Les gaz de schiste sont, à la fois, une roche-mère (argile organiquement riche) et un réservoir (à basses qualités) contenant du gaz, sous forme libre. Les gaz et huiles de schiste ne sont pas contenus dans un réservoir poreux, contrairement au gaz naturel dit «conventionnel». Ils sont emprisonnés dans des couches étendues de roche-mère pratiquement compacte et imperméable, leur production nécessite des techniques spécifiques: le forage (vertical, horizontal ou dévié) et la fracturation hydraulique. Ces gaz exigent presque toujours la stimulation de fractures et des densités de forages plus élevées. La technique de fracturation nécessite une injection, à très haute pression, de grandes quantités d'eau mélangées à du sable et des additifs chimiques. Globalement, le forage d'un puits nécessite environ 16 000 m3. Et c'est cette technique qui fait polémique dans de nombreux pays dont l'Algérie. Toutefois, les partisans du schiste estiment qu'en Algérie il n'y a pas de raison de s'inquiéter, les sous-sols du bassin saharien regorgeant d'eau. Mohamed Terkmani, ancien directeur à la Sonatrach, dans une contribution publiée mercredi dernier par le quotidien Liberté, soutient que les besoins en eau pour l'exploitation des gaz de schiste ne représenterait qu'un chiffre dérisoire de ces réserves : 14 millions de m3, soit «0,003% des réserves en place». Il y explique qu'avec un soutirage de 2 748 m3/an pour les besoins agricoles, il resterait «un surplus de 4 070 millions de m3/an pour des activités supplémentaires». Qu'en est-il de la question du traitement des rejets générés par les opérations de forage ? Cette problématique a été largement débattue, lors d'une journée d'étude organisée la semaine dernière, à Alger, par Sonatrach. Mme S. Bellatache Annane de Sonatrach (division forage) souligne que le fluide injecté lors de la fracturation hydraulique est formé par un mélange d'eau et de sable (+95%) ainsi que des additifs chimiques. Les additifs chimiques servent à rendre la fracturation hydraulique plus efficace et leur composition peut varier selon les conditions géologiques. Mme Bellatache ajoute qu'ils se classent en trois grandes catégories : les biocides qui réduisent la prolifération des micro-organismes dans le fluide et dans le puits, les produits qui favorisent la pénétration du sable dans les fractures pour les maintenir ouvertes, et, enfin, les produits qui augmentent la productivité des puits. Quant à l'impact potentiel des gaz de schiste sur la pollution de l'eau et des nappes phréatiques, une partie de l'eau utilisée est récupérée (entre 50 et 80%) dans de vastes bassins de récupération. Ces eaux de reflux de fracturation doivent être traitées avant d'être réutilisées ou rejetées.
De la toxicité, de l'écotoxicité et des additifs chimiques Selon un rapport rédigé par la commission de l'énergie et du commerce de la Chambre des représentants américaine, l'exploitation du gaz de schiste a nécessité, entre 2005 et 2009, l'utilisation de plus de 2 500 produits pour la fracturation hydraulique, contenant 750 substances chimiques, dont 29 sont connues pour le risque qu'elles présentent pour la santé et l'environnement. La toxicité et l'écotoxicité des additifs chimiques présents dans ce fluide, les éléments ou substances chimiques présents dans les formations du sous-sol et pouvant avoir été remobilisés doivent être déterminés, afin de mieux cerner le procédé de traitement à employer pour les eaux de rejets, recommande-t-elle. Mme Bellatache évoque dans ce registre, le «Dewatering Unit». Cette unité est mise en place pour le traitement adéquat des eaux résiduelles afin de permettre leur réutilisation à différents usages. La qualité du traitement des eaux doit répondre à des valeurs limites consignées dans la loi. Elle a également évoqué une nouvelle approche de gestion intégrée des rejets de forage : épurer les eaux de rejets pour les réutiliser dans le nettoyage, réduisant ainsi la consommation en eau et les risques liés à l'infiltration des eaux usées ; prévenir tout risque de déversement accidentel de rejets solides et/ou liquides et, le cas échéant, intervenir afin d'y remédier avec les moyens appropriés. Ce projet assure en première étape la réduction de 30% de la quantité d'eau actuellement utilisée sur chantier. Procédé de traitement par stabilisation et solidification. Ce procédé consiste à stabiliser au moyen d'un produit chimique (dissilicate de sodium) toutes les concentrations d'hydrocarbures et de métaux lourds contenus dans les déblais et à solidifier ces déblais par du laitier de ciment. Après traitement, et une fois que le processus de durcissement est atteint, nous obtenons une matrice qui incorpore les rejets en une pierre synthétique, note Mme Bellattache. Ce phénomène est appelé l'encapsulation. Autre procédé de traitement : désorption thermique. La désorption thermique est une technique de traitement des terres contaminées par des composés organiques (hydrocarbures, HAP). Ce procédé consiste à chauffer les terres polluées dans un four rotatif dans lequel un brûleur produit une chaleur entre 250 et 550°C. Cette dernière permet la volatilisation des polluants sous forme de gaz qui seront dépoussiérés et épurés par filtre à manches. La qualité essentielle du procédé est la décontamination totale des terres, indépendamment des concentrations en entrée. Le four rotatif permet un traitement homogène du matériau, d'où une grande fiabilité dans les résultats.
300 milliards de dollars à mettre sur la table Indépendamment des débats contradictoires autour du schiste, le pays semble engagé dans cette industrie qui nécessite énormément de ressources financières. L'Algérie aura besoin de mettre sur la table trois cent (300) milliards (mds) de dollars pour pouvoir produire soixante (60) milliards de m3/an, un financement qu'elle doit mobiliser sur 50 ans pour arriver à ce niveau élevé de production, selon une évaluation révélée mercredi 18 septembre par l'Agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (Alnaft), à l'occasion de cette journée d'étude. Alnaft ajoute que l'Algérie devrait forer 12 000 puits sur cinquante années à raison de 240 puits par an pour produire soixante (60) milliards de m3/an. 240 puits, cela est-il possible ? Il faut donc investir environ 300 mds de dollars dont 200 mds de dollars dans le forage des puits. Ce sont des estimations réalisées par Alnaft sur la base des résultats des études effectuées sur le domaine minier algérien et qui tiennent compte des informations disponibles sur la production du gaz de schiste. Le développement et la valorisation du gaz non conventionnel exige un nombre important de puits et une mobilisation record d'appareils de forage dotés des dernières technologies, selon des experts participant à une table ronde sur le management de la chaîne logistique des gaz non conventionnels. Aux Etats-Unis, le nombre d'appareils opérant est passé de 700 en 2002 à plus de 3 000 en 2012. Pour réaliser cette performance, il a fallu doubler les moyens logistiques en termes de fourniture de biens et de services de génie civil, d'équipements, de cimentations, et de fracturation hydraulique. Toute une chaîne logistique qu'il faut mettre en place, pour pouvoir s'engager dans les gaz de schiste. L'Algérie a adopté, fin 2012, une loi relative à l'exploitation des gaz de schiste. Elle a accorde de l'importance à la protection de l'environnement. Cette loi a provoqué une vive polémique entre ceux qui sont pour l'exploitation du non conventionnel et ceux qui sont contre. Y. S.
Hydrocarbures non conventionnels : quelques définitions Sous l'effet de l'augmentation de la pression et de la température avec la profondeur, la roche-mère produit des hydrocarbures (huiles, gaz) et un résidu insoluble appelé kérogène. Huiles et gaz peuvent s'échapper de la roche-mère et migrer à travers des roches perméables jusqu'à qu'ils soient arrêtés par des roches imperméables formant une «couverture». Les hydrocarbures s'accumulent alors dans la roche poreuse pour former un réservoir. Il s'agit d'un gisement dit conventionnel. S'ils ne sont pas arrêtés lors de leur migration ces hydrocarbures peuvent s'échapper à la surface. Une partie des hydrocarbures générés peut ne pas être expulsée et demeurer au sein de la roche-mère, formant alors un gisement non conventionnel. À l'heure actuelle, les termes «hydrocarbures non conventionnels» permettent de regrouper trois types de ressources fossiles : - Les hydrocarbures de roche-mère, qui comprennent : Le gaz de roche-mère «shale gas», issu d'un enfouissement très important (supérieur à 4 000 m : «fenêtre à gaz») ; L'huile de roche-mère «shale oil», issue d'un enfouissement moins important (2 000 à 4 000 m). Ces hydrocarbures de roche-mère présentent la caractéristique de n'avoir pas pu migrer pour s'accumuler dans un réservoir. Ils sont restés dispersés au sein d'une roche peu perméable de type argileux (pélite). - Les hydrocarbures de réservoirs compacts «tight gas/oil», accumulés dans des roches imperméables, difficiles à exploiter car emprisonnés dans des roches où la pression est très forte. - Le gaz de houille (gaz de mines : «coalmine methane» ou gaz de couche : «coalbed methane») qui présente la caractéristique d'être absorbé dans du charbon. Les schistes et sables bitumineux sont aussi parfois rangés dans cette catégorie des hydrocarbures non conventionnels. Leur exploitation nécessite un traitement thermique particulier. Ils présentent des problématiques économiques et écologiques qui leur sont propres.
L'eau et les hydrocarbures non conventionnels Lors d'un forage d'exploration, 1 000 à 2 000 m3 d'eau sont nécessaires pour évaluer le potentiel de production d'un puits. La stimulation d'un puits requiert 10 000 à 20 000 m3 d'eau, ce qui représenterait 12 jours d'arrosage d'un terrain de golf. À titre de comparaison, l'extraction minière du charbon demande 2 à 4 fois plus d'eau par unité d'énergie. Aucun apport d'eau n'est nécessaire pendant la période de production (environ 10 ans). Le prélèvement d'eau doit être encadré localement, afin d'éviter les conflits d'usage. Les dates de ce prélèvement peuvent être réglementées. En outre, l'eau prélevée n'est pas nécessairement potable (utilisation d'eau issue d'un aquifère profond non potable, d'eau de mer, d'eau usée traitée…). La réutilisation de l'eau produite pour réaliser de nouvelles fracturations est aujourd'hui privilégiée aux Etats-Unis : elle permet de limiter la consommation et le transport d'eau. Dans le Marcellus, par exemple la totalité de l'eau dite de «flowback» (remontée à la surface) est réutilisée pour les activités de forage et de stimulation. D'après le GEP-Aftp, le volume disponible pour la réutilisation est d'environ 30 à 50% du volume initialement utilisé pour la fracturation. Cette proportion est très variable selon les sites. En outre, si 30% de l'eau ressort, en moyenne, au cours des six premières semaines, 30% supplémentaire remonteront au cours de la durée de vie du puits. Au final, un tiers de l'eau est perdu définitivement en profondeur, dans une zone sans risque pour l'environnement. Par ailleurs les progrès techniques réalisés permettent d'optimiser le placement des fracturations et ainsi de minimiser la quantité d'eau nécessaire pour la récupération d'une quantité donnée d'hydrocarbures.
