). Toutefois, le charbon est une roche relativement fragile qui est sensible aux contraintes de cisaillement ; c’est pourquoi, dans les régions soumises à des déformations cisaillantes, les veines de charbon peuvent contenir différentes familles de structures associées aux failles décrochantes. Les résultats des recherches préliminaires menées dans le bassin du Donets, en Ukraine (qui est également un bassin sur décrochement) montrent que les veines de charbon contiennent un ensemble de familles de micro-diaclases, dont des fractures cisaillantes secondaires typiques du développement des zones de cisaillement (Pryvalov et al., 2012).

8Pour l’interprétation du réseau de micro-diaclases, nous avons soumis à la tomographie par rayons X assistée par ordinateur un échantillon de charbon de la veine no 10, prélevé à une profondeur de 1 239 m dans le forage expérimental de Tritteling. La tomographie assistée par ordinateur, initialement développée dans le domaine médical, permet la caractérisation 2D et 3D des caractéristiques internes de l’échantillon. Du fait de son application large dans le domaine de géosciences, cette méthode est extrêmement utile pour la caractérisation des systèmes de micro-diaclases naturelles dans les réservoirs de gaz de charbon du bassin de Lorraine. Pour explorer l’architecture des échantillons (il s’agit en fait de différents éléments provenant d’un même tronçon de carotte), nous avons eu recours au système « X-ray Nanotom Phoenix GE », développé pour des applications scientifiques et industrielles, et à un dispositif de métrologie 3D du laboratoire GéoRessources, d’une résolution de 30, 10 et 2 µm.

9Dans les trois échantillons que nous avons examinés avec différentes résolutions, deux familles quasi-orthogonales de micro-diaclases ont pu être facilement identifiées : i) les « face cleats », plutôt continus, constituant une famille de micro-diaclases à bordures lisses, en position de fentes de tension comme en atteste leur forme ellipsoïdale et ii) les « butt cleats », plutôt en relais, qui sont des plans de cisaillement courbes en position de « joints de compression » [sic] ou de fractures cisaillantes conjuguées (fig. 1).

10Sur les vues 3D, on observe que les micro-diaclases cisaillantes (« butt cleats ») sont caractérisés par un certain polissage des épontes parfois associé à un réseau irrégulier de stries de glissement sub-parallèles, tandis que les épontes des « face cleats » sont relativement lisses et ne présentent pas de telles stries. On note également que la densité des « face cleats » varie d’un micro-horizon à l’autre (fig. 2).

Fig. 1 : Les deux familles de plans de pseudo-clivage les plus évidentes dans l’échantillon observé par tomographie à rayons X avec une résolution de 30 µm.

11Nous avons conclu que la présence attestée de discontinuités naturelles (familles de fractures et de micro-diaclases) offre des perspectives très prometteuses au bassin de Lorraine. Il est important de souligner que les zones tectoniques et de failles discrètes possèdent de toute évidence des propriétés d’autosimilarité qui peuvent être utilisées comme un moyen efficace pour déterminer la stratégie optimale d’exploration.

12Dans notre interprétation, le bassin de Lorraine se présente comme un bassin de pull-apart de faible épaisseur, asymétrique et en forme de parallélogramme (fig. 3). Il s’est installé et développé sur le décollement basal de la Faille listrique de Metz, au sein d’un méga-bloc situé à la jonction de deux failles de déchirement majeures d’orientation grossièrement E-W : la Faille du Nord Artois-Wittlich, sur la bordure N, et la Faille de Vittel, sur la bordure S. Notre modèle implique que la nature de la sédimentation, la déformation postérieure et le magmatisme dans le bassin de Lorraine et de la Saar ont été contrôlés par les contextes extensifs et compressifs locaux résultant des réponses translationnelle et rotationnelle du méga-bloc aux multiples réactivations dextres et senestres des failles de décrochement majeures.

13Aujourd’hui, l’inversion des mécanismes au foyer des séismes survenus dans l’avant-pays septentrional des Alpes, dans le fossé rhénan et dans le massif schisteux rhénan montre une direction stable de la contrainte principale mineure σ3, orientée selon une direction subhorizontale d’azimut WSW-ENE à SW-NE (Plenefisch et Bonjer, 1997). La contrainte principale majeure σ1 est actuellement approximativement orientée selon une direction N150o E. Les déflections du cours des rivières actuelles au sommet des anticlinaux et au voisinage des principales zones de faille suggèrent que ce régime de déformation est toujours actif aujourd’hui.

Fig. 2 : Les principales familles de micro-diaclases au sein de l’échantillon étudié (résolution : 30 µm). L’image du bas est une vue de dessous de l’échantillon.

Fig. 3 : Le régime extensif local du bassin de Lorraine résulte de la réactivation dextre des failles de déchirement majeures. Le charbon se trouve actuellement dans un domaine d’envergure régionale soumis à un régime tectonique extensif. Les micro-diaclases devraient en conséquence être ouvertes et être plus perméables, donc plus favorables à la production du gaz.

14D’autres informations peuvent être tirées de l’état de contrainte actuel au voisinage du bassin de Lorraine-Saar-Nahe. Au niveau du forage géothermique de Bruchsal (rive E du fossé rhénan supérieur), par exemple, des élongations de puits (« borehole breakouts ») indiquent que la contrainte horizontale majeure σ1 est orientée selon une direction N130o à N140o E (Evans et al., 2012). À St-Martin-de-Bossenay, au centre du bassin de Paris, la direction de σ1 est N150o E (Vidal-Gilbert et al., 2009). Une synthèse actualisée a été réalisée par Gunzburger et Magnenet (2014) à partir d’une base de données vaste et extrêmement dense de mesures de contraintes obtenues par l’ANDRA dans le cadre de l’étude de faisabilité du stockage souterrain de déchets radioactifs. Elle confirme que la contrainte horizontale majeure dans la couverture sédimentaire a une orientation constante selon une direction NW-SE, en moyenne. Cette orientation est très proche de celle qu’on considère généralement pour le socle sous-jacent.

15Ces résultats sont en bon accord avec les caractéristiques générales de l’Europe de l’Ouest visibles sur la carte des orientations de contraintes et peuvent être utilisés comme point de départ pour déterminer le régime tectonique extensif local au sein de l’ensemble du bassin de Lorraine-Saar, résultant de la réactivation dextre des failles de déchirement majeures (fig. 3).

16En résumé, le charbon se trouve dans un domaine d’envergure régionale soumis aujourd’hui à un régime tectonique extensif ; les micro-diaclases devraient en conséquence être ouvertes et plus perméables, donc plus favorables à la production du gaz de charbon. Cette conclusion est en accord avec les estimations de La Française de l’Énergie selon lesquelles le charbon à une profondeur de 1 km est perméable et friable, si bien que le gaz sera peu onéreux à extraire en Lorraine, sans qu’il soit nécessaire de recourir à de coûteuses techniques de stimulation hydraulique, dont la fracturation hydraulique actuellement interdite.

Bibliographie

Références bibliographiques

Close, J.C. (1993). “Natural fractures in coal, in : Law, B.E., Rice, D.D. (Eds.), Hydrocarbons from Coal, American Association of Petroleum Geologists, Studies in Geology, vol. 38, 119–132.

Evans, K.F., Zappone, A., Kraft, T., Deichmann, N., Moia, F. (2012). A survey of the induced seismic responses to fluid injection in geothermal and CO2 reservoirs in Europe. Geothermics, 41, 30–54.

Frodsham K., Gayer R. A. (1999). The impact of tectonic deformation upon coal seams in the South Wales coalfield, UK. International Journal of Coal Geology, 38(3-4), 297-332.

Gunzburger Y., Magnenet V. (2014). Stress inversion and basement-cover stress transmission across weak layers in the Paris basin, France. Tectonophysics, 617, 44-57.

Ivanov, G.A. (1939). Cleavage in coals and hosting rocks and ways of its practical use (in Russian). Transections of Central Scientific and Research Ore and Mining Institute (CNIGRI) 110, GONTI, Moscow-Leningrad, 106 pp.

Laubach, S.E., Marrett, R.A., Olson, J.E., Scott, A.R. (1998). Characteristics and origins of coal cleat : a review. International Journal of Coal Geology 35, 175–207.

Pashin, J.C., Carroll, R.E., Hatch, J.R., Goldhaber, M.B. (1999). “Mechanical and thermal control of cleating and shearing in coal : examples from the Alabama coalbed methane fields, USA”, in : Mastalerz, M., Glikson, M., Golding, S.D. (Eds.), Coalbed Methane : Scientific, Environmental, and Economic Évaluation. Dordrecht, The Netherlands : Kluwer Academic Publishers, pp. 305–327.

Paul, S. and Chatterjee, R. (2011). Determination of in-situ stress direction from cleat orientation mapping for coal bed methane exploration in southeastern part of Jharia coalfield, India. International Journal of Coal Geology, 87(2), 87-96.

Plenefisch T., Bonjer K. (1997). The stress field in the Rhine Graben area inferred from earthquake focal mechanisms and estimation of frictional parameters. Tectonophysics, 275(1 – 3), 71–97.

Pryvalov, V.A., Panova, O.A., Sachsenhofer, R.F. (2013). Natural Fracture and Cleat Patterns in Coalbed and Shale Gas Reservoirs of the Donets Basin (Ukraine). 75th EAGE Conference and Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013. London, United Kingdom 10-13 June 2013, Vol. 4, 3607-3612.

Vidal-Gilbert, S., Nauroy, J.-F., Brosse, E. (2009). 3D geomechanical modelling for CO2 geologic storage in the Dogger carbonates of the Paris Basin. Int. J. Greenh. Gas Control. 3 (3), 288–299.

Table des illustrations

Légende Fig. 1 : Les deux familles de plans de pseudo-clivage les plus évidentes dans l’échantillon observé par tomographie à rayons X avec une résolution de 30 µm.
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Légende Fig. 2 : Les principales familles de micro-diaclases au sein de l’échantillon étudié (résolution : 30 µm). L’image du bas est une vue de dessous de l’échantillon.
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/30033/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 262k
Légende Fig. 3 : Le régime extensif local du bassin de Lorraine résulte de la réactivation dextre des failles de déchirement majeures. Le charbon se trouve actuellement dans un domaine d’envergure régionale soumis à un régime tectonique extensif. Les micro-diaclases devraient en conséquence être ouvertes et être plus perméables, donc plus favorables à la production du gaz.
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/30033/img-3.jpg
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