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Les techniques de production des pétroles et gaz de schiste

Pour extraire les hydrocarbures contenus dans des roches non poreuses et imperméables, il est nécessaire de créer un bon drainage de la roche.

Il faut donc que le forage traverse la formation riche en gaz sur de longues distances. C'est pourquoi on réalise des forages horizontaux sur des distances pouvant atteindre 2   kilomètres. Mais ce n'est pas suffisant, il faut aussi créer des fissures artificielles au travers desquelles le gaz va pouvoir se déplacer en direction du puits de production : c'est le rôle de la fracturation hydraulique.

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Qu'est-ce que la fracturation hydraulique ?
De combien d'eau a-t-on besoin pour réaliser une fracturation hydraulique ?
Qu'appelle-t-on fluide de fracturation ?
Pourquoi a-t-on besoin d'additifs chimiques ?
Que devient l'eau de fracturation ?
Existe-t-il un risque de pollution des nappes phréatiques par les fluides de fracturation ?
La fracturation hydraulique est-elle dangereuse ?

Qu'est-ce que la fracturation hydraulique ?

Pour réaliser une fracturation hydraulique, on injecte un fluide (essentiellement de l'eau) sous forte pression. La pression provoque l'apparition de fissures de quelques millimètres de large qui vont se propager sur quelques dizaines de mètres. Le forage horizontal traversant la roche riche en gaz sur une grande longueur, ces petites fissures sont suffisantes pour produire des quantités de gaz importantes.

De combien d'eau a-t-on besoin pour réaliser une fracturation hydraulique ?

Le volume d'eau nécessaire à la mise en production d'un puits de gaz de schiste ou de pétrole de schiste dépend de la longueur du puits. Le volume d'eau est l'ordre de   10   000 à 15   000  m 3 dont 1/3 est nécessaire au forage du puits et 2/3 à la fracturation hydraulique. Ce volume d'eau est très variable en fonction des conditions géologiques

Cette quantité peut paraître importante mais elle ne représente que 3 à 4 jours d'irrigation d'un golf. De plus, la fracturation est réalisée une seule fois, lors du forage du puits et une partie de cette eau (20 à 50 %) est récupérée avant la mise en production du puits. La production de gaz ou de pétrole se poursuivra durant de très nombreuses années avec durant cette longue période une faible production d'eau provenant de l'eau de fracturation mais aussi de l'eau contenue naturellement dans la roche.

Qu'appelle-t-on fluide de fracturation ?

Afin d'obtenir des pressions suffisantes pour fracturer la roche, on injecte de l' eau   95   %) contenant du sable fin ( 4 %) et des additifs chimiques. Le sable empêche les microfissures de se refermer une fois la fracturation hydraulique terminée, ce qui offre au gaz un chemin pour migrer vers le puits de production.

Pourquoi a-t-on besoin d'additifs chimiques ?

Les fluides de fracturation doivent présenter plusieurs propriétés parfois contradictoires : forte viscosité pour la formation de la fracture et le transport des particules solides dans la fracture ainsi créée, faible viscosité pour être facilement injectable dans les tubings, faible filtration dans la formation, facilité à être éliminés lors du dégorgement en préservant en particulier la perméabilité de la face de fracture et du lit de proppants déposés, ce à quoi il faut ajouter la stabilité des produits dans les conditions de température et de pression du réservoir et la résistance au cisaillement. Les performances des fluides de fracturation sont ainsi devenues un sujet de recherche très actif, surtout à partir des années 80 et 90.

Plusieurs grandes catégories d’additifs chimiques sont donc utilisées :
en premier lieu, les “ contrôleurs de viscosité”, visent à minimiser les pertes de charge tout en assurant au fluide de fracturation une viscosité suffisante pour permettre au sable de rester en suspension dans le fluide et de bien pénétrer dans les fractures. Pour y parvenir, on utilise la gomme de guar réticulée, un polysaccharide issu d’un haricot — le Guar — utilisé dans l’agro-alimentaire comme gélifiant. En incorporant un agent de réticulation à action différée (un retardateur), il est possible d’obtenir au départ une solution relativement peu visqueuse permettant un pompage aisé, qui, une fois en place, deviendra un fluide visqueux capable de maintenir en suspension les particules solides.

Mais il faut aussi que ce fluide redevienne peu visqueux le plus rapidement possible afin de pouvoir mettre le puits en production. On utilise alors généralement des enzymes et des oxydants qui détruisent le gel une fois la fracturation effectuée.

Les gommes de guar étant biodégradables, des bactéricides ont pour objectif leur préservation, une dégradation bactérienne pouvant provoquer une perte des propriétés du fluide.

Des additifs anti-friction permettent de diminuer notablement les pertes de charge lors de la fracturation hydraulique.

Des réducteurs de filtrat permettent de contrôler les pertes de fluides, notamment dans un milieu fissuré.

Enfin, des additifs permettent de contrôler le pH et la teneur en oxygène du mélange afin d’optimiser les qualités du fluide de fracturation.

Depuis 2009, la législation américaine impose aux compagnies réalisant les opérations de publier la liste de leurs additifs chimiques. Les produits utilisés sont très dilués et sont utilisés dans la vie de tous les jours. Cependant, devant la diversité des produits chimiques employés, la toxicité de ces produits devra faire l'objet d'une étude spécifique dans les conditions opérationnelles.

Que devient l'eau de fracturation ?

Une fois la fracturation hydraulique terminée :

  • une partie de l'eau reste dans la formation géologique fracturée,
  • l'autre partie (entre 20 et 50 %) remonte en surface dans les premiers jours d'exploitation.

Ensuite, on ne produit plus que du gaz et une très faible quantité d'eau :

  • en profondeur, cette eau s'est chargée en sel et en divers éléments contenus dans la roche fracturée.
  • en surface, elle est stockée dans des bassins de décantation ou dans des réservoirs fermés puis retraitée et peut ainsi servir au forage de nouveaux puits ou à de nouvelles fracturations hydrauliques.

Existe-t-il un risque de pollution des nappes phréatiques par les fluides de fracturation ?

Les forages, même conventionnels, traversent les nappes phréatiques qui se situent généralement dans les premières centaines de mètres les plus proches de la surface. Une fois ces zones traversées et avant de poursuivre le forage, on met en place un tubage ( casing) métallique qui isole totalement le puits. Le tubage est cimenté afin de rendre toute fuite impossible. On poursuit ensuite le forage jusqu'à l'objectif. Au final, cela se présente donc comme un emboîtement de tubages d'acier cimentés isolant totalement l'intérieur du puits de production des formations géologiques traversées. Les risques de pollution sont donc extrêmement minimes si les opérations de forage et de cimentation sont faites suivant les règles de l'art.

La fracturation hydraulique est-elle dangereuse ?

Les roches formant les bassins sédimentaires ont subi des forces tectoniques importantes au cours des temps géologiques. Les reliefs tels que nous les connaissons sont la résultante de toutes ces forces qui se sont succédées durant des dizaines de millions d'années.

Les roches ont subi des déformations qui se traduisent par une fracturation naturelle complexe, bien visible sur les affleurements. Cette fracturation naturelle se retrouve en profondeur et n'est pas en elle-même un danger.

La fracturation hydraulique a pour but, au niveau de la roche-mère, de ré-ouvrir des fractures préexistantes ou d’en créer de nouvelles. Ces objectifs pour l’exploitation des hydrocarbures de roche-mère se situant à des profondeurs généralement supérieures
à 2 000 mètres (les gaz de schiste dans le bassin du Sud-Est de la France et les pétroles de schiste dans le bassin Parisien se situent à des profondeurs comprises entre 2 000 et   3   000 mètres, le risque de propagation de ces fractures au travers d’une couverture géologique jusqu’aux aquifères superficiels est à exclure.

La fracturation hydraulique est réalisée en profondeur loin de la surface et des aquifères. Réalisée à des profondeurs supérieures au kilomètre, la fracturation ne peut se propager jusqu'à la surface. La fracturation hydraulique reste cantonnée dans la formation profonde dans laquelle se trouve le gaz.

 

 

 

Cette figure montre la localisation de la zone affectée par la fracturation hydraulique dans un forage horizontal de 2 000 mètres de long.

La zone fracturée se situe à 2 500 mètres de profondeur.

Cette zone reste confinée dans les argiles contenant les gaz de schiste.

L'épaisseur des sédiments compacts entre la zone fracturée et la surface correspond à peu près à 8 fois la hauteur de la Tour Eiffel.

La fracturation hydraulique en elle-même ne présente pas de danger, mais une analyse structurale fine et des mesures pétrophysiques et géomécaniques des argiles sont cependant nécessaires afin de s’assurer avant l’opération :

  • que le profil de fracturation (montée en pression, volume et vitesse d’injection du fluide de fracturation, formulation du fluide fracturation) est adapté au puits ;
  • que la zone affectée par la fracturation ne risque pas de mettre en communication les fluides profonds et les aquifères de surface par l’intermédiaire de failles ou de drains intermédiaires ;
  • que l’injection de fluides à haute pression ne permet pas la réactivation d’une faille.

Cette bonne vision du sous-sol, et notamment de la géométrie en profondeur du réseau de failles, est fournie par la mise en œuvre de la sismique réflexion 3D, couplée avec une reconstruction de l’histoire des contraintes et une description fine des contraintes actuelles.

Actuellement, la recherche est très active pour améliorer la compréhension de l’hétérogénéité initiale des roches (argiles comme réservoirs compacts) afin de minimiser le nombre de puits d’exploration nécessaires à la compréhension d’une zone, puis à sa mise en production. Cette meilleure connaissance du milieu géologique permettra aussi une optimisation des fracturations hydrauliques en réduisant leur fréquence, et en adaptant au mieux le volume d’eau et l’utilisation des additifs chimiques.

La fracturation hydraulique se traduit, à proximité immédiate du puits, par des microséismes dont l'intensité est extrêmement faible (très inférieure au passage d'un camion dans une rue) et qui ne sont pas ressentis en surface. L'étude de ces microséismes durant la fracturation permet d'ailleurs de suivre et contrôler en temps réel la propagation des fractures

L’écoute passive est une technique géophysique qui consiste à localiser les micro-séismes engendrés par la propagation des fissures lors de la phase de fracturation hydraulique. Grâce à des capteurs très sensibles placés en surface ou dans les puits voisins, il est possible de localiser, quasiment en temps réel, la propagation des fissures. La fracturation hydraulique est réalisée par tronçons d’une centaine de mètres ; l’écoute sismique permet de suivre chaque étape (“ job”) de fracturation et, quand cette dernière est jugée satisfaisante, de passer au tronçon suivant.

 

 

+ Zoom : Les gaz de schistes ("shale gas")

Roland Vially, géologue à IFP Energies nouvelles - Juillet 2012

 

+ Publications > Etudes disponibles : "Hydrocarbures de roche-mère - État des lieux"

Roland Vially, Guy Maisonnier, Thierry Rouaud - IFP Energies nouvelles - Janvier 2013

 

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Film « Gaz de Schiste »

> voir le film (produit par le GEP/AFTP - 16 min.)