Que les gaz de schistes occupent régulièrement le devant de la scène est avant tout un signe (comme pour l’exploitation du off-shore profond) que l’on a effectivement passé un cap -ou plutôt un pic…- dans l’exploitation traditionnelle du pétrole.

Pourquoi les hydrocarbures de schiste, le pétrole de schiste et le gaz de schiste (ou gaz de shale, shale gaz), hier illustres inconnus, sont devenus aujourd’hui incontournables ? Parce qu’on l’a simplement découvert, telle une providentielle nouvelle source d’énergie? Non. Le gaz, et le pétrole de schiste, doivent leur importance actuelle à la raréfaction du gaz et du pétrole conventionnels.

En effet, qu’est-ce qu’un hydrocarbure de schiste ? C’est un gaz ou un pétrole qui, contrairement aux hydrocarbures dits « conventionnels », est resté coincé dans la roche mère où il a été « fabriqué », parce que cette roche est bien imperméable. L’hydrocarbure conventionnel, lui,  « remonte » vers la surface pour se retrouver à un moment prisonnier dans des poches. Il est très généralement plus aisé à extraire. Principe de facilité oblige et croissance des prix aidant, ce n’est que lorsque l’on a déjà bien pompé les composés liquides et gazeux les plus faciles à sortir de terre que l’on va s’intéresser aux plus délicats… En toute logique donc, si les gaz de schistes occupent désormais le devant de la scène régulièrement, cela montre avant tout (comme l’exploitation du off-shore profond) que l’on a passé un cap -ou plutôt un pic…- dans l’exploitation traditionnelle des énergies fossiles.

En quoi l’extraction de ces hydrocarbures n’est-elle pas traditionnelle ? Pour pomper le pétrole ou le gaz contenu dans une poche, un forage « vertical » suffit : on fore, on aspire. Dans le cas du gaz de schiste, comme la roche emprisonne par petites quantités l’énergie, on doit la « casser », la « fracturer » (les foreurs disent « stimuler ») pour récupérer notre dose. On va donc forer à la verticale jusqu’au niveau désiré, soit régulièrement 2000 à 3000 mètres, puis on va pénétrer plus à l’horizontale, pour réaliser des drains.

Forer comme des shadocks

Pour bien « micro » fissurer la roche et libérer l’hydrocarbure, on va ensuite injecter à haute pression (700 bars) et en plusieurs fois une quantité de l’ordre de 10-20 millions de litres d’eau, une eau mélangée à du sable et à un cocktail chimique (0,5% du fluide, soit 50 à 100 000 litres) dont la recette reste bien conservée, avec des ingrédients de type lubrifiants, biocides et autres composés « viscosifiants ». La roche va se fissurer sur une centaine de mètres tout autour du drain horizontal. Le gaz va remonter vers la surface par le puits, avec une partie de l’eau transformée en boue, éventuellement radioactive, la radioactivité existant elle aussi à l’état naturel…

Il arrive également que l’on « stimule » la roche avec des charges explosives ou encore par « acidification ».  Les foreurs travaillent en plus sur les possibilités d’envoyer à la place de l’eau dans les drains du puits, des décharges électriques (fracturation électrique), de l’air comprimé (fracturation pneumatique), du gaz (propane)… On cherche par ailleurs à remplacer le précieux cocktail chimique par un cocktail plus… « bio », issus de l’agroalimentaire.

Il n’empêche que, d’une manière ou d’une autre, la zone de forage -qui nécessite environ 3 hectares de terre- ne va pas produire beaucoup de gaz sur sa durée de vie: 50 fois moins qu’un puits en Mer du Nord, 100 fois moins qu’un seul site du delta du Mackenzie, dans l’Alberta (Canada)… Il faut donc multiplier le nombre de forages pour maintenir la production. Sans cesse. Une usine à gaz version Shadocks: plusieurs dizaines de milliers de puits sont forés chaque année aux Etats-Unis.

Quand le méthane se met à fuir…

Bien sûr, les risques écologiques immédiatement visibles liés à de telles extractions sont d’abord dus à la technique utilisée : dégradation des paysages par la mise en œuvre du procédé, pression supplémentaire sur les ressources en eau, contamination des sols et des aquifères par la portion d’eau injectée qui reste dans le sous-sol, explosion comme à Leroy Township en Pennsylvanie (avril 2011), tremblements de terre comme à Youngstown dans l’Ohio (mars 2011, décembre 2011)…

Et les gaz à effet de serre ? Paradoxalement, le gaz de schiste est encore régulièrement donné -notamment par les gaziers- comme un moyen de… diminuer nos émissions de CO2, mais seulement par rapport au charbon, et seulement parce que brûler du charbon est « plus émetteur » que brûler du gaz. Or, le gaz produit remplacera-t-il effectivement et uniquement du charbon ? Sur les puits, compte-t-on à leur niveau les fuites de méthane, gaz à effet de serre au pouvoir de réchauffement global (PRG) 25 fois plus puissant que le CO2 sur 100 ans et au moins 62 fois plus puissant sur 20 ans ? Estime-t-on en CO2 les allers et retours des camions qui transportent les dizaines de milliers de mètres cube d’eau et les milliers de tonnes de sable ? Y ajoute-t-on le CO2 émis par l’énergie nécessaire pour la construction des puits et pour l’injection de l’eau à haute pression ? Rapporte-t-on ces coûts « carbone » à une fourchette de production espérée ? Prends on en compte les exportations de charbon à bon prix que provoque l'afflux de gaz de schiste ?…

Concernant les fuites de méthane, une étude du National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA) et de l’Université du Colorado, menée dans le bassin Denver-Julesburg au Colorado, rend la filière gaz « naturel » aussi polluante que la filière charbon. Les recherches de Robert Howarth, professeur à l’Université Cornell, à Ithaca, dans l’Etat de New-York, le donnent même plus polluant… Recherches bien sûr fustigées par nos gaziers. Néanmoins, l’Environmental Protection Agency (EPA), l’Agence américaine de protection de l’environnement, s’intéressant également à la question, vient de demander que les émanations des composés organiques volatils (COV) des forages de gaz de schiste, parmi lesquels le méthane, soient désormais brûlées…

Pas d’Eldorado gazeux en Europe

Reste qu’économiquement, le gaz de schiste fait quand même rêver beaucoup de monde chez nous… En effet, ne suffit-il de regarder les Etats-Unis et le redémarrage économique que leur a offert ce « gaz naturel » bon marché ? Voilà même que cette situation pourrait, dit-on, changer la donne mondiale avec en point de mire l’indépendance énergétique de la première puissance ? Et nous en Europe : ne pourrait-on pas également s’engager dans cette voie pour être moins dépendant du gaz russe et, la crise persistant, pour retrouver du dynamisme économique et créer des emplois ?

Des rapports du Centre de recherche commun de la Commission européenne ont porté un coup à cet espoir d’Eldorado gazeux… Selon les rapporteurs, outre les difficultés techniques et les incertitudes quant aux réserves (et quant au gaz techniquement récupérable), l’Europe n’a pas les grands espaces des Etats-Unis pour multiplier les routes d’accès et les forages nécessaires, ou encore pour l’acheminement de l’eau. Elle n’a pas non plus le même réseau de gazoducs. Et puis aux Etats-Unis, le sous-sol appartient au propriétaire du terrain, qui fore s’il veut forer : c’est l’espoir du gain qui explique l’engouement pour le gaz de schiste et le peu de réactions « environnementales ». En revanche, pour le vieux continent, le rapport conclut que le gaz de schiste peut dans le meilleur des cas juste compenser le déclin de la production européenne de gaz naturel, sans gain financier. En tout cas, « la production de gaz de schiste ne rendra pas l’Europe auto-suffisante pour le gaz naturel ».

Moult forages + moult énergie pour sortir le gaz = quelle rentabilité ?

Le rêve n’est pas pour autant éteint, en Pologne, en Roumanie ou encore… en France. Car la France disposerait d’un gisement parmi les « meilleurs » (pour vraiment connaître sa productivité, il faut utiliser la fracturation hydraulique), avec du gaz, en particulier dans le Sud-Est, et également du pétrole de schiste, notamment dans le bassin parisien. Le « grand patron » Louis Gallois a même vu dans le shale gaze l’une des pistes pour faire un « choc de compétitivité ». Et c’est vrai que les industriels se montrent prêts à foncer, y compris avec des « règles d’or pour l’âge d’or du gaz », selon la formule de l’Agence international de l’énergie. Le président François Hollande a quant à lui d’abord dit « non ». Précisant qu’il ne se sentait pas « addict » aux énergies fossiles, il a ensuite indiqué que « la recherche est possible sur d’autres techniques que celle de la fracturation hydraulique ». On sait, par exemple, que Total travaille sur la « fracturation électrique ». Il y a également la fracturation à l’air comprimé, au propane… Ce n’est plus « hydraulique », même si c’est toujours de la « fracturation »… Mais c’est toujours de l’énergie fossile que l’on déterre.

Il y a un autre léger problème. Si la technique de récupération des gaz de schiste par fracturation de la roche impose une multiplication du nombre de « petits » puits tout en nécessitant à chaque fois une bonne dose d’énergie pour faire sortir le gaz, comment cette extraction peut-elle être rentable ? Autrement dit, dans quelles mesures le bilan énergétique de la production du gaz de schiste est-il viable, alors même que le prix du gaz en Amérique du Nord est au plus bas vu la production locale ?  Des journaux comme le New-York Times, aux Etats-Unis, et Le Devoir, à Montréal, ont déjà pu s’interroger, avec de sérieux doutes. Au Québec du reste, et sauf à des fins scientifiques, l’heure est au moratoire.

Sans étude disponible, on retiendra quand même ce qu’explique l’expert énergie-climat Jean-Marc Jancovici sur son site internet, manicore.com : pour le gaz de schiste, « 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 ».

De son côté, le gazier Chesapeake Energy d’Oklahoma City, 2ème producteur américain derrière Exxon Mobil et partenaire de Total dans le gaz de schiste, a par exemple officiellement donné jusqu’à 50 ans de durée de vie pour les puits de la Barnett Shale, au Texas. Toutefois, ce groupe a été remarqué en 2011 pour son fonctionnement « opaque » et pour avoir vendu « cash » (par le biais d’un système de bons baptisés « volumetric production payments ») des productions « futures » qui ont ensuite été comptées dans… les stocks de l’entreprise ! Ce qui a pour effet de tromper les investisseurs et de poser la question de la rentabilité réelle des gaz de schiste...

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