Rapport CAS Technologies competitives - D'Dline 2020

Des technologies compétitives au service du développement durable
Certains experts utilisent une définition fondée sur la densité API (American
Petroleum Institute). « Par exemple, toutes les huiles de densité API inférieure à 20
sont considérées comme non conventionnelles. Cela comprend les pétroles lourds
et extra-lourds (densité API < 10) et les bitumes mais cela ne reflète pas les
technologies mises en œuvre pour les produire. Par exemple, des pétroles de degré
API = 20 en offshore profond au Brésil sont produits par des techniques
conventionnelles » (AIE, World Energy Outlook 2010). L’AIE considère que « les gaz
non conventionnels comprennent les “tight gas”, les gaz de schiste, le CBM (Coal
Bed Methane) et les hydrates de gaz », avant d’ajouter en note de bas de page :
« dans certains pays, les “tight gas” sont vus comme une continuation des gaz
conventionnels et n’en sont pas séparés dans les données statistiques » (World
Energy Outlook 2011).
C’est le NPC (National Petroleum Council), aux États-Unis, qui a introduit le terme de
fracturation hydraulique, même si la définition reste floue : « Une façon de définir les
gaz non conventionnels est la suivante : il s’agit de gaz naturels qui ne peuvent être
produits à un débit “économique” ou en volumes “économiques” sauf si le puits est
stimulé par un important traitement en fracturation hydraulique, un puits horizontal,
ou des puits multi-branches ou toute technique qui augmente la surface d’échange
entre le réservoir et le puits » (Working Document of the NPC Global Oil and Gas
Study 2007).
C’est la combinaison de deux techniques qui a démultiplié les capacités
d’extraction des gaz non conventionnels (GNC) : le forage horizontal et la
fracturation hydraulique de la roche. Cette deuxième technique consiste à injecter, à
très haute pression, un mélange d’eau, de sable et de substances chimiques afin de
libérer le gaz prisonnier qui est associé à son exploitation.
3 La fracturation hydraulique et les interrogations
environnementales qu’elle peut susciter
Très schématiquement, la fracturation hydraulique consiste à augmenter la
perméabilité d’une roche contenant des hydrocarbures (huile ou gaz), notamment des
roches-mères, en réactivant des fractures naturelles préexistantes et/ou en en créant
de nouvelles 1 . Cette ouverture ou réouverture de fractures se fait en injectant un fluide
(généralement de l’eau) sous haute pression (jusqu’à 500-1 000 bars) contenant du
sable ou des billes pour que les fractures ne se referment pas une fois la pression
retirée, et des additifs (en anglais « propants ») ayant des propriétés physicochimiques
étudiées pour faciliter l’opération de récupération des HCRM 2 .
(1) Il ne s’agit donc pas, comme le terme fracturation pourrait le laisser supposer, d’un concassage
de la roche. De ce point de vue, il serait plus approprié de parler de « stimulation hydraulique » de la
roche.
(2) Dans le cas d’une fracturation hydraulique, le fluide de fracturation sera typiquement composé
de 90 % d’eau douce, 9 % à 9,5 % de sable ou de billes et de 0,5 % à 1 % d’additifs destinés à
une bonne mise en œuvre de l’opération.
Centre d’analyse stratégique - 216 - Août 2012
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