Mais cela ne se réduit pas seulement aux Etats-Unis. En effet, la Grande- Bretagne, l’Argentine, la Colombie et l’Afrique du Sud, seraient potentiellement de gros producteurs. Mais pourquoi ne pas produire au niveau mondial cette nouvelle ressource ? La principale contrainte est pour ces pays le contexte politique, financier et environnemental ; contrairement à une politique américaine plus libérale. En France, l’exploitation du gaz de schiste a notamment fait débat à cause de problèmes écologiques dus à la fracturation hydraulique nécessaire à son extraction dans la roche.

La découverte de cette nouvelle ressource pétrolière bouleverse profondément l’estimation du « peak oil ». Initialement prévu pour 2008 par certains scientifiques, il est désormais reporté. Les estimations étant en cours d’étude, l’ASPO (Association for the Study of Peak
Oil) l’approxime à 2030.

Pour Ted Beaumont, président de l’AAPG (Explorer de Mars 2013), faire confiance aux géologues a permis la révolution du pétrole et du gaz non-conventionnels, dont les retombées économiques aux Etats-Unis devraient faire réfléchir les autres pays.

Et que fait-on entre temps ? A quoi roule- t-on en attendant le nouveau carburant ?

Repousser la durée des réserves de pétrole, puisque comme le fait malicieusement remarqué David G. Rensink , il est estimé à environ quarante ans depuis…déjà vingt ans.

Ou considérer que les marchés ne sont pas aptes à anticiper, ou même à décider ce que sera notre avenir énergétique, puisqu’ils ne survivraient même pas à la fin de l’or noir. Il ne faudra donc pas les attendre pour forcer l’inévitable transition énergétique.

University of California – Davis. « Oil will run dry 90 years before substitutes roll out, study predicts. » ScienceDaily 10 November 2010. 27 February 2011 <http://www.sciencedaily.com­ /releases/2010/11/101109095322.htm>.

Nataliya Malyshkina and Deb Niemer; Future Sustainability forecasting by echange markets: Basic theory and application; Environmental Scinece and Technology (American Chemical Society); Nov. 8 , 2010.

AAPG Explorer January 2011– Ready for the future – in 131 years?  David G. Rensink.

Mais au fait, gaz de quoi ? de Schiste ? Ce terme qui fleure bon le dictionnaire Québécois, traduit d’abord la difficulté à traduire en Français le mot shale. Parce que nos Gaz de schiste sont à l’origine bien sûr anglo-saxons et s’appellent « Shale gas ». Et aussi bizarre que cela puisse paraitre il est difficile de trouver une traduction française précise à shale, cette roche argileuse indurée riche en silts.

Un schiste (schist en anglais), est une roche litée par un métamorphisme déjà avancé, ce qui n’est pas le cas de toutes les shales. Un silt (siltstone) décrit une roche détritique à grain très fins, quel que soit sa composition et texture. Une argile (claystone) fait alors référence à une nature minéralogique purement argileuse. Une argilite serait peut-être le terme le plus proche, puisqu’il contient à la fois une indication presque satisfaisante de la composition et de la texture de la roche, mais c’est un terme peu usité.

Tout ça pour dire qu’au final nos « shale gas » se trouvent dans une des roches les plus communes de nos bassins sédimentaires, dans ces niveaux argileux épais considérés jusqu’alors comme terrains morts ou couvertures, et que l’on forait sans y prêter trop d’attention. Rien de mystérieux dans le schiste…

Depuis décembre 2007 les chiffres annoncés concernant le résultat de l’exploration pétrolière au Brésil sont impressionnants.
Champs de Tupi : premier puits d’exploration = 240 millions de dollars, un an de forage, réserves annoncés entre 5 à 8 milliards de barils; Puis découverte de nombreux autres champs aux alentours (Parati, Carioca, Guara, Jupiter, Iara…). Les chiffres des réserves globales annoncés valsent et on lit de 33 à 50 milliards de barils -avec parfois quelques confusions dans la communication entre les notions d’accumulation (volume en place) et réserves (récupérables).

Ces chiffres sont considérables et à mettre en regard avec la moyenne des ressources découvertes estimée avant 2007 à moins de 20 milliards de barils par an. Et cela remet en question, comme souvent dans l’histoire de l’exploration pétrolière, le scepticisme de tous ceux qui déclaraient la chasse aux éléphants (c’est ainsi que l’on nomme les champs géants) terminée.

Mais comment peut-on encore avoir de telles surprises aujourd’hui et découvrir des champs géants sur des bassins pourtant déjà explorés : en allant voir plus profond et surtout sous le sel. Car cette couche de sel épaisse qui existe dans beaucoup de bassins du monde (Brésil, GOM, Ouest Afrique…), rend l’exploration un peu plus compliquée : elle déforme les sédiments (diapirs, décollement…), elle est difficile à forer, et surtout elle perturbe la sismique et rend « aveugle ». Voir sous le sel est très délicat et ce n’est que grâce aux progrès récents de l’imagerie sismique que ces nouvelles découvertes ont pu être faites.

Néanmoins , une grande myopie persiste, et ajoutée à des difficultés techniques évidentes de production, on comprend que la quantification de telles réserves soit encore incertaine. Et à l’heure où le gouvernement brésilien lance un appel aux capitaux et technologies des compagnies internationales, la taille réelle du gâteau est encore à préciser.

Jusqu’à présent les seuls exemples industriels de Shale gas*, étaient localisés aux Etats Unis, Barnett et Marcellus shale étant les plus souvent cités. Ceci traduit l’avance que les Américains ont pris sur ce domaine, et l’on considère que ces champs produisent environ entre 6 et 10% du gaz produit aux USA aujourd’hui. Mais ces Shale gas seraient-ils une spécificité américaine ?

La géologie ne connait pas de frontières, même si il est vrai que le continent américain est à ce titre assez exceptionnel: là-bas, comme dans beaucoup d’autres domaines, tout est un peu plus grand ! Mais quid de la vielle Europe, à la géologie plus morcelée et complexe ?On s’intéresse aujourd’hui à ces Shale gas sur notre continent, Pologne, Europe du Nord et en aussi en France où le Languedoc Roussillon, les Cévennes et la Savoie pourraient avoir du potentiel dans ce domaine.

Il faut alors re-regarder certaines données sous un autre angle, se pencher sur ces argiles bien souvent négligées par l’exploration classique, réviser sa notion de réservoir puisque c’est maintenant la roche mère qui en tient lieu, pousser au maximum les techniques de caractérisation de ces roches et inventer des nouveaux schémas de développement adaptés à ces conditions.

Mais les réserves sont importantes, et ces Shale gas sont sûrement une des pistes la plus « verte » parmi les hydrocarbures non conventionnelles : il s’agit de gaz, au meilleur rendement que les hydrocarbures liquides, et qui en plus pourrait se situer directement sur les lieux de consommation.

*Shale gas: Gaz de shiste, voir article précedent.

en savoir plus… voir article Oil & Gas de Doris Leblond

Pour tenter quand même une liste de base, considérons qu’in fine le but est toujours d’obtenir des hydrocarbures classiques – pétrole ou gaz – et l’on parle alors souvent de pétrole ou de gaz non-conventionnels :

Pétrole non conventionnel :

–Huiles lourdes, sables bitumineux(oil sands or tar sands) : roche sableuse imprégnée d’un pétrole très lourd et visqueux, incapable de s’écouler dans un puits. Ces sables étant souvent proche de la surface, ils sont dans certains cas produits dans des mines à ciel ouvert, pour être ensuite « lavés » afin de récupérer leur pétrole. Quand ils sont moins accessibles, il faudra injecter de quoi les rendre plus visqueux (vapeur d’eau par exemple) pour les faire s’écouler dans un puits. Les réserves estimées de ces huiles lourdes sont colossales et principalement concentrées au Canada et au Vénézuela. Par contre l’énergie nécessaire à leur extraction est importante et leur bilan économique et écologique pas fameux .

– Schistes bitumineux (tar shales) : Le contenant sera dans ce cas une roche sans réelle propriété réservoir, mais riche en matières organiques. Si cette matière organique n’est pas encore naturellement transformée en pétrole ou en gaz par enfouissement, il est possible de l’extraire, là encore par techniques minières, et de la transformer ensuite par « cuisson » en hydrocarbure.

–Pétrole profond (deep oil): il s’agit là de réservoirs plus conventionnels mais situés à des profondeurs et des conditions extrêmes. Les conditions de température et de pression, alliées à une certaine inaccessibilité, rendront le développement de tels gisements particulièrement compliqués et des prouesses techniques et des investissement lourds seront alors nécessaires. On voit même fleurir dans certaines publications récentes le terme de pétrole polaire (Polar oil), que l’on pourrait ranger dans cette catégorie.

-Signalons d’autres sources comme le pétrole tiré du charbon, et bien sûr toutes les hydrocarbures issues de la biomasse.

Gaz non conventionnels:

Réservoirs compacts (tight gas): il s’agit là du cas extrême de réservoir particulièrement dégradé, très faible porosité et perméabilité mais duquel on pourra quand même extraire du gaz, certes avec une productivité faible. Souvent associés à des réservoirs classiques, ils peuvent représenter un plus certain sur une production. L’effort est alors à porter sur la caractérisation du réservoir et le plan de développement.

Gaz de schistes (shales gas) : Ces gisements sont constitués d’une roche à la foi roche mère et réservoir majoritairement argileuse, souvent d’extension régionale et saturée en gaz. Les volumes importants et les solutions techniques innovantes, puits complexes par exemple, font de ces tight gas une des pistes les plus importantes du gaz non conventionnel. Aux USA, 45% de la production de gaz est à ce jour de type non conventionnel principalement grâce à eux.

Gaz de charbon (Coal bed methane): gaz extrait des veines de charbon (7% de la production actuelle des Etats Unis).

Hydrates de méthane : C’est le sujet dont on parle depuis longtemps : des quantités énormes de gaz (méthane principalement) contenues sous forme d’hydrates par des conditions physico-chimiques particulières dans les océans et dans certaines zones froides. Leur exploitation reste à ce jour hypothétique à cause de gros problèmes techniques et environnementaux, mais plusieurs compagnies s’y intéressent de prés.

On le voit, les hydrocarbures non conventionnels représentent aujourd’hui, à des niveaux variables, une réponse possible à la demande croissante d’énergie fossile. Mais leur coût technique et dans certain cas environnemental ne peut pas être ignoré dans la réflexion globale sur l’avenir de la production d’hydrocarbures et notre futur énergétique (voir Du petrole jusqu’a quand?). En 2010 ,ces hydrocarbures non conventionnels vont en plus pouvoir figurer dans les déclarations de réserves des grosses compagnies cotées en bourse (voir Nouvelles règles SEC). On a donc pas fini d’en parler…

Bon nombre de personnes, amis, étudiants, enfants, posent très vite cette question dés que l’on décline son activité. Jusqu’à quand aurons nous du pétrole ? La réponse n’est bien sûr pas simple.