Les hydrocarbures non conventionnels : évolution ou

Les hydrocarbures non conventionnels :évolution ou révolution ?

Depuis maintenant quelques années, les hydrocarbures non conventionnels prennentune place grandissante dans l'approvisionnement mondial en hydrocarbures. Est-ceune révolution ou une évolution normale ?

La notion de système pétrolier

Un certain nombre de conditions géologiques doiventêtre réunies afin que des hydrocarbures liquides et/ougazeux puissent être générés dans le sous-sol etconcentrés dans un gisement.

Hydrocarbures conventionnels

Fig. 1 – Système pétrolier

Source : IFP Energies nouvelles (IFPEN)

Il faut que quatre conditions soient réunies dans unemême région :� une couche riche en matière organique (la roche-mère)qui va, par augmentation de pression et de température,se transformer en hydrocarbures ; lorsque la tempéra-ture et la pression augmentent, la matière organique setransforme d'abord en pétrole puis en gaz (principale-ment du méthane),

� une couche poreuse et perméable (le réservoir) danslaquelle les hydrocarbures vont se concentrer et pouvoirêtre produits,

� une couche imperméable (la couverture) qui empêchela migration des hydrocarbures vers la surface,

� un piège dans lequel les hydrocarbures vont seconcentrer.

Les hydrocarbures se trouvant dans une roche poreuseet perméable et concentrés dans un piège (gisement),ils sont relativement faciles à produire.

Hydrocarbures non conventionnels

Il n'existe pas de définition stricte de la notion d'hydro-carbures non conventionnels. Dans la suite du texte il nesera traité que des hydrocarbures non conventionnelsissus de systèmes pétroliers particuliers ; les hydrocar-bures produits dans l'ultra-deep offshore et dansl'Arctique ou les biofuels ne seront donc pas traités.

Dans le cas des hydrocarbures non conventionnels, oncherche à produire des hydrocarbures qui sont très difficilesà extraire, soit parce qu'ils se trouvent dans des couches trèspeu perméables, soit parce que la nature même de ceshydrocarbures les rend peu ou pas mobilisables.

le point sur

GISEMENT Indices de surface (huile, gaz)

PIÈGEStructure fermée dans laquelle les

hydrocarbures viennent se concentrer

COUVERTURERoche imperméable qui empêche

les hydrocarbures de migrer jusqu’à la surface

RÉSERVOIRRoche poreuse et perméable

dans laquelle vont pouvoir s’accumulerles hydrocarbures

Augmentation de la pression etde la température

MIGRATIONEXPULSION

GÉNÉRATION

ROCHE-MÈRERoche riche en matière organiquequi va générer les hydrocarbures


Fig. 2 – Les hydrocarbures conventionnels et non conventionnels

Source : IFPEN

La notion d'hydrocarbures non conventionnels résidedonc exclusivement dans leur mode d'extraction. Laproduction à grande échelle des hydrocarbures nonconventionnels représente ainsi un véritable challengetechnologique.

Les hydrocarbures liquides nonconventionnels

Sous ce terme générique, on trouve plusieurs typesd'hydrocarbures.

Fig. 3 – Les hydrocarbures liquides non conventionnels

Source : IFPEN

Les pétroles non conventionnels contenus dans un réservoir

Les pétroles de réservoirs compacts (tight oils)

Ce sont des hydrocarbures liquides contenus dans desréservoirs très peu poreux et très peu perméables. Onparle de "tight oils" quand, pour avoir une production

commerciale d'hydrocarbures, il faut "stimuler" leréservoir dès la mise en production. La production deces "tight oils" nécessite souvent l'emploi de puits hori-zontaux et de la fracturation hydraulique (voir fichePanorama 2011 "Les gaz non conventionnels et l'eau").

Les pétroles lourds ou extralourds (heavy, extra-heavy oils)

Fig. 4 – Pétrole lourd

Source : Oilfield Review, 2002

Ces pétroles sont appelés lourds du fait de leur fortedensité et d'une très forte viscosité qui rend impossibleune extraction classique même dans des réservoirs debonne qualité. Dans la majorité des cas, il s'agit d'an-ciens gisements conventionnels dont le pétrole a étéaltéré par une intense activité bactérienne. Au début du20e siècle, ce pétrole visqueux était extrait en carrières.Aujourd'hui, on l'exploite par des puits verticaux et hori-zontaux mais le rendement reste faible. Dans certainscas, on utilise un doublet de forages horizontaux. De lavapeur est injectée dans un des puits. L'augmentationde température fait alors chuter la viscosité du pétrolequi est extrait par le second forage. Les principalesréserves de pétroles lourds ou extralourds se situent auVenezuela et au Canada.

Les sables bitumineux (oil sands, tar sands)

Les sables bitumineux sont composés de sable (le réservoirinitial) et de bitume, qui est un mélange d'hydrocarburestrès visqueux (voire solide) à température ambiante. Là encore, il s'agit d'un gisement conventionnel qui aété porté en surface par des mouvements tectoniquesassociés à une érosion. L'altération bactérienne est

le point sur

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CONVENTIONNEL NON CONVENTIONNEL

COUVERTURE

ROCHE-MÈRE

Sables bitumineuxHuiles lourdes et extralourdes

Pétrole de réservoirs compactsGaz de réservoirs compacts

RÉSERVOIR

Schistes bitumineuxPétrole de schistes

Gaz de schistesCoalbed methane

Hydr

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RÉSERVOIR

ROCHE-MÉRE

PÉTROLESCONVENTIONNELS

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ENTI

ONNE

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Forte concentrationFacile à développerBonne productivité

Réservoirs de

bonne qualité

Pétroles de schistesRoche-mère mature

Schistes bitumineux

Roche-mère immature

Pétroles deréservoirs compacts

Pétroles lourds et extralourds

Sablesbitumineux

Réservoirs de mauvaise qualité


encore plus importante que pour les pétroles lourds ouextralourds, ce qui les rend extrêmement visqueux. Onexploite ces sables bitumineux soit en mines soit encarrières (extraction à la pelle mécanique et achemine-ment vers une usine de traitement). Les hydrocarburesainsi extraits doivent être traités sur place avant d'êtreacheminés dans une raffinerie. Les principales réservesde sables bitumineux se trouvent dans l'État de l'Albertaau Canada.

Fig. 5 – Sables bitumineux

Source : L'Expansion, 2010

Les pétroles non conventionnels contenus dans une roche-mère

Les schistes bitumineux (oil shales)

Fig. 6 – Schistes bitumineux

Source : Wikipédia, 2011

Il s'agit d'une roche-mère de très bonne qualité mais quin'a pas été suffisamment enfouie pour que la matièreorganique puisse être transformée en hydrocarbures.Pour "exprimer" ces hydrocarbures, il faut réaliserartificiellement ce que la nature n'a pas fait en leschauffant.

Ces "oil shales" sont exploités en carrières ou en minespuis chauffés à fortes températures (450 °C) ; l'huileainsi formée est ensuite recueillie. Le rendement éner-gétique de ce type de pétrole non conventionnel n'estpas bon, une grande partie de l'énergie produite servantà chauffer la roche. La production de ce type de pétroleest très occasionnelle et ne s'est développée que dansles périodes de conflit : c'est le fameux "pétrole deguerre".

Les pétroles de schistes (shale oil)

Dans ce cas, l'enfouissement de la roche-mère a étésuffisant pour transformer la matière organique enhydrocarbures liquides. Ces hydrocarbures liquides res-tent piégés dans la roche-mère, qui est très peuporeuse et imperméable. L'exploitation de ces hydro-carbures liquides piégés nécessite alors l'utilisation deforages horizontaux et de la technique de fracturationhydraulique pour augmenter artificiellement la perméa-bilité de la roche. L'exploitation de ces pétroles deschistes n'a été rendue possible que par les avancéestechnologiques mises au point sur les gaz de schistes.Actuellement, seul le bassin de Williston (à la frontièreentre les États-Unis et le Canada) produit ce typed'hydro carbures non conventionnels ; sa production acommencé au début des années 2000 et se développetrès rapidement.

Les hydrocarbures gazeux nonconventionnels

Dans le cas des gaz non conventionnels, le méthane estpiégé dans des roches très peu poreuses et imper-méables, ce qui ne permet pas une exploitation classique.

Les gaz non conventionnels contenus dans un réservoir

Les gaz de réservoirs compacts

Ce sont des hydrocarbures gazeux contenus dans desréservoirs très peu poreux et très peu perméables. Pourles produire, il faut stimuler le réservoir par fracturationhydraulique.

le point sur

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Les gaz non conventionnels contenus dans uneroche-mère

Le gaz de houille (Coalbed methane ou CBM)

Le gaz de houille est le gaz naturel absorbé naturellementdans les charbons : c'est le fameux "grisou" tant redoutédes mineurs.

Ce gaz est généralement produit à partir de couches decharbons qui sont soit trop profondes, soit de trop mau-vaise qualité pour être exploitées en mine. La particula-rité du gaz de houille réside dans le fait que la majeurepartie du méthane est adsorbée sur le charbon lui-même, l'autre fraction étant présente dans les fracturesnaturelles de la couche de charbon. La quantité deméthane adsorbé dépend du "rang" du charbon, ainsique de sa nature. Pour exprimer ce méthane adsorbésous forme gazeuse libre, il faut diminuer les conditionsde pression. Cette dépressurisation s'effectue générale-ment en pompant l'eau interstitielle contenue dans lesfractures du charbon.

On peut aussi produire ce gaz de houille à partir desmines de charbon actives ou abandonnées : c'est le Coalmine methane ou CMM. Dans les mines actives, cetteproduction de méthane en avant du front de taille per-met de réduire le risque des "coups de grisou" tout enlimitant l'émission dans l'air de méthane, gaz à forteffet de serre.

Le gaz de schistes (shale gas)

Les gaz de schistes sont des gaz formés principalementpar du méthane contenu dans des roches argileusesayant une forte teneur en matière organique. Cesargiles (en fait souvent un mélange d'argiles, de silts oude carbonates) ont été suffisamment enfouies pour quela matière organique ait été transformée en gaz. Unegrande partie de ce gaz reste piégée dans les argiles carelles sont presque imperméables. Il faut donc les frac-turer artificiellement pour produire ce gaz.

Le potentiel de production en gaz est d'autant plusimportant que la roche-mère est initialement riche enmatière organique, que son enfouissement a été suffisantet que la composition minéralogique des argiles permetune fracturation naturelle ou artificielle efficace.

Quand les couches contenant du gaz de schistes sontportées à l'affleurement, le méthane s'exprime sousforme gazeuse, créant des indices de gaz qui peuvents'enflammer spontanément.

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RÉSERVOIR

ROCHE-MÉRE

GAZCONVENTIONNELS

GAZ

NON

CONV

ENTI

ONNE

LS

Forte concentrationFacile à développerBonne productivité

Hydrates de méthane

Gaz de réservoirscompacts

Gaz dehouille

Gaz deschistes

Réservoirs de

bonne qualitéRéservoirs de

mauvaise qualité

Fig. 7 – Les hydrocarbures gazeux non conventionnels

Source : IFPEN

Puits producteurs Séparateur / Compresseur

Réinjection de l’eau dans un aquifère

Fracturationnaturelle ou artificielle

CHARBON

Eau + CH4 CH4

Eau CH4

Fig. 8 – La production du gaz de houille

Source : IFPEN

Fig. 9 – La Fontaine Ardente du Dauphiné

Source : Pierre Thomas

La Fontaine Ardente du Dauphiné (commune du Gua, Isère). Cette source de gaz naturel

(méthane) est déjà mentionnée au Ve siècle par Saint-Augustin.


Depuis quelques années, dans les bassins sédimentairesaméricains, une forte activité d'exploration et de pro-duction s'est développée grâce aux améliorations tech-niques et à la baisse des coûts du forage horizontal etde la fracturation hydraulique. Ce type de gaz nonconventionnel pourrait connaître un développement trèsimportant dans d'autres parties du monde.

Les hydrates de méthane (methane hydrates)

Les hydrates de méthane sont une forme de gaz nonconventionnel tout à fait différente des trois précédentesmême si là encore il s'agit de méthane. Les hydrates deméthane sont un mélange d'eau et de méthane qui, souscertaines conditions de pression et de température, cris-tallise pour former un solide qui ressemble à de la glace.

Dans la nature, les conditions nécessaires pour se situerdans le domaine de stabilité des hydrates se trouventdans la partie supérieure de la colonne sédimentaire desrégions arctiques (très faible température — faible pres-sion) ou dans la partie supérieure des sédiments en off-shore profond (forte pression — température faible). À cejour aucune exploitation commerciale n'est envisagée,seuls deux sites pilotes au Canada et au Japon testent lesméthodes de production.

Fig. 10 – Les hydrates de gaz, de la glace qui flambe

Source : Wikipédia, 2011

Quand les hydrates ne sont plus dans leur domaine de stabilité, ils se décomposent en eau et

en méthane. Le méthane peut être enflammé, on a alors de la "glace qui brûle".

L'avenir des hydrocarbures nonconventionnels

Sous le nom générique d'hydrocarbures non conventionnels,on trouve donc toute une gamme d'hydrocarbures liquideset gazeux dont l'impact sur l'approvisionnementénergétique global est très variable.

D'importantes ressources…

Les hydrocarbures liquides non conventionnels

Malgré une transition énergétique entamée dès lesannées 80 qui voit la part des hydrocarbures liquidesdiminuer dans le mix énergétique mondial, une aug-mentation de leur consommation dans les 25 pro-chaines années est très probable. Les réserves prou-vées, estimées à plus de 1 526 milliards de barils (Gb)(BP, 2010), seront alors loin de suffire à l'approvisionne-ment mondial de ces 25 prochaines années. Les rééva-luations des gisements existants, les efforts constantsvisant à améliorer le taux de récupération (EOR) et lesnouvelles découvertes devraient permettre de repous-ser le fameux "peak oil" de quelques années.

Fig. 11 – La production de sables bitumineux et d'huiles lourdes

Source : AIE, 2010

Cependant, et en fonction de l'augmentation de lademande et de la montée en puissance des énergiesrenouvelables, la part des hydrocarbures liquides nonconventionnels devrait augmenter. Ces hydrocarburesliquides non conventionnels représentent plus de1,5 millions de barils par jour (Mb/j) pour les sablesbitumineux canadiens et les huiles lourdes vénézué-liennes et 2 Mb/j si on prend en compte les pétroles de

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Sables bitumineux canadiensHuiles lourdes vénézuéliennes (Orinoco)


schistes du bassin de Williston (États-Unis). Cette production est encore faible comparée avec la productionmondiale de pétrole qui est de l'ordre de 82 Mb/j(BP, 2010). Néanmoins, c'est l'équivalent de la produc-tion d'un pays producteur de pétrole conventionnelcomme la Libye.

Les ressources en hydrocarbures liquides non conventionnels sont-elles suffisantes pour répondre à lademande ? Si l'on en croit les données de l'AIE (2008),les ressources ultimes récupérables sont de l'ordre de2 000 Gb (sans compter les hydrocarbures non conven -tionnels comme le GtL ou le CtL) ce qui est très impor-tant. Il faut cependant prendre ces chiffres avec beau-coup de précaution du fait qu'il s'agit de ressourcesultimes récupérables et non de réserves prouvées,c’est-à-dire reconnues et dont les autorisations de pro-duction et les investissements sont acquis. Dans le casdes hydro carbures non conventionnels, l'évaluation desres sources récupérables est beaucoup plus compliquée,les hydrocarbures étant diffus dans la roche et le rende-ment de la production difficile à prédire a priori.

Fig. 12 – Les ressources ultimes récupérables des hydrocarbures liquides

Source : AIE, 2008 modifié

On peut raisonnablement penser que les sables bitumineuxet les huiles lourdes contribueront de plus en plus à l'ap-provisionnement en hydrocarbures liquides. Les pétrolesde schistes n'en sont qu'au début de leur exploitation avecun seul bassin producteur. Si d'autres bassins s'avéraientintéressants (comme le bassin de Paris qui présentebeaucoup d'analogies avec le bassin de Williston), lespétroles de schistes pourraient devenir un objectif impor-tant pour l'exploration pétrolière. Les schistes bitumineux,quant à eux, ne semblent pas devoir se développer rapide-ment du fait d'un bilan énergétique très faible.

Les hydrocarbures gazeux non conventionnels

La consommation de gaz naturel devrait croître plusrapidement encore que celle des hydrocarbures liquides(AIE, 2010) dans les prochaines années.

Fig. 13 – Les ressources ultimes récupérables des hydrocarburesgazeux

Source : AIE, 2009 modifié

Les réserves prouvées de gaz naturel sont proportion-nellement plus importantes que celles de pétrole, et le"peak gas" ne devrait pas se produire rapidement.Cependant, le développement des gaz de schistes esttrès rapide, notamment aux États-Unis. La productionde gaz non conventionnel y a déjà dépassé celle du gazconventionnel, démontrant aussi la rentabilité écono-mique de cette nouvelle ressource. Les ressourcesultimes récupérables sont certainement très impor-tantes notamment pour les gaz de schistes dont l'explo-ration s'étend maintenant au-delà de l'Amérique duNord. De tous les hydrocarbures gazeux non conven-tionnels, seuls les hydrates de méthane ne sont pasactuellement exploités commercialement.

Mais des procédés d’exploitation contestés du faitde leur impact environnemental

Afin que la production d'hydrocarbures puisse répondre à la demande mondiale croissante, l'industrie pétrolière adéveloppé de nouvelles technologies permettant d'exploreret d'exploiter les hydrocarbures dans des conditions géo-logiques ou géographiques de plus en plus complexes(offshore ultraprofond, réservoirs très enfouis, domainearctique, etc.). La production des hydrocarbures nonconventionnels s'inscrit dans cette évolution vers l'exploi-tation de ressources dites "technologiques". Comme vu précédemment, les hydrocarbures liquides non

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conventionnels fournissent déjà une production nonnégligeable de l'approvisionnement mondial. Quant auxgaz non conventionnels, ils représentent déjà plus de lamoitié de la production de gaz des États-Unis, premierproducteur mondial.

Cependant, le développement à plus grande échelle dela production d'hydrocarbures non conventionnels posele problème de son impact environnemental, car lestechniques d'exploitation ont une empreinte environne-mentale qui reste supérieure à celle liée à la productiond'hydrocarbures conventionnels.

Fig. 14 – Les techniques d'extraction et les axes de R&D

Source : IFPEN

Le développement des hydrocarbures passe par l'accepta-tion sociétale des technologies, qui doivent évoluer pourminimiser l'empreinte environnementale des exploitations.

De nombreux axes de recherches sont investigués :� l'empreinte au sol des installations de forages et deproduction peut être minimisée, notamment dansl'exploitation des pétroles et gaz de schistes, en utili-sant la technique des "pads". À partir d'une seuleplate-forme de forage, on réalise ainsi 15 à 20 puitshorizontaux ;

� la ressource en eau nécessaire pour l'exploitation etle traitement des sables bitumineux ou lafracturation hydraulique pour les pétroles et gaz deschistes doit être optimisée. Ces améliorationsportent sur de nouvelles techniques moinsconsommatrices en eau, sur l'utilisation d'adjuvantschimiques "verts" ainsi que sur le retraitement deseaux de production ;

� l'empreinte carbone de toutes les techniques utiliséesdans l'exploitation des hydrocarbures non conven-tionnels doit aussi être réduite.

L'accroissement de la demande énergétique mondialerepose sur deux tendances lourdes, l'augmentation dela population mondiale (1 % par an, nous serons 8,5 mil-liards en 2035) et la croissance économique (3 % par anà l'échelle mondiale). La part des hydrocarbures dans lemix énergétique mondial est appelée à diminuer maiselle devrait être encore de 50 % en 2035 (AIE). Leshydrocarbures non conventionnels sont appelés à four-nir une part de ces hydrocarbures. Cette part ne pourraêtre importante que si l'empreinte environnementale deleur exploitation est réduite.

Roland Vially – [email protected] remis en novembre 2011

www.ifpenergiesnouvelles.fr

Établissement de LyonRond-point de l’échangeur de SolaizeBP 3 – 69360 Solaize – FranceTél. : +33 4 37 70 20 00

IFP Energies nouvelles1 et 4, avenue de Bois-Préau92852 Rueil-Malmaison Cedex – FranceTél. : +33 1 47 52 60 00 – Fax : +33 1 47 52 70 00


le point sur

Hydrocarburesnon conventionnels

Méthodes de production

Recherches &développments

- Sables bitumineux (pétrole)- Schistes bitumineux (pétrole)

Carrières Réduction del’empreinte

environnementale des techniques

d’extraction

Empreintes au sol

Émissions de gaz àeffet de serre (ACV)

Cycle de l’eau

Nuisances liées àl’activité deproduction

- Coal-mine méthane (gaz)- Schistes bitumineux (pétrole)

Mines

- Coalbed méthane (gaz)- Sables bitumineux (pétrole)- Huiles lourdes et

extralourdes (pétrole)- Hydrates de méthane (gaz)- Pétrole de schistes (pétrole)- Gaz de schistes (gaz)- Pétrole et gaz de réservoirs

compacts (pétrole, gaz)

Foragescomplexes

+ Fracturationhydraulique

Non-conventional hydrocarbons:evolution or revolution?

For some years now, the contribution made by non-conventional hydrocarbons toglobal supplies of hydrocarbons has been increasing. Is this a revolution or just naturalevolution?

The petroleum system concept

A number of different geological conditions must cometogether in the same location before liquid and/or gaseoushydrocarbons can be created below ground and becomeconcentrated together to form an oil or gas field.

Conventional hydrocarbons

Fig. 1 – Petroleum system

Source: IFP Energies nouvelles (IFPEN)

Four conditions must come together in the same vicinity:� a bed rich in organic matter (the source rock), which,as a result of increasing pressure and temperature, istransformed into hydrocarbons. As temperature andpressure rise, the organic matter turns first into oil,and then into gas (principally methane);

� a porous and permeable bed (the reservoir) in whichthe hydrocarbons become concentrated and fromwhich they can be extracted;

� an impermeable bed (the seal), which prevents thehydrocarbons from migrating to the surface;

� a trap in which the hydrocarbons are concentrated.

Where hydrocarbons are found in porous and permeablerock and are concentrated in a trap (or deposit), they arerelatively easy to extract.

Non-conventional hydrocarbons

There is no strict definition of the concept of non-conventional hydrocarbons. This report addresses onlythose non-conventional hydrocarbons produced fromspecial petroleum systems. Hydrocarbons producedfrom the ultra-deep offshore and the Arctic, and bio-fuels are therefore excluded.

In the case of non-conventional hydrocarbons, the objectiveis to produce hydrocarbons that are very difficult toextract, either because they are located in beds of very lowpermeability, or because their very nature makes themdifficult or impossible to move.

The concept of non-conventional hydrocarbons thereforerelates solely to their extraction method. The large-scale

a look at

DEPOSIT Surface shows of oil and/or gas

TRAPClosed structure in whichhydrocarbons accumulate

SEALImpermeable rock that prevents

hydrocarbons from migratingto the surface

RESERVOIRPorous, permeable rock in which

hydrocarbons can accumulate

Increase in pressureand temperature

MIGRATIONEXPULSION

GENERATION

SOURCE ROCKRock rich in hydrocarbon-forming

organic matter

Non-conventional hydrocarbons: evolution or revolution?

production of non-conventional hydrocarbons thereforepresents a very considerable technological challenge.

Fig. 2 – Conventional and non-conventional hydrocarbons

Source: IFPEN

Non-conventional liquid hydrocarbons

This generic term covers several types of hydrocarbons.

Fig. 3 – Non-conventional liquid hydrocarbons

Source: IFPEN

Non-conventional oils contained in reservoirs

Tight oils

These are liquid hydrocarbons contained in reservoirscharacterised by very low porosity and equally low per-meability. The term “tight oil” is used where the reservoirhas to be “stimulated” to achieve commercial productionof the hydrocarbons it contains. Production of these “tightoils” often requires the use of horizontal wells andhydraulic fracturing (see Panorama 2011 article “Non-conventional gases and water”).

Heavy and extra-heavy oils

Fig. 4 – Heavy oil

Source: Oilfield Review, 2002

These oils are referred to as heavy because of their highdensity and very high viscosity, which makes it impos-sible for them to be extracted in the traditional way,even from high-quality reservoirs. In the majority ofcases, these are old conventional deposits in which thenature of the oil has been changed by intense bacterialactivity. At the beginning of the 20th century, this viscousoil was extracted by quarrying. Today, it is exploitedusing vertical and horizontal wells, but productivityremains low. Twin horizontal drilling is used in certaincircumstances. In this arrangement, steam is injectedvia one of the wells. The rise in temperature thenreduces the viscosity of the oil, which is extractedthrough the second well. The largest reserves of heavyand extra-heavy oils are found in Venezuela and Canada.

Tar sands

As the name suggests, tar sands are made up of sand(the initial reservoir) and tar, which is a mixture ofhydrocarbons that are extremely viscous (or even solid)at ambient temperature. Again, these are conventionaldeposits that have been brought to the surface by tecto-nic movement, followed by erosion. The alterationbrought about by bacterial action is even more pronoun-ced than that seen in heavy and extra-heavy oils, makingthem extremely viscous. Tar sands are exploited bymining and quarrying (extraction by mechanical excava-tors for transfer to a processing plant). Hydrocarbonsextracted in this way must be processed on-site beforebeing shipped to a refinery. The largest reserves of tarsands are found in the province of Alberta in Canada.

a look at

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CONVENTIONAL NON-CONVENTIONAL

SEAL

SOURCE ROCK

Tar sandsHeavy and extra-heavy oils

Tight oilsTight gases

RESERVOIR

Oil shalesShale oil

Shale gasCoalbed methane

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High concentrationEasy to developGood productivity

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Shale oilMature source rockOil shales

Immature source rock

Tight oils

Heavy and extra-heavy oils

Tarsands

Poor qualityreservoirs


Fig. 5 – Tar sand

Source: L'Expansion, 2010

Non-conventional oils contained in source rock

Oil shales

Fig. 6 – Oil shales

Source: Wikipedia, 2011

This term is applied to a source rock, which, although ofvery high quality, has not been formed at a depth suffi-cient for the organic matter it contains to be convertedfully into hydrocarbons. In order to obtain these hydro-carbons, it is necessary to recreate artificially thoseconditions which nature has been unable to create, byheating the rock.

Oil shales are quarried or mined and, once extracted,are heated to very high temperatures (around 450°C).The resulting oil is then recovered. The energy efficiencyof this type of non-conventional oil is not great, since alarge part of the energy generated is used to heat therock. This type of oil is produced only very occasionally,and almost always during periods of conflict: hence theterm “wartime oil”.

Shale oil

In this instance, the source rock is sufficiently far belowthe surface that the organic material it contains has beentransformed into liquid hydrocarbons. However, theseliquid hydrocarbons remain trapped within the sourcerock, as a result of its very low porosity and impermeabi-lity. Exploiting these trapped liquid hydrocarbons requiresthe use of horizontal drilling and hydraulic fracturing toartificially increase the permeability of the rock.Exploitation of these shale oils has been made possibleonly by the technological advances developed to extractshale gases. Currently, only the Williston Basin on theUS/Canadian border produces this type of non-conventionalhydrocarbon. Production here started at the beginningof the 2000s, and has grown very rapidly ever since.

Non-conventional gaseous hydrocarbons

In the case of non-conventional gases, methane is trappedin impermeable rocks of very low porosity, makingtraditional exploitation impossible.

Fig. 7 – Non-conventional gaseous hydrocarbons

Source: IFPEN

Non-conventional gases contained in reservoirs

Tight gases

These are gaseous hydrocarbons contained in reservoirscharacterised by very low porosity and equally low permeability. Extracting them requires the reservoir tobe stimulated by hydraulic fracturing.

Non-conventional gases contained in source rocks

Coalbed methane (CBM)

Coalbed methane is the natural gas adsorbed naturallyinto coal; the famous “firedamp” so dreaded by miners.

a look at

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RESERVOIR

SOURCEROCK

CONVENTIONALGASES

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ENTI

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High concentrationEasy to developGood productivity

Methane hydrates

Tight gases

Coalbedmethane (CBM)

Gasshales

Good qualityreservoirsPoor qualityreservoirs


It is generally produced from coal seams that are eitherat very deep levels or of too poor a quality to be mined.The distinctive characteristic of coalbed methane is thatthe majority of the methane gas is adsorbed into thecoal itself, whilst the remaining fraction is found in thenatural fractures of the coalbed. The quantity ofmethane adsorbed depends on the “grade” of coal andits particular characteristics. Releasing this adsorbedmethane in free gaseous form requires the pressure tobe reduced. This is usually achieved by pumping out theinterstitial water contained in the coalbed fractures.

Fig. 8 – Coalbed methane production

Source: IFPEN

Coalbed methane can also be produced from active orabandoned coal mines, when it is referred to as coal minemethane (CMM). In active mines, extracting this methaneahead of the coal face reduces the risk of “firedamp inci-dents”, at the same time as limiting atmospheric emissionsof methane, which is a powerful greenhouse gas.

Shale gas

Shale gases are formed principally by the methane contained in argillaceous rock with a high organic mat-ter content. These clays (in reality, often a mixture ofclays, silts and carbonates) are at sufficiently deeplevels that their organic matter has been converted into gas. A large proportion of this gas remains trapped in the clays, since they are virtually impermeable. They must therefore be fractured artificially in order toproduce this gas.

The higher the organic matter content of the sourcerock, the deeper its level and the more suitable itsmineralogical composition for effective natural or artifi-cial fracturing, the higher the gas production potential.

When the beds containing the shale gas are exposed,the gaseous methane creates “gas shows” that maycombust spontaneously.

High levels of exploration and production have developedover recent years in the US sedimentary basins, as aresult of technical improvements and the falling cost ofhorizontal drilling and hydraulic fracturing. This type ofnon-conventional gas could see very significant growthin other parts of the world.

Fig. 9 – La Fontaine Ardente du Dauphiné

Source: Pierre Thomas

La Fontaine Ardente du Dauphiné (in the Isère region of France). This source of natural gas

(methane) was recorded as early as the 5th century by St. Augustine.

Methane hydrates

Fig. 10 – Methane hydrates, burning ice

Source: Wikipédia, 2011

When hydrates are no longer within their stability zone, they break down into water and

methane. The methane can then combust to create the “burning ice” phenomenon.

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Production well Separator/Compressor

Water re-injected into aquifer

Natural orartificial fracturing

COAL

Water + CH4 CH4

Water CH4


Although they contain methane, methane hydrates are acompletely different form of non-conventional gas thanthe three types discussed previously. Methane hydratesare a mixture of water and methane, which, under certainpressure and temperature conditions, crystallise toform a solid similar in appearance to ice.

In nature, all the conditions required for hydrates toexist within their stability zone are found in the uppersection of the sedimentary column in the Arctic (verylow temperature and low pressure) and in the uppersection of deep offshore sediments (high pressure andlow temperature). No commercial exploitation is cur-rently under consideration, and only two pilot sites — inCanada and Japan — are testing production methods.

The future for non-conventionalhydrocarbons

The generic term “non-conventional hydrocarbons” therefore covers a diversity of liquid and gaseous hydrocar-bons whose impact on global energy supply is extremelyvariable.

Significant resources...

Non-conventional liquid hydrocarbons

Despite an energy transition that began in the 1980s andhas seen liquid hydrocarbons reduce in importance interms of their contribution to the global energy mix, it ishighly likely that consumption of them will increase overthe next 25 years. Estimated at more than 1,526 billionbarrels (Gbbl) (BP, 2010), today’s proven reserves willfall far short of meeting world demand over this 25-yearperiod. Re-evaluation of existing deposits, the constanteffort to improve recovery rates (enhanced oil recovery)and new discoveries should enable the much-discussed“peak oil” point to be postponed by a few years.

However, depending on the increase in demand and therise of renewable energy sources, the contribution madeby non-conventional liquid hydrocarbons seems set toincrease. Canadian tar sands and Venezuelan heavy oilstogether account for 1.5 million barrels per day (Mbbld)of non-conventional liquid hydrocarbons; a figure thatrises to 2 Mbbld when the shale oils produced in theWilliston Basin (USA) are included. This level of produc-tion is still low compared with the total global oil production figure of around 82 Mbbld (BP, 2010).Nevertheless, it is equivalent to the production of aconventional oil producing country, such as Libya.

Fig. 11 – Tar sands and heavy oils production

Source: IEA WEO, 2010

Are there sufficient non-conventional liquid hydrocarbonresources to meet demand? If IEA (2008) figures are tobe believed, ultimate recoverable resources are in theregion of 2,000 Gbbl — excluding non-conventionalhydrocarbons like GtL and CtL — which is a very largevolume. These figures should, however, be treated verycautiously, since they refer to ultimate recoverableresources rather than proven resources, i.e. those thatare currently recognised and for which the necessaryproduction permissions and capital investment are inplace. The process of evaluating recoverable resourcesis much more complicated in the case of non-conventio-nal hydrocarbons, because they are distributed withinthe rock, making production yield intrinsically difficult to predict.

Fig. 12 – Ultimate recoverable resources of liquid hydrocarbons

Source: IEA WEO, 2008 modified

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Gas to Liquids


It may be reasonable to take the view that tar sands andheavy oils will make an increasingly large contribution tosupplies of liquid hydrocarbons. Production of shale oils isstill at the very earliest stage, with only one basin in pro-duction. Although other basins have appeared promising(such as the Paris Basin, which has much in common withthe Williston Basin), shale oils could become a majorfocus for oil exploration. Oil shales do not seem likely todevelop rapidly, due to their very low energy balance.

Non-conventional gaseous hydrocarbons

Fig. 13 – Ultimate recoverable resources of gaseous hydrocarbons

Source: IEA WEO, 2009 modified

Consumption of natural gas is forecast to grow evenmore rapidly than that of liquid hydrocarbons in comingyears (IEA, 2010).

Proven reserves of natural gas are proportionally higherthan those of oil, and “peak gas” will not arrive as rapidly.However, shale gas production is increasing very quickly,especially in the USA. Non-conventional gas productionhas already overtaken that of conventional gas, which alsodemonstrates the financial profitability of this newresource. The level of ultimate recoverable resources iscertainly very high in the case of shale gases, and explora-tion now extends beyond North America. Of all the non-conventional gaseous hydrocarbons, only methanehydrates are not currently exploited on a commercial scale.

... but some exploitation processes are contestedon the grounds of their environmental impact

In ensuring that hydrocarbon production can meetincreasing global demand, the oil industry has develo-ped new technologies to enable exploration and exploi-tation of hydrocarbons under increasingly complex geological and geographic conditions (ultra-deep off-shore, very deep onshore reservoirs, reserves within the

Arctic Circle, etc.). The production of non-conventionalhydrocarbons forms part of this trend towards exploitingso-called “technological” resources. As previously dis-cussed, non-conventional liquid hydrocarbons alreadycontribute significantly to global supplies. At the sametime, non-conventional gases already account for morethan half of all gas production in the USA, which is theworld's largest producer.

However, producing non-conventional hydrocarbons on alarger scale poses the problem of its environmentalimpact, since the environmental footprint imposed by theexploitation technologies involved remains higher than thatof those used in conventional hydrocarbon production.

Hydrocarbon development is conditional on socialacceptance of the technologies involved, which mustevolve towards minimising the environmental footprintimposed by exploitation.

Fig. 14 – Extraction techniques and R&D topics

Source: IFPEN

Many areas of research are now being investigated:

� the physical footprint of drilling and production installations can be minimised by using the “pads”technique, which is especially suitable for the exploi-tation of shale oils and gases. This technique enablesbetween 15 and 20 horizontal wells to be drilled froma single platform;

� the volume of water required for the exploitation andprocessing of tar sands, and for the hydraulic fractu-ring used to extract shale oils and gases, must bereduced and optimised. Improvements here focus onnew technologies that consume less water, on the useof “green” chemical additives and on the reprocessingof water used in the production process;

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Non-conventionalhydrocarbons

Productionmethods

Research anddevelopment

- Tar sands (oil)- Oil shales (oil)

Quarrying Reducing theenvironmentalfootprint ofextractiontechniques

Physical footprint

Greenhouse gasesemissions (LCA)

Water cycle

Production-relatedpollution

- Coal mine methane (gas)- Oil shales (oil)

Mining

- Coalbed methane (gas)- Tar sands (oil)- Heavy and extra-heavy oils (oil)

- Methane hydrates (gas)- Shale oil (oil)- Shale gas (gas)- Tight oil and gas (oil/gas)

Complexdrilling

+ Hydraulicfracturing

� the carbon footprint imposed by all the techniquesused in exploiting non-conventional hydrocarbonsmust also be reduced.

Rising global demand for energy is driven by two powerfultrends: an increasing global population (at 1% growthper year, there will be 8.5 billion of us by 2035) and economic growth (3% per year worldwide). Theproportion of the global energy mix accounted for by

hydrocarbons will decrease, but is likely still to be in theregion of 50% by 2035 (IEA). Non-conventional hydrocar-bons are required to supply a proportion of this total, butthat proportion can only be a major one if the environ-mental impact of their exploitation is reduced.

Roland Vially – [email protected] draft submitted in November 2011

www.ifpenergiesnouvelles.com

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Les hydrocarbures non conventionnels : évolution ou