1.
Qu’est-ce que le gaz de schiste et quelle définition pour les hydrocarbures non
conventionnels ?
Un Hydrocarbure est un composé constitué exclusivement d’atomes d’hydrogène et
de carbone (formule CmHn, m et n entiers naturels). Il peut être liquide
(pétrole brut) ou gazeux (gaz naturel). Le gaz de schiste (ou Shale Gas chez les
Anglo-Saxons) est donc un gaz naturel, qui a la particularité d’être emprisonné
dans la roche-mère où il a été généré, laquelle roche est généralement argileuse
(appelée communément schiste), et a une faible porosité (vides entre les grains
de la roche) et surtout une très faible perméabilité (pas de communication entre
les pores). Il faut donc intervenir sur cette roche (on dit la stimuler),
généralement en la ‘fracturant’ artificiellement, afin de libérer le gaz et le
récupérer dans le Puits, puis en surface. Il en est de même du pétrole de
schiste (ou shale oil).
Les Hydrocarbures sont dits non conventionnels lorsqu’il faut, soit stimuler la
roche qui les contient pour les produire, soit intervenir sur les hydrocarbures
eux-mêmes. Ceci est le cas des sables et schistes bitumineux par exemple (tar
sands et oil shales chez les Anglo-Saxons) ou bien des pétroles dits lourds ou
extrêmement lourds, donc très visqueux.
Par opposition, les Hydrocarbures dits conventionnels sont ceux qui sont piégés
dans des roches- réservoirs qui ont de bonnes porosités et perméabilités, et qui
ne nécessitent donc pas de stimulation importante telle que la fracturation.
Ceci est le cas par exemple des roches gréseuses (sableuses) ou calcaires.
Lorsque, sous certaines conditions géologiques, ces roches réservoirs perdent
leurs porosités et perméabilités, les hydrocarbures qu’elles contiennent,
rentrent aussi dans la catégorie des ‘non conventionnels’. On parle alors de
‘Tight Gas’ ou ‘Tight Oil’.
2. Quelles sont les différences majeures au niveau de l’Exploration et du
Développement avec les Hydrocarbures conventionnels ?
Les différences sont effectivement importantes et concernent à la fois l’aspect
technique et financier. En effet, les hydrocarbures dits conventionnels sont
concentrés dans un piège (ou gisement) ne dépassant pas généralement quelques
kilomètres carrés (km2) ou quelques dizaines de km2, sauf pour certains champs
géants ou super-géants, tels que ’Ghawar’ en Arabie Saoudite (pétrole sur
environ 5200 km2) ou ‘North Dome- Pars’ au Qatar et Iran (Gaz sur 9700 km2)!
Les débits d’hydrocarbures par puits sont élevés, et permettent, moyennant le
forage de quelques puits ou dizaines de puits, souvent verticaux, d’atteindre
une production commerciale qui peut durer quelques dizaines d’années,
généralement sans coûts supplémentaires importants, si ce n’est le coût
opératoire ou de maintenance.
Les hydrocarbures non conventionnels par contre, sont diffus dans la roche-mère
(ou Schiste) sur de grandes distances pouvant atteindre les 100 km ou plus. Il
est nécessaire de forer des puits horizontaux sur 1 ou 2 km afin d’avoir le
maximum de contact avec la roche, et de fissurer cette roche tout le long de ce
drain horizontal. Les débits par puits sont relativement faibles et diminuent
rapidement. Il est donc nécessaire de forer plusieurs dizaines, voire plusieurs
centaines de Puits horizontaux pour que la production soit rentable et maintenue
sur une longue période.
Les coûts d’investissement sont donc nettement plus élevés, et continus durant
une grande partie de la vie du champ, auxquels s’ajoutent aussi les coûts
opératoires. A titre indicatif, les USA forent environ 10 000 Puits par an dans
les divers Bassins géologiques, et le coût par Puits, varie entre 4 millions de
Dollars (M$) et 8 M$, ce qui représente un investissement annuel colossal! En
Tunisie, du fait de la rareté des appareils de forage, des sociétés de services
pétroliers, et des profondeurs des roches-mères, les coûts par puits risquent
d’être nettement plus élevés, voire le double de ceux pratiqués aux EU.
