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Le gaz de charbon en Lorraine

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Yann Gunzburger

Chapitre 5. Concentrer une ressource diffuse

Enjeux sociotechniques et politiques de l’exploration du gaz de charbon dans le bassin houiller de Lorraine

Olivier Labussière

Texte intégral

1La question d’ensemble qui sous-tend cette analyse porte sur la construction de politiques énergétiques contemporaines fondées sur l’exploitation de ressources diffuses (e.g. vent, soleil, gaz non-conventionnels) (Labussière, 2016) – c’est-à-dire qui n’ont pas été concentrées dans le temps à la différence des trois ressources énergétiques historiquement exploitées par nos sociétés (charbon, gaz naturel, pétrole). Le cas de l’exploration du gaz de charbon en région Lorraine est ici abordé comme un cas singulier de mise en place de dispositifs émergents de concentration de la matière pour la constituer comme une ressource. Il s’agit d’apprendre sur la dimension politique de ces processus à la lumière des collectifs et des ressources qu’elles mobilisent, en lien avec leur territoire de déploiement.

Configurer le sous-sol comme un « volume » maîtrisable

2À l’échelle des temps géologiques, le gaz de charbon gît dans le sous-sol sans avoir connu de transformations susceptibles de le concentrer. Dans le charbon, le méthane est essentiellement piégé par adsorption : les molécules sont « attachées » à la surface solide des charbons par des liens physiques et/ou chimiques, maintenus par la pression du sous-sol. Pour mobiliser ces molécules et les organiser en une matière « concentrée », il s’agit de rompre ces attaches. Pour cela, le moyen ordinaire est de modifier la pression au sein d’une veine de charbon afin de favoriser la « circulation » des molécules au travers des réseaux poreux du charbon (micro, méso, puis macroporeux), puis des fissures naturelles de ses couches, enfin du forage lui-même.

3Exposé dans de nombreux ouvrages spécialisés (Thomas, 2013 ; Flores, 2014), ce processus de récupération et de concentration du gaz reste néanmoins abstrait. Il dote la molécule de méthane d’une existence relativement stable et connue, telle que la physique la conçoit, mais ne se préoccupe pas de caractériser cette même molécule par sa matérialité, c’est-à-dire en tenant compte de ses possibilités nouvelles d’association et de réorganisation au fur et à mesure de ses changements d’état. Aborder la molécule de méthane comme une entité définie par ses relations, et non plus seulement par des lois physiques, appelle à réintégrer dans le champ de l’analyse la diversité des acteurs qu’elle côtoie et des processus desquels elle participe. Différents travaux de sciences sociales permettent d’engager ce travail en revalorisant l’intérêt porté à la matérialité (Bennett, 2010). Dans le champ de l’énergie, l’étude de la matérialité des ressources (charbon, pétrole) renouvelle par exemple la compréhension des enjeux politiques qui sous-tendent les systèmes énergétiques (Mitchell, 2011 ; Barry, 2013).

4Cette perspective n’est toutefois pas aisée à mobiliser dans le cas précis du gaz de charbon. Le sous-sol compris comme un espace à trois dimensions constitue pour les sciences sociales un objet encore émergent. Bebbington (2012) souligne combien les travaux en Political ecology ont peu prêté attention aux enjeux de l’exploitation du sous-sol par les économies extractives contemporaines. Dans le champ de la géographie de l’énergie, les travaux portant sur les hydrocarbures se focalisent sur l’économie des activités extractives, la mise en circulation des ressources (stock, flux) et les échanges mondiaux (Bridge, 2008 ; Hubert, 2008 ; Bridge & Wood, 2010). Le sous-sol reste par ailleurs peu intégré aux agendas de recherche émergents sur la transition énergétique (Bridge et al., 2013). Hors du champ de l’énergie, quelques travaux récents proposent des éléments pour une géopolitique de la verticalité (Elden, 2013), dont l’objet est le contrôle des espaces aériens et souterrains, et une géographie politique de la terre à l’âge de l’Anthropocène (Clark, 2016).

5Gavin Bridge (2013) en tire des perspectives stimulantes. Il propose d’enquêter sur les technologies de calcul, de visualisation et de manipulation qui visent à configurer le sous-sol comme un « volume » maîtrisable, au sein duquel il devient possible de contrôler la circulation de flux de matière. Cela invite à adopter comme principe d’enquête que la propriété de circulation – c’est-à-dire de progression d’une molécule de gaz dans un volume n’est pas donnée apriori. Faire circuler des molécules dans un volume, les agréger, et organiser un flux régulier de gaz est une entreprise tâtonnante. L’auteur propose de regarder ces techniques de contrôle de l’espace souterrain comme des « politiques du volume » (politics of volume) – au sens où elles jouent un rôle essentiel dans la construction d’une ressource énergétique comme un bien stable, doté d’une valeur marchande, pouvant être vendu par anticipation.

  • 1 Ces terrains ont été réalisés aux périodes suivantes : du 23 au 25 octobre 2013, du 4 au 5 novembre (...)

6L’étude qui suit reprend cette perspective en s’intéressant à la mise en place progressive du système sociotechnique (au sens de Simondon, 1989 ; Ackrich, 1989) qui sous-tend l’exploration du gaz de charbon dans le bassin lorrain. Il s’agit d’étudier l’ensemble des médiations techniques, sociales, spatiales qui sont convoquées pour organiser le passage d’un gaz piégé et dispersé à un flux de gaz concentré. Malgré les connaissances et les moyens techniques acquis par les opérateurs d’hydrocarbures, ces médiations ne sont pas toutes connues, ni toutes maîtrisées dans des environnements géologiques spécifiques. Ce faisant, il s’agit d’éclairer la dimension politique de ce travail de concentration, c’est-à-dire de configuration du sous-sol comme un « volume » maîtrisable, favorisant la circulation de la matière. En termes de méthode, vingt entretiens semi-directifs ont été réalisés lors de cinq sessions de terrain en Lorraine1. Ces entretiens se distribuent comme suit : association de protection de l’environnement (1), associations de vigilance et/ou d’opposition aux gaz non conventionnels (3), région Lorraine (1), DREAL (2), BRGM (2), SAGE (2), élus locaux (1), consultants et ingénieurs d’EGL (5), chercheurs du laboratoire GeoRessources (3). J’ai aussi participé à une visite de plateforme de forage organisée par EGL à Tritteling pour le groupe de chercheurs du projet Gazhouille.

De l’Amérique des grandes plaines à la Lorraine : une transposition difficile

  • 2 En 1943, un premier forage vertical parvient à extraire le gaz d’une couche de charbon intacte dans (...)

7La maîtrise des gaz piégés dans les charbons a commencé à être un enjeu dès le XVIIe siècle lorsque que l’extension des mines a suscité leur accumulation dans les galeries, engendrant parfois des explosions faute de ventilation (Flores, 1998). La récupération et la valorisation du « gaz de mine » (coal mine methane) sont plus récentes. Elle se répand en Europe dans les années 19402. Dans les années 1950 (EIA, 1993), la diffusion des technologies de forage issues du domaine pétrolier donne lieu à des essais techniques afin de récupérer directement le méthane contenu dans les charbons (coal bed methane).

8La coopération entre des agences fédérales américaines (USBM, Department of Energy) et l’industrie s’intensifie dans les années 1970 afin d’évaluer la faisabilité technique et économique de telles exploitations. À cette fin, le Department of Energy, avec des universités, des industriels et des ingénieurs, financent en 1973 les « Coalbed Methane Recovery Projects », destinés à forger les principes de cette exploitation au sein de deux bassins houillers tests : San Juan (Illinois) et Black Warrior (Alabama, Mississippi). En 1980, un crédit d’impôt est accordé par le gouvernement fédéral américain afin d’inciter l’industrie à poursuivre les efforts d’exploration et de développement du gaz de houille. C’est sur la base des dispositifs techniques et économiques forgés aux États-Unis que l’exploration du gaz de charbon va être internationalisée au cours des années 1990, notamment en Europe et en Australie.

  • 3 Entretien #1, EGL, 05 novembre 2013. Les documents de l’époque mettent aussi en avant le repli de l (...)
  • 4 Les HBL ont été constituées par le décret no 46-1563 du 28 juin 1946 pris en application de la loi (...)

9À la fin des années 1990, le bassin lorrain retient l’attention de plusieurs compagnies (Conoco, ESSO-Enron, Windsor) pour l’exploration de CBM. « Conoco avait déjà compris que dans les années 2005-2010, l’Europe serait demandeuse de gaz, qu’il y avait du gaz à récupérer dans les charbons, et que la Lorraine était fort bien située en Europe, sur les grandes voies d’interconnexion gazière »3. À cette époque, le bassin lorrain est le fruit d’une longue histoire. L’exploitation des charbons lorrains prend son essor en 1856. En 19464, un organisme central « Charbonnages de France » (CdF) est créé. Les compagnies houillères de Lorraine sont regroupées en une seule entreprise nationale, les « Houillères du Bassin de Lorraine » (HBL). Les années 1950 et 1960 voient les HBL au plus fort de leur activité. La concurrence des charbons étrangers, la généralisation des produits pétroliers et la priorité donnée au nucléaire fragilisent progressivement l’exploitation du charbon en France. Dans les années 1990, les HBL constituent un actif économique et industriel en déclin mais dont l’ancrage territorial et identitaire est extrêmement fort.

  • 5 Entretien # 1, EGL, 05 novembre 2013.
  • 6 Entretien # 1, EGL, 05 novembre 2013.

10« Les HBL ne voulait pas voir arriver des Américains avec leurs bottes et leurs chapeaux sur leurs terres5. » Dans les années 1990, les opérateurs pétroliers ne peuvent explorer le bassin lorrain qu’à l’extérieur de la zone des concessions minières. « C’était très difficile, parce qu’on était en dehors de ce qui était connu sur le bassin [...] Le bassin de Lorraine est immense ! Il commence en Allemagne et se termine à Châlons-sur-Marne. Il fait plus de 100 km de long pour 30-40 km de large. Mais ce qu’on en connaît c’est un tout petit carré, très proche de la surface [les mines], en Lorraine6.» En raison de leur coût, les explorations de gaz de charbon se résument à un nombre limité de forages dans la partie du bassin non occupée par les HBL, plus à l’est et plus au sud du carré minier. L’équipe de géologues de ConocoPhillips explore durant cinq années, sans grands résultats. En 1999, le consortium Esso-Enron évalua un très important potentiel de « gas in place » (GiP) de gaz de charbon (CBM) de l’ordre de 6.9 trillion cubic feet sur le bassin lorrain, à partir de forages d’exploration entrepris à Diebling et Johansviller. En décembre 2001, le groupe Enron est conduit à la faillite en raison de pratiques financières frauduleuses. Son permis d’exploration ne sera pas renouvelé et retournera entre les mains de l’État.

  • 7 La perméabilité est la propension d’un corps à pouvoir laisser circuler un fluide. Elle s’exprime e (...)
  • 8 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

11Les explorations de gaz de couche au sein du bassin de Lorraine s’interrompent en 1999. Elles reprendront en 2004, avec la délivrance d’un permis d’exploration (PER-H) à la société Kimberley Oil. Si les ressources en CBM sont importantes sur le bassin lorrain, la perméabilité des couches de charbon – c’est-à-dire leur propension à être traversée par un fluide en écoulement, est faible7. Ce point, perçu a posteriori, limitait le succès d’une exploration fondée sur le recours au forage vertical. Ainsi, pour un consultant spécialisé dans le forage horizontal chez EGL, « leur paradigme [aux opérateurs de cette époque] pour l’exploration était de prendre place sur le bassin lorrain – qui était extraordinaire. Mais ils cherchaient quelque chose de ‘‘dramatically productive’’ [ce qui n’était pas le cas en forage vertical], c’est pour ça qu’ils n’ont pas abouti »8.

L’après-mine, une nouvelle donne territoriale

  • 9 Entretien BRGM, le 25 octobre 2013.
  • 10 « Alors qu’en 1994 la production s’élevait à 9,4 millions de tonnes et que le personnel inscrit rep (...)
  • 11 « Le Pacte charbonnier qui a été signé le 20 octobre 1994 par Charbonnages de France avec l’ensembl (...)

12À partir des années 1960, l’activité charbonnière française se trouve dans une situation économique difficile (Cours des comptes, 2000). Elle a besoin du budget de l’État pour être équilibrée. Une politique de conversion s’engage dès 1967. « Dans les années 1980, il est moins cher de faire venir une tonne de charbon d’Australie jusqu’au Havre que de Merlebach [Lorraine] au Havre »9. Un dernier et coûteux essai de relance du charbonnage français de 1981 à 1983 se solde finalement, après un dur conflit social, par le « Pacte charbonnier ». Ce dernier est signé entre l’État et les organisations syndicales en octobre 199410. Pour des raisons sociales plus que de rentabilité économique, le principe d’un arrêt définitif de l’exploitation en 2005 est adopté11. La fin de l’exploitation du charbon en France intervient le 23 avril 2004, avec la fermeture des puits de La Houve.

  • 12 Kimberley Oil NL (75 %) organise une joint venture avec Heritage Petroleum. Créé en 1998, Kimberley (...)
  • 13 http://www.resourceinvestor.com/2006/06/27/ten-good-reasons-track

13Ces évènements suscitent une nouvelle donne territoriale, au sens d’une redistribution des pouvoirs et des accès au bassin houiller dominé pendant soixante ans par l’État français au travers des Charbonnages de France. La possibilité d’ouvrir l’exploration à l’espace des mines est une mutation majeure par rapport aux explorations entreprises dans les années 1990. Un opérateur australien, Kimberley Oil12, décide de s’implanter en Europe afin de devenir un acteur important de la production de gaz de couche et de gaz de mine issus des charbons13. Les situations européenne (demande en gaz croissante, maillage en gazoducs dense, dépendance à des fournisseurs de gaz étrangers, prix du gaz élevé), et lorraine (potentiel en gaz de charbon, bassin économique en crise) sont propices à son implantation.

14Le contexte de l’après-mine se traduit aussi par une reconfiguration de l’espace du sous-sol. D’un point de vue géotechnique, 150 ans d’exploitation minière ont suscité des affaissements, impactant les couches supérieures, dont celle du permien. Cette couche étanche séparant la nappe phréatique des gisements de charbon plus profonds s’est fissurée, laissant l’eau de la nappe s’infiltrer dans les mines. En fond de puits, des pompes assuraient donc l’exploitation grâce à l’évacuation de l’eau en surface, dans les cours d’eau. En 2006, l’arrêt de l’exhaure a laissé les mines s’ennoyer, suscitant par la suite une progressive remontée du niveau de la nappe. Une politique spécifique, dite d’« après-mine », a été mise en place pour garantir la remontée de la nappe phréatique et prévenir différents aléas (inondations en surface, pollution de la nappe par remontée des eaux de mine) grâce à un nouveau dispositif de suivi et de pompage. Si le bassin houiller devient plus accessible, son exploration devient aussi plus incertaine. La connaissance des ressources en gaz de charbon est très documentée sur le secteur minier, mais très peu connue en dehors des anciennes concessions ; par ailleurs, l’arrêt de l’exhaure a laissé les galeries mais aussi les veines de charbon se recharger en eau.

La captation des archives des Houillères des Bassins de Lorraine

15En 2004, Kimberley Oil obtient un premier permis d’exploration (PER-H) d’hydrocarbures liquides ou gazeux, intitulé « Bleue Lorraine ». Cette société n’a alors aucune connaissance de la géologie du bassin lorrain, ni de l’environnement institutionnel français.

  • 14 Entretien #3, EGL, 15 octobre 2015.

16Kimberley Oil passe « un accord avec les houillères pour avoir accès aux archives, aux données des houillères. Parce que c’était une mine de renseignements ! »14. La récupération de ces archives par l’opérateur australien ne fait l’objet d’aucune contrepartie financière alors même que celles-ci vont constituer un actif stratégique important pour son activité d’exploration. Pour ce faire, le directeur des HBL met Kimberley Oil en relation avec un directeur de siège minier en pré-retraite, en février 2005. La compagnie australienne l’embauche pour effectuer une mission de collecte et d’analyse des archives des HBL. À travers sa personne, et la confiance qu’il suscite au sein du monde minier, Kimberley Oil bénéficie d’un réseau étendu de relations qui facilite son accès aux informations minières.

  • 15 Entretien #3, EGL, 15 octobre 2015.
  • 16 Entretien #3, EGL, 15 octobre 2015.

17La collecte des archives est une tâche titanesque. « On avait au niveau des Houillères des tonnes, et des tonnes, et des tonnes d’archives - de tous genres, depuis la gestion du personnel jusqu’aux archives techniques15. » Avant que les HBL regroupent les archives sur le carreau de Sainte-Fontaine (Saint-Avold), celles-ci sont encore dispersées au sein des services géologiques de chaque siège minier. « Il fallait faire très vite. Les mines fermaient, les archives ont dans leur grande majorité été classées, puis détruites et une petite partie a été déposée aux archives départementales et nationales ». Il collecte systématiquement les plans de mine, les coupes de gisement, les campagnes sismiques, les logs de forage, les données de concentration en gaz des charbons. « Pendant plusieurs mois, avec l’aide de Valérie, on a copié, on a scanné tous les documents de façon à disposer d’une bibliothèque la plus vaste possible [...] Moi j’allais faire le tour des sièges. Je savais où chercher, je savais faire la sélection. Et je fournissais Valérie, qui elle copiait et scannait16. » Pris par l’urgence et devant la masse de documents, aucun classement n’est élaboré.

18La compréhension de ces archives suppose une culture minière, que seul un ancien ingénieur des mines pouvait apporter. Historiquement, l’espace minier lorrain a été partagé entre plusieurs concessions (Petite-Rosselle, Sarre-et-Moselle, Faulquemont-Folschviller). Chaque mine avait son siège, et chacun avait développé une connaissance du sous-sol singulière. Ainsi, d’une mine à l’autre, une même couche de charbon pouvait ne pas porter le même nom, ne pas partager le même point 0 et donc ne pas être située à la même profondeur. Un travail d’harmonisation est donc à entreprendre pour articuler les connaissances de « sous-sols » hétérogènes au sein d’un même « volume » d’appréciation de la ressource.

  • 17 “Ten good reasons to track European gas”, by Jackie Steinitz, June 28th 2006. Source : http://www.r (...)

19Ces archives vont progressivement être organisées dans une base de données. Ce changement de forme confère à ces connaissances étroitement associées à la culture de la mine, le statut de données compilables. C’est un pas important pour calculer un « volume » de gaz dans le sous-sol et lui attribuer une valeur financière. Comme toute société junior – Kimberley Oil est soumise au besoin constant de rassurer ses partenaires financiers, d’en attirer de nouveaux et de faire valoir sa position auprès d’analystes spécialisés des marchés des hydrocarbures. La collecte des données des HBL constituent vis-à-vis d’un monde pétrolier, où les forages sont coûteux et leur issue souvent incertaine, un véritable actif stratégique. Dès la fin 2005, Kimberley Oil communiquent sur le fait qu’elle détient une importante « database » issue des travaux de Charbonnage de France : « EPG [EGL] has since conducted a major review of the CBM potential of the project aided by an extensive mining, seismic and drilling database (on 600 drill holes) from Charbonnages de France »17. Le 1er janvier 2006, Kimberley Oil devient European Gas Limited (EGL) afin de consolider sa stratégie d’implantation en Europe.

Apprendre à naviguer au sein d’un sous-sol ennoyé

  • 18 Entretien # 3, EGL, 15 octobre 2015.

20La collecte des archives à peine achevée, l’ancien directeur « est chargé [par KO] de trouver un secteur dans lequel on pouvait forer ». « Ils [Kimberley Oil] ne savaient pas où il fallait chercher ». « L’enjeu est de savoir gérer l’incertitude »18 explique l’ancien directeur. Pour guider son exploration de l’espace minier, il joue de la mine comme d’un ‘ phare’ : s’approcher au plus près des ouvrages miniers pour tirer parti des connaissances qui leur sont associées, sans rentrer dans l’espace minier et risquer d’ennoyer le forage. « Plus on était près des anciennes exploitations, plus on avait d’information sur les gisements. On savait exactement où étaient les veines, à quelle profondeur, leur pendage, leur contenu en gaz ». En revanche, « il ne faut surtout pas s’approcher des vieux travaux, si on fore là-dedans on n’a que de l’eau, on n’a pas de gaz ». L’exploration du gaz de charbon appelle à se donner de nouveaux repères et à imaginer de nouvelles formes d’ouverture de l’espace sous-terrain dans le contexte de l’« après-mine ».

21Rapidement, il s’intéresse aux gisements connus des HBL mais non encore exploités. « La première cible qu’on a déterminé, c’était Folschviller [à l’Est], dans une zone où on a récupéré un maximum d’informations. Cette zone-là non seulement n’avait pas été exploitée, mais avant la fermeture du siège, c’était une zone qui était prévue pour l’exploitation ». Ce travail est néanmoins très sélectif, puisque ne sont retenues que les informations susceptibles d’intéresser l’exploration du gaz de charbon.

22Grâce à la consultation du plan de mine de Folschviller et à des confirmations obtenues d’ex-ingénieurs du siège, il détermine un « secteur » proche de l’ancienne mine, encore vierge de toute exploitation (cf. fig. 3). Le plan indique que ce panneau a fait l’objet de nombreux forages par les HBL. « On avait tous les sondages, toutes les mesures nécessaires, préalables à l’exploitation de cette zone. On savait au mètre près à quel niveau se situaient les veines, quelle était leur épaisseur, leur puissance ». Une estimation du potentiel de gaz à 1 500 mètres de profondeur par les HBL indique : 11,8 milliards de m3 à Saint-Avold et 16 milliards de m3 à Alsting. L’ancien directeur convint Kimberley Oil d’entreprendre un premier forage d’exploration. Il est chargé « de faire toute la procédure administrative pour avoir l’autorisation de forer », jouant à nouveau le rôle d’intermédiaire entre l’opérateur australien et une réglementation française que ce dernier ne maîtrise pas. En cinq mois, l’autorisation de travaux est accordée par la préfecture.

Fig. 1 : Secteur de Folschviller, plan d’exploitation des veines de charbon (« panneaux » exploités en grisé, non encore exploité en clair - à droite sur le plan) (source : archives des HBL, communiqué par EGL).

Principe de connection #1 : positionner les strates, atteindre les failles

  • 19 Le permis « Lorraine Sud » se situe en continuité du premier permis « Lorraine ».

23Les données issues des archives permettent rapidement aux opérations d’exploration de prendre de l’ampleur. En juin 2005, EGL dépose une demande pour un second permis d’exploration (PER-H) intitulé ‘Lorraine sud’19, qui lui sera accordée le 23 novembre 2006.

  • 20 Entretien # 3, EGL, 15 octobre 2015.

24Sur les conseils de l’ancien directeur des mines, la direction des opérations de forage est confiée à l’ancien chef du service sondage des HBL. « Il a fait des centaines de forages, il connaît par cœur le bassin »20. L’ancien chef du service sondage travaille pour EGL sur les deux premiers forages, à Folschviller (FOL-1) et Diebling (DIE-1). Ces deux points de forages, situés dans le premier permis « Bleue Lorraine », présentent l’intérêt d’explorer deux anticlinaux, c’est-à-dire deux formations géologiques plissées en extension, celui de Merlebach et celui d’Astling.

  • 21 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

25Un premier forage stratigraphique (Folschviller-1, désigné F-1 ensuite) est réalisé en octobre 2006. Il permet de positionner les couches, de remonter des carottes de charbon et d’évaluer leur teneur en gaz. Cette dernière est supérieure aux premières estimations. Ce sont au total plus de 60 mètres de veines de charbon cumulées qui sont interceptées sur 1 300 mètres de profondeur. Sur le même puits, EGL entreprend ensuite un forage horizontal (F-2) visant à positionner un premier drain (A) dans la couche « Maurice Michel ». Le forage rencontre d’importantes couches de conglomérats qui ralentissent sa progression et oblige à dévier légèrement sa trajectoire. En outre, la géométrie du forage principal par rapport aux veines de charbons suppose de réaliser des virages très serrés pour placer les drains horizontaux. Or plus les virages sont serrés, plus les frictions sont importantes et rendent difficiles le pilotage de la tête de forage. Malgré ces difficultés de pilotage, un premier drain (A) intercepte la couche « Maurice-Michel » et « tape » dans une faille : « il était prévu d’intercepter cette faille, on pensait qu’on aurait un ‘‘soufflard’’[une sortie brutale de gaz] mais on n’a pas eu de gaz du tout, que de l’eau »21 explique un consultant en forage pour EGL. L’équipe de forage pompe l’eau de la faille, en vain – celle-ci est alimentée par la nappe phréatique. « We were pumping the ocean ! ». La réserve d’eau est immense, elle se reconstitue en quelques secondes, il n’est pas possible de dépressuriser la faille pour récupérer son gaz – selon les principes canoniques du forage des CBM (cf. supra). En 2008, le forage F-2 est à l’arrêt.

26Pour EGL, cela appelle à modifier sa stratégie d’exploration. Celle-ci était fondée sur l’hypothèse que les failles des anticlinaux se chargeraient du gaz contenu dans les veines de charbon et constitueraient de premiers agrégateurs – en d’autres termes, que leur interception serait un pas important vers la « concentration » de la ressource diffuse. Or, les failles sont bien des voies de circulation au sein du sous-sol, mais, dans ces charbons humides, elles semblent jouer le rôle de collecteur d’eau. Le comportement de ces charbons semble en partie échapper à l’assemblage sociotechnique jusque-là organisé autour de la compétence minière. Il s’agit d’un sous-sol moins domestiqué, un sous-sol d’« après-mine » qui est à comprendre et à explorer.

Le recours à une expertise canadienne pour préciser la navigation au sein des charbons lorrains

27EGL confie la direction des opérations de forage à deux nouveaux consultants, rompus à l’exploitation des gaz de charbon au Canada. L’un d’entre eux (dénommé ici CAN), chimiste de formation, a travaillé de longues années sur le terrain pour l’industrie, à Elkford Mine (British Columbia) en 1992, puis sur le bassin de Redwater (Alberta) au début des années 2000. La vente d’un gisement très prometteur à Corbett Creek (Alberta) en 2001-2002, lui permet de créer un petit laboratoire de six personnes afin d’améliorer l’évaluation de la teneur en gaz des charbons. De 2002-2005, il analyse des dizaines de puits dans l’Ouest canadien et teste la performance des matériels, notamment les pompes à vis excentrée (ou progressive cavity pump – PCP). Ce laboratoire exerce une influence sur les pratiques industrielles en Amérique du Nord et parvient à mettre au point de nouveaux standards pour l’évaluation des gaz de charbon.

  • 22 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.
  • 23 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

28Pour EGL, son recrutement vise à résoudre les difficultés du puits F-2, dont l’unique drain s’est ennoyé, et à se forger une doctrine en matière d’exploration des charbons humides. Lorsque CAN pose le pied en Lorraine, en juillet 2008, l’équipe de forage peine à situer avec précision la tête de forage au fond du puits F-2. « We don’t really know where we are, it was a part of the problem the team had. »22 L’outil de tête est piloté grâce à une instrumentation embarquée située juste derrière elle, qui mesure la vitesse d’avancement du forage et les rayons gamma émis par la radioactivité naturelle des couches traversées. Ces mesures sont représentées grâce à un traceur sous forme de diagraphies (« logs »). Ces courbes doivent être interprétées en temps réel pour guider la tête de forage. « Their ability to steer the drill was limited by the lack of experience. They have not appreciated the importance of bringing together all the available informations »23.

29Les consultants canadiens vont profondément revisiter les moyens de guidage de la tête de forage. Tout d’abord, un logiciel (Weatherford Compact CXD) est utilisé pour intégrer davantage de données de forage (les rayons gamma, vitesse de forage, la densité des couches forées, etc.) et simplifier leur visualisation, grâce à une représentation sur un seul et même écran. Le forage est ainsi transcrit en courbes, disposées parallèlement, les unes aux autres (« consolidated logs »). Cette visualisation est beaucoup plus précise que les données stratigraphiques, issues des carottages ou des archives des HBL, et peut être corrélée à celles-ci pour mieux les comprendre. Couplée à cette diagraphie, une diagraphie détaillée des rayons gamma va permettre de « voir » dans un sous-sol alors incertain, le plancher (‘floor’) et le plafond (‘roof’) de la veine de charbon, pour s’assurer que l’outil de tête reste au cœur de la couche. Le deuxième ajustement réside dans la compétence d’interprétation de CAN des données en temps réel. Cet exercice est compliqué, car il s’agit d’analyser des logs représentés en deux dimensions pour prendre des décisions dans un espace à trois dimensions. Par expérience, c’est-à-dire après avoir conduit des centaines de forages et avoir été partie prenante de leur analyse en laboratoire, il réalise cette conversion mentale sans difficulté. La troisième amélioration consiste en la formation d’un binôme couplant les compétences du géologue et celles du deuxième consultant recruté par EGL, spécialisé dans la conduite même du forage (the ‘driller’) – les deux hommes disposent de collaborations antérieures au Canada. Leur capacité de coordination, l’un interprétant les données, l’autre pilotant l’engin de forage sur la plateforme, accroît la maîtrise de l’outil de tête en temps réel.

Principe de connection # 2 : dédoubler les puits, multiplier les drains, éviter les failles

  • 24 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.
  • 25 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

30L’équipe reformée autour du binôme « geologist-driller » ne parviendra pas à isoler le premier drain du puits F-2 de la faille. Cela oblige à condamner provisoirement la partie basse du forage principal et à créer deux nouvelles sorties pour placer deux nouveaux drains (B, C) dans des veines de charbon plus profondes – selon le plan programmé avant leur arrivée. « The initial concept was three drains in three different seams (“Maurice Michel”, “Alpha Beta Y”, “Z-Zi”). This concept was complicated because the company wanted to do many experiments at the same time »24. Ces opérations ont cours en 2009-2010. Le positionnement de deux drains horizontaux dans des couches différentes constitue une avancée pour l’équipe même si ces derniers ont une taille modeste (200 m. de long). EGL ne manque pas de communiquer sur ce résultat, faisant valoir une première en France (EGL, 2011). Au cours des années 2011-2012, des tests de perméabilité et de production sont engagés sur le puit F-2, sur les drains (B, C), puis sur l’ensemble des drains (A, B, C). « We had reasonably good results »25, commente, prudent, un géologue. C’est un pas important dans la constitution d’un « volume » manipulable, grâce à la mise au point de techniques de navigation (savoir se déplacer dans le volume) et de connection (savoir mettre en réseau des points du volume) qui favorisent la circulation du gaz. Malgré cela, le forage a été compliqué. Les drains horizontaux sont trop courts, et la quantité de gaz récupérée est trop faible. Il n’y a donc pas encore un flux de gaz concentré suffisant pour être valorisable sur le marché.

  • 26 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

31En 2014, EGL entreprend un nouveau puits à Tritteling. « The plan for Tritteling was maturing during this [the drilling operations in F-2] »26. Entre les forages de Folschviller et de Tritteling, l’instrumentation évolue et la capacité de pilotage de la tête de forage s’affine. Les forages stratigraphiques et horizontaux sont imaginés de façon découplée par deux têtes de puits afin d’optimiser chacune de leurs trajectoires. Le forage principal est réalisé avec un rayon de courbure plus grand pour ménager le matériel et optimiser l’usage de la pompe (PCP) durant la phase de test. Enfin, si le principe d’un forage horizontal multi-drains est conservé, il s’agit de placer les drains à l’intérieur d’un seul « panneau » de charbon en évitant les failles qui le délimitent, tout en réalisant des drains plus longs.

  • 27 Visite de la plateforme de forage, le 20 mai 2015.

32La configuration du puits de Tritteling se décompose en trois parties : un forage stratigraphique pour positionner les couches de charbon, un forage horizontal destiné à positionner les drains dans une même couche de charbon, et un forage de production destiné à intercepter les drains à leur point de jonction afin d’optimiser le pompage de l’eau et du gaz. Le sous-sol lorrain s’avère difficile à forer. Au Canada, l’exploitation du CBM s’opère dans des charbons secs, moins profonds et sur des couches souvent horizontales. « À Tritteling, le puits S [stratigraphique] nous a pris une vingtaine de jours, on avait 500 mètres de conglomérats – des silices de la taille d’une orange, à traverser, ça n’avançait pas vite. En Alberta, c’est des grès, des schistes, c’est fait en une semaine »27. L’équipe de forage est contrainte de reprendre l’entrée du puits stratigraphique, ce qui l’oblige à réaliser une courbe plus serrée que prévue. Elle parvient malgré tout à réaliser six drains, totalisant plus de 1 500 mètres dans la couche de charbon. Cette réalisation confirme la faisabilité technique du schéma imaginé. Il faut une grande précision d’exécution pour réussir l’interception par le forage de production du point de convergence des six drains horizontaux.

  • 28 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.
  • 29 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

33À présent, les drains s’étendent sur plus d’un kilomètre et demi. Ils augmentent considérablement la quantité de gaz récupérable dans le panneau de charbon cible. L’équipe se heurte pourtant à une nouvelle difficulté. Lors des tests de production, il est prévu que la pompe – une vis en acier de huit mètres de long, positionnée plus bas que les drains, aspire l’eau et le gaz qu’ils contiennent, se charge de ce mélange, et le renvoie vers la surface. À mesure que le pompage s’effectue, c’est donc tout le forage d’exploitation qui se remplit, formant une colonne d’eau de plus d’un kilomètre de haut. « We turn that pump by turning that rig. It is sucking the water. At the pressure that exists down here, we have water and gas, and at the top of that column, the gas is in a solution like a bottle of champagne. The gas comes out the solution, and it forms bubbles. Here [at the top of the column] we have a string of bubbles. As we move it very fast, it is expanding very rapidly, and we see here, not explosive, but very fast jets of water [...] so we’ve got all the time this colum of water and gas moving up and down ! And when the bouncing is hard, it has serious effects on the pump »28. La pompe doit fournir un effort colossal pour mettre cette colonne d’eau en mouvement. La décompression du gaz s’opère au sein même de la colonne d’eau, lors de sa remontée, formant une succession de bulles de méthane. Ceci introduit un élément compressible dans une colonne d’eau d’ordinaire incompressible. La colonne se met à « danser » (« bouncing effect »). « The total volume in the tube is six cubic meters, three tonnes of water moving up and down ! »29. Lorsque les bulles éclatent, elles provoquent un effet de souffle en sortie de puits, et la colonne d’eau retombe, venant s’écraser en fond de puits sur la pompe, créant un mouvement de rotation inverse. Malgré des aciers épais, la tige qui entraîne la pompe se brise à plusieurs reprises. En juin 2015, et malgré le recours à des équipements toujours plus résistants, l’équipe de forage vient de laisser au fond du puits sa quatrième pompe.

34Au terme de nos entretiens (octobre 2015), le forage de Tritteling est toujours en cours. Il adresse de nouveaux enjeux et suscite de nouvelles réflexions pour les prochains forages. Parmi celles-ci, l’idée de plus en plus incontournable de séparer le puits d’accès et le puits d’exploitation, grâce à deux têtes de puits, afin d’avoir des systèmes d’évacuation d’eau et de récupération du gaz séparés. Le puits d’exploitation serait ainsi sécant aux drains, non plus en leur point de convergence, mais au niveau de leurs terminaisons – cette nouvelle géométrie du « volume » appelle de nouvelles manières de forer et d’assembler le sous-sol pour concentrer le gaz.

« Concentrer » une ressource diffuse : étudier le sous-sol au prisme de nouvelles « politiques du volume »

35Cette analyse se veut complémentaire à celle de sciences sociales ayant étudié « depuis la surface » les individus et leurs questionnements vis-à-vis de l’exploration des gaz de charbon en Lorraine. Il nous a paru intéressant de prendre un pas de côté, en trouvant un moyen de traverser la « frontière » surface/fond, qui constitue aussi une frontière (consciente ou non) entre les sciences sociales et les sciences géologiques. Le moyen envisagé était de mobiliser un concept qui ne répondait pas à ce partage, ce fut le concept de « volume » pris comme notion englobante des personnes, des pratiques, des dispositifs, des aléas qui participent à la stabilisation progressive d’un flux de gaz concentré.

36Dans son essai sur les « politiques du volume », Gavin Bridge (2013) évoque l’économie du pétrole dont il est familier, mais il ne considère pas celle des gaz non-conventionnels. Or, une des spécificités des gaz non-conventionnels est de ne pas avoir été concentrés dans un réservoir et de rester diffus au sein de couches géologiques. La concentration de ces molécules de gaz appelle à changer de mode d’exploration. Nous avons forgé des catégories empiriques pour en tracer les contours : cela consiste à calculer le « volume » de gaz dans le sous-sol (gas in place), à naviguer dans celui-ci et à connecter des points singuliers de ce « volume » afin de le constituer comme un réseau ouvert à la circulation du méthane (recoverable gas). Le tableau ci-après synthétise ces modalités pratiques.

  • 30 Un tableau détaillé des dispositifs techniques mobilisés lors de chacun des forages est disponible (...)

Tableau 1 : Configurer le sous-sol comme un « volume » maîtrisable, mettre le gaz en circulation30

Configurer un « volume » maîtrisable

Folschviller-1

Folschviller-2

Tritteling-1

Calculer / évaluer

Collecter les archives des HBL, évaluer le Gip, valoriser son potentiel économique

Compiler les archives et construire une base de données, évaluer / valoriser le potentiel

Modélisation du sous-sol lorrain en 3D, évaluer / valoriser le potentiel

Naviguer / positionner

Mobiliser d’anciens ingénieurs des HBL, un savoir-faire en matière de forage en Lorraine

Mobiliser des spécialistes du forage horizontal d’Alberta, pilotage difficile de la tête de forage, forage à la trajectoire contrainte

Améliorer le pilotage de la tête de forage (visualisation, logs), intégration logicielle des données, deux têtes de puits (stratigraphie, forage horizontal), trajectoire progressive

Connecter / déconnecter

Intercepter une faille dans le panneau de charbon / accroître la circulation du gaz

Positionner trois drains dans trois couches différentes, drains de longueur réduite

Positionner les drains dans un seul panneau de charbon / éviter les failles

Mettre en mouvement / faire circuler

Circulation d’eau depuis la nappe phréatique

Circulation limitée de gaz

Un mélange d’eau et de gaz difficile à pomper

37Il est courant d’associer aux technologies un potentiel de développement intrinsèque – comme si une génération donnée de matériel avait par elle-même une capacité de production « normale ». L’expérience du forage horizontal multi-drains dans les charbons humides de Lorraine montre que cette capacité « normale » ne pré-existe pas à la mise au point d’un assemblage sociotechnique. Cet assemblage a mobilisé d’anciens ingénieurs des mines de Lorraine, des géologues présents lors des premières explorations des années 1990, des foreurs de l’Alberta. L’analyse a souligné le travail indissociable d’organisation des hommes et d’ajustement des médiations techniques (préciser l’instrumentation, améliorer le pilotage de l’outil de tête en temps réel, modifier la géométrie du puits...) pour doter le forage horizontal multi-drain, pourtant réputé bien connu et maîtrisé, d’une efficacité en Lorraine. En quoi la mise au point de ce système sociotechnique permet-elle de parler de « politiques du volume » ? Toute cette ingénierie devient politique dès lors que pour stabiliser et réaliser ce « volume » les efforts visent à inclure / exclure des entités, à en montrer / cacher d’autres, à réviser leur statut parfois sans contrepartie.

38Plusieurs éléments de cette ingénierie politique ont été analysés dans le cas lorrain. Le premier d’entre eux est la captation des archives des Houillères des Bassins de Lorraine – précisons-le avec l’accord des HBL à l’époque. Nous utilisons le terme de captation, car cela s’est opéré sans réciprocité pour le monde de la mine. En quelques mois, un siècle et demi de connaissances géologiques détenues par une entreprise publique est devenu un actif stratégique pour une entreprise privée. La dimension stratégique réside dans le fait de pouvoir calculer le « volume » de gaz dans le sous-sol, et de pouvoir le faire valoir pour poursuivre la capitalisation de l’entreprise. La connaissance minière progressivement détachée du monde qui l’a produite est devenue une donnée, elle-même ré-attachée à un monde financier. Un autre enjeu d’importance tient à la manière même de construire le « volume » au travers de pratiques de navigation par forage et de dé/connection des éléments géologiques entre eux. L’analyse du cas a montré le caractère expérimental de cette exploration, consistant à formuler des hypothèses de concepts géologiques pour ensuite les valider/invalider au cours de l’exploration elle-même. Les failles par exemple ont singulièrement changé de statut au cours de l’expérience : pressenties comme des voies privilégiées de circulation pour les molécules de méthane, elles se sont avérées être des voies de circulation de la nappe phréatique. Ce travail de mise en réseau des éléments géologiques n’est pas anodin dès lors qu’il connecte avec des entités environnementales de très grande échelle, porteuses de questions systémiques (environnement, santé, etc.).

39L’articulation de cet assemblage au territoire lorrain est aujourd’hui ambiguë. Ainsi, la récupération de l’héritage des HBL repose sur une économie de moyens (un consultant) qui confère à EGL une grande indépendance par rapport au monde minier sur lequel elle prend appui (libre usage des données, pas de réciprocité dans la capitalisation collective des connaissances par exemple). L’assemblage sociotechnique que met au point EGL est de fait peu connu, peu visible et peu discuté. L’exploration est bel et bien articulée au territoire et à ses héritages mais ces articulations ne sont pas mises en politique. Ceci est largement renforcé par le fait que l’exploration du gaz de charbon figure sur l’agenda politique régional (ex. PACTE État-Lorraine 2013) sans jamais avoir été mis à la discussion publique (ex. le processus SRCAE 2011-2012). Des oppositions locales à ces explorations existent en Lorraine, nous avons rencontré plusieurs associations de riverains et/ou de défense de l’environnement. Le peu d’information qu’elles détenaient ou bien la difficile compréhension des documents administratifs liés à l’exploration limitaient grandement leur capacité à interroger seules, en dehors de toute arène institutionnelle, les processus en cours. Si la transition implique un enjeu démocratique – de confrontation des choix, ces nouvelles « politiques du volume » paraissent encore hors de portée alors même qu’elles convoquent et interfèrent avec les territoires de multiples façons.

Bibliographie

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Notes

1 Ces terrains ont été réalisés aux périodes suivantes : du 23 au 25 octobre 2013, du 4 au 5 novembre 2013, du 20 au 21 mai 2015, du 17 au 19 juin 2015, et le 15 octobre 2015.

2 En 1943, un premier forage vertical parvient à extraire le gaz d’une couche de charbon intacte dans la Ruhr. Aux États-Unis, l’évacuation des gaz de mine par forage est pratiquée dès le début du XXe siècle dans le bassin des Appalaches. C’est en 1952 que du gaz de charbon sera produit par forage vertical dans des couches à 100-140 mètres de profondeur dans la région de Pittsburgh.

3 Entretien #1, EGL, 05 novembre 2013. Les documents de l’époque mettent aussi en avant le repli de l’exploitation minière et la main d’œuvre potentielle mobilisable, des normes environnementales plus strictes favorisant le recours au gaz plutôt qu’au charbon, enfin la consommation de gaz importé qui tend à en renchérir le coût (IEA, 1999).

4 Les HBL ont été constituées par le décret no 46-1563 du 28 juin 1946 pris en application de la loi no 46-1072 du 17 mai 1946 relative à la nationalisation des combustibles minéraux.

5 Entretien # 1, EGL, 05 novembre 2013.

6 Entretien # 1, EGL, 05 novembre 2013.

7 La perméabilité est la propension d’un corps à pouvoir laisser circuler un fluide. Elle s’exprime en Darcy (symbole D). Un réservoir est dit de faible perméabilité lorsque celle-ci est inférieure à 3 millidarcys (mD) (Palmer, 2010) – les charbons lorrains explorés pour le CBM (à 1 500 mètres) disposent d’une perméabilité inférieure à 2 mD. Dans ce cas, indique l’auteur, les stratégies d’exploitation vont se porter sur des forages horizontaux multi-drains.

8 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

9 Entretien BRGM, le 25 octobre 2013.

10 « Alors qu’en 1994 la production s’élevait à 9,4 millions de tonnes et que le personnel inscrit représentait 15 500 personnes, en 2000 la production devrait atteindre 3,9 millions de tonnes pour un effectif de 8 000 personnes » (Cours des comptes, 2000).

11 « Le Pacte charbonnier qui a été signé le 20 octobre 1994 par Charbonnages de France avec l’ensemble des organisations syndicales, hormis la Fédération nationale des travailleurs du sous-sol CGT, consacre le principe de la fin d’exploitation des houillères, sans en fixer l’échéance. Seule une déclaration du Ministre chargé de l’Industrie qui lui était annexée indiquait qu’il serait ‘‘inapproprié de poursuivre l’extraction charbonnière au-delà de 2005’’. » (Cours des comptes, 2000)

12 Kimberley Oil NL (75 %) organise une joint venture avec Heritage Petroleum. Créé en 1998, Kimberley Oil est d’abord implanté dans le Canning Basin au nord-ouest de l’Australie.

13 http://www.resourceinvestor.com/2006/06/27/ten-good-reasons-track

14 Entretien #3, EGL, 15 octobre 2015.

15 Entretien #3, EGL, 15 octobre 2015.

16 Entretien #3, EGL, 15 octobre 2015.

17 “Ten good reasons to track European gas”, by Jackie Steinitz, June 28th 2006. Source : http://www.resourceinvestor.com/2006/06/27/ten-good-reasons track-european-gas

18 Entretien # 3, EGL, 15 octobre 2015.

19 Le permis « Lorraine Sud » se situe en continuité du premier permis « Lorraine ».

20 Entretien # 3, EGL, 15 octobre 2015.

21 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

22 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

23 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

24 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

25 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

26 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

27 Visite de la plateforme de forage, le 20 mai 2015.

28 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

29 Entretien # 2, EGL, 20 mai 2015.

30 Un tableau détaillé des dispositifs techniques mobilisés lors de chacun des forages est disponible dans le rapport de recherche.

Table des illustrations

Légende Fig. 1 : Secteur de Folschviller, plan d’exploitation des veines de charbon (« panneaux » exploités en grisé, non encore exploité en clair - à droite sur le plan) (source : archives des HBL, communiqué par EGL).
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