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Produit de l'école algérienne, Fawzi M. Ghehria a pu affiner ses connaissances à l'étranger à travers des études poussées, pour devenir un expert au long cours écouté et apprécié dans les milieux de l'industrie pétrolière.

La soixantaine sonnante, les cheveux grisonnants, les yeux bleus interrogateurs, Fawzi a bien voulu nous entretenir de son métier et des fluctuations de l'or noir à travers la planète.

Faut-il maudire le gaz de schiste ?

16 avril 2015 à 10 h 00 min

A-t-on besoin du pétrole et gaz de schiste ?

Chaque pays prend une direction selon ses besoins et contraintes.  Aux USA, c’est l’huile et le condensat qui sont en prime dans l’exploitation des champs de schiste.  Le prix élevé du baril, l’avancée de la technologie et les ristournes fiscales aidant ont permis aux USA de devenir leader mondial dans ce type de production.

En fait, cette nouvelle donne a reconfiguré les pôles et forces qui influencent le marché mondial des hydrocarbures.  Dans les années 70’, 80’ et 90’, le marché mondial des hydrocarbures était très sensible aux événements qui surgissent ici et là au Moyen-Orient, et le cartel de l’OPEP était seul maître à dicter les niveaux de production et corollairement les prix.

De nos jours, le marché mondial est très peu influencé par les foyers de tension, que ce soit la guerre d’Irak, de Syrie, du Yemen, etc. On observe aussi que la chute actuelle des prix due à des stocks de brut considérables sur le marché est atténuée par une forte demande, et l’activité du pétrole de schiste continue aux USA, sauf pour certains petits opérateurs.

En France, malgré le lobbying des groupes pétroliers, l’opposition des écologistes a fait reculer le gouvernement et le dossier a été classé sans suite et sans trop de remous, car le pays génère plus que 75% de son énergie à travers des centrales nucléaires.

Au Moyen-Orient, Kuwait Oil Company, Saudi Aramco, Adnoc et autres ont lancé des programmes d’évaluation de ces réserves et de leur coût de développement. En Pologne, les réservoirs de schiste étant trop profonds (plus de 6000 m), cela rend l’exploitation trop coûteuse. 

 

Peut-on régler les problèmes technologiques de l’extraction du gaz de schiste sans s’exposer aux risques environnementaux ?

 

La technologie a fait des avancées énormes dans l’industrie pétrolière. Que ce soit les techniques de forage, de complétion, de stimulation par fracturation hydraulique et de développement de modèles mathématiques très bien élaborés et exécutés de façon rapide en temps réel grâce à la puissance de calcul inégalée à ce jour. Ceci a permis de pouvoir découvrir et extraire des hydrocarbures dans des environnements très hostiles tels que les eaux profondes, l’Antarctique, les réservoirs profonds à haute température et haute pression, etc.

Pour le schiste, on fore des puits horizontaux assez longs et on effectue  des fracturations hydrauliques massives à plusieurs endroits du drain latéral pour faire roter le gaz et/ou baver l’huile de la roche autrement imperméable à l’écoulement naturel.

Les puits horizontaux et la fracturation hydraulique sont déjà employés depuis longtemps dans les réservoirs conventionnels comme Hassi Messaoud et d’autres champs d’huile et de gaz en Algérie depuis les années 80’ (fracturation) et début des années 90’ (puits horizontaux).

D’ailleurs, c’est ce qui aide à ralentir les déclins de production. La seule différence est que la fracturation hydraulique y est utilisée dans les puits verticaux en un ou deux endroits ++le long du puits, alors que pour le schiste il faut plusieurs fracturations tout le long du drain latéral qui nécessitent beaucoup plus de fluides et d’eau. Les risques de contamination existent dans les deux cas de figure.

Toutefois, le puits est en général équipé d’un tubage (casing) adossé et cimenté contre la paroi de la terre parcourant le long du trou de la surface jusqu’au réservoir. C’est cette cimentation étanche qui est censée protéger l’environnement et les nappes d’eau potable se trouvant à un, deux ou trois milliers de mètres au-dessus du gisement de la contamination des fluides injectés ou produits.

L’étanchéité de cette cimentation est contrôlée grâce à des diagraphies électriques qu’on appelle CBL (Casing Bond Logging) à laquelle on peut remédier à tout moment.  Est-ce que la fracturation hydraulique au niveau du schiste entraîne la création de microfissures qui se propagent jusqu’aux nappes d’eau à deux ou trois mille mètres au- dessus ? C’est possible, mais ceci n’a jamais été rapporté dans aucune publication à ce jour.

Une fois que le puits commence à délivrer les hydrocarbures de la roche, un fort débit initial est observé, suivi d’une réduction de la production de plus de la moitié les premiers six mois. Aux USA, la durée de vie d’un puits de schiste est d’environ 5-6 ans.

Ceci est dû à une aire de drainage affectée par la fracturation hydraulique très limitée autour du puits, et c’est ce qui nécessite le forage de plusieurs puits proches l’un de l’autre pour maintenir un plateau de production souhaité, contrairement aux réservoirs conventionnels.

Pour le schiste, il faut des moyens considérables, tels que plusieurs appareils de forage et des équipements de fracturation hydraulique et de complétion qui se relaient en continu pour réaliser de très grands nombres de puits.

La performance de chaque puits dépend de l’efficacité de la fracturation hydraulique, de la minéralogie qui caractérise la qualité du réservoir à chaque côte ciblée et du type de complétion utilisée. On analyse tous les détails de chaque puits en production pour raffiner les opérations pour les prochains puits. C’est un combat continu.

L’Algérie peut-elle régler ses problèmes énergétiques à long terme ?  

Depuis l’indépendance à ce jour, les besoins énergétiques du pays ont toujours été couverts grâce aux hydrocarbures. De très importantes réalisations de transport, de réseaux de collecte et d’infrastructures pétrolières en amont et en aval ont été réalisées ces dernières 50 années. En amont, plusieurs gisements en production dont deux de classe mondiale, Hassi Messaoud (huile) et Hassi R’mel (gaz et condensat) qui produisent toujours et qui ont permis à plusieurs cadres algériens d’acquérir un savoir-faire et assoir une culture pétrolière dans le pays.

Sur l’aspect du potentiel, le type d’hydrocarbures dans les bassins algériens est d’une très bonne qualité, de faible teneur en dioxyde de carbone (CO2) et absence d’acide sulfurique (H2S). Les huiles sont relativement légères (index de densité de plus de 40 API) et le gaz humide d’une grande richesse de condensat et autres liquides malgré un contexte géologique un peu complexe qui nécessite toujours des études de caractérisation élaborées pour réduire les risques.

En aval, des raffineries, des unités de liquéfaction et de traitement sont opérationnelles. Une véritable industrie pétrolière bâtie au prix de grands investissements pendant des décennies ! Maintenant, notre pays connaît une démographie croissante qui continuera à induire une plus forte consommation interne. On pense souvent à diversifier la nature des énergies et introduire de nouvelles formes naturelles d’énergie propre, éoliennes et solaires.

Absolument ! Néanmoins, même si la source de l’énergie est gratuite, les coûts pour capter, transformer et transporter cette énergie à une échelle industrielle sont énormes et le financement ne pourrait venir que des hydrocarbures, source majeure de revenus pour le pays à présent.

Donc, premièrement, tout en planifiant des programmes pour une énergie propre pour les 20-30 prochaines années qui devraient commencer par des stations pilotes à portée limitée, il faut toujours continuer à essayer de remplacer les réserves d’hydrocarbures produites, et en parallèle optimiser l’exploitation des champs existants. Le pire qui puisse arriver au pays est qu’il commence à importer des hydrocarbures dont on aura toujours besoin dans le moyen et le long termes, car il n’y a aucun pays qui fonctionne sans hydrocarbures à cette date.

Pour le remplacement des réserves, il me semble que Sonatrach entreprend déjà un vaste programme d’exploration à travers certaines parties du pays et même sur les côtes algériennes en offshore.

Grâce aux nouvelles technologies de sismique et d’outils d’acquisition et de traitement de données et un certain savoir-faire, le taux de succès d’exploration n’est pas moindre car les champs dans le bassin de Ghadamès, au sud-est, ont permis d’augmenter les réserves dans les années 90’ ; ensuite, les efforts de prospection dans les bassins du sud-ouest ont mis en valeur de grosses quantités de gaz dans le cambro-ordovicien qui s’avère être caractérisé par du grès compact qui grâce aux nouvelles technologies de caractérisation, de complétion et stimulation pourrait engendrer des livraisons de 4-6 milliards de m3/an de gaz par groupe de structures et des productions d’huile commerciales.

Maintenant avec des moyens d’évaluation modernes qui permettent de réduire les incertitudes, on pourrait raccourcir le temps de la découverte à la phase de développement au «first oil».

L’autre volet concerne l’optimisation de l’exploitation des gisements existants qui connaissent des taux de récupération qui restent peu élevés.  Beaucoup de technologies ont été mises en œuvre dans le monde avec succès, telles l’EOR (enhanced oil recovery ou récupération tertiaire), les complétions adaptées, les équipements Artificial-Lift, le monitoring des puits, l’optimisation des réseaux de collecte, l’optimisation et le pilotage des schémas d’injection, etc. Donc, une rejuvenation de certains gisements s’impose pour améliorer les rendements d’exploitation, redresser les profils de production et augmenter les taux de récupération ultimes.

La recherche et la formation sont le talon d’Achille du système algérien. L’Algérie peut-elle relever les défis du XXIe siècle ?

Il me semble que les cadres issus d’instituts et universités algériennes au sein de Sonatrach sont compétents dans l’ensemble. Avec l’accès à l’information, internet, les publications, les symposiums, on finit par s’améliorer et développer des talents dans l’aspect théorique. Ce qui est important dans ces filières, c’est l’expérience pratique en plus des manipulations qu’on fait avec les logiciels type «boîte noire». Il faut savoir résoudre les problèmes et développer des solutions qui s’adaptent à la réalité du terrain et aux contraintes économiques, car chaque intervention est coûteuse et porteuse de risques.   

Est-il vrai que les USA sont en train d’assurer leur indépendance énergétique ?


Une rétrospective d’abord. Nous savons tous que l’industrie pétrolière a commencé aux USA à la fin du XIXe siècle et a connu son apogée dans les années 50’. L’aspect unique au monde des lois qui réservent  les droits miniers aux individus a encouragé la ruée vers l’or noir de pionniers qui, au fil du temps, a donné naissance à toutes sortes de conglomérats de sociétés de pétrole et de gaz : les grands groupes ou majors, les compagnies dites indépendantes et les petites sociétés qui se limitent parfois à une personne (rancher qui préférait exploiter seul au lieu de vendre ou louer sa concession).

Cette industrie en essor grâce à la révolution industrielle a mis à l’abri les USA de la dépendance énergétique. Ceci étant, à partir de la moitié du siècle dernier, alors que les grands gisements américains commençaient à s’essouffler et qu’une recomposition géopolitique du Moyen-Orient prenait forme après la chute de l’empire ottoman, les majors se sont tournés vers l’exploration et exploitation de gisements géants et vierges dans la péninsule arabique et en Iran. Ainsi commençait la dépendance énergétique des USA.

Toutefois, la première crise pétrolière des années 70’ et l’instabilité politique de la région a forcé le Congrès américain à ouvrir certains des immenses espaces, propriété du gouvernement fédéral et protégés auparavant pour raison environnementale, à l’exploration et au forage (North-Slope en Alaska,  le Golfe du Mexique dans les eaux profondes, etc.).  

Ceci a permis à mettre en valeur de grands gisements de pétrole, de gaz et condensat, mais toujours insuffisants pour la consommation interne américaine.

En plus, la politique énergétique du gouvernement fédéral imposait entre autres l’interdiction de l’exportation des hydrocarbures et la mise en place de l’accumulation de réserves stratégiques pour parer à tout autre choc pétrolier.  D’ailleurs, en 2009 quand le prix du baril atteignit 130-140 dollars, le gouvernement fédéral mit en vente une partie de ces réserves pour alléger la facture des hydrocarbures.

Le prix élevé de l’énergie de cette dernière décennie, combiné avec les avancées technologiques a encouragé l’industrie à se tourner vers les hydrocarbures piégés dans la roche mère imperméable qu’on appelle schiste (shale oil, shale gas).

Cette roche, qui normalement sert de point de départ pour alimenter à travers des fissures naturelles (en des millions d’années) des réservoirs poreux et perméables dits conventionnels, est devenu le gisement cible des sociétés pétrolières aux USA.

La prolifération de ces gisements dans une grande partie des Etats américains, même dans ceux qui n’ont jamais connu l’âge d’or pétrolier tel que le Dakota, le Missouri, etc. a permis un essor considérable dans la production d’hydrocarbures, aidée par une technologie innovante et des ristournes fiscales appréciables dans chaque Etat.

Quoique les petites compagnies produisaient déjà de ces gisements de schiste depuis les années 80’ mais en petites quantités, car la technologie pour cet environnement n’existait pas encore, mais pendant cette dernière décennie les majors s’y sont mis avec des moyens colossaux. Les USA ont réduit leur importation de pétrole à 15-20%, ce qui a stimulé la croissance économique les cinq dernières années.

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