Comment se fait la fracturation hydraulique ?

CAPSULE ÉNERGÉTIQUE

Roche-mère

Le terme schiste, généralement utilisé dans les médiats, est impropre.  Il serait géologiquement plus juste d’utiliser le terme shale, mais afin d’éviter toute confusion, nous utiliserons le terme schiste pour la suite de cette capsule, car c’est le plus utilisé dans le grand public.

Pour les géologues et l’industrie pétrolière, une roche-mère est une roche sédimentaire Roche-mère_schisteriche en matière organique. Au cours de l’enfouissement du sédiment, et en fonction de la température, la matière organique des roches-mères se transforme progressivement en hydrocarbures, pétrole ou gaz naturel.

Dans les cas où la roche-mère est peu poreuse, les hydrocarbures restent emprisonnés à l’intérieur du sédiment,  on parle alors de pétrole ou de gaz de schiste.  Ils constituent une part importante des hydrocarbures non-conventionnels.  Ces roches sont des puits de carbone naturels qui ont mis des centaines de millions d’années à se construire.

On retrouve ce type de roches à de nombreux endroits dans le monde et également dans la vallée du Saint-Laurent au Québec.

Carte_monde_Gaz_de_schiste-AIE

Dans la vallée du Saint-Laurent aussi que dans le bassin des Appalaches se retrouve un type de schiste appelé schiste d’Utica, car cette formation a été décrite pour la première fois par Ebenezer Emmons en 1842 dans la ville d’Utica dans l’État de New York.  Cette formation contient principalement du gaz nature.

 

Carte_Gaz_de_schiste_Québec(2)

Historique de la fracturation

De très lointaine date, la fracturation hydraulique a été utilisée pour le travail de carrière afin de fracturer le granite pour la construction.  Mais la première utilisation industrielle de la fracturation hydraulique pour des fins d’exploitation d’hydrocarbure a plus d’un siècle.  Elle est décrite dans un bulletin du U.S. Geological Survey de 1903.

Il a fallu attendre 1949 pour que la technique de fracturation hydraulique puisse être utilisée industriellement afin de faciliter l’exploitation de gisements d’hydrocarbures conventionnels, on parlait alors de stimulation de puits.  C’est à Velma, en Oklahoma que la compagnie Halliburton utilisa cette technique pour une première fois avec succès.

L’amélioration des équipements, principalement les pompes à haute pression, dans les Forage_horizontal-1années 60 et 70, a permis son utilisation plus fréquente dans des cas de stimulation de puits verticaux en fin de vie.  Mais c’est vraiment le déclin des puits de pétrole et de gaz conventionnel qui a propulsé l’industrie de la fracturation depuis le début des années 2000, aux États-Unis au début, mais maintenant en plusieurs points du globe.

Un autre développement technique important s’est fait à partir de 1980, le forage horizontal.  C’est la maîtrise graduelle de ce type de forage associé à la fracturation hydraulique qui a permis l’exploitation rentable des gisements non-conventionnels de gaz et de pétrole de schiste.  Elle a rendu accessibles des ressources autrefois inaccessibles.

En raison de son efficacité, cette technique a rapidement été adoptée par de nombreuses  compagnies, pour être aujourd’hui utilisée dans le monde entier, dans des dizaines de milliers de forages pétroliers et gaziers chaque année.

Techniques de fracturation

Plusieurs appellations sont utilisées pour nommer cette technique :  fracturation hydraulique ,    hydrofracturation ,   fracking , ou fracturation hydraulique massive (Massive Hydraulic Fracturing ou MHF).

La fracturation hydraulique vise à permettre l’extraction de gaz naturel et de pétrole à partir de formations géologiques profondes (1 à 4 ou 5 km).  À cette profondeur, le substrat est généralement trop peu poreux pour permettre au gaz ou au pétrole de s’écouler et ainsi atteindre une roche-magasin poreuse permettant une extraction conventionnelle.

Elle est effectuée en fracturant la roche souterraine par une contrainte mécanique à l’aide d’un fluide injecté sous très haute pression à partir d’un forage de surface, pour en augmenter la porosité (macro et micro).  Le fluide peut être de l’eau, une boue ou un fluide technique dont la viscosité a été ajustée.

Quand la pression du fluide injecté à la profondeur voulue dépasse celle créée par le poids des roches situées au-dessus, il se crée des fractures.  Les fractures s’élargissant avec l’injection continue du fluide, elles peuvent alors se propager, éventuellement sur plusieurs centaines de mètres tant que l’apport de fluide est maintenu.  La direction que peuvent prendre les fractures peut être très aléatoire, même si le désir de l’exploitant est de fracturer uniquement la roche qui contient le combustible.  Fracturation_hydraulique_fissures

Pour empêcher que le réseau de fractures ne se referme sur lui-même au moment de la chute de pression, le fluide est enrichi (environ 10 %) en agents de soutènement : des poudres de matériaux durs, principalement grains de sable tamisé, ou microbilles de céramique. Ceux-ci vont remplir les fractures et, une fois en place, constitueront un milieu suffisamment poreux pour permettre la circulation ultérieure du combustible à extraire.

Le fluide injecté contient également un mélange complexe de produits issus de l’industrie chimique (0,5 % typiquement au total), puisés dans une liste de plus de 750 références commerciales.  Il s’agit  d’additifs adaptés à la fracturation des roches et souvent des biocides. Ces derniers sont destinés à empêcher le développement d’éventuelles bactéries qui compliqueraient le processus d’extraction.   Chaque compagnie possède sa recette et il est très difficile d’avoir accès à cette information. Plusieurs des composés utilisés sont reconnus comme cancérigènes.

Fluide_pour_fracturation

Une opération de fraction hydraulique se déroule en plusieurs phases :

  • Préparation de la zone de travail, ce qui implique préparation de chemins, élimination du couvert végétal, creusement d’un bassin de déversement des eaux usées, il faut y apporter tout le matériel lourd de pompage et de forage
  • Une galerie ou un réseau de galeries est creusé dans le lit rocheux qu’on souhaite fracturer
  • La fracturation est initiée avec un fluide de faible viscosité (de manière à ne pas perdre trop d’énergie via les forces de friction qui deviennent d’autant plus importantes que le réseau s’agrandit)
  • Des fluides (ou gels) sont ensuite injectés dans le réseau de fentes. Ils contiennent un agent de soutènement (sable) qui doit éviter que ce réseau ne se referme.
  • Les opérations de collecte peuvent ensuite être amorcées. Si le puits s’épuise ou semble se colmater, de nouvelles opérations de fragmentation peuvent se succéder

Photo_site_fracturation

Un forage pour le gaz de schiste à Saint-Barnabé-Sud.
Photo: François Roy, archives La Presse

Pendant la phase d’extraction, les zones de fissures artificielles vont permettre de pomper les hydrocarbures enfouis dans la roche, mais seulement dans un rayon relativement proche du forage et donc de la zone fissurée artificiellement.  De ce fait, la productivité d’un puits fracturé chute assez rapidement avec le temps : dans le cas du gaz de schiste, un quart des volumes récupérés le sont la première année, la productivité se réduisant à 10 % au bout de cinq ans en moyenne.

Pour être en mesure d’extraire une quantité économiquement rentable d’une zone donnée, de nombreux forages horizontaux seront faits à partir d’un puits vertical.  Cette opération sera répétée à plusieurs endroits d’une région propice à l’exploitation, comme le présente le schéma en dessous.

Sous_sol_fracturation_plusieurs_puits

Source :  http://www.st-guilhem-le-desert.fr/gaz_schiste_rapport_tyndall-p168.htm

Si le territoire contenant des combustibles fossiles est assez vaste, celui-ci sera perforé à de nombreux endroits relativement proche les uns des autres, ce qui bouleversera grandement l’écologie de la région.

Territoire_fracturé

Champ de production de gaz de schiste aux États-Unis

Cycle de production des puits

Dans les conditions optimales, il est possible d’extraire près de 80 % du gaz pour un puits conventionnel.  Mais dans le cas de gaz de schiste, il est difficile d’extraire plus de 20 % de la ressource.  C’est très peu compte tenu des efforts déployés pour cette extraction.  Autre différence importante entre les filières conventionnelle et non-conventionnelle, dans le premier cas, un puits peut être en production très longtemps, entre 20 et 40 ans sont des durées souvent rencontrées.  Mais dans le cas des gaz de schiste, le débit chute très rapidement et souvent les puits sont abandonnés après 2 ou 3 ans, voir figure qui suit.

Courbe_décroissance_production_puits_fracturation

Chaque puits de pétrole ou de gaz de schiste a une vie très courte, il faut donc continuellement trouver de nouvelles zones à exploiter.  Mais l’épuisement de ces deux filières est quand même inévitable.  L’agence Internationale de l’Énergie (AIE) prévoit une chute de production aux États-Unis vers 2035.  Pourquoi investir autant dans ne filière qui a si peu d’avenir ?

Risques écologiques

La filière énergétique du gaz et du pétrole de schiste comporte ne très nombreux dangers, dus au départ au type de stockage de la ressource elle-même et d’autre part au mode d’extraction du combustible.  Nous dresserons une liste succincte de ces menaces écologiques.

Production accrue de CO2  

En 2010, le professeur Robert Howarth de l’université Cornell, à démontré qu’en comptabilisant l’ensemble des besoins en énergie pour le transport des équipements et des fluides, pour actionner les moteurs qui entraînent les pompes haute pression et les foreuses, pour le traitement des eaux contaminées, le bilan carbone de ce procédé est équivalent à brûler directement du charbon.  Tout le bénéfice que le méthane possède en ayant une molécule générant moins de CO2 par MJ (mégajoule) d’énergie produite est éliminé par le procédé de fracturation.

Méthane furtif

Une fois la production terminée, les compagnies colmatent les ouvertures, mais la surveillance et l’entretien ne se fait plus.  Ces puits deviennent orphelins.  Aucun puits n’est complètement étanche, ce qui fait que des émissions fugitives de méthanes importantes se déverseront dans l’atmosphère  durant une période qui peut être très longue.  Il faut noter que chaque molécule de méthane a un pouvoir de réchauffement environ 25 fois plus élevé par molécule que le CO2.

Ces données récentes (2012) provenant du bassin gazier de Denver-Julesburg (Colorado) montrent que du CH4 fuit dans l’air en quantités très sous-estimées paFuite_Méthane_fracturationr l’industrie (en jaune) alors que l’échantillonnage au sol et à 300 m de hauteur confirme des fuites au moins deux fois plus importantes (orange).  Ce sont là près de 4 % de la production qui est perdue dans l’atmosphère.  Il faut ajouter à ces émanations, toutes les fuites inévitables lors de l’extraction, pompage, stockage et transport du gaz.

Torchères

Du côté du pétrole de schiste, le panorama n’est pas plus rassurant.  La grande majorité des puits de pétrole contiennent également une portion significative de méthane.  Comme pour le gaz de schiste, la durée de vie d’un puits est courte, il n’est économiquement pas rentable de récupérer ce gaz, car demanderais des investissements trop élevés.  Le gaz est simplement brûlé dans des torchères près de la tête du puits.  La nuit, il est possible de voir une zone lumineuse au Dakota à partir de satellite, et ce depuis que la production de pétrole de schiste a commencé dans cette région au milieu des années 2000.  Torchères_Gaz_de_schiste

Selon les données de la Banque mondiale, le volume mondial de gaz brûlé dans des torchères en 2014 a été de 140 milliards de mètres cube.  Une augmentation importante depuis 10 ans,  principalement à cause du développement de la production du pétrole de schiste.

Contamination des eaux

En février 2011, le New York Times publie des documents qui révèlent que les eaux rejetées par les forages de gaz de schiste sont radioactives à des taux atteignant 1000 fois les limites autorisées.

Aux États-Unis et au Canada, les opérateurs industriels qui mettent en place des projets d’exploitation de ressources fossiles non-conventionnelles ont bénéficié de privilèges, de facilités et de dérogations extraordinaires par rapport à la législation.  Ces entreprises n’ont pas à respecter les trois grandes lois environnementales aux États-Unis.  Ce qui leur permet, entre autres, de ne pas divulguer le contenu des fluides utilisés.

Les États-Unis est le premier pays où, à la demande des industriels, en 2005, le droit de l’environnement a régressé avec l’instauration d’une discrimination positive avantageant les intérêts pétroliers et gaziers. Barack Obama, tout comme Lisa Jackson (administratrice de l’EPA) ont mis en avant la double « nécessité d’extraire du gaz naturel », mais « sans polluer les réserves d’eau ». Cependant la législation a été dans le sens d’une déréglementation, et elle ne permet pas ou ne permet plus de garantir ce second objectif. La fracturation a été exemptée de plusieurs obligations environnementales.

En surface, des risques de pollution existent en amont et en aval de l’opération et durant celle-ci en cas d’accident. Ces risques concernent les pollutions de sol ou de nappe phréatique ou de l’eau superficielle.  Ils sont notamment liés aux produits chimiques utilisés.

L’État de New York a des ressources en eau potable qui proviennent de deux vastes bassins versants, et de nappes situées dans des secteurs faisant l’objet d’une intense prospection gazière et qui commencent à être exploités pour le gaz de schiste.  Cet État a déjà identifié dans l’eau potable distribuée à la population « des produits constituant les additifs chimiques utilisés pour la fracturation du sous-sol.

L’eau des nappes phréatiques se trouve à des profondeurs très variables, entre 100 et 1000 mètres typiquement.  Ces eaux circulent lentement, sont alimentées pas le ruissellement venant de la surface, mais également par une circulation lente d’eau enfouie plus profondément.  Les fissures créées par la fracturation peuvent rejoindre les eaux des nappes phréatiques et permettre soit à du gaz de schiste ou des produits toxiques de se mêler des eaux consommables.  De nombreux documents et témoignage le démontrent.

Fracturation_hydraulique_dangers

Contamination des sols

Dégradation des paysages (par la construction en trois ans aux États-Unis de dizaines de milliers d’emplacements de forage, stockage, bassins, puits, routes…), ceci représente la face la plus visible de cette dégradation, mais ce n’est pas la seule.

Si la ressource fossile est étendue sur un territoire donné, ce territoire sera alors complètement transformé et profondément bouleversé.  Si c’est une zone agricole, la surface sera transformée en gruyère où de vastes zones ne seront plus utilisables pour l’agriculture pour une période très prolongée, car les sols seront fortement comprimés par le passage de poids lourds et sûrement contaminés par les déversements de diesel, d’huile et d’eau contaminée utilisée par la fracturation.

Risques sismiques

Même si les techniques de sondage sismique affinées par les pétroliers ont beaucoup progressé, certaines failles dans le sous-sol peuvent ne pas apparaître ou être mal interprétées, tout particulièrement dans d’anciens bassins miniers déjà exploités.

L’institut d’études géologiques des États-Unis (USGS) a identifié 21 endroits ayant connu dans les années 2010 un accroissement des séismes provoqués par la fracturation et rapporte des secousses puissantes et des dégâts dans six États, Oklahoma, le Kansas, le Texas, le Colorado, le Nouveau-Mexique et l’Arkansas dans l’ordre des plus exposés, avec des populations riveraines de 7 millions de personnes.

Pour en savoir plus : 

Site web de :  « Stop gaz de schiste »

https://stopgazdeschiste.org/gaz-de-schiste-fracturation-hydraulique/fracturation-hydraulique/