Le gaz de schiste (ou plutôt : gaz de roche-mère)

Ou comment les écolos veulent forcer certaines nations à se tirer une balle dans le pied.

e gaz naturel a pour origine la décomposition de matière organique plutôt marine qui a été originellement enfouie sous des épaisseurs importantes de sédiments qui sont ensuite devenue des roches. Sous l'effet de la chaleur, la matière organique s'est peu à peu transformée en un mélange d'hydrocarbures allant du solide (le charbon) au gaz (le méthane) en passant par le liquide (le pétrole).

Le gaz, plus léger, est souvent remonté vers la surface mais a été stoppé et piégé par une couche imperméable. Suivant la nature de la partie sous-jacente, le gaz a pu constituer un réservoir classique (on parle alors de gaz "conventionnel"). Il a pu aussi être piégé dans une formation sableuse qui a perdu petit à petit sa perméabilité en devenant du grès (le gaz de réservoir compact, "tight gas "). Il a également pu rester piégé dans sa roche mère argileuse qui s'est transformée partiellement en schiste, ("shale gas"). Ces deux derniers types sont appelés "gaz non conventionnels" car on les extrait par des techniques nouvelles dites "non conventionnelles". On a pris l'habitude, en France, d'appeler "gaz de schiste" l'ensemble des gaz non conventionnels caractérisés par leur mode d'exploitation, et c'est cette dénomination que nous conserverons dans la suite de cet article. Notons que cette dénomination n'est pas très correcte. Le géologue Jean Laherrère (ex. Total) préfère les appeler "gaz de roche-mère". En effet, pour un pétrolier un schiste est une roche métamorphique et traduire shale par schiste est erroné. Le terme exact est roche-mère et les roches mères ne sont pas des shales, mais des formations contenant suffisamment de matière organique (kérogène) pour générer des hydrocarbures. Aux USA « shale oil » (à ne pas confondre avec oil shale qui sont en France les schistes bitumineux qui ne sont ni du bitume, mais du kérogène immature, ni des schistes) est maintenant appelé « light tight oil ».

Les gaz de schiste ne sont pas exploitables directement en creusant un trou qui pénètre dans la formation : la perméabilité de la roche est trop faible, et l'hydrocarbure ne migrerait vers le forage que très lentement en raison de cette faible perméabilité, empêchant une exploitation classique. Ce type d'hydrocarbures a pu commencer à être exploité lorsqu'on a su réaliser des forages horizontaux à de grandes profondeurs (3 000 mètres). C'est en effet à cette profondeur que les gaz de schiste se sont accumulés.

Les forages horizontaux ¹ sont destinés à placer sur une grande longueur (2 km) le tube qui va récolter le gaz dans la couche productrice  Cette technique, associée à une technique vieille de plus de soixante ans ², la fracturation hydraulique, permet de former dans la roche mère une surface de collecte très importante qui compense la faible perméabilité. Le débit de production est en effet proportionnel au produit de la perméabilité par la surface de collecte.

L'exploitation des gaz de schiste est précédée, comme pour l'exploitation conventionnelle, par une campagne d'exploration destinée à situer les couches productrice (profondeur, forme de la couche, étendue), et à évaluer ses caractéristiques : perméabilité, nature de l'hydrocarbure, productivité prévue en fonction des analyses d'échantillons (cuttings) et des mesures électriques dans le forage (logs).

Charger creuse de perforaton

Si les données recueillie s'avèrent intéressantes (mais elles ne sont jamais certaines : un célèbre pétrolier a dit que l'exploration revenait à évaluer un stock en regardant par le trou de la serrure de l'entrepôt), on fore un premier puits vertical dont le diamètre à la surface peut atteindre 813 mm (32 pouces). Au fur et à mesure de la descente, on équipe le trou avec un tube en acier (casing) qui est solidement scellé à la paroi au moyen d'un coulis de ciment. Les tubes successifs se vissent les uns dans les autres. Le diamètre du trou va en diminuant avec la profondeur.

Les débris de roche arrachés par l'outil de forage qui est entrainé par la rotation de l'ensemble du train de tiges sont transportés à la surface en injectant dans le train central une boue de forage qui traverse l'outil et qui remonte par l'espace annulaire entourant le tube central qui tourne en entraînant l'outil de forage. Cette boue est constituée par de l'eau contenant des sels minéraux et un agent de suspension, la bentonite ³ qui lui procure une caractéristique rhéologique particulière : c'est un fluide dit plastique, ou binghamien. Cette propriété, souvent appelée à tort "thixotropie"⁴ donne à la boue de forage la propriété très curieuse de voir sa viscosité diminuer avec le mouvement c'est à dire la contrainte de cisaillement. De plus, les fluides plastiques possèdent un seuil de cisaillement. 

Ils se comportent comme si leur viscosité au repos était infinie tant que la contrainte de cisaillement est inférieure à une valeur donnée, appelée justement seuil de cisaillement. Il en résulte que tant que la boue est en mouvement dans le tube, sa viscosité est relativement faible : son mouvement entraîne les déblais vers le haut dans l'espace annulaire. Si, pour une raison quelconque, la circulation de la boue est stoppée, le cisaillement s'arrête et la viscosité remonte instantanément, ce qui a pour effet de bloquer les déblais au point où il se trouvaient au moment de l'arrêt de la circulation. Ce phénomène, très important, permet de ne pas voir les déblais retomber au fond du trou et empêcher le redémarrage. (Considérez la longueur du trou qui peut être de plusieurs kilomètres).

La densité de la boue est ajustée afin de contrebalancer la poussée des terrains au moyen de sels minéraux en solution (chlorure de calcium, de sodium ou de potassium) ou encore par addition de baryte ou barytine (sulfate de baryum) solide finement broyée, maintenue en suspension dans la boue par la bentonite.

La boue de forage qui arrive en surface est tamisée et/ou centrifugée pour être débarrassée des déblais (cuttings). Elle va ensuite se stocker dans des bacs où ses caractéristiques sont soigneusement mesurées en permanence, et éventuellement corrigées avant que la boue soit réinjectée dans le tubage central.

Vue intérieure du tubing après perforations

Lorsque le forage arrive à une distance convenable de la zone productrice (de l'ordre de 500 m plus haut), il est progressivement dévié (5° par 30 m) jusqu'à l'horizontale. A ce stade, on place au bout du tubage une turbine qui va permettre de faire tourner l'outil pour poursuivre le forage horizontalement. La turbine est actionnée par la circulation de la boue de forage. La progression de l'outil de forage est contrôlée par guidage magnétique (comparaison avec le champ magnétique local), et visualisée depuis la surface.

Pour bien comprendre ce que représente un forage d'exploitation dont la longueur totale représente environ 5 000 m, il faut faire une comparaison à une échelle plus parlante : si on considère que le diamètre moyen du tube de forage est de 200 mm, celui-ci peut être représenté par un fil de fer creux de 1 mm de diamètre et de 25 m de longueur ! L'ensemble du train de tige représente un poids très important qui atteint plusieurs centaines de tonnes. Il est maintenu en suspension partielle afin d'exercer sur l'outil une force précisément calculée pour que ce dernier travaille dans des conditions convenables, mais pas trop grande pour éviter le flambage du train de tige. La puissance nécessaire pour faire tourner le train de tige malgré les forces de frottement le long du tubage et pour pomper la boue de forage est apportée en général par d'imposants moteurs diesels.

La température atteinte au niveau de l'outil pour des profondeurs avoisinant les 3 000 m est de l'ordre de 100 à 150 °C (beaucoup plus sur l'outil lui-même). Cette température provoque une corrosion rapide des aciers, ainsi qu'une dégradation des polymères utilisés dans certaines formules de boues.

Lorsque le tubage horizontal est en place à sa longueur définitive, on le perfore de place en place en commençant par le fond. Cette opération est réalisée par des sociétés de service spécialisées (Halliburton, Schlumberger). L'appareil de perforation (voir image ci-contre) est descendu dans le tubage. Il comporte une série de charges explosives creuses disposées autour de l'appareil qui perforent le tubage et amorcent le trou dans le terrain.

Une fois que la perforation est réalisée, la zone à fracturer est isolée au moyen de deux manchons qui assurent l'étanchéité de part et d'autre de la zone perforée du tubage. La boue de forage est remplacée par le fluide de fracturation dont la composition est la suivante :

• Eau
• Charge : Sable siliceux ou microbilles de silice. Celui-ci a pour rôle de maintenir ouverte les fractures provoquées par l'opération de fracturation.
• Agents de suspension : gomme de guar ou hydroxypropylguar (HPG) : 4 à 8 kg par m³. Le guar est une gomme naturelle provenant d'une légumineuse. L'HPG est obtenu en faisant réagir le glyoxal sur le guar. Le guar ou l'hydroxypropylguar se dissolvent dans l'eau en donnant une solution visqueuse qui maintient le sable en suspension.
• Agent de réticulation ⁵ : borate de sodium, ou acétate de zirconium, ou zirconates d'alcoyles, ou titanates d'alcoyles. Ces agents ont la propriété d'augmenter fortement le seuil de cisaillement et la viscosité de la solution de guar.
• Agent de dé réticulation : persulfate d'ammonium, ou enzymes. Ces agents ont la propriété de détruire la réticulation du guar au bout d'un certain temps, ce qui a pour effet de réduire fortement la viscosité de la solution et d'abaisser le seuil de cisaillement. On peut obtenir un résultat équivalent (modification de viscosité) en ajoutant extratemporanément de l'isopropanol au fluide de fracturation.
• Biocide : glutaraldéhyde, ou 2,2-dibromo-1-nitrilopropionamide, ou sulfate de tétrakis-(hydroxymethyl)-phosphonium. Ces produits permettent de protéger le guar contre une décomposition trop rapide provoquée par les bactéries présentes dans le milieu, décomposition accélérée par la température.
• Agent de surface : détergents divers. Ces agents sont destinés à améliorer la mouillabilité du terrain, pour faciliter l'injection du fluide de fracturation.
• Divers : Agent anti-corrosion (N-N-diméthylformamide), Antitartre (éthylèneglycol), chlorure de potassium : ce dernier produit est utilisé lors de la traversée de zones argileuses, pour éviter le gonflement (et le colmatage) des argiles. Le problème des argiles peut quelquefois être résolu en remplaçant la boue à la bentonite par une boue inverse, émulsion d'eau dans l'huile contenant du fuel, de l'eau et un agent tensioactif qui maintient la stabilité de l'émulsion. Les émulsions d'eau dans l'huile ont en effet des propriétés rhéologiques particulières intéressantes. Comme les suspensions de bentonite, elles possèdent un seuil de cisaillement qui maintient les débris en suspension lorsqu'elles sont au repos. Leur viscosité chute brutalement lorsqu'elles sont soumises à un cisaillement, par exemple lorsqu'elles sont mises en mouvement dans le tube de forage. Ce sont donc des propriétés très similaires à celle des boues classiques à la bentonite. Par contre, comme la phase continue est de l'huile (fuel). Ces boues inverses permettent de traverser des zones argileuses en limitant le phénomène de gonflement des argiles par l'eau qui aurait pour effet de colmater irrémédiablement l'ensemble de l'installation lorsque la phase continue est l'eau (cas des boues à la bentonite). La mayonnaise est un exemple d'émulsion d'eau dans l'huile, et chacun peut constater son seuil de cisaillement important, puisqu'elle apparait pratiquement comme un solide qu'elle n'est pas.

Ce mélange est préparé à la surface, puis envoyé dans le puits. Celui-ci est alors fermé complètement au moyen de manchons hydrauliques (packers). On augmente progressivement la pression de façon à forcer le fluide de fracturation dans la roche. Au-dessus d'une certaine pression qui peut atteindre plusieurs centaines de bars, on dépasse la somme de la pression du terrain et de la résistance mécanique de la roche à la traction : celle-ci s'ouvre brusquement en formant des fissures qui atteignent verticalement plusieurs dizaines de mètres et plus de cent mètres horizontalement. Il faut alors pomper une quantité de fluide aussi importante que possible en maintenant la pression de pompage afin que le fluide de fracturation pénètre aussi loin que possible dans la formation. La pression est ensuite relâchée progressivement, et les fissures se referment jusqu'à l'épaisseur des grains de sables qui empêchent une fermeture totale.

A ce stade, la viscosité du fluide est encore très élevée, et celui-ci ne peut pas faire marche arrière. C'est ici qu'intervient l'agent de dé réticulation : celui-ci dégrade en quelques heures le guar, ce qui a pour effet de faire chuter fortement la viscosité : le fluide est alors expulsé naturellement des fissures sous l'effet de la pression du gaz qui peut maintenant s'échapper librement dans les fissures et remonter par le puits jusqu'à la surface en repoussant le fluide de fracturation.

La désinformation ordinaire sur les gaz de schiste

Erreurs dues à une méconnaissance du sujet, ou intoxication volontaire, on a lu et entendu les pires bêtises au sujet des gaz de schiste. Cette désinformation est souvent le fait de personnes de bonne foi, mais elle est aussi sciemment propagée par des gens dont l'objectif est clair : empêcher l'exploitation de cette manne qui tombe du ciel dans de nombreux pays du monde qui entrevoient là l'occasion d'une croissance inespérée et aussi la possibilité de devenir énergétiquement indépendants.

Voici un bref aperçu des reproches faits à l'exploitation des gaz de schiste... Que dis-je seulement l'exploitation ? l'exploration a été elle-même interdite en France par la loi !

1. Les fluides utilisés contiennent des milliers de produits chimiques dangereux et cancérigènes comme le benzène, le xylène, l'éthylbenzène ou le toluène et d'autres produits pire encore...
2. La fracturation hydraulique pourrait amener à une pollution grave des nappes phréatiques par ces fluides de fracturation.
3. La quantité d'eau utilisée pour cette fracturation est très importante.
4. Les fluides de fracturation sont susceptibles de remonter de l'arsenic à la surface (pensez à Marie Besnard...)
5. Pire encore : on a aussi trouvé dans les eaux résiduaires de fracturation des produits radioactifs comme le radium, l'uranium etc.

L'accumulation de toutes ces tares prête à sourire... Et le message des détracteurs se trouve quelque peu décrédibilisé à cause de cette accumulation. Je vais néanmoins tenter de commenter sur quelques points tous ces inconvénients majeurs.

1. le "millier" de produits dangereux En fait, la liste la plus complète en compte 750 environ. Et je ne vais pas la contester. En effet, il existe des dizaines de chacun des agents cités dans la composition que j'ai donné plus haut. Chaque produit présente des avantages et des inconvénients par rapport au problème précis posé par chaque forage : la société de service choisit le meilleur compromis pour chaque cas. En aucun cas on aurait idée de rajouter tous ces produits. De la même façon, quand vous entrez dans une pharmacie, il existe des milliers de médicaments, tous plus dangereux les uns que les autres. Le médecin choisi celui ou ceux qui sont le mieux adapté à votre cas. Mais il ne vous prescrit jamais tous les médicaments, comme le sous-entendent insidieusement ceux qui parle du millier de produits dangereux. De plus, tout est question de dose. Par exemple, l'hypochlorite de sodium apparaît dans la liste comme un biocide dangereux. (Je le crois, moi-même d'ailleurs, assez inadapté à la fracturation, bien qu'il soit cité). Si on l'appelle par son autre nom, l'eau de Javel, les choses apparaissent sous un autre jour, surtout si l'on précise que ce produit est ajouté systématiquement à de très nombreuses eaux potables, et qu'il est employé avec succès dans tous les hôpitaux sous le nom de "Liqueur de Dakin"...
   Le benzène, le xylène, l'éthylbenzène ou le toluène ont été utilisés dans les fluides de fracturation. Mais, nuance importante, ce sont pas des produits ajoutés volontairement dans les fluides de fracturation. Ils sont présents en faible quantité dans le fuel, qui sert quelquefois à lubrifier le train de tiges qui fait, ne l'oublions pas, quelques 5 kilomètres de longueur. Aussitôt qu'on a dit ça, les choses sont ramenées à la réalité : non, on n'a pas ajouté volontairement ni de benzène ni de toluène dans les fluides de fracturation. (Pourquoi l'aurait-on fait, d'ailleurs ?). Par contre, on y ajoute quelquefois du fuel, qui peut contenir ces produits en faible quantité. (Au fait : savez-vous que le xylène est le solvant que l'on vend dans les pharmacies pour dissoudre les bouchons d'oreille sous le nom de Cérulyse...)
2. La pollution des nappes phréatiques par le fluide de fracturation. On ne voit pas très bien comment on pourrait toucher les nappes phréatiques situées en moyenne 3 kilomètres au-dessus de la fracturation. Le tubage est en acier d'une épaisseur supportant allègrement des pressions énormes, et il est solidement cimenté sur toute sa longueur. Donc, penser à des fuites de ce coté est assez imaginaire. Quant à la remontée du fluide à travers des fractures naturelles qui remonteraient jusqu'à la surface, il ne faut pas rêver non plus. Il faudrait, pour cela, injecter des milliers et des milliers de m³ de fluide. Or, l'opérateur arrête rapidement le pompage si la pression ne monte pas. Cela indique, en effet, la présence de "pertes" et le fluide de fracturation coûte cher .
3. La quantité d'eau utilisée :C'est vrai, elle est importante. Elle varie entre 5 000 et 20 000 m3. Mais comme l'eau est chère, ne serait-ce que par son transport, on s'efforce de la traiter et de la recycler. Interdire l'exploitation des gaz de schiste pour cette raison serait un peu excessif, ne pensez-vous pas ?
4. L'arsenic dans les eaux résiduaires Ça ne doit pas arriver très souvent, mais ça pourrait théoriquement arriver. De l'arsenic peut aussi se retrouver dans les eaux de source. Ça s'est déjà vu. Mais il faut savoir que ça n'est nullement lié à l'exploitation du gaz de schiste. Alors, il faut analyser les eaux résiduaires. Et ne pas autoriser leur rejet tant qu'elles ne sont pas complètement nettes. La loi le prévoit déjà. (Vous l'ignoriez ?)
5. Les produits radioactifs dans les eaux résiduaires Voilà un problème réel. Les eaux qui remontent des grandes profondeurs peuvent effectivement contenir des produits radioactifs, à des concentrations qui dépassent nettement les normes. C'est le cas d'ailleurs, d'un certain nombre d'eaux minérales. Par exemple, l'eau de Vichy native contient 58 µg par litre d'uranium et 5,5 µg par litre dans la bouteille après traitement, soit respectivement 41 fois et 3,9 fois la dose OMS acceptable pour l'eau potable. Vous ne le saviez pas ? Buvez donc de l'eau de Badoit, elle n'en contient que 20 µg par litre. En réalité, la radioactivité de ces produits est complètement anodine. Mais, c'est un fait, la radioactivité fait très peur aujourd'hui parce que cette peur a été savamment déclenchée et entretenue. Alors, pourquoi ne pas en profiter pour semer la panique chez les ignorants ?

La situation actuelle : réserves mondiales, exploitation

L'exploitation des gaz de schiste dans le monde a connu un développement exponentiel au cours de ces dix dernières années, en commençant par les Etats-Unis d'où sont parties les techniques nouvelles d'exploitation associant forages horizontaux et fracturation hydraulique. Cette exploitation s'est ensuite étendue dans les pays du monde où des gisements avaient été repérés (voir la carte ci-dessous).

Gisements de gaz de schiste dans le monde

A noter qu'une grande partie du monde (zones en gris) n'est pas répertoriée sur cette carte. La répartition des gisements n'est pas la même que celle du gaz naturel conventionnel. Elle est en train de bouleverser l'équilibre mondial de ce marché.

Les États-Unis ont déjà surclassé la Russie en devenant le premier producteur mondial de gaz (conventionnel + non conventionnel) depuis 2009. Leur production va continuer à augmenter rapidement, ce qui renforce leur potentiel d'exportation vers l'international.

D'après de nombreux experts, les ressources de gaz non conventionnel (gaz de réservoirs compacts, gaz issus de gisements de charbon, gaz de schiste) seraient aussi considérables que les ressources de gaz conventionnel. Elles sont en outre, comme déjà observé, géographiquement plus dispersées, un atout pour la sécurité des approvisionnements.

La production des gaz non conventionnels représentait déjà 16 % de la production mondiale en 2011 et cette part augmente régulièrement au fil des années. Les ressources mondiales récupérables de gaz de schiste permettraient de doubler le niveau des réserves actuelles de gaz naturel. De quoi changer la donne de la géopolitique gazière, si on arrivait à les exploiter de façon durable et économique.

Le gaz de schiste couramment exploité aux États-Unis, représente déjà 30 % de la production domestique et pourrait atteindre plus de la moitié de celle ci en 2030. Les États-Unis, premiers consommateurs mondiaux de gaz, prévoyaient dans le passé d'importer 100 milliards de m³ de gaz naturel liquéfié (GNL) d'ici 2020. Le développement du gaz de schiste a totalement changé la donne à partir de 2006 : le pays est aujourd'hui devenu quasiment auto-suffisant en gaz et prévoit même d'exporter du GNL ! Le prix du gaz a en conséquence beaucoup chuté à des niveaux historiquement bas, un atout considérable pour l'économie américaine. En même temps, cette chute du prix dissuade les producteurs potentiel d'exploiter des gisement non rentables actuellement. L'industrie gazière se conforte donc petit à petit par le simple jeu de l'offre et de la demande.

La Chine possède les plus grandes réserves mondiales en gaz non conventionnel. Elle est aujourd'hui le deuxième producteur de ce produit, derrière les USA. Les Chinois ne se contentent d'ailleurs pas de suivre la technologie américaine ou européenne : ils l'utilisent d'abord, puis la perfectionnent, et on pourrait bien les retrouver d'ici peu sur les champs occidentaux.

L'Australie se place en troisième position de producteur. Elle exploite principalement les gaz de charbon qui demandent en général une technologie moins pointue.

En Europe, il n'existe pas encore de production significative. La Grande Bretagne et la Pologne s'y prépare. La France posséderait des gisements importants, mais pour le moment se refuse à explorer même ses possibilités, ce qui montre, entre parenthèses, l'influence importante de l'écologie-religion dans notre pays.

Quels sont les enjeux ?

Indépendance énergétique - transition énergétique

Les gaz de schistes sont susceptibles d'apporter l'indépendance énergétique au pays qui les exploite, s'il a la chance de posséder des gisements assez importants. C'est le cas des USA qui prévoient même d'exporter ce gaz liquéfié. C'est également le cas de la Chine de l'Australie, et de la Pologne si les résultats de l'exploration confirment les prévisions. Ce n'est pas le cas de la France qui préfère aujourd'hui courir le risque de la pénurie.

L'indépendance énergétique d'un pays varie énormément avec les vecteurs énergétiques considérés. Elle dépend de la politique d'approvisionnement du pays, et en particulier, de la durée d'autonomie relative au vecteur, c'est à dire du temps pendant lequel le pays peut fonctionner sur les stocks nationaux du vecteur considéré sans avoir recours à l'importation de ce vecteur. La durée d'autonomie est souvent fixée par les gouvernements, ce qui fixe le volume des stockages dits "stratégiques". En France, par exemple, les durées d'autonomies sont les suivantes :

 (a) L'uranium 235 résultant du fonctionnement des réacteurs actuels est conservé aujourd'hui par la France pour servir de combustible aux réacteurs de la quatrième génération qui ne seront opérationnels qu'à partir des années 2030. Il n'est pas possible de donner actuellement une durée d'autonomie, puisque ces réacteurs n'existent pas. Par contre, on sait que cette génération de réacteurs permettra des durées d'autonomie très élevées.

Le stockage du pétrole brut et du gaz naturel se fait surtout dans des réservoirs souterrains, formations naturelles ou artificielles établies dans des zones protégées situées en principe à l'abri d'attaques terroristes. Les bateaux qui transportent le pétrole brut ou le gaz naturel liquéfié constituent aussi des réserves flottantes qui participent partiellement à l'allongement de la durée d'autonomie.

Il est d'usage d'identifier aussi les "réserves" mondiales, c'est à dire les quantités de produit que l'on peut raisonnablement espérer extraire des gisements connus avec les connaissances technologiques actuelles, et en considérant la consommation actuelle comme invariante. (Évidemment, ce chiffre est faux puisque les constantes principales sont éminemment variables) ! Les réserves mondiales exprimées en années de consommation et en provenances de sources diverses sont les suivantes :

Le gaz naturel semble donc en mesure de remplacer progressivement le pétrole brut au cours des décennies à venir.

On parle beaucoup, aujourd'hui, de la transition énergétique, comme si ce phénomène était une nouveauté en même temps qu'une urgence. Plusieurs gouvernements se sont d'ailleurs chargé de cette transition qu'ils considèrent comme primordiale et de leur ressort. Entre parenthèses, la transition énergétique est un phénomène permanent que l'on connait depuis au moins 200 ans. Ainsi, le bois, seule source d'énergie au 18e siècle a progressivement été remplacé par le charbon et l'hydraulique au 19e siècle et au 20e, puis partiellement par le pétrole au 20e siècle, sans que jamais aucun gouvernement dans le monde ne songe, une seule seconde , à organiser une telle transition. Serions nous redevenus enfants aujourd'hui au point

Les transitions énergétiques dans le monde depuis 1850

d'avoir besoin que le gouvernement nous tienne la main pour cette transition ?

Nous venons de voir que le gaz allait probablement progressivement remplacer, partiellement ou totalement, le pétrole. Le développement des pays pauvres va augmenter la demande mondiale d'énergie, ce qui obligera les consommateurs à trouver et à utiliser de nouvelles sources d'énergie. Parmi celle-ci, l'énergie solaire et éoliennes trouveront une place qui sera déterminée par leur prix de revient réel.

Le graphique ci-dessous illustre de façon frappante les transitions énergétiques aux USA depuis 1850 :

Dans ce contexte, le nucléaire est probablement voué à un développement certain, lorsque le besoin réel en énergie se fera sentir. En effet, le nucléaire de IVe génération est le seul système énergétique capable de fournir les quantités d'énergies qui seront nécessaires dans l'avenir, lorsque la demande atteindra plus de dix fois ce qu'elle est aujourd'hui. Nous vivons actuellement une période euphorique sur le plan de l'énergie qui conduit les gouvernements occidentaux à vouloir remplacer un système énergétique dont la pérennité est prouvée, par un système à la pérennité incertaine, pour des raisons complètement psychologiques qui n'ont rien à voir avec la logique (la peur du nucléaire). Curieuse attitude qui ne résistera probablement pas à l'épreuve du réel.

L'impact économique de l'exploitation des gaz de schiste

Le développement de l'exploitation des gaz de schiste aux Etats Unis s'est accompagné d'un boom économique important. D'après L'IHS⁶, les gaz de schiste ont contribué à la création de 600 000 emplois en 2010, et 1,6 millions d'emplois sont attendus d'ici 2035. On parle déjà d'une « renaissance de l'industrie américaine » grâce au développement des gaz de schiste, qui a conduit certains industriels à se relocaliser. Le développement des gaz de schiste est une aubaine pour :

• Ceux qui utilisent le gaz comme source d'énergie (ex : industrie manufacturière)
• Ceux qui l'utilisent comme matière première (ex : la chimie)
• Les fournisseurs de l'industrie pétrolière.

L 'IHS estime que ces prix bas pourraient accroître la production industrielle de 2,9 % en 2017, et de 4,7 % d'ici 2035 Les industriels américains pourraient employer un million de

Les zones susceptibles de renfermer du gaz de schiste en Europe

personnes supplémentaires d'ici 2025 grâce à cette conjoncture.

On peut prendre l'exemple du gisement de Lacq découvert en 1951 et exploité à partir de 1957, et ses retombées économiques :

• Création du complexe industriel de Lacq, spécialisé notamment dans la chimie. En 1963, la zone emploie 4 654 personnes dont 3 333 dans les usines de production du complexe et 1 321 dans les entreprises de services industriels qui gravitent autour. Aujourd'hui elle emploie près de 8 500 personnes.
• La population des villes alentour a doublé ; création de Mourenx (12 000 habitants)
• Développement d'un savoir-faire français exporté à l'international (SNPA, SNEA, ELF puis Total) et du réseau de transport du gaz.

Au niveau européen, les estimations de réserve de gaz de schiste sont les suivantes :

La France posséderait des réserves de gaz de schiste que l'EIA a évalué en 2011 à 5 100 milliards de m³, soit 100 ans de sa consommation actuelle de gaz naturel. De plus, selon l'IFPEN, les 10 000 km² du bassin parisien pourraient contenir des quantités très importantes d'huile de schiste (huile de roche-mère), l'un des potentiels les plus prometteurs d'Europe.

Le prétexte écologique

On ne peut qu'être frappé par la réaction fortement négative d'un certain nombre de groupes vis à vis de l'exploitation des gaz de schiste. Devant une telle situation, il peut être intéressant de rechercher à qui profite ces actions. Il est difficile de faire une analyse mondiale, car même avec l'outil puissant de l'Internet, on ne peut pas bénéficier du contact direct avec les spécialistes.

Evolution comparées des prix du gaz naturel et du brent, en Europe et aux USA

Pour la France, on peut se demander qui serait le plus touché par l'exploitation commerciale des gaz de schiste.

Les fournisseurs actuels de gaz de la France, et parmi eux le Russe Gazprom sont évidemment les premiers visés : le prix du gaz naturel était au début de 2012 à 2,7 $ le million de Btu⁷aux USA, contre 10 $ en Europe. Il est aujourd'hui à un peu moins de 4 $ aux USA.
Il est certain que si le gaz de schiste venait à être produit en France, le prix d'achat à ses fournisseurs actuels baisserait d'une manière sensible. La simple annonce du démarrage de l'exploration verrait déjà plonger celui-ci. L'opposition farouche à l'exploration trouve ici une explication tellement évidente que celle-ci est difficilement contestable : les fournisseurs de gaz naturel à la France ont très certainement financé le mouvement de protestation.

Les différents mouvements plus ou moins écolos qui voudraient en fait, voir changer le mode de vie occidental vers une frugalité imposée, s'appuient fortement sur le mythe de la disparition très proche des hydrocarbures fossiles. L'apparition d'une nouvelle source d'énergie fossile sur le territoire national détruit ce mythe et doit donc, pour eux, être combattue avec la plus grande énergie.

En réalité, l'industrie pétrolière maîtrise les risques liés au développement des gaz de schistes, et leur développement peut se faire dans le respect de l'environnement.

Que peut-on faire ?

Nous sommes, en France, dans une situation plutôt confortable. Nous avons, en effet, un système largement dimensionné, à base de nucléaire, pour faire face à la demande d'énergie électrique. Tous les gouvernements arrivant au pouvoir le constatent, et éventuellement ont tendance à oublier de mettre en oeuvre les promesses électorales parce que l'évidence du réel leur apparaît rapidement. Ils établissent des groupes de réflexion dont l'existence permet de montrer qu'ils tiennent compte des opinions contraires, mais repoussent sagement à plus tard les décisions qui pourraient nuire à l'équilibre énergétique actuel.

En ce qui concerne les besoins mondiaux, il est frappant de constater que les différents auteurs qui s'intéressent au sujet, partisans ou adversaires de la solution nucléaire, additionnent les besoins prévisionnels mondiaux et mettent en face de ces besoins des solutions diverses sans se préoccuper de la situation géographique de ces solutions. Or, il faut aussi tenir compte de la capacité des vecteurs énergétiques ⁷ à voyager. Les seuls vecteurs énergétiques qui savent bien voyager aujourd'hui sont les vecteurs énergétiques fossiles. Les autres solutions passent par la production d'électricité dont la capacité à se déplacer sur de grandes distance est plus faible. Ainsi, le projet consistant à produire de l'électricité renouvelable (vent et solaire) sur le pourtour du Sahara passe par un réseau de lignes à courant continu à haute tension (HVDC) qui alourdit considérablement le coût de l'électricité produite (projet Desertec) . Dans cette optique, l'exploitation des gaz de schiste apparaît comme une nécessité, en attendant que des moyens de production plus constants et moins coûteux (nucléaire IVe génération) soient installés.

A terme, les pays gagnants seront ceux qui disposeront d'un mix énergétique intelligent. Les perdants seront ceux qui auront parié sur des énergies chères et aléatoires, alors que des solutions bon marché existent et ne demandent qu'à être adaptées aux besoins.

En ce qui concerne la France, il serait censé de faire une évaluation précise des réserves de gaz de schiste. L'interdiction de l'exploration est une mesure stupide prise dans l'urgence à des fins uniquement électoralistes et il conviendrait de revenir sur cette décision. Si les réserves sont confirmées, les négociations sur une baisse du prix du gaz naturel actuellement importé par la France s'en trouveraient fortement facilitées, ce qui serait un résultats tangible accessible immédiatement. Cependant, si ces forages provoquent des manifestations plus ou moins incontrôlables, il n'est pas nécessaire de passer en force : on ne fait pas boire un âne qui n'a pas soif. Et hormis le prix payé que l'on pourrait juger excessif en terme d'opportunités d'emploi, de balance des paiements et de prix de l'énergie, (ce qui peut constituer une addition lourde, mais qui sera mise au débit des écolos) il n'y a pas lieu de s'inquiéter des approvisionnements en hydrocarbures fossiles. En effet, le prix mondial de l'énergie va probablement être à la hausse à moyen terme, non pas en raison d'une imaginaire pénurie, mais à cause de la demande croissante des pays en développement. Ce sera probablement le facteur qui fera se retourner petit à petit les opinions. Dit autrement, il suffit d'attendre que l'âne ait soif pour le faire boire.

Note N° 1 : risque sismique.

La fracturation hydraulique peut-elle être à l'origine de tremblements de terre ? La réponse est oui, mais il faut ajouter : de faible importance. Il faut en effet prendre en compte les énergies mises en jeu. Le risque sismique associé à la fracturation hydraulique a été calculé et comparé aux risques sismiques naturels. l'International Gas Union a produit un graphique qui place le risque "fracturation" dans l'échelle de Richter. On constate que celui-ci est tout à fait minime et correspond à une position comprise entre -2 et +2 (l'échelle est logarithmique). (Source : GEP ATP, Conférence de presse du 29 novembre 2012).

Note n° 2 : Article de J.M. Jancovici dans Marianne : "Le gaz de schiste : une fausse bonne idée".

Evolution supposée en 2010 du marché du gaz naturel aux USA

On ne peut pas demander à un adepte inconditionnel de la nocivité des gaz à effet de serre comme JMJ de se renier en soutenant l'exploitation de gaz dont l'usage émettra du CO₂. Cependant, si JMJ émet un certain nombre de bonnes idées que je partage, notamment au sujet du nucléaire, force est de constater que ses connaissances apparaissent plutôt parcellaires dans le domaine de l'exploitation des hydrocarbures fossiles.

Son article, dans Marianne, comporte en effet un certain nombre d'inexactitudes ou encore des affirmations qui ont pour but d'induire le lecteur en erreur :

• La production des puits baisserait très vite (sous entendu, l'exploitation durerait au plus quelques mois) C'est le sous-entendu qui induit le lecteur en erreur. Le fait que la production d'un puits baisse de 80 % ne signifie pas que le puits est abandonné ! En réalité, certains puits de la région dite Marcellus ont produit jusqu'à 1 million de pieds cubiques au cours des premiers jours de leur production, ce qui correspond à 1020 millions de BTU (Référence). A 4 $ le million de BTU, cela correspond à 4 080 $ de revenu le premier jour de production. En supposant, pour simplifier, un décrément linéaire jusqu'à 50 % de la production initiale au bout de 1 an, cela correspond tout de même à un revenu (confortable) de plus d'un million de dollars la première année. Si quelques puits sont effectivement abandonnés(cimentés) au bout de quelques années de production, la majorité d'entre eux sont prévus pour durer plus de 10 ans.

La principale différence entre les États -Unis et le reste du monde, c'est que le sous-sol appartient au propriétaire du sol. De ce fait, c'est à lui que reviennent les revenus de l'exploitation. Il est donc beaucoup plus facile, soit de vendre très cher son terrain à une société qui exploite le gaz, soit d'investir lui-même en faisant forer un ou plusieurs puits sur sa propriété et en vendant lui-même son gaz. Il est certain que si le code minier en France était changé dans ce sens, les propriétaires changeraient aussitôt d'avis sur l'opportunité d'exploiter les gaz de schiste. Quant au « réseau de gazoducs finement maillé », il n'existait évidemment pas aux USA lorsqu'il n'y avait pas d'exploitation. Celui-ci s'établit au fur et à mesure de l'installation des puits, et fait partie de l'investissement initial. En outre, "l'industrie du forage américaine puissante et ancienne" n'est pas un atout local. Elle peut en effet très bien aller s'installer n'importe où dans le monde, et l'a déjà démontré.

• L'essentiel des gaz de schiste américains ne seraient pas des gaz de schiste... Et le citoyen moyen ne verrait pas la différence … En réalité, c'est là une affirmation bien imprudente de la part de JMJ, qui veut lui-même prendre les lecteurs de Marianne pour des gogos. Voici (à droite) un graphique en provenance de l'EIA (Energy Information Administration) qui montre sans ambiguïté la part croissante des « véritables » gaz de schiste dans la production américaine. La part totale de gaz non conventionnel est actuellement supérieure à 50 % (« tight gaz » en marron clair et « shale gas » en vert . Mais cette dernière part est appelée à croître rapidement et dépasser elle-même les 50 % au-delà de 2035 . L'affirmation que « la France n'a pas de réservoir compact » est pour le moins hasardeuse (en fait, on n'en sait rien tant qu'on n'a pas exploré) et de toutes façons, l'exploitation des gaz de schiste n'est pas celle des « tight gas », donc le problème ne se pose pas.

(1) Le forage horizontal permet d'atteindre d'un seul coup une partie importante de la couche productrice qui est en général horizontale. Voici un schéma en provenance du groupe Total qui explique très simplement le principe de la fracturation hydraulique :

Origine de l'image ci-dessus : 
http://www.total.com/fr/dossiers/gaz-de-schiste/des-techniques-de-production-specifiques/forage-horizontal-fracturation-hydraulique-201937.html

(2) La technique de fracturation hydraulique est améliorée tous les jours. Voici un petit article concernant cette technique appliquée en Chine par des ingénieurs de Schlumberger, société française spécialisée dans ce procédé. Je suis très fier de cet article : l'un des auteurs est un de mes neveux...

(3) La bentonite est une argile colloïdale. Son nom provient de celui de Fort Benton (Wyoming, USA) d'où on l'a extraite initialement. On peut aussi utiliser, pour la formulation des boues de forage, un biopolymère comme la gomme xanthane obtenue par fermentation de sucre ou de mélasse au moyen de la souche Xanthomonas Campestris. La solution de gomme xanthane dans l'eau est un fluide pseudo-plastique. La gomme xanthane conserve ses propriétés dans un intervalle extrêmement large de pH.

(4) Un fluide est dit plastique ou binghamien lorsque sa viscosité diminue lorsqu'il est agité (cisaillement) mais que sa viscosité se retrouve instantanément lorsque l'agitation cesse. Un fluide est dit thixotrope lorsque sa viscosité diminue par agitation, mais ne retrouve pas immédiatement sa viscosité initiale lorsque l'agitation cesse. (Il existe aussi des fluides dits dilatants : leur comportement est inverse de celui des fluides binghamiens et il existe aussi des fluides rhéopexes dont le comportement est inverse de celui des fluides thixotropes). - Voir un exemple de mauvaise utilisation du mot "thixotrope" ici - Voir également ici.

(5) J'ai personnellement travaillé dans les années 80 sur l'étude du marché des titanates d'alcoyles en fracturation.

(6) IHS : Information Handling Services, société d'informations économiques et financières.

(7) Un vecteur énergétique est un produit ou un phénomène qui permet de stocker et/ou de transporter de l'énergie. Le pétrole et le gaz naturel sont des vecteurs énergétiques. Mais l'eau d'un barrage hydroélectrique est aussi un vecteur énergétique de même que l'air comprimé dans le flexible qui alimente un marteau piqueur. L'électricité est aussi un vecteur énergétique.

(8) Btu = British thermal unit. Unité d'énergie : 1 Btu = 1 054 joules