Documentation > Pétrole Gaz Charbon et autres carboneries > Gaz et compagnie > Qu'est-ce que le gaz non conventionnel ?
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Voici une question qu'elle est aussi facile que pour le pétrole non conventionnel : nous allons parler ici de tout ce qui n'est pas du gaz... conventionnel ! Ce dernier est basiquement le gaz qui a suivi une trajectoire classique du point de vue géologique : il s'est formé dans une roche mère, a migré et s'est accumulé dans une roche réservoir, où il est souvent associé à du pétrole et de l'eau (mais pas nécessairement, les réservoirs de gaz secs sont de plus en plus fréquents à mesure que l'on va profond sous terre). Il est exploité presque comme du pétrole : on fore des trous dans la roche réservoir, et on remonte le gaz en surface sous la presion du gaz restant dans la roche.
Du coup le gaz non conventionnel englobe des "objets" géologiques très variés, qui ont en commun de renfermer un gaz peu mobile et donc pas très facile à exploiter :
du gaz qui est resté dans la roche mère où il s'est formé (shale gas),
Il arrive aussi que soit inclus dans cette catégorie les installations situées en régions polaires, et... les hydrates de méthane.
A la différence du pétrole, pour lequel le "non conventionnel" peut être tellement différent du conventionnel que les installations d'exploitation sont très différentes, le gaz non conventionnel actuellement exploité l'est d'une manière assez similaire au gaz conventionnel : on fore dans la roche ou la couche géologique qui le contient, et on le fait remonter. La différence majeure avec le gaz conventionnel porte sur les techniques souterraines employées (fracturation), la durée de vie des puits, leur coût, et le débit qui en sort.
Coal Bed Methane
Le coal bed methane, qui désigne le méthane contenu dans le charbon, est connu depuis fort longtemps, très exactement depuis qu'il y a une industrie charbonnière, puisque le méthane est le constituant principal... du grisou. La présence de méthane dans le charbon est normale, et résulte du processus de formation de ce dernier. Après sa formation, une partie de ce gaz peut rester incluse dans le charbon, soit sous forme de poches (le grisou), soit adsorbé (adsorbé signifie en gros "collé à") sur le charbon à partir duquel il s'est formé. En moyenne, une tonne de charbon contient ainsi 4 m3 de méthane (à température et pression atmosphériques).
Dans l'essentiel des cas, l'énergie pour désorber ("libérer" ou "décoller") le méthane est le plus souvent supérieure à l'énergie de combustion, ce qui fait que ce gaz ne pourra jamais former une réserve. C'est le cas pour 90% des charbons, pour lesquels la porosité est trop faible (petits trous) et la perméabilité trop mauvaise (les trous communiquent mal entre eux) pour que le gaz circule facilement.
Mais dans certains cas, ce gaz peut se désorber de manière significative. Cette possibilité a d'abord été constatée de manière "accidentelle" aux USA, lorsque des exploitants de pétrole ont remarqué qu'il y avait des remontées de méthane assez significatives dans des puits de pétrole quand ces derniers passaient au travers d'une couche de charbon. Ils ont compris ensuite que ce charbon "acceptait" gentiment de livrer son méthane parce que la tectonique locale avait engendré de nombreuses microfracturations dans la couche en la déformant, ce qui avait grandement augmenté la perméabilité du charbon.
Cette observation géologique a donné l'idée de recréer artificiellement ce processus dans d'autres couches de charbon. Exploiter du coal bed methane, c'est donc créer des microfissures, par fracturation, dans une couche de charbon pour aider le gaz à se désorber. Cela passe par les opérations suivantes :
Cette industrie s'est développée sur les 20 dernières années aux USA, et actuellement le coal bed methane y représente 5 à 10% de la production de gaz. Il y a eu des essais ailleurs (France, Pologne, Russie, Chine ; vraisemblablement des essais ont été faits un peu partout) mais seuls les USA sont connus pour avoir une production significative de ce type.
Les ressources en place de coal bed methane sont certes proportionnelles au charbon en place, mais l'essentiel ne sera jamais productible à cause de la barrière énergétique mentionnée ci-dessus (il faut plus d'énergie pour désorber le méthane que ce que le méthane pourrait produire en brûlant).
A la différence d'un puits de gaz conventionnel, un puits de coal bed methane a une vie très courte : en 1 à 3 ans il parvient à son pic, suivi d'une décroissance très rapide (au bout de 5 ans il y a une division par 10 du volume initial), et d'une "queue" résiduelle, représentant le dixième de la production initiale, qui peut durer 20 ans. Cette caractéristique fait que les puits sont creusés si les volumes et les cours permettent de rentabiliser les couts d'opération, et pour avoir une production maintenue il faut forer en permanence.
Le "tight gas" est assez proche d'un gaz conventionnel (il s'agit en particulier d'un gaz qui a bien effectué sa migration secondaire), la seule différence étant que la roche qui le contient est très peu perméable (les pores sont très petits, et surtout il y a eu une cimentation du réservoir sous l'effet d'actions géologiques qui a supprimé la communication entre pores ou l'a rendue très difficile). Du coup la production est limitée physiquement, et il faut parfois faire des puits assez rapprochés parce que justement la circulation interne au réservoir est très mauvaise.
Photo aérienne d'un "champ de puits" exploitant des gaz de réservoirs compacts aux USA. |
C'est ce type de gaz qui assure actuellement l'essentiel de la production de gaz "non conventionnel" aux USA.
Evolution de la production de gaz non conventionnel aux USA, en milliards de mètres cubes par an, selon la provenance, et projection d'ici à 2020. On remarquera que la production de "shale gas" (gaz de schiste) reste faible malgré des ressources en place immenses. L'essentiel du non conventionnel est en fait du tight gas.
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C'est également du "tight gas" (et donc pas du shale gas) qui est visé en Chine.
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Shale gas
Le "shale gas" est un gaz qui est resté piégé dans la roche mère (en général une argile) où il s'est formé. Pour le moment, seule l'Amérique du Nord - et surtout les USA - a été prospectée pour ce genre de ressources (toute évaluation pour une autre région du monde, France comprise, est donc hautement spéculative), et de très grosses quantités de gaz "en place" ont été trouvées. Mais... les géologques savent déjà que le taux de récupération sera très faible (le gaz est très peu mobile dans cette formation géologique). Les réserves récupérables (ou réserves ultimes) se calculent donc avec une multiplication du type 0 * ∞, ce qui rend difficile toute conclusion quantitative... et donc toute projection de production future.
Cartographie des ressources de shale gas aux USA. Corne d'abondance en vue si tout ce qui existe est extractible ! Mais la réalité est un peu plus compliquée que cela....
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L'exploitation de ce gas ressemble à celle du coal bed methane : on fore un puits qui traverse horizontalement l'argile, puis on fracture, puis le gaz remonte par le puits. Comme pour le coal bed methane, le profil de production du puits passe par une rapide montée en puissance, un pic qui survient très tôt (6 mois à un an), puis un déclin très rapide et une queue de production qui peut durer quelques années. Exploiter ce gaz suppose donc de faire de nouveaux forages en permanence. Aux USA, où il n'est pas nécessaire de demander une autorisation avant de creuser un puits chez soi (voir explications sur la page concernant la production de pétrole), et où la densité d'habitation est très faible, il est donc facile d'aligner les derricks, mais ailleurs dans le monde la situation n'est pas comparable, en particulier au niveau du droit minier, puisqu'un opérateur doit demander une license pour toute nouvelle exploitation, même s'il possède le terrain qui héberge les installations de surface.
De ce fait, il est "risqué" d'extrapoler au reste du monde ce que pourrait être une production de gaz de schiste, sachant que les réserves sont spéculatives en dehors des US (voir plus haut), et que le mode d'exploitation américain n'est pas compatible avec le droit minier en vigueur partout ailleurs ou presque !
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Le premier constat est que le gaz non conventionnel représente actuellement la moitié de la production de gaz aux USA (mais c'est encore une fois le tight gas qui domine), sachant que les USA assurent environ 20% de la production de gaz de la planète (c'est le premier producteur devant la Russie qui fait 17%). Et cela peut durer combien de temps ? L'ordre de grandeur qui circule actuellement pour ces ressources non conventionnelles est qu'elles permettraient de doubler les réserves des USA, les faisant passer de 4% à 8% des réserves mondiales.
Cela ne changera donc pas grand chose au pic de production du gaz pour le monde dans son ensemble. Par contre, comme le gaz est encore plus une industrie à coûts fixes que le pétrole (notamment pour son transport), le surplus de production que cela a permis d'avoir aux USA a totalement changé la donne sur les prix locaux, et par contrecoup sur la rentabilité du gaz importé sous forme liquéfiée (les transports internationaux de gaz sous forme liquéfiée représentent 8% de la production mondiale de gaz environ).
Ordres de grandeur du coûts de transport de différentes énergies, en dollars par million de British Thermal Units (ah ces anglo-saxons !), en fonction de la longeur du trajet en km (en abcisse, attention les intervalles de distance ne sont pas constants). Un million de BTU ≈ un gigajoule ≈ 290 kWh. Pipe = gazoduc ; LNG = Liquefied Natural Gas, c'est-à-dire la liquéfaction du gaz dans une installation côtière du pays de production avant embarquement sur des méthaniers et regazéification au sein d'un terminal situé dans le pays consommateur. Il est facile de voir que le gaz est l'énergie qui coûte le plus cher à transporter sur mer dans tous les cas de figure, et sur terre pour les courtes distances (pour les longues distances c'est le charbon). Source : Pierre-René Bauquis, Total Professeurs associés, 2008 & Jean Teissié, 2001 |
Du fait de son coût de transport élevé, un surplus de gaz produit au sein d'un continent donné (par exemple l'Australie) ne conduira pas nécessairement à une baisse du prix et une augmentation significative des volumes pour un autre continent (par exemple l'Europe).
L'apport des gaz non conventionnels est donc susceptible de changer significativement la donne en Amérique du Nord et pour quelques décennies, mais, au niveau mondial, et à l'échelle du siècle, cela ne changera probablement que peu la donne (et probablement très peu en Europe !).