La décision autorisant le lancement des procédures requises pour entamer la prospection des hydrocarbures non conventionnels, dans notre pays, en partenariat avec les sociétés étrangères disposant de la technologie en la matière, étant prise depuis quelques mois, celle-ci fera partie de la stratégie énergétique nationale, d'autant plus que l'énergie est au cœur de la sécurité des nations notamment en matière de géostratégie. Qu'il soit conventionnel ou non conventionnel, le gaz est composé majoritairement de méthane et dispose de propriétés chimiques identiques puisqu'il résulte de la maturation de la roche-mère. En revanche, la différence, entre les gaz non conventionnels et les gaz traditionnellement exploités par puits verticaux, tient à la nature géologique des formations rocheuses dans lesquelles ils sont piégés. En raison de cette particularité, le caractère non conventionnel du gaz est ainsi associé par définition à la façon dite non conventionnelle de les exploiter. En fonction des caractéristiques physiques des roches qui les emprisonnent, trois (03) types de gaz non conventionnels sont aujourd'hui produits à travers le monde : le gaz de charbon, le 'tight gas'' et le 'shale gas'' ou gaz de schiste. Le premier type de gaz est en grande partie adsorbé à la surface du charbon et son extraction ne nécessite généralement qu'un simple pompage de l'eau interstitielle contenue dans les charbons. Dans le cas du tight gas et du shale gas, les hydrocarbures sont contenus de manière diffuse au niveau de formations de très faible perméabilité. Par conséquent, les techniques employées pour leur extraction restent très complexes et consistent à stimuler la roche qui contient le gaz afin de lui donner la perméabilité qu'elle ne possède pas naturellement. En effet, la particularité est que le gaz est encore contenu dans sa roche mère, celle-ci n'étant pas ou peu perméable contrairement aux roches mères qui abritent les gaz traditionnellement exploités par puits verticaux dits "conventionnels". Le gaz y est donc contenu dans des pores qui ne communiquent pas entre eux, ou bien alors adsorbé sur des particules argileuses. La migration des hydrocarbures est alors empêchée par la non perméabilité de cette roche, ce qui donne une roche mère riche en gaz. Elle peut contenir jusqu'à 20 m3 de gaz par mètre-cube de roche en place, mais cette imperméabilité empêche l'extraction du gaz par des moyens classiques comme des forages simples. Le procédé utilisé pour récupérer ces gaz repose sur deux (02) technologies : le forage horizontal et la fracturation hydraulique. Cette dernière, indispensable à la libération du gaz, consiste à injecter à très haute pression un mélange d'eau, de sable et d'additifs afin de fracturer la roche. Les substances chimiques permettent d'optimiser le développement des fractures et représentent moins de 0.1 % de la composition du fluide de fracturation. Il est à noter que les Etats-Unis d'Amérique (USA) ont commencé à y travailler depuis plus d'une décennie et ont réussi à le rendre techniquement exploitable, bien que son coût d'exploitation soit considéré comme très élevé, en effet, en l'espace d'une année, les Etats-Unis d'Amérique (USA), avec une capacité de production de 624 milliards de m3 sont devenus le premier (1er) producteur de gaz dans le monde, déclassant la Russie qui se retrouve en deuxième (2ème) position avec une capacité de production de 582 milliards de m3. Plusieurs Pays qui produisent actuellement du gaz naturel possèdent de grandes réserves de ressources de gaz de schiste (Etats-Unis, Canada, Australie, Libye, Algérie et le Brésil). Aussi, plusieurs pays (France, Pologne, Turquie, Ukraine et l'Afrique du Sud), qui sont actuellement tributaires des importations en gaz naturel, auraient des ressources importantes en gaz de schiste, ce qui favoriserait la réduction de leurs besoins en importation car ils pourraient produire plus de gaz naturel dans l'avenir. Pour l'Algérie, dont le potentiel de gaz de schiste récupérable, a été estimé, en juin 2013, selon l'Agence Internationale de l'Energie (AIE), à 20.000 milliards de m3 sur un total de 207.000 milliards de m3 de réserves globales, soit la troisième (3ème) réserve avec 10% des ressources mondiales, après la chine et l'argentine et devant les Etats-Unis d'Amérique (USA). Il est important de préciser que ces données sont provisoires, car évoluant d'année en année. L'exploitation du gaz de schiste est indispensable car il y va de l'indépendance énergétique du Pays dans quelques décennies, notamment l'augmentation du rythme de la consommation des hydrocarbures qui est prévue de doubler d'ici 2030. Il est à noter que la consommation des hydrocarbures a été égale à 42 Millions de Tonnes Equivalent Pétrole (TEP) durant l'année 2013. Il est important de préciser que la nouvelle politique énergétique de l'Algérie devrait donner la priorité pour le marché national, ceci, devrait passer par un effort considérable concernant l'intensification de l'exploration au niveau de l'amont pétrolier et gazier, et ce, en encourageant les partenaires étrangers à investir d'avantage. Ainsi, la nouvelle politique énergétique, aura comme principaux objectifs, ce qui suit : - Améliorer les taux de récupération des grands gisements ; - Augmenter les réserves d'hydrocarbures ; - Maximiser la valorisation des hydrocarbures conventionnels ; et - Exploiter les hydrocarbures non conventionnels Reste que pour l'exploitation du gaz de schiste, Il est vivement conseillé, de prendre en considération les quatre (4) mesures suivantes : - Evaluer le potentiel sur le plan quantitatif ; - Mesurer son exploitabilité ; - Evaluer sa rentabilité commerciale ; - Evaluer son impact sur l'environnement, et ce, avant toute autorisation d'exploitation. Les principaux gisements de gaz de schiste, concernés, sont situés, dans les bassins de Timimoun, Tindouf, Regane, Mouydir, Ahnet ainsi que celui de Berkine, qui représente le plus grand bassin. En ce qui concerne la question environnementale, il est nécessaire qu'une réglementation stricte soit imposée. Il faut savoir que l'opération de fracturation par injection d'eau est déjà utilisée depuis une dizaine d'années sur les gisements actuellement en exploitation, la nouveauté, c'est qu'il faut aujourd'hui, grâce aux nouvelles techniques, faire plusieurs fractures en même temps pour amener le gaz des roches, difficile, à faire monter à la surface. Par ailleurs, il existe d'autres techniques visant essentiellement à remplacer l'eau par un autre fluide ou gel. La fracturation au gel de propane où le gel est injecté dans le puits amenant du sable et des additifs pour fractionner la roche, et retourne en forme de gaz qui peut être capturé facilement, le gel de propane donne un meilleur taux de production par rapport à l'eau car un liquide peut être absorbé dans les roches en empêchant le gaz de s'échapper. L'eau peut aussi être remplacée par du propane pur (non-inflammable), ce qui permettrait d'éliminer l'utilisation de produits chimiques. Le propane pur est injecté sous forme liquide, puis redevient gazeux et peut être alors capturé. La technique de la fracturation de la roche mère au fluoropropane, promue par la société texane 'ECorpStim'', est pour l'heure celle qui suscite le plus de convoitises car elle ne pollue pas, il s'agit de remplacer l'eau par un liquide dérivé du propane qui n'est pas inflammable, ce qui exclut les risques industriels d'incendie. Par ailleurs, le fluroropropane ne nécessite pas l'ajout d'adjuvants chimiques et se recycle facilement, contrairement à l'eau dans le cadre d'une fracturation hydraulique : la pollution au sous-sol devrait donc être limitée et il n'y a plus d'utilisation excessive d'eau. En revanche, le fluoropropane peut poser des problèmes de pollution en surface dans le cadre d'une fuite et qu'étant un produit lourd il n'est pas garanti qu'il n'y a pas de fuites, de plus Il n'y a eu encore aucune expérience de cette méthode sur les gaz de schiste car elle n'a pas encore été testée à grande échelle. Dans un tel contexte, la fracturation au propane non-inflammable, vraisemblablement plus coûteuse que la fracturation hydraulique, devra faire la preuve qu'elle est susceptible d'être développée à l'échelle industrielle. Aussi, une nouvelle technique vient d'être mis au point par la société 'Chimear Energy'', cette dernière permet d'extraire l'huile de schiste sans utiliser la fracturation hydraulique, ainsi, la perforation serait pneumatique et non plus hydraulique, elle utilise des gaz chauds et non pas du liquide pour fracturer les gisements de schiste. La fracturation par procédé thermique aussi suscite l'intérêt des pétroliers, l''idée est de chauffer artificiellement la roche, qui avec l'écart de température, se déshydrate, puis se rétracte et se fissure, ce qui pourrait permettre au gaz de schiste de se libérer. Mais là encore, les enjeux environnementaux à lever avant d'utiliser à grande échelle cette technologie sont considérables du fait que le chauffage en question nécessite de l'électricité. D'autres techniques moins connues sont également à l'étude, comme la fracturation par arc électrique qui ne nécessite pas l'injection directe de liquide, et, qui consiste à créer des fissures dans la roche de schiste par le biais d'une onde produite par de l'électricité et un peu d'eau. Là encore, la technique ne nécessite pas d'adjuvants chimiques mais a besoin d'installations électriques et d'une grande production d'électricité, ce qui n'est guère recommande sur le plan énergétique. Les alternatives à la fracturation hydraulique tentent de diminuer significativement la consommation d'eau et en même temps augmenter la production de gaz, certaines en sont encore à un stade expérimental et demandent à être plus largement testées. L'enjeu est de minimiser l'impact environnemental de la fracturation hydraulique tant pour les volumes traités que pour la qualité des eaux traitées. Pour ce qui est des investissements dans l'exploration et l'exploitation du gaz de schiste, ils sont extrêmement plus importants que ceux consentis pour le pétrole ou le gaz conventionnel. A titre d'exemple, un forage classique effectué pour l'extraction de gaz à Hassi R'mel coûte jusqu'à 10 millions de Dollars US, pour le prix de l'exploration pour le gaz de schiste, il faut multiplier ce coût, par six, sachant, qu'il est possible de découvrir des gisements qui ne sont pas rentables financièrement et que la durée de vie de ces gisements ne dépasse pas cinq (05) à six (06) années. Pour l'heure, cet effort financier assez conséquent n'est pas avantageux, en tous cas, pas dans l'immédiat, il faudra recourir dans un moyen-long terme, le plus possible aux partenariats étrangers. Aussi, il est fortement conseillé pour le Groupe Sonatrach de prendre des participations dans des sociétés intervenant dans le non conventionnel. En effet, du point de vue rentabilité et viabilité du gaz de schiste, l'Agence Internationale de l'Energie (AIE) a fait valoir que "vu les différences dans le monde en termes de formations de schiste, d'un point de vue géologique et de celui des conditions au-dessus du sol, l'étendue de la rentabilité économique des ressources techniquement recouvrables n'est pas encore claire". Les hausses du prix du gaz naturel des années 2000 et les progrès technologiques de la fracturation hydraulique et des forages horizontaux ont depuis amélioré la rentabilité du gaz de schiste. Ses coûts de production sont généralement plus élevés que ceux des gisements traditionnels, en raison des coûts élevés du forage horizontal et de la fracturation hydraulique, et du cycle de vie très court des puits. Le coût total d'un seul forage s'élèverait entre 8 à 10 millions de dollars dont 40 à 50 % pour la plateforme de forage, 8 à 10 % pour l'acquisition des tubes et coffrages et 30 à 40 % pour la fracturation hydraulique. Aussi, les coûts de production des hydrocarbures non conventionnels ou de schiste relativement élevés en comparaison aux ressources conventionnelles, impacte sérieusement sur la rentabilité des hydrocarbures de schiste surtout dans le contexte actuel d'effondrement du prix du baril de pétrole. L'Agence Internationale de l'Energie (AIE) estime que, avec un baril à 80 dollars, les dépenses dans la production de pétrole de schiste baisseront de 10?%.. Dans un autre registre, la préparation d'une ressource humaine spécialisée est primordiale pour le développement du gaz de schiste, elle peut constituer un obstacle pouvant impacter sérieusement le développement de ce type d'énergie. En matière de réserves en hydrocarbures, les réserves totales prouvées en Algérie sont estimées à 12.4 milliards de barils pour le pétrole et à 4700 milliards de m3 pour le gaz, soit trois pourcent (3%) du total des réserves mondiales en matière de gaz et de un pourcent (1%) en matière de pétrole. Il faut savoir que toute une armada de moyens, en matière d'investissement, devra être mise en place, afin de pouvoir exploiter les ressources non conventionnelles, les estimations avancées par l'Agence Nationale pour la Valorisation des Ressources en Hydrocarbures (ALNAFT), sont de l'ordre de 300 milliards de Dollars US, dont 230 milliards de Dollars US uniquement pour les forages et donc principalement dans les appareils de forage. Les découvertes qui seront réalisées vont permettre à notre Pays de disposer d'informations techniques et économiques plus précises sur l'exploitation, ceci prendra certainement des années, d'où une approche plutôt à moyen/long terme et non pas à très court terme. Par ailleurs, les réserves des ressources conventionnelles, qui sont de l'ordre de 4700 milliards de m3, peut contribuer à bien se positionner par rapport à l'exploitation des ressources non conventionnelles, d'autant plus qu'une analyse coût/avantages/rentabilité, montre, à première vue, qu'il faut mesurer, avec efficacité, l'exploitabilité et surtout la rentabilité du gaz de schiste, d'où probablement un chevauchement, à un certain moment (entre 2025 et 2030), entre l'exploitation des ressources conventionnelles et des ressources non conventionnelles afin de mieux gérer la transition et surtout assurer l'indépendance énergétique du pays. Enfin, le Groupe Sonatrach vient de confirmer que la phase de test par fracturation hydraulique qui s'est déroulée en 2014 a été très concluante et que la capacité de production serait de 30 milliards de m3 par an dès les premiers forages. Il a également récemment annoncé l'achèvement du forage d'un puits-pilote à In Salah. En conclusion et afin de répondre aux enjeux environnementaux, il est souhaitable de mettre en place une réglementation spécifique, dans un cadre transparent, privilégiant la concertation avec les experts en la matière. Cette réglementation ne doit pas être sous-dimensionnée, elle doit être adaptée à la problématique spécifique aux hydrocarbures non conventionnels. La mise en œuvre de cette réglementation implique un effort important de l'industrie (contrôle et maîtrise des procédés) et des pouvoirs publics (réglementation et contrôle des activités). Ne maitrisant pas totalement la technologie de l'exploitation du gaz de schiste et ne disposant pas des équipements nécessaires au forage de ces puits, il est nécessaire de privilégier au début l'option du partenariat, mais cependant, un partenariat contrôlé et stricte, notamment en matière des clauses contractuelles, liées aux aspects de l'environnement et au transfert technologique, sans oublier, la bonne gouvernance (qui reste une condition primordiale à la réussite de ce nouveau pari) en relation avec la mise en place de ces partenariats, en clair, il est plus qu'important que les pouvoirs publics jouent le rôle de régulation et de supervision. En effet, l'exploitation du gaz de schiste, à moyen et long terme, pourrait améliorer cette situation mais pour cela il faudrait être très prudent en prenant sérieusement en charge les aspects suivants, notamment de : - Minimiser la production et l'émission de gaz à effets de serre ; - Minimiser les fuites de gaz et/ou d'eau contaminée dans les nappes aquifères (Pollution de l'eau par les composés utilisés lors du 'Fracking'', procédé d'exploitation des gaz non conventionnels par dislocation ciblée de formations géologiques peu perméables au moyen d'injection d'un fluide à très haute pression afin de fissurer la strate rocheuse dans lequel il est injecté) ; - Continuer les recherches sur les énergies renouvelables du fait de la disponibilité future de cette source d'énergie ; - Prendre toutes les mesures à même de contenir les fuites de gaz à la surface qui engendreraient des risques d'incendie et d'explosion ; - Procéder au retraitement des eaux usées même si cela est parfois très difficile ; - Le suivi avec le plus grand soin des différentes étapes de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels notamment le choix des sites d'exploration et de production, la conception et la réalisation des installations, le regroupement des infrastructures d'une zone pour diminuer les nuisances, l'établissement et le respect des prescriptions opérationnelles, le suivi de l'utilisation des produits chimiques et ce, jusqu'à la bonne fin de vie des puits et des sites, ce qui implique aussi des garanties financières de la part de l'exploitant. Aussi, il serait très intéressant de connaitre les résultats en tout point de vue du forage du puits-pilote d'In Salah qui vient d'être achevé, ce qui permettra après leur analyse de mieux appréhender l'avenir de cette nouvelle richesse en Algérie. Par conséquent, à la lumière de ce qui précède, lorsque tous les paramètres seront cernés et surtout lorsque la rentabilité de l'exploitation du gaz de schiste sera assurée, son exploitation en Algérie serait alors plus qu'indispensable au-delà de l'année 2025 pour assurer l'approvisionnement sans risque du marché intérieur au delà de l'année 2035, et ce, dans le but d'assurer l'indépendance énergétique du pays dans quelques décennies, impliquant une certaine indépendance financière et permettant d'inclure cette énergie dans le mix énergétique national. Aussi, cette échéance d'au-delà de l'année 2025 permettra à mon humble avis de s'assurer sur ce qui suit, notamment : - La maitrise de la technologie après la préparation d'une ressource humaine spécialisée qui est l'un des aspects primordiaux pour le développement du gaz de schiste. Notre Compagnie pétrolière, le Groupe Sonatrach en l'occurrence, devra considérer comme stratégique pour elle d'être présente sur ce créneau qui demande un fort savoir-faire ; - L'aboutissement des recherches actuelles en ce qui concerne les techniques de la fracturation de la roche mère à l'effet de minimiser les effets sur l'environnement. Les progrès techniques pourraient même permettre d'extraire davantage de gaz et de pétrole de schiste dans le futur ; - L'amélioration de la rentabilité, si elle serait au rendez-vous, permettrait l'utilisation de cette ressource à plus grande échelle, sans pour autant empêcher le développement des énergies renouvelables, ce qui permettrait d'assoir davantage l'indépendance énergétique du Pays ; - La mise en place d'une réglementation adaptée à la problématique spécifique aux hydrocarbures non conventionnels. Il faut s'avoir qu'il n'existe pas de réglementation ou de convention internationale spécifique ou contraignante sur la fracturation hydraulique à grands volumes, bien que cette technique soit devenue presque toujours nécessaire à l'extraction industrielle d'hydrocarbures de schiste. Des recommandations générales, de type 'bonnes pratiques'', parfois dites ''règles d'or'', ont été publiées par l'Agence Internationale de l'Energie (AIE) pour exploiter les hydrocarbures non conventionnels. * Expert en Management Général et Industriel Ancien Cadre Dirigeant de Sonatrach
