Centrale-Énergies

L'émergence des gaz « non » conventionnels

Jacques Maratier (ECN 69) — 2011-03-01T16:59:00Z

Historique

Pendant de nombreuses années, la production de gaz naturel se situe au niveau « d'annexe » de l'exploration pétrolière ; le prix du gaz est corrélé tant bien que mal avec celui du pétrole brut mais sa modeste valorisation reste assujettie aux difficultés qui résident dans son transport et son utilisation.

Par ailleurs, les gaz dits non conventionnels, connus depuis très longtemps, n'ont été exploités que récemment, suite à l'amélioration technique et économique de leur extraction.

L'intérêt porté à ces gaz débute aux États-Unis dans la première moitié des années 1970 avec la production du « tight gas » grâce aux innovations technologiques dans le forage directionnel et dans les techniques de production appliquées aux formations peu perméables, le tout encouragé par une fiscalité favorable. Suivront, dans le milieu des années 1980, le démarrage de la production du gaz de schiste et celui du gaz de houille. Aujourd'hui plus de 50 % du gaz naturel consommé aux États-Unis est d'origine gaz non conventionnel.

Dernièrement, pour des raisons économiques, et géopolitiques, l'engouement pour ce type de gaz naturel s'est répandu hors des USA et sur tous les continents. Leur exploration et production sont aujourd'hui aux mains des grandes compagnies pétrolières traditionnelles, mais aussi aux mains de nouveaux acteurs indépendants.

Les différents types de gaz non conventionnels (GNC)

Pour simplifier, disons que les GNC regroupent les gaz qui ne sont pas associés à une production « classique » d'hydrocarbures. Une fois produits, ils ont les mêmes caractéristiques chimiques donc énergétiques que le gaz naturel traditionnel.

Chaque type de ces GNC nécessite généralement des techniques de production spécifiques.

Voici donc les principaux GNC répertoriés aujourd'hui (sans ordre significatif) :

Le gaz de formations compactes (ou « Tight gas »)

Ce gaz est proche du gaz « conventionnel » mais est contenu dans des roches faiblement poreuses et/ou pratiquement imperméables. Pour pouvoir l'extraire, il faut faire appel à des techniques d'optimisation de l'orientation des forages, combinées à la fracturation et l'acidification de la roche réservoir ; il faut aussi prévoir des schémas innovants de répartition des puits producteurs. Le drainage de ce gaz est donc plus onéreux que celui d'un gaz conventionnel, les pourcentages de récupération sont aussi généralement plus faibles ; cependant la quantité potentiellement disponible et la maîtrise des techniques de production ont rendu ce type de gaz attrayant.

Le gaz de schiste (ou « shale gas »)

Le gaz de schiste réside dans les roches mères argileuses, laminées, où il a été formé. De grosses réserves potentielles de ce type de gaz ont été identifiées, cependant le pourcentage de récupération restera limité. Les techniques de production de ce type de gaz se développent et aujourd'hui sa production augmente d'année en année.

Les techniques de production incluent obligatoirement des méthodes de stimulation sophistiquées pour ce genre de réservoirs.

Le gaz de houille (ou CBM pour Coal Bed Methane)

Ce qui était autrefois un sous-produit de l'industrie du charbon est aujourd'hui une source d'énergie à part entière. Ce gaz, connu aussi sous le nom de « grisou », est né conjointement avec la formation des filons de charbon et il y est resté piégé. Une fois de plus la production de ce gaz va nécessiter l'utilisation de drains forés dans le sens des couches et une stimulation des zones détentrices. Cette production est en général plus délicate et une modélisation permanente du réservoir aidera à prévoir et à contrôler la production.

Souvent, cette production est associée avec une production d'eau qui va nécessiter une gestion spécifique (traitement et retour).

Les hydrates de méthane

Ce sont des cristaux d'eau et de méthane qui reposent au fond des océans ou dans les régions terrestres arctiques. Leurs réserves identifiées sont considérables, elles pourraient représenter jusqu'à plus de 100 % des réserves fossiles déjà connues. Ces sources de gaz restent aujourd'hui inexploitées du fait des coûts ou des difficultés que leur localisation et leur environnement impliqueraient pour une exploitation à grande échelle.

Technique, économie et politique

L'évaluation et l'exploitation de cette nouvelle source potentielle d'énergie se poursuivent dans de nombreux pays du monde.

En ce qui concerne la technique :

Les techniques d'exploitation des GNC ne sont pas nouvelles, l'existence de ces hydrocarbures est connue depuis le début de cette industrie, seuls les coûts de production étaient un frein à leur développement.

Des centaines de milliers de forages traversent les nappes phréatiques dans le monde entier et ce depuis presque un siècle. Les techniques de cuvelage, en puits vertical ou dévié, assurent l'étanchéité des différentes couches géologiques traversées par le puits, elles sont utilisées avec succès depuis longtemps. Bien entendu les législations, les réglementations à leur sujet, et la surveillance mise en place peuvent varier d'un pays à un autre.

Par exemple, il existe dans le Bassin Parisien plus de 5000 puits actifs depuis de nombreuses années et sans que la nappe phréatique en soit affectée ; en France, le BRGM (Bureau de Recherche Géologique Minière) surveille en particulier l'intégrité de ces nappes dans tout le pays.

Consultez également cet article dans le Flash n°22
Bien que le risque zéro n'existe pas, il paraît donc relativement improbable d'évoquer une pollution potentielle des nappes phréatiques dans le cas de l'exploitation des GNC en France ou ailleurs.

De même, les techniques de stimulation des roches réservoirs existent et sont utilisées sans risque particulier depuis plus de 50 ans. Ces techniques ont progressé et ont été affinées au fur et à mesure des progrès technologiques de l'exploration pétrolière et en particulier avec le développement du forage directionnel.

Dans le cas des gisements à très faible porosité, la technique de fracturation de la roche est utilisée pour faciliter l'écoulement des fluides en place. Les produits typiquement injectés au cours de cette fracturation, sont principalement de l'eau, du sable, ses agents propulseurs et occasionnellement de l'acide ou d'autres produits chimiques pour réduire certains composants de la matrice.

Les quantités d'eau utilisées au cours de ces fracturations et leur gestion n'ont rien d'exceptionnel aujourd'hui ; ces quantités d'eau varient en fonction des caractéristiques du gisement concerné.

En ce qui concerne l'économie :

Le développement de ces gaz se fait sur la réalité économique de cette source d'énergie sur un marché mondial. Il doit bien entendu intégrer le coût des différentes contraintes et réglementations nationales relatives d'une part à sa mise en production et d'autre part à sa future production.

Il faut donc pour chaque projet prouver indépendamment sa viabilité économique. Ce processus passera, une fois les périmètres d'exploration accordés, par l'identification géologique de réservoirs potentiels, le forage d'un ou plusieurs puits d'exploration, l'interprétation des tests de production et l'évaluation de la dimension du gisement. Seules des réponses positives à chacun de ces points permettront de prendre la décision de poursuivre la mise en œuvre du développement.

Quant à la politique :

Chaque pays établit une politique en fonction de ses ambitions, de ses besoins et des problèmes environnementaux que peuvent poser l'extraction des GNC et en particulier celle des gaz de schiste.
En France, pour le moment, la décision de poursuivre de tels projets semble devoir attendre pendant encore plusieurs mois les conclusions des comités mis en place par le gouvernement pour s'assurer de l'innocuité sur l'environnement de ces extractions, ou pour le moins des précautions à prendre pour la préserver. Chacun d'entre nous reste donc libre d'apprécier le bien-fondé de ces analyses, qui sont pourtant une sage réponse aux inquiétudes que soulèvent ces nouveaux projets, dans le contexte réel et concret où ils se situent.

Les gaz non conventionnels dans le monde

La géopolitique du gaz naturel se retrouve considérablement modifiée du fait de l'émergence de ces GNC. Les grands producteurs de gaz, déjà affaiblis par la crise économique, pourraient voir leur domination réduite encore un peu plus avec cette arrivée. Le prix du gaz devrait baisser en conséquence. Les gisements de GNC sont aussi plus uniformément répartis autour du monde que ceux de gaz traditionnel. Nombreux sont les pays qui voient là un moyen de faire baisser leur facture énergétique.

L'activité des GNC est arrivée à maturité en Amérique du Nord au cours des trois dernières décennies. Ce type de gaz y est aujourd'hui une source d'énergie très compétitive. Les États-Unis sont devenus un pays exportateur de gaz.

Cette activité arrive aussi à maturité en Australie avec en particulier la production de gaz de charbon.

La Russie, bien entendu, un des premiers exportateurs de gaz du monde a commencé à produire des GNC en Sibérie mais, surtout, est en train de remettre en cause ses stratégies d'investissements pour la distribution et la vente de son gaz traditionnel.

Les autres pays, au vu de ces résultats, ont donc récemment démarré l'évaluation de leur potentiel de réserves de ce type de gaz.

En première ligne, la Chine aujourd'hui grand demandeur d'énergie, a fait une de ses priorités la production de gaz de schiste. La Chine a donc passé des accords avec les États-Unis pour partager les technologies d'extraction. Des accords de coopération sont négociés avec les multinationales pétrolières pour initier des projets dans les provinces chinoises.

L'Europe semble posséder un potentiel GNC intéressant, estimé, pour le moment comme plus modeste que celui de l'Amérique du Nord. Ce potentiel n'est pas encore parfaitement évalué.

Cette activité se développe aujourd'hui en Europe ; les conditions d'exploitation sont très différentes de celles de l'Amérique du Nord que ce soit dans les domaines des coûts, de l'environnement ou des législations sur le contenu du sous-sol.

L'Europe y voit vraisemblablement un moyen de se dégager de l'étreinte du puissant monopole du gaz russe.

Ressources globales en gaz non conventionnels en Tm3
	Tight gas	CBM	Shale gas	Total
Moyen-Orient et Afrique du Nord	23	0	72	95
Afrique sub-saharienne	22	1	8	31
Ex-URSS	25	112	18	155
Asie Pacifique	51	49	174	274
Asie centrale et Chine	10	34	100	144
OCDE Pacifique	20	13	65	99
Asie du Sud	6	1	0	7
Autres	16	0	9	24
Amérique du Nord	39	85	109	233
Amérique latine	37	1	60	98
Europe	12	8	16	35
Europe centrale et de l'Est	2	3	1	7
Europe de l'Ouest	10	4	14	29
TOTAL	210	256	456	921
Source : AIE, World Energy Outlook, 2009

Nombreux sont les autres pays qui se lancent ou vont se lancer dans cette aventure : l'Inde, l'Indonésie, l'Amérique du Sud sans oublier l'Afrique du Nord.

Finalement, les GNC n'auront bientôt de non-conventionnel que leur nom.

Consultez également cet article dans le Flash n°22

Les pétroles non conventionnels

Jacques Maratier (ECN 69) — 2009-09-01T12:40:00Z

La surinformation lancée à grand échelle durant les deux ou trois dernières années sur « la fin des réserves de pétrole dans le monde », puis l'escalade spéculative des prix de pétrole brut en 2008, ont vraisemblablement accéléré une augmentation des activités concernant l'exploitation des pétroles dits « non conventionnels ».

Dans le cadre de ce bref article, nous parlerons de deux sources de pétroles non conventionnels :
– les sables bitumineux (tar sands)
– les schistes bitumineux (oil shales)

Pour référence, indiquons aussi l'existence de pétroles lourds et extra-lourds dont les réserves sont aussi importantes.

World Wide Heavy Oil Reserves

Historiquement, l'exploitation de certains de ces gisements existe depuis la nuit des temps, par exemple en Mésopotamie, au Canada, en France et autres, et ceci bien avant l'avènement industriel du pétrole.

Ces pétroles non conventionnels représentent aujourd'hui 70% des réserves en hydrocarbures identifiées mondialement (voir l'illustration). Leur production reste aujourd'hui toutefois modeste à l'échelle mondiale, seuls le Canada et le Venezuela sont des producteurs industriels ; Le Canada produirait 400 000 bbl/jour à partir de leurs sables bitumineux. Rappelons que la production mondiale journalière se situe aux alentours de 80 millions de barils.

Les sables bitumineux

Ce sont des sables enrobés d'une pellicule de bitume (hydrocarbures très lourds) et d'eau. Le bitume sera séparé du sable principalement par chauffage.

L'exploitation de ces sables se fait dans des mines, souvent à ciel ouvert (Canada). L'exploitation se fait aussi « in-situ » dans des puits forés jusqu'à 1000 mètres de profondeur (Venezuela).

La majeure partie des gisements exploités aujourd'hui se trouve en Alberta au Canada, et dans le bassin de l'Orénoque au Venezuela. Il est estimé que le Canada et le Venezuela possèdent actuellement en réserve deux fois plus de pétrole non conventionnel que toutes les réserves de pétrole traditionnel du monde.

Il existe aussi d'autres gisements moins importants dans le monde, mais cependant exploitables, aux Etats-Unis, en Russie, au Moyen Orient et en Afrique.

Les schistes bitumineux

Ces schistes contiennent une matière organique, le kérogène, qui après un processus industriel souvent complexe, donne du pétrole et du gaz combustible. Ces schistes peuvent être aussi dans certains cas utilisés directement comme combustibles ou comme matière première pour des industries chimiques ou en agriculture.

Les schistes bitumineux connaissent un intérêt croissant dans de nombreuses régions du monde, pour le moment un cinquantaine de pays. Les réserves mondiales identifiées, en schistes bitumineux sont de l'ordre de 4000 milliards de barils de pétrole en place, dont 1000-1200 milliards de barils aux Etats-Unis.

Aujourd'hui, la majorité des extractions se font à ciel ouvert, l'exploitation manque de maturité, de conviction économique et de solutions aux problèmes écologiques inhérents ; trois principaux sites d'exploitation continuent de fonctionner au Brésil, en Estonie et en Chine.

Les coûts d'exploitation

C'est la question à la mode. Les coûts d'exploitation cités varient considérablement pour des raisons techniques, stratégiques et politiques.

De nombreuses techniques d'extraction d'hydrocarbures lourds, avant l'envoi vers une raffinerie, existent et vont de l'exploitation en surface d'une carrière, en passant par des puits horizontaux, jusqu'à des systèmes sophistiqués de récupération tertiaire de gisement ; les coûts opérationnels varient en conséquence. Des avancées technologiques substantielles ont été faites durant la dernière décennie. Les coûts d'exploitation de ces hydrocarbures sont chaque jour en baisse.

Les coûts d'exploitation sont généralement tenus confidentiels pour des raisons de concurrence. Certains états ont tendance à « rosir » les chiffres pour justifier leur soutien à cette activité. Dans l'environnement pro-écologie actuel, les relations publiques restent discrètes et les communications minima sur le sujet.

Dans ces conditions, il est extrêmement délicat d'avoir des chiffres fiables pour les coûts d'exploitation. Les journalistes et les économistes, avec parfois de maigres connaissances techniques, donnent des chiffres glanés à droite et à gauche, allant pour un même produit de 10 à 90 $US par baril.

Extraire les pétroles non conventionnels coûte en général considérablement plus que pour les pétroles « classiques », car il faut dépenser beaucoup d'énergie pour obtenir les barils utilisables ; plutôt que le coût d'exploitation les professionnels de cette activité préfèrent utiliser la différence : énergie potentielle du baril extrait moins énergie dépensée pour l'obtenir.

Futur

La crise économique a certainement ralenti, voire arrêté, des projets de développement. Cependant, cette situation transitoire ne remet pas en cause les projets à long terme ; la Chine ne vient-elle pas d'annoncer en août 2009 qu'elle est prête à investir deux milliards de dollars canadiens dans l'exploitation des sables de l'Alberta ?

Les réserves annoncées sont considérables et perçues comme étant économiquement viables à moyen et long terme. Les sociétés pétrolières traditionnelles ont depuis quelques années manifesté positivement leur intérêt pour ces nouvelles sources d'hydrocarbures.

Indépendamment de toute considération écologique que chacun a le droit ou le devoir d'avoir, une fois de plus la question du jour n'est pas « les réserves d'hydrocarbures sont-elles épuisées ? » mais plutôt « combien voulez-vous payer pour un baril ? ».

Vous pouvez retrouver cet article dans le Flash n°13

Le prix du pétrole brut, de quoi parle-t-on ?

Jacques Maratier (ECN 69) — 2009-03-01T14:33:00Z

Chaque champ de pétrole dans le monde contient un brut de qualité unique et spécifique du gisement en question. Les caractéristiques d'un brut résultent de sa genèse, c'est-à-dire des matières organiques présentes à l'origine, des conditions physiques de leur transformation en hydrocarbures et de la migration de ces hydrocarbures de la roche mère vers la roche réservoir. Il existe autant de qualités de pétrole brut qu'il y a de gisements dans le monde.

Le brut « idéal », est celui qui fournira par un raffinage simple, des quantités de kérosène, super, gazole, huiles etc., en pourcentages identiques à ceux des besoins dans une région donnée. Le prix du brut dépend aussi de sa faible teneur en composants toxiques, comme par exemple le soufre. Les bruts les plus prisés sont « light & sweet », c'est-à-dire légers et propres.

Le pétrole est le plus gros négoce de la planète en valeur et en volume, il influence largement les flux de devises. Les grands pays producteurs disposent de vastes recettes et ont souvent un excédent à placer (fonds souverains), ce qui leur confère un poids financier important dans l'économie mondiale.

Les acteurs de ce marché du brut cherchent à se protéger des fluctuations de cours, et utilisent pour ce, les bourses des matières premières, principalement le New York Mercantile Exchange (NYMEX) et l'Intercontinental Exchange (ICE).

Certains bruts sont devenus des références de prix de brut. C'est le cas du Brent de Mer du Nord et du West Texas Intermediate (WTI) aux Etats-Unis. Ils sont aujourd'hui utilisés pour les échanges mondiaux des pétroles « light & sweet ». Le Brent et le WTI se distinguent par leur place de cotation.

Le Brent représente un pétrole assez léger, issu d'un mélange de pétroles de Mer du Nord, et, malgré sa production limitée, sert de référence au niveau mondial : son prix détermine celui de 60% des pétroles extraits dans le monde. Il est coté à l'ICE.

Le WTI représente quant à lui une qualité du pétrole léger du Texas et sert de référence au NYMEX, l'autre place boursière pour la fixation du prix du baril de pétrole.

Le prix du WTI est en général supérieur à celui du Brent de quelques dollars US, mais avec des exceptions.

Bien entendu, il faudra aussi distinguer les prix spot des prix futures. Donc, en parlant aujourd'hui du prix du baril de brut, une première question se pose : de quoi parle-t-on ?

En fait, et pour conclure, ce qui intéresse véritablement chacun, ce sont les prix des produits raffinés. Une idée reçue est que les prix de ces produits doivent suivre fidèlement celui du brut. Or, les produits raffinés sont eux aussi cotés en bourse ; alors que le prix du brut va être sensible à la qualité du brut disponible et surtout à la géopolitique (guerres, grèves, tensions internationales), les prix des produits raffinés dépendront des saisons (climat, vacances), de l'état de leurs stocks et de l'activité des transports, etc. Sauf en cas de variation extravagante du prix du brut, les prix des produits raffinés peuvent très bien ponctuellement varier indépendamment.

Vou pouvez retrouver cet article dans le Flash n°10

Prix du pétrole : « chère rasade »

Etienne Pesnelle (ECP 86), Jacques Maratier (ECN 69) — 2008-06-22T15:54:00Z

Si nous en croyons les publications récentes de certains économistes, notre rasade quotidienne en pétrole coûtera de plus en plus cher, mais elle finira par atteindre un maximum pour ensuite redescendre à des niveaux guère plus élevés qu'aujourd'hui. Un nouveau Conte des Mille et Une Nuits ?

En compilant sur un papier quadrillé les différentes estimations médiatisées ces derniers temps dans la presse économique, il serait tentant de dessiner la courbe future du prix du pétrole dans les 25 prochaines années : après un passage de relais de la pure spéculation actuelle vers une tension offre-demande réelle liée au passage du pic de production, l'arrivée des carburants synthétiques stabiliseraient puis feraient lentement régresser le prix du baril.

La prudence s'impose toutefois devant de telles mises en perspectives.

L'Histoire, en premier lieu, montre que les grandes variations du prix du pétrole sont dues à des événements géopolitiques dont la prévision dépasse largement le domaine de compétence des économistes. Toujours en regardant dans le rétroviseur, on peut se rappeler que l'Agence Internationale de l'Energie (AIE) elle-même a, par le passé, énoncé un certain nombre de prévisions qui ne se sont jamais réalisées. Dans son WEO 2006, l'Agence voyait encore le baril retomber à $47 au début de la prochaine décennie.

Il faut ensuite s'intéresser aux motivations mêmes de ces acteurs à publier de tels chiffres.

Une banque d'investissement active sur le marché des matières premières a tout intérêt à convaincre les autres acteurs économiques qu'il est possible d'aller encore plus haut. L'AIE, porte-parole des pays consommateurs de l'OCDE, a plutôt tendance à chercher à calmer le jeu.

Enfin, il ne faut pas oublier que les modèles mathématiques qui produisent ces estimations sont souvent assez rudimentaires.

Croissance économique mondiale, parité du dollar, importance de la spéculation, coûts prévisionnels et production et de raffinage ou vitesse de décision et réalisation des investissements sont des facteurs économiques à prendre en compte, liés entre eux et non linéaires. S'y ajoutent des facteurs difficiles à quantifier comme la stabilité politique des pays producteurs, les incidents le long de la chaîne d'approvisionnement ou les embargos et autres sanctions politiques. De plus, les modèles actuels ne savent pas gérer l'incertitude présente sur les données d'entrée, notamment les réserves.

En l'absence de critique méthodologique de ces modèles, la presse économique se rapproche du journalisme sportif.

Retrouvez cet article dans le Flash N°5