IFPEN - Les Hydrocarbures Non Conventionnels

7/30/2019 IFPEN - Les Hydrocarbures Non Conventionnels

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IFP Energies nouvelles 1 et 4 avenue de Bois-Prau 92852 Rueil-Malmaison Cedex Avril 2011 1/19

HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS

Qu'appelle t'on hydrocarbures non conventionnels ?

Que ce soit une production d'hydrocarbures conventionnels ou non conventionnels, ils'agit des mmes types d'hydrocarbures. Ces hydrocarbures proviennent de la transformationd'une roche riche en matire organique (la roche-mre) par augmentation de la temprature etde la pression lors de l'enfouissement au cours des temps gologiques.

Dans le cas d'un gisement conventionnel, les hydrocarbures ainsi forms se dplacent endirection d'une roche poreuse et permable (le rservoir) dans laquelle ils s'accumulent. On adonc des gisements dans lesquels les hydrocarbures sont concentrs. C'est dans cette coucheque l'on va produire le gaz en ralisant un ou plusieurs forages.


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Dans le cas des gisements non conventionnels, les hydrocarbures se situent dans de trsmauvais rservoirs ou mme restent pigs dans la roche-mre. Les hydrocarbures sont doncdissmins dans la roche encaissante de faon diffuse. Dans d'autres cas (sables bitumineux,

ptrole lourd ou extra-lourd) c'est la qualit du ptrole qui ne permet pas une exploitationclassique.

On peut donc proposer la dfinition suivante : "Les hydrocarbures non conventionnelsse caractrisent par l'obligation de stimuler la roche dans laquelle ils sont pigs ds la

premire phase d'exploitation pour obtenir une production commerciale".

Quels sont les diffrents types d'hydrocarbures liquides non conventionnels ?

Sous ce terme gnrique, on trouve plusieurs types d'hydrocarbures :


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1 - Les ptroles non conventionnels contenus dans un rservoir :

- Les "Tight oils"Ce sont des hydrocarbures liquides contenus dans de trs mauvais rservoirs .

- Les ptroles lourds ou extra-lourds

Ptrole trs visqueux (Oilfield review, 2002)

Ces ptroles sont appels lourds du fait de leur fortedensit et d'une trs forte viscosit qui rend impossible uneextraction classique mme dans des rservoirs de bonnequalit. Dans la majorit des cas il s'agit d'anciensgisements conventionnels dont le ptrole a t altr parune intense activit bactrienne. Les principales rservesd'huiles lourdes ou extra-lourdes se situent au Venezuela.

- Les sables bitumineux :

Sable bitumineux (l'Expansion, 2010)

Les sables bitumineux sont composs de sable (le rservoir initial) et de bitume qui est

un mlange d'hydrocarbures trs visqueux (voire solide) temprature ambiante. L encore onpeut penser qu'il s'agit d'un gisement conventionnel qui a t port en surface par rosion ou pardes mouvements tectoniques. L'altration bactrienne est encore plus importante que pour lesptroles lourds ou extra-lourds. Les principales rserves de sables bitumineux se trouvent auCanada.

2 - Les ptroles non conventionnels contenus dans une roche-mre :

- Les schistes bitumineux ou "Oil shales"

Schistes bitumineux (Wikipedia, 2011)

Il s'agit d'une roche-mre de trs bonnequalit mais qui n'a pas t suffisamment enfouiepour transformer la matire organique enhydrocarbures. Pour "exprimer" ces hydrocarbures, ilfaut raliser artificiellement ce que la nature n'a pasfait.


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- Les "Tight Gas"Ce sont des hydrocarbures gazeux contenus dans de trs mauvais rservoirs.

- Le gaz de houille "Coalbed Methane ou CBM".Le gaz de houille (CoalBed Methane = CBM) est le gaz naturel adsorb sur les charbons, c'estle fameux "grisou" tant redout des mineurs. Ce gaz est gnralement produit partir decouches de charbon qui sont soit trop profondes, ou de trop mauvaise qualit pour treproduites en mine. La particularit du gaz de houille rside dans le fait qu'une partie du gazpeut tre contenu dans les fractures du charbon mais que la majeure partie du mthane estadsorb sur le charbon lui-mme. La quantit de mthane adsorb dpend du "rang" ducharbon, ainsi que de sa nature. Pour exprimer ce mthane adsorb sous forme gazeuse, il fautdiminuer les conditions de pression. Cette dpressurisation s'effectue gnralement en pompant

l'eau interstitielle contenue dans les charbons.

Dans un premier temps, on commence donc par produire de l'eau puis au fur et mesurede la chute de pression on produit du gaz. Le gaz de houille est produit dans plus d'unedouzaine de pays rpartis dans le monde.

On peut aussi produire ce gaz de houille partir des mines de charbon actives ouabandonnes : c'est le "Coal Mine Methane ou CMM". Dans les mines actives, cette productionde mthane en avant du front de taille permet de rduire le risque des "coups de grisou" tout enlimitant l'mission de mthane, gaz fort effet de serre, dans l'air.

- Le gaz de schiste "Gas Shale"Les gaz de schiste sont des gaz forms principalement par du mthane contenu dans des

roches argileuses ayant une forte teneur en matire organique. Ces argiles (en fait souvent unmlange d'argiles, de silts ou de carbonates) ont t fortement enfouies et ont t portes dansla fentre gaz. Une grande partie de ce gaz est reste pige dans les argiles.

Le potentiel est d'autant plus important que la roche-mre est initialement riche enmatire organique, que son enfouissement a t suffisant pour qu'elle ait t porte dans la

fentre gaz et que la composition minralogique permette une fracturation naturelle ouartificielle efficace.


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Quand les couches contenant du gaz de schiste sont portes l'affleurement, le mthanes'exprime sous forme gazeuse crant des indices de gaz qui peuvent s'enflammer spontanment.

La Fontaine Ardente du Dauphin (commune du

Gua, Isre). Cette source de gaz naturel (mthane)

est dj mentionne au Vme sicle par Saint

Augustin.

Photo Pierre Thomas

Depuis quelques annes, dans les bassins sdimentaires amricains, une forte activitd'exploration et de production s'est dveloppe grce aux amliorations techniques et la baissedes cots du forage horizontal et de la fracturation hydraulique. Ce type de gaz nonconventionnel pourrait connatre un dveloppement dans d'autres parties du monde.

- Les hydrates de mthane (Gas hydrate)Les hydrates de mthane sont une forme de gaz non conventionnel tout fait diffrente

des 3 prcdentes mme si l encore il s'agit de mthane. Les hydrates de mthane sont unmlange d'eau et de mthane qui, sous certaines conditions de pression et de temprature,cristallise pour former un solide.

Dans la nature, les conditions ncessaires pour se situer dans le domaine de stabilit deshydrates, se trouvent dans la partie suprieure de la colonne sdimentaire des rgions arctiques(trs faible temprature faible pression) ou dans la partie suprieure des sdiments du deepoffshore (forte pression temprature faible).

Quand les hydrates ne sont plus dans leur domaine destabilit, ils se dcomposent en eau et en mthane. Le

mthane peut tre enflamm, on a alors de la "glace qui

brle" (photo Wikipedia)


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Les volumes de mthane en place sous forme d'hydrates dans les sdiments sontcertainement considrables mais il est difficile d'en valuer actuellement l'intrt potentiel en

termes de ressources en gaz.

Les techniques de production ont t testes lors de ces pilotes et sont au nombrede trois :

- Dpressurisation : on cherche dstabiliser les hydrates de mthane enpompant l'eau aux alentours du puits. La chute locale de pression permet la dissociation deshydrates et la production d'eau et de mthane.

- Stimulation thermique : on injecte de la vapeur pour dstabiliser les hydrates.- Injection d'inhibiteurs : on modifie la courbe de stabilit des hydrates en

injectant du mthanol.

Il reste dmontrer l'intrt conomique de telles mthodes et en mesurer l'impact surl'environnement. Actuellement aucune production commerciale de ces hydrates n'a tentreprise.

Existe-t-il une relation entre "schistes bitumineux", "huiles de schiste"et "gaz de schiste"?

Le point commun de ces trois ressources non conventionnelles est le fait que leshydrocarbures, potentiels pour les schistes bitumineux, liquides pour les huiles de schiste,gazeux pour les gaz de schiste, sont pigs dans la roche-mre. La diffrence entre ces 3types ne dpend que de la maturit de la roche-mre acquise lors des temps gologiques.

Si l'enfouissement est trop faible, la matire organique ne se transforme pas enhydrocarbures, c'est le cas des schistes bitumineux (roche-mre immature).

Si l'enfouissement de la roche-mre est de l'ordre de 2000 3000 mtres, la roche-mre a t porte une temprature suffisante pour gnrer du ptrole. On a alors faire des huiles de schiste (roche-mre dans la fentre huile).

Avec un enfouissement plus important, la matire organique se transforme enptrole puis en gaz, on a alors faire des gaz de schiste (roche-mre dans la fentre gaz).


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Les hydrocarbures conventionnels et non conventionnels peuvent-ils

coexister dans un mme bassin sdimentaire ?

Les hydrocarbures contenus dans un bassin sdimentaire sont tous issus de latransformation de la matire organique avec l'enfouissement et l'augmentation de latemprature et de la pression. Le systme ptrolier et gazier est donc le mme sauf le moded'exploitation qui va tre diffrent.

Dans le cas d'hydrocarbures conventionnels, ces derniers se sont naturellementconcentrs dans une roche poreuse et permable (rservoir) et forment des gisements qu'il estpossible d'exploiter avec un nombre limit de puits verticaux.

Dans le cas d'hydrocarbures non conventionnels, les hydrocarbures sont sous forme plusdiffuse dans des couches peu poreuses et peu permables. Il faut alors stimuler la rocheencaissante pour produire des hydrocarbures de manire conomiquement rentable.

Les deux types d'hydrocarbures peuvent donc coexister dans un mme bassinsdimentaire. C'est le cas du bassin de Paris o la roche-mre liasique est immature sur sabordure orientale ("schistes bitumineux") et mature dans sa partie centrale ("huiles de schiste").C'est cette mme roche-mre qui a fourni les hydrocarbures liquides qui ont migr vers lesrservoirs du Trias et du Dogger pour former les gisements conventionnels exploits depuis desdizaines d'annes.


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L'exploitation des gaz de schiste a bnfici d'avances technologiques importantes

concernant les techniques de forages et de mises en production. Quelles sont cestechniques ?

Pour produire du gaz dans des couches non poreuses et impermables, il est ncessaireque le forage traverse la formation riche en gaz sur de longues distances. C'est pourquoi onralise des forages horizontaux sur des distances pouvant atteindre 2 kilomtres.

Mais ce n'est pas suffisant, il faut aussi raliser une fracturation hydraulique pour crerdes fractures artificielles au travers desquelles le gaz va pouvoir se dplacer en direction dupuits d'exploitation.


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Une fracturation hydraulique c'est quoi ?

Pour raliser cette fracturation hydraulique on va injecter de l'eau sous forte pression.C'est cette pression qui va "fracturer" les roches. Cette pression provoque l'apparition defissures de quelques millimtres de large et qui vont se propager sur quelques dizaines demtres.

Le forage recoupant la roche riche en gaz sur une grande longueur, ces petites fissuressont suffisantes pour produire des quantits de gaz importantes.

De combien d'eau a-t-on besoin pour raliser une fracturation hydraulique ?

Le volume d'eau ncessaire la mise en production d'un puits de gaz de schiste oud'huiles de schiste dpend de la longueur du puits mais les valeurs sont de l'ordre de 15 000 m3.

Il faut cependant distinguer l'eauncessaire pour le forage du puits (1/3 del'eau) et l'eau ncessaire la fracturationhydraulique (2/3).

Cette valeur peut paratreimportante (4 6 piscines olympiques)mais, compare l'usage domestique, nereprsente que 3 4 jours d'irrigation d'ungolf. De plus, cette fracturation a lieu lorsdu forage et la production de ce puits sepoursuivra durant de nombreuses annessans usage important d'eau.

Qu'appelle t'on "fluide de fracturation"?

Afin d'obtenir des pressions suffisantes pour fracturer la roche, on injecte de l'eau (95%)mais aussi du sable fin (4%) qui va empcher les fractures de se refermer une fois lafracturation hydraulique termine et permettre au gaz de "migrer" vers le puits de production.On ajoute aussi des additifs chimiques qui vont permettre la fracturation hydraulique d'treplus efficace, de produire plus de gaz et donc de diminuer le nombre de puits ncessaires.


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Pourquoi a-t-on besoin d'additifs chimiques?

Les additifs chimiques servent rendre la fracturation plus efficace. Ainsi, pour viter la

prolifration de bactries pouvant produire des composs acides attaquant le puits, on utilise lesmmes dsinfectants que ceux utiliss dans l'eau des piscines. Pour viter la prcipitation dedpts sur les parois du puits, ce qui altrerait sa productivit, on injecte de l'alcool, de la soudeet du glycol mais leur dilution reste trs faible.

Depuis 2009, la lgislation amricaine impose aux compagnies ralisant les oprationsde publier la liste de leurs additifs chimiques. Les produits utiliss sont trs dilus et certainssont d'usage courant. La toxicit des produits injects dans les conditions oprationnelles devrafaire l'objet d'une valuation.

Que devient l'eau de fracturation ?Une fois la fracturation hydraulique termine, et dans la premire phase de production

du puits, une grande partie de cette eau revient en surface durant les premiers jours deproduction. Une partie de cette eau reste dans la formation gologique fracture, l'autre partie(entre 20 et 50%) remonte en surface dans les premiers jours d'exploitation.

Ensuite on ne produit plus que du gaz. En profondeur cette eau s'est charge en sel maisaussi en divers lments contenus dans la roche fracture, elle est stocke dans des bassins dedcantation puis retraite et peut ainsi servir au forage de nouveaux puits ou de nouvellesfracturations hydrauliques. Les boues rsiduelles sont elles-mmes traites conformment auxrglements en vigueur.


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Cette eau qui a circul en profondeur peut-elle tre radioactive ?

Une des caractristiques des argiles, outre le fait d'tre impermable, est sa capacit retenir la matire organique, les minraux lourds et les lments radioactifs. Cette radioactivitnaturelle est connue depuis longtemps. Certaines argiles ont mme servi de minerais d'uranium.Quand on fait circuler de l'eau dans ces formations, elle peut remonter avec une certaineradioactivit. Conformment aux lgislations en vigueur, cette eau ne peut tre remise dans lemilieu naturel qu'aprs un traitement appropri.

En France les argiles du Lias suprieur qui sont la cible de l'exploration pour les huilesde schiste dans le bassin parisien et les gaz de schiste dans le bassin du Sud-Est ne prsententpas de radioactivit.

Existe-t-il un risque de pollution des nappes phratiques par les fluides defracturation ?

Les forages ptroliers ou gaziers, mme conventionnels, traversent les nappesphratiques qui se situent gnralement dans les premires centaines de mtres les plus prochesde la surface. Une fois ces zones traverses et avant de poursuivre le forage, on met en place untubage "casing" mtallique qui isole totalement le puits. Cette structure est cimente afin derendre toute fuite impossible. On poursuit ensuite le forage jusqu' l'objectif. Le forage seprsente donc comme un embotement de tubage d'acier ciment isolant totalement les partiessuprieures du puits des zones de production situes plusieurs kilomtres plus bas. Dans unpuits Marcellus shale (Pennsylvanie, USA), le tubage et la cimentation reprsentent un poids deplus de 1500 tonnes !


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Les risques de pollution sont donc extrmement minimes si les oprations de forage etde cimentation sont faites suivant les rgles de l'art.

La fracturation hydraulique est-elle dangereuse ?

Les roches formant les bassins sdimentaires ont subi au cours des temps gologiquesdes forces tectoniques importantes. Les reliefs, tels que nous les connaissons, sont la rsultantede toutes ces forces qui se sont succd durant des dizaines de millions d'annes. Les roches ontdonc subi des dformations qui se traduisent par une fracturation naturelle complexe qui estbien visible sur les affleurements (voir photo ci-dessous). En profondeur, on retrouve cettefracturation qui n'est pas en elle-mme un danger.

Quant la fracturation hydraulique, elle se situe loin de la surface et des aquifres.



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Cette figure montre la localisation de lazone affecte par la fracturation hydrauliquedans un forage horizontal de 2000 mtres delong. La zone fracture se situe 2500 mtresde profondeur.

Cette zone reste confine dans lesargiles contenant les gaz de schiste. L'paisseurdes sdiments compacts entre la zone fractureet la surface correspond peu prs 8 fois lahauteur de la Tour Eiffel.

C'est des profondeurs comprises entre

2000 et 3000 mtres que se situent les gaz deschiste dans le bassin du Sud-Est ainsi que leshuiles de schiste dans le bassin parisien.

La propagation de ces fracturesartificielles jusqu'au aquifres ou jusqu' lasurface est impossible lorsque la fracturationhydraulique a lieu de telles profondeurs.

L'injection d'eau sous pression a pour but de crer de nouvelles fractures et d'enractiver d'anciennes. Cela se traduit par des vibrations proximit immdiate du puits dontl'intensit est extrmement faible (trs infrieure au passage d'un camion dans une rue).


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La localisation de ces vibrations durant la fracturation est d'ailleurs un outil performantqui permet de suivre, en temps rel, la propagation des fractures. La fracturation hydraulique

reste cantonne dans la couche dans laquelle on veut produire le gaz. Les vibrations ne sont pasressentis en surface.

Pour le moment, seule la production des Bakken Shales dans le bassin deWilliston (USA/Canada) atteste de la rentabilit conomique de la productiond'huile de schiste. La transposition au bassin de Paris est-elle pertinente ?

C'est tout l'enjeu de l'exploration qui commence dans le bassin parisien. Les tudesgologiques entreprises par les compagnies opratrices dans le bassin de Paris ont montrune trs grande analogie entre les argiles de la formation Bakken et les argiles du Lias

suprieur du bassin de Paris. La ralisation de plusieurs puits pilotes dans le bassin deParis a pour but, en appliquant le savoir-faire acquis en Amrique du Nord et destechniques prouves, de tester la faisabilit d'une telle production dans le bassin de Paris.

Quelles pourraient tre les consquences de tests positifs lors des puits pilotesdans le bassin de Paris ?

Les consquences d'une production conomique d'huiles de schiste dans le bassin

parisien serait de deux types :Depuis de nombreuses annes, la production nationale franaise dcrot et ne

reprsente plus que 1 % de nos besoins (1 million de tonnes). Une productionsignificative, reprsentant quelques pourcents de notre consommation, serait bnfiquetant notre indpendance nergtique qu' notre balance commerciale.

La transition nergtique ne pourra se faire que sur des dcennies durantlesquelles il est indispensable d'assurer l'approvisionnement en hydrocarbures. Parexemple l'heure actuelle la production des sables bitumineux de l'Athabasca estcomparable la production de la Libye.

Les ptroles non conventionnels sont appels jouer un rle de plus en plusimportant dansnos approvisionnements. Le succs de la production d'huiles de schistedans le bassin de Paris confirmerait la pertinence de l'exploration des hydrocarburesliquides dans les roches-mres repoussant la date du "peak-oil" et permettant latransition nergtique de se mettre en place dans de bonnes conditions conomiques.


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Ds que les oprations de forage et de mise en production (fracturation

hydraulique) sont effectues, le derrick est dmont et ne reste en surface qu'une tte depuits permettant de contrler la production, l'vacuation de la production se faisant par untuyau gnralement enterr. Durant la phase de production, la surface utilise se rduitconsidrablement pour n'occuper plus que 0,2 hectare.

Source : Chesapeake Statoil. Tte de puits et installation de surface durant la

phase d'exploitation

Enfin, et conformment au code minier en vigueur, lorsque la production cesse, le puitsest scuris et le site est remis en tat.

La gestion de la ressource en eauLa ressource en eau est un bien commun tous et tout risque de conflit d'usage se doit

d'tre vit. La rglementation franaise est stricte et tout usage de l'eau pour une activit quellequ'elle soit doit faire l'objet d'une autorisation qui n'est accorde qu'aprs une enqute prenant encompte le besoin de tous les utilisateurs.

Les besoins en eau pour le forage et la fracturation hydraulique d'un puits sont certesimportants (de l'ordre de 15 000 m3 pour le forage et la fracturation hydraulique) mais nereprsentent par exemple que quelques jours d'irrigation d'un golf. De plus, cette fracturation alieu lors du forage et la production de ce puits se poursuivra durant de trs nombreuses annessans usage important d'eau. Une partie de cette eau revient en surface lors de la premire phased'exploitation et est recycle.

Le recyclage de l'eau de production associ une gestion raisonne de la ressource eneau doit permettre une utilisation durable de cette ressource et viter des conflits d'usage.


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L'exploitation des hydrocarbures non conventionnels est-elle indispensable

l'approvisionnement nergtique mondial ?

La transition nergtique vers des nergies moins mettrices de CO2 est amorce depuismaintenant quelques annes. Cependant cette transition demandera des dizaines d'annes etdurant cette priode les nergies fossiles et particulirement les hydrocarbures joueront encoreun rle dterminant mme si leur part dans le "mix nergtique" est appel diminuer. Afind'assurer cette transition dans de bonnes conditions conomiques, il faut quel'approvisionnement en hydrocarbures rponde une demande qui est en constanteaugmentation du fait de l'augmentation de la population mondiale (de l'ordre de 1% par an,nous devrions tre 8,5 milliards en 2035) et de l'augmentation du niveau de vie notammentdans les pays mergents.

Pour rpondre cette demande, et compte tenu du dclin de nombreux champs ourgions ptrolires, il est ncessaire d'optimaliser la production des champs dcouverts, dedcouvrir de nouveaux champs dans des zones peu ou pas explores et de produire deshydrocarbures non conventionnels.

Actuellement, les hydrocarbures liquides non conventionnels (principalement les sablesbitumineux de l'Athabasca au Canada et les huiles lourdes et extra-lourdes du Venezuela)fournissent dj autant de ptrole que la Libye. Quant au gaz non conventionnels, ilsreprsentent plus de la moiti de la production des USA.

La part de ces hydrocarbures non conventionnels devrait donc augmenter dans lesannes venir jusqu' fournir une part significative dans notre approvisionnement enhydrocarbures.

Quel est l'intrt de produire des hydrocarbures non conventionnels enFrance?

La question ne se limite pas aux hydrocarbures non conventionnels mais toute laproduction d'hydrocarbures franaise.

Bien que la France n'ait jamais t un grand pays ptrolier, la production nationale estune constante depuis plus de soixante ans mais elle a amorc depuis de nombreuses annes.sondclin.

La production sur le territoire donc plusieurs intrts :- Rduire les importations et donc rduire le dficit du commerce extrieur franais,- Rduire la dpendance nergtique de la France,- Crer une comptence dans le domaine ptrolier et paraptrolier franais qui pourra

crer des emplois qualifis et contribuer aux exportations.


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