Rapport CAS Technologies competitives - D'Dline 2020

Les hydrocarbures non conventionnels
été évalués à environ 5 milliards d’euros par an d’importations d’hydrocarbures
économisés aux prix actuels (gaz environ 3,5 - pétrole environ 1,5) 1 .
Les années récentes ont été qualifiées de période artisanale par certains des experts
auditionnés, à laquelle devrait succéder une période plus industrielle, à la fois par
l’application de règles et d’un cadre mieux adaptés à l’extraction de ces ressources
d’un type nouveau, mais aussi pour des raisons d’efficacité économique, les
rendements globaux étant encore faibles (ainsi seulement un forage d’exploration sur
cinq est aujourd’hui couronné de succès).
Des entreprises françaises sont engagées dans ce secteur, que ce soit comme
exploitants, prestataires de services de forage ou équipementiers. Ce chapitre tâche
de dresser le bilan des technologies actuelles, de leur maturité et de leurs limites
éventuelles, ainsi que des technologies d’avenir qui pourraient émerger à moyen
terme et des recherches qu’il conviendrait de conduire pour y parvenir.
2 Hydrocarbures non conventionnels et hydrocarbures
de roche-mère
Ambiguë, multiforme, la définition même des HNC prête à discussion. Un des experts
auditionnés, dans une boutade, les a qualifiés « d’hydrocarbures qu’on ne savait pas
extraire il y a encore quelques années ». Forer en offshore à plusieurs centaines de
mètres de profondeur relevait alors de techniques non conventionnelles ; c’est
aujourd’hui un exercice classique.
On peut toutefois distinguer plusieurs catégories d’hydrocarbures non conventionnels
comme le montre le schéma suivant, remis à la mission par l’IFPEN 2 :
−
les pétroles lourds ou extra-lourds, les sables bitumineux ou encore les schistes
bitumineux qui contiennent une matière organique et que la transformation
naturelle n’a pas encore amenés à l’état d’hydrocarbures classiques. Ces
niveau européen en huiles (100 millions de m 3 techniquement exploitables dans le Bassin parisien)
et en gaz (500 milliards de m 3 dans le sud du pays) techniquement récupérables.
(1) Leteurtrois J.-P., Pillet D., Durville J.-L. et Gazeau J.-C. (2012), Les hydrocarbures de roche-mère
en France, Conseil général de l’économie, de l’industrie, de l’énergie et des technologies (CGEIET),
Conseil général de l’environnement et du développement durable (CGEDD), rapport initial, février.
(2) Lors de ses auditions, la mission n’a pas abordé la question des hydrates de méthane
(mélanges d’eau et de méthane qui, sous certaines conditions de pression et de température,
cristallisent pour former un solide) qui peuvent pourtant relever des HNC. Il y a très peu de recul
sur les hydrates de méthane et pratiquement aucune perspective géologique en France. D’après
un document de l’IFPEN remis à la mission, les conditions nécessaires pour se situer dans le
domaine de stabilité des hydrates de méthane se trouvent en effet dans la partie supérieure de la
colonne sédimentaire des régions arctiques (très faible température – faible pression) ou dans la
partie supérieure des sédiments du deep offshore (forte pression – température faible). Les
volumes de méthane en place sous forme d’hydrates dans les sédiments sont peut-être
considérables, mais il est difficile d’en évaluer actuellement l’intérêt potentiel en termes de
ressources en gaz. Pour autant, il reste à démontrer l’intérêt économique de telles méthodes et à
en mesurer l’impact sur l’environnement (notamment s’agissant des risques de libération de
méthane dans l’atmosphère). Actuellement, aucune production commerciale de ces hydrates n’a
encore été entreprise. De la même manière, la mission ne s’est pas intéressée au gaz de houille
(« Coalbed Methane ou CBM ») qui relève aussi d’une toute autre logique d’exploitation que les
HCRM.
Centre d’analyse stratégique - 213 - Août 2012
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