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Gaz de schiste en Algérie : l’urgence d’un débat national

janvier 11, 2015
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Le Matin | 10 janvier 2015 | Abderrahmane Mebtoul

Le Brent a été coté en fin de journée du 09 janvier 2015 à 50,03 dollars, le WIT 48,39 dollars, l’euro à son cours le plus bas à 1,18 dollar, avec une remontée de l’once d’or à 1219 dollars, le prix de cession du gaz étant indexé sur celui du pétrole. Or ’énergie constitue le cœur de la sécurité des Nations et constitue la principale ressource exportatrice de l’Algérie, 98% et 70% du pouvoir d’achat des Algériens en dépend.

Le développement du gaz de schiste, est une option pour l’Algérie au-delà des contraintes financières et environnementales, selon le ministre de l’Energie. Le dialogue étant un des fondements de la bonne gouvernance, l’objet de cette contribution est de poser objectivement l’opportunité de cette option. Pour avoir connu très bien cette région, notamment Ouargla, Ghardaïa, El Goléa et In Salah, en tant qu’officier d’administration de la route de l’unité africaine durant les années 1972/1973, c’est une population paisible, ouverte au dialogue, profondément surtout attachée à l’unité nationale et solidaire. Et bien entendu l’on doit éviter de se focaliser uniquement sur cet aspect. La chute actuelle du cours des hydrocarbures doit nous faire prendre conscience une fois pour toute que le fondement stratégique est de réaliser rapidement la transition vers une économie hors rente.

1.- Nature du gaz schiste

Le gaz non conventionnel est contenu dans des roches sédimentaires argileuses très compactes et très imperméables, qui renferment au moins 5 à 10% de matière organique. Généralement la profondeur d’exploitation des shale gas est de l’ordre, en moyenne générale, selon les gisements, de 500, souvent 1.000 à 3.000 mètres de profondeur, soit de un à plusieurs kilomètres au-dessous des aquifères d’eau potable, la profondeur étant moindre aux USA, ce qui réduit les couts. La fracturation de la roche suppose d’injecter un million de mètres cubes d’eau douce pour produire un milliard de mètres cubes gazeux à haute pression et du sable. Une partie de l’eau qui a été injectée pour réaliser la fracturation hydraulique peut être récupérée (20 à 50%) lors de la mise en production du puits après traitement. Ce qui suppose des investissements pour des installations appropriées et des unités de dessalement en cas où l’eau est saumâtre. Le sable injecté combiné d’additifs chimiques a pour but de maintenir les fractures ouvertes une fois la fracturation hydraulique effectuée, afin de former un drain pérenne par lequel le gaz va pouvoir être produit. De nombreux gisements sont enfouis sous des nappes phréatiques et avec la remontée du gaz, le liquide de fracturation peut parfois atteindre ces nappes, et se mêler à l’eau, qui devient alors impropre à la consommation. Pour l’Algérie, pays semi-aride, le problème se pose avec le risque de pollution des nappes phréatiques, la nappe d’eau étant l’Albien. De nombreux gisements sont enfouis sous des nappes phréatiques et avec la remontée du gaz, le liquide de fracturation peut parfois atteindre ces nappes, et se mêler à l’eau, qui devient alors impropre à la consommation. A-t-on prévu les moyens de lutte contre la détérioration de l’environnement ? Et l’Algérie étant un pays semi-aride, a-t-on fait les extrapolations d’arbitrage entre la consommation d’eau des populations, des secteurs économiques et l’utilisation de ce gaz ? En l’absence de technique alternative à la facturation hydraulique grande consommatrice d’eau, l’impact de cette exploitation sur la ressource en eau demeure l’une des principales préoccupations. Parce que dans le climat aride ou semi-aride de l’Algérie, le rechargement des nappes phréatiques est faible. C’est donc dans les nappes profondes que les exploitants iraient pomper l’eau nécessaire à l’exploitation du gaz. Par ailleurs, l’utilisation massive d’eau par l’Algérie ou d’autres pays du Maghreb nécessitent une entente régionale du fait que ces nappes sont communes.. Certains bassins hydrographiques complexes sont en effet partagés comme celui de Mjradah Wadi, commun à la Tunisie et à l’Algérie ou celui de Deraa qui alimente également le Maroc sans compter les bassins communs avec la Libye.

2.- Pourquoi l’Algérie veut s’orienter vers le gaz schiste ?

Les hydrocarbures constituent l’épine dorsale de l’économie algérienne. Les revenus issus des hydrocarbures qui ont été selon les bilans de Sonatrach de 700 milliards de dollars en devises entre 2000 /2013 représentant 60/70% des recettes fiscales. Ils ont ont permis à l’Etat algérien de constituer des réserves de change de l’ordre de 190 milliards de dollars au 01juillet 2012 et une dépense publique avec une importation en devises entre 2000/2013 de plus de 500 milliards de dollars selon les données de la banque mondiale. L’économie algérienne est toujours une économie rentière après 50 années d’indépendance politique, 97/98% d’exportation représentées par les hydrocarbures à l’état brut et semi brut, la pétrochimie étant embryonnaire, et important 70/75% des besoins des ménages et des entreprises publiques et privées dont le taux d’intégration ne dépasse pas 15%. Sonatrach, c’est l’Algérie et l’Algérie c’est Sonatrach. Cet artifice statistique peut cependant cacher la dure réalité. Le chômage apparemment maîtrisé (10%) mais dominée par les emplois improductifs (administration) au niveau de la sphère réelle et plus de 50%de la population active étant localisée dans la sphère informelle selon le rapport gouvernemental de l’ONS(2012). Aussi, cette décision stratégique a été prise probablement après que le gouvernement ait estimé que l’Algérie serait une importatrice nette de pétrole dans moins de 10 ans et dans 20 ans pour le gaz conventionnel. La consommation intérieure triplera horizon 2030 et quadruplera horizon 2040 selon le Ministre de l’Energie. En cas de non découvertes substantielles et surtout rentable selon le vecteur prix international, l’Algérie pourrait commencer à importer du pétrole à partir de 2020 et du gaz à partir de 2030 pour satisfaire la demande locale. La solution est –elle en le pétrole-gaz de schiste ? Et ce, en tenant compte tant des exportations que de la forte consommation intérieure du fait du bas prix un des plus bas au niveau du monde bloqués par la décision D/06-05/CD du 30 mai 2005. Pour le gaz il est cédé à Sonelgaz entre le sixième et le dixième du prix international sur le marché libre, ce taux variant selon les fluctuations des prix internationaux, largement influencés par l’entrée du gaz non conventionnel américain. Ce montant tient compte des décisions courant 2012 d’installer des capacités d’électricité.

En effet, suite aux coupures récurrentes d’électricité, il a été décidé la réalisation du projet de centrale électrique en cycle combiné à Ras Djinet (Boumerdes) d’une capacité de 1.200 MW confiée au groupe sud-coréen Daewoo EC pour un montant 73,4 milliards de DA (près d’un milliard de dollars), pour un délai de 40 mois. Le projet de cette centrale vise à produire 12.000 MW supplémentaires d’électricité à l’horizon 2017, devant une fois achevé, de doubler la production nationale d’électricité. Ainsi, il est prévu la construction de 9 centrales électriques totalisant une puissance de 8.050 MW, 300 postes très haute et haute tension, près de 10.000 km de réseau de transport très haute tension et 500 km de réseau de transport de gaz destiné à l’alimentation des centrales. Ce programme est appelé à satisfaire une demande en nette croissance avec un rythme annuel moyen de 14% et qui devra passer à 19.316 MW en 2017 contre 11.436 MW projetés pour 2013. Pour le grand Sud, le 15 aout 2012, la Société de production d’électricité (SPE), filiale du groupe Sonelgaz, a diffusé un appel d’offres pour la réalisation d’une vingtaine de centrales électriques diesel. Ces plateformes de production d’électricité sont destinées à alimenter les villes du Grand Sud du pays ; elles seront réalisées à Hassi Khebi (12 000 kW), Tabelbela (2000 kW), Oum Lassel (1000 kW), Talmine (4000 kW), Timaouine (1000 kW), Aïn Belbel (1500 kW), M’guiden (500 kW), Djanet (16 000 kW), Bordj Omar Driss (6000 kW), Aïn Alkoum (300 kW), Bord Badji Mokhtar (6000 kW) et Tin Zaouatine (2500 kW), trois centrales d’une capacitté de 24 000 kW pour Tindouf, la ville de Debdeb trois centrales électriques d’une puissance totale de 7200 kW et deux centrales diesel pour la ville d’Idless d’une capacité de 700 kW. Ainsi, Sonelgaz financera via le trésor public environ 27 milliards de dollars d’ici à 2016-2017 pour une capacité supplémentaire de 12 000 MW. Ainsi tous ces investissements fonctionneront en majorité en turbines de gaz, et pour le Sud au diesel. Comme le diesel connait un prix international très élevé, à quel cout produira donc le KWH et à quel prix sera la cession ? Dès lors avec cette augmentation de la consommation intérieure, du fait de la décision de ne pas modifier les prix intérieurs, il y a risque d’aller vers plus de 70/75 milliards mètres cubes gazeux horizon 2030 de consommation intérieure. En effet, si l’on prend les extrapolations d’exportation de 85 milliards mètres cubes gazeux et 70 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieures, il faudrait produire plus de 155/160 milliards de mètres cubes gazeux supposant d’importants investissements dans ce domaine et surtout du gaz. Ici doit être prendre en compte les couts, les concurrents ayant déjà amortis leurs installations, des énergies substituables et des importantes mutations énergétiques mondiales. L’intérêt des autorités algériennes pour les hydrocarbures non conventionnels s’explique donc par la nécessité d’assurer la transition énergétique du pays mais également guidé toujours par la captation de la rente afin d’éviter à terme des remous sociaux. Mais l’objectif stratégique pour l’Algérie n’est-il pas d’imaginer une autre gouvernance collant aux nouvelles mutations mondiales à l’instar des pays émergents comme la Chine, l’Inde et le Brésil.

3.- Quelle rentabilité pour l’Algérie?

Le groupe algérien Sonatrach vient de forer son premier puits de gaz de schiste (shale gas) dans le bassin d’Ahnet, situé au sud d’In Salah, qui devait être suivi de d’autres. Pour développer ces réserves, Sonatrach devrait conclure des partenariats avec les groupes internationaux dont Shell, Exxon Mobil, Total, Talisman, INIE ect …Selon le groupe Sonatrach des études récentes, réalisées durant le second trimestre 2012 sur une superficie de 180 000 km2, font état d’un potentiel de gaz de schiste dépassant plus de 19800 milliards de mètres cubes gazeux donnant avec un taux de récupération de 25% plus de 4000 milliards de mètres cubes gazeux. Mais l’Algérie a-t-elle établi une carte géologique fiable confirmant ces statistiques ? On peut comme pour le gaz conventionnel découvrir des milliers de gisements mais non rentables financièrement. La rentabilité économique et par là le calcul des réserves, est fonction de la croissance de l’économie mondiale et de son modèle de consommation, de la consommation intérieure, des couts d’extraction et du transport, des concurrents et des énergies substituables. Selon les estimations établies par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) avec le gaz de schiste, cette nouvelle évaluation majorerait les réserves de gaz techniquement extractibles dans le monde de 40% et les porterait à 640.000 milliards de m3, soit plus du triple des réserves mondiales de gaz conventionnel dont d’ailleurs des découvertes importantes se font chaque jour avec une concurrence accrue. Depuis la révolution du gaz non conventionnel qui fera des USA horizon 2020 le premier exportateur mondial avant la Russie sachant que qu’elle détient un tiers des réserves mondiales de gaz conventionnel, et quelle est le principal concurrent de Sonatrach malgré le gel récent du South Stream approvionnant 30% le marché européen. D’autres concurrents comme l’Iran (15% des réserves mondiales) dont un accord devrait avoir lieu courant 2015 avec les USA et l’Europe levant l’embargo, et du Qatar (10%) qui a pris des parts de marché en Europe à l’Algérie, sans compter la Chine qui détient les premières réserves mondiales de gaz de schiste, combiné aux investissements dans les énergies renouvelables qui en feront un leader mondial, possédant surtout la ressource humaine, richesse bien plus importante que toutes les réserves d’hydrocarbures, le Mozambique qui deviendra le deuxième ou troisième réservoir d ‘or noir en Afrique, la découverte de plus de 20.000 milliards de mètres cubes gazeux en méditerranée orientale, le retour de l’Irak et de la Libye, la concurrence risque d’être encore plus rude pour l’Algérie. Comme ce marché est segmenté à l’instar du gaz conventionnel où les canalisations représentent environ 70% de la commercialisation mondiale du gaz, la concurrence en Asie des projets russes et qataries, se posera également toute la problématique de la rentabilité des GNL algériens à faibles capacités en plus des importants investissements en moyens de transport, (méthaniers appropriés). Comme il faudra amortir les installations par canalisations,(Transmed et Medgaz), les projets Galsi via la Sardaigne et le Nigal (Nigeria–Europe via l’Algérie) dont les couts de réalisation du fait des retards ont augmenté de plus de 50% par rapport au cout initial, étant toujours en gestation.

Qu’en sera-t-il pour l’Algérie, le gaz représentant environ 40% des recettes de Sonatrach ? Or, entre 2015/2017-2014, outre que les USA seront exportateurs en Europe, la majorité des contrats à moyen terme auront expirés et selon certaines informations crédibles, les principaux partenaires européens demanderont une révision à la baisse du prix de cession du gaz conventionnel ? Cela ne peut qu’influencer le prix de cession du gaz non conventionnel. L’Algérie n’est pas seule sur le marché mondial. Il existe une concurrence internationale. L’on doit tenir compte de la dispersion des gisements dont la durée de vie contrairement au gaz conventionnel est limitée dans le temps, selon l‘intensité de l’extraction dépassant rarement 5 années, devant fracturer la roche sur d’autres espace comme une fromage de gruyère. Les Etats Unis perforent environ 2000 puits par an sur un même espace géologique et 500/600 puits peuvent donner 28 milliards de mètres cubes gazeux. Or, en Algérie même au niveau du gaz/pétrole traditionnel, il n’ pas jamais été atteint 200 puits.

Selon le chef de département d’analyse des bassins du groupe Sonatrach, lors du workshop international sur le gaz de schiste, les coûts de réalisation d’un forage pour l’exploitation du gaz de schiste en Algérie varient entre 10 et 15 millions de dollars, alors qu’aux USA le cout moyen d’un puits varie entre 5 à 7 millions de dollars. Aussi la commercialisation pour l’Algérie ne pourrait se faire, selon le Ministre de l’Energie pas avant 2020/2025, supposant une parfaite maîtrise technologique afin de réduire les couts. Par ailleurs, outre la maîtrise technologique, dont il conviendra d’inclure dans le coût par l’achat du savoir-faire, l’avantage de certains pays comme les USA c’est la disponibilité d’un réseau de transport de gaz pratiquement sur l’ensemble du territoire en plus du fait que les gisements ne sont pas profonds. Qu’en sera-t-il des coûts des canalisations additionnels pour l’Algérie ? La rentabilité dépend donc de l’évolution future du prix de cession du gaz sur le marché international qui est actuellement bas sur le marché libre avec la révolution du gaz non conventionnel, ce cours ayant légèrement remonté entre 2011-2012 après la catastrophe nucléaire japonaise. C’est que la gestion de l’exploitation est complexe, les forages perdant 80% de la productivité au bout de 5 ans, à moins de technologies nouvelles. Sans compter la maîtrise technologique qui demande une formation pointue dans la ressource humaine, inexistante en Algérie. La question de la rentabilité renvoie à la carte énergétique mondiale, à la consommation énergétique mondiale horizon 2030/2040 tenant compte également des couts des énergies renouvelables qui peuvent décroitre si les investissements sont massifs. A moyen terme, bien qu’élastique, le prix du gaz ne va pas s’effondrer. L’épisode de Fukushima et la volonté affichée par certains de sortir du nucléaire, la dynamique des pays émergents gros consommateurs d’énergie, s’ils maintiennent l’actuel modèle, ce qui n’est pas évident, peuvent soutenir la demande de gaz conventionnel et non conventionnel. Pour l’Algérie l’on doit impérativement protéger l’environnement d’où l’importance de centres de formation recrutant en priorité la population du Sud qui doivent être impliquées pour une éventuelle exploitation. Ainsi se pose l’opportunité par des grands groupes internationaux de l‘exploitation du gaz schistes avec la règle restrictive imposée par le gouvernement algérien des 49/51%. La reformulation de la loi des hydrocarbures permettra-t-elle de relancer l’exploration sur des bases opérationnelles ? A moins et comme cela se passe pour la majorité des entreprises publiques structurellement déficitaires, le Trésor supporte les surcouts d’exploitation du gaz schistes sachant qu’il a consacré plus de 60 milliards entre 1991/2013. Pour autant, 70% des entreprises sont revenues à la case de départ.

4.- Dialogue social et nouveau modèle de consommation énergétique

L’Algérie doit impérativement penser à un nouveau modèle de consommation énergétique relevant du Conseil National de l’Energie qui doit être réactivé, Sonatrach étant une entreprise commerciale(1). Concernant le pétrole-gaz de schiste, il doit répondre à trois critères : la protection de l’environnement, éviter toute pollution de l’eau, le prix de cession de l’exploitation du pétrole-gaz de schiste devant impérativement couvrir les couts avec une marge de profit raisonnable. Selon le Ministère de l’Energie la commercialité n’est pas pour demain, peut être horizon 2020/2025. La plus grande réserve de gaz et de pétrole pour l’Algérie, ce sont les économies d’énergie pouvant aller à 15/20%, pouvant économiser au vu de la consommation actuelle 4 milliards de mètres cubes gazeux par an et cumulé horizon 2015/2030, avec une progression arithmétique plus de 90/100 milliards de mètres cubes gazeux. Et dans ce cadre comment ne pas rappeler que le coût actuel du projet Galsi d’environ 4 milliards de dollars concerne seulement 8 milliards de mètres cubes gazeux. Cela implique de revoir notamment les politiques actuelles désuètes de l’habitat et du transport et un large débat national sur les subventions actuellement non ciblées source de gaspillage et de fuites de produits hors des frontières. Selon les rapports internationaux, l’Algérie consacrerait, en 2011 et en 2012, l’équivalent de 11% de son PIB au soutien des prix de l’énergie, environ 4% du PIB à l’éducation et 6% à la santé. Pour avoir connu très bien cette région, notamment Ouargla, Ghardaïa, El Goléa et In Salah, en tant qu’officier d’administration de la route de l’unité africaine durant les années 1972/1973, c’est une population paisible, ouverte au dialogue et profondément attachée à l’unité nationale.

Aussi, il y a lieu d’éviter les débats stériles, pour ou contre et d’associer les populations à la décision ne pouvant imposer par la force, surtout pour ce cas précis, au sein d’une région qui connait des tensions géostratégiques, d’éviter une décision centralisée sans concertation, supposant une autre gouvernance tant centrale que locale. D’une manière générale, il y a urgence de penser au futur modèle de consommation énergétique, (le Mix énergétique), ce qui nécessite des arbitrages de politique économique : énergies fossiles classiques –pétrole/gaz conventionnel, gaz/pétrole non conventionnel, énergie nucléaire à des fins civiles et énergies renouvelables. Selon la banque d’Algérie, 2013 où le montant prélevé au niveau du fonds de régulation des recettes(FRR) a été de 70,2 milliards de dinars alors que durant les neuf mois de l’année 2014, le montant a été de 757,10 milliards de dinars soit environ 10 milliards de dollars et les réserves de change (or non compris) se ont été évaluées à 185,273 milliards de dollars à la fin septembre contre 193,269 à la fin juin. Pourtant, je n’ai pas attendu le récent rapport de la banque d’Algérie pour attirer l’attention des pouvoirs publics depuis des années qu’il faut cesser de dépenser sans compter, ne pouvant pas avoir une recette de 50/60 milliards de dollars au cours de 70/80 dollars (moins au cours de 60/70) avec une sortie de capitaux, biens –services – transferts légaux de profits des compagnies étrangères allant vers 75/80 milliards de dollars. Environ 65% des importations étant liées à la dépense publique à ce rythme, le fonds de régulation des recettes fondra dans moins de deux années et les réserves de change s’épuiseront horizon 2020.

En bref, un dialogue constructif au profit des intérêts supérieurs de l’Algérie est nécessaire, en étant conscient que l’énergie est un des facteurs déterminants de la sécurité nationale.

Abderrahmane Mebtoul (docteur d’Etat-1974 en gestion) -Professeur des Universités, Expert International en management stratégique directeur d’Etudes Ministère Energie/Sonatrach 1974/1979 – 1990/1995 – 2000/2006

(1) Voir Professeur Abderramane Mebtoul étude «Face aux mutations énergétiques mondiales, le Ministère de l’Energie via Sonatrach a besoin d’un nouveau management stratégique» publiée dans la revue internationale de Management de HEC Montréal novembre 2010 (45 pages) ainsi que la revue stratégie-défense «Agir» (2012 – Paris France). Abderrahmane MEBTOUL ancien émigré ayant effectué des études primaires, secondaires, une fraction du supérieur à Lille (France) est Docteur d’Etat en Sciences Economiques (1974) diplômé d’expertise comptable de l’Institut supérieur de Gestion de Lille, auteur de plus de 20 ouvrages et de plus de 500 contributions et conférences nationales-internationales dont une grande partie a été consacré aux mutations énergétiques mondiales et internationales est professeur des Universités et Expert International en management stratégique.

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  1. Samira Akli permalink
    février 17, 2015 6:19

    Feuille de route pour l’exploitation du gaz algérien
    Par Y.Mérabet (AARI)
    Les trois réserves des protestâteurs levées
    1- Gaz conventionnel ou gaz non conventionnel (appellation originale : gaz naturel)
    2- Forage vertical ou forage horizontal (appellation de base : forage tout court)
    3- Fracturation hydraulique (opération classique pour briser un corps solide, utilisée à grande échelle dans l’industrie d’extraction des hydrocarbures depuis l’apparition du forage rotary). Du point de vue sécurité (assurance que demandent les protestâteurs anti-gaz de schiste d’In-Salah), elle est du même niveau que ceux des puits verticaux que la Sonatrach exploite depuis la nuit des temps.
    Oui à l’exploitation du gaz algérien dit ‘gaz de schiste’ !
    Cours préparatoire sur le gaz de schiste
    Tight gas, gaz de schiste, gaz de charbon… Ces gaz « non conventionnels » sont piégés dans des gisements atypiques de par leur localisation et leurs caractéristiques géologiques.
    L’appellation « gaz non conventionnels » recouvre principalement trois types de ressources gazières : le gaz de schiste (ou shale gas), le tight gas et le gaz de charbon (ou coal bed methane) Ce n’est pas leur nature chimique qui les distingue du gaz « conventionnel » (il s’agit dans tous les cas de gaz naturel), mais les caractéristiques géologiques de la roche qui les contient.

    Des techniques de production adaptées
    Les gisements de gaz non conventionnels, en particulier de gaz de schiste et de tight gas, sont difficiles à produire. Des techniques de forage spécifiques, maîtrisées par depuis des décennies permettent la remontée du gaz du fond des puits jusqu’en surface.
    Gaz de schiste et ‘tight gas’ : puits horizontaux multi fracturés
    Des technologies spécifiques de forage et de stimulation de la production sont mises en œuvre sur les gaz de schiste (ou shale gas) et les tight gas. Elles sont indispensables pour relever le défi technologique majeur de ce type de gisement : leur très faible perméabilité. Leur capacité à laisser circuler le gaz est trop réduit pour les méthodes de production classiques. Ces techniques spécifiques comprennent notamment un grand nombre de puits horizontaux et une fracturation hydraulique de la roche.
    Des puits horizontaux
    Pour optimiser le drainage du gisement, la liaison des puits avec le réservoir doit être la meilleure possible. Les puits fortement déviés ou horizontaux permettent de suivre, sur de longues distances, les couches productrices. La Sonatrach dispose d’une expérience largement éprouvée de cette technique dite de forage horizontal. À son actif, un record très appréciable en Algérie.
    Une fracturation ou stimulation hydraulique de la roche
    L’objectif est de créer la perméabilité que n’offre pas la nature. Un réseau de fissures est produit par une injection d’eau sous pression dans le réservoir, permettant au gaz de circuler jusqu’au puits. A l’eau injectée sont ajoutés :
    • des matériaux appelés frappants (sable, céramique) qui maintiennent les fissures ouvertes ;
    • une quantité limitée d’additifs (de l’ordre de 0,5 % de la totalité du volume injecté) : essentiellement des bactéricides, gélifiants et tensio-actifs. Leur composition dépend principalement des conditions du puits : pression, température, quantité de proppants… Ces additifs permettant de stériliser et d’éviter la contamination bactérienne du réservoir et d’améliorer l’efficacité de l’opération.

    Chaque puits doit être fracturé en plusieurs étapes, et moins le gisement est perméable, plus le nombre de fracturations est élevé. Ces techniques de fracturation sont mises en œuvre par les sociétés majors du pétrole opérants en Algérie, notamment Total pour l’exploitation de gisements de tight gas.
    Un grand nombre de puits
    Chaque puits draine en effet un volume de roche moins important que dans un gisement gazier conventionnel. Pour réduire l’emprise au sol des opérations, les têtes de puits sont regroupées en cluster : on peut ainsi forer plusieurs puits horizontaux (10 à 15) à partir d’un point central.

    Schiste-Chiffres clés d’une fracturation pour un puits
    • 5 à 10 fracturations en moyenne pour un drain de 1 000 m
    • Par fracture : 1 500 m3 d’eau, 360 tonnes de sable, 0,5 % d’additifs
    • Dimensions classiques d’une fracturation : latéralement de l’ordre de 150 m de part et d’autre du puits, verticalement de l’ordre de quelques dizaines de mètres (limitée par l’épaisseur de la formation).
    Le forage commence par une percée verticale jusqu’à la zone cible de la production, située entre 1 500 et 3 000 m de profondeur pour les gaz de schiste, et qui peut être plus profonde pour les tight gas.
    Une fois la couche recelant le gaz atteinte, le forage devient horizontal et se prolonge sur plusieurs milliers de mètres à l’intérieur de cette couche. Le monde pétrolier par le biais des spécialistes du domaine du forage et de l’exploitation a développé des outils de pointe qui permettent un ajustement des trajectoires en temps réel au cours du forage. Sa maîtrise reconnue dans ce domaine a notamment été l’une des clés du succès du développement des ressources situées sous de très grandes profondeurs d’eau : ses puits horizontaux suivent ainsi, parfois sur de grandes distances, des couches réservoir épaisses de quelques mètres seulement.
    L’installation de tubages en acier, dits ‘casing’, puis la cimentation de l’espace existant entre le tubage et la roche, assurent une parfaite étanchéité du puits, en particulier dans la traversée de la zone phréatique. Ciment et tubages ne sont perforés que sur la section horizontale du puits (à plusieurs milliers de mètres de profondeur), pour permettre sa connexion avec la couche productrice. La fracturation hydraulique est l’ultime étape réalisée avant la mise en production du puits.
    L’immense potentiel des gaz non conventionnels
    Abondants et présents sur tous les continents, les gaz non conventionnels ont transformé le marché gazier nord-américain et pourraient redistribuer la donne gazière mondiale. Ces ressources, équivalentes à celles du gaz conventionnel, constituent un atout majeur pour répondre durablement à une demande sans cesse croissante.

    Une demande en gaz croissante
    Les gaz non conventionnels constituent une source potentielle majeure du renouvellement des ressources en gaz. Avec une production en croissance annuelle de près de 3 % en moyenne depuis plus de trente ans, le gaz est l’énergie fossile dont la progression est la plus soutenue.Des volumes très importants restent à produire. Au rythme actuel de la consommation, les ressources déjà connues permettront de répondre aux besoins du marché mondial pendant plus de cinquante ans. Le très fort potentiel des gaz non conventionnels devrait prolonger durablement la capacité de l’industrie pétrolière à répondre aux besoins énergétiques de la planète et en particulier à la croissance programmée de la part du gaz naturel dans la génération d’électricité.
    Des ressources abondantes
    Le volume des ressources en gaz de schiste, et gaz de houille, est estimé aujourd’hui à entre 8 000 et 9 000 Tcf, soit environ 51 % des ressources gazières mondiales (source Total).
    Les gaz de schiste (ou shale gas) concentrent la plus grosse part de ce potentiel. L’étendue des roches mères dont ils sont issus (beaucoup plus importante que celle des réservoirs gaziers classiques) et leur présence sur tous les continents de la planète, élargissent considérablement les perspectives de l’exploration.
    Le « boom » américain une réalité et un exemple que l’Algérie doit suivre, vue l’énorme potentiel de gaz de schiste dont elle dispose
    Les États-Unis ont retrouvé leur rang de premier producteur mondial de gaz et sont devenus exportateur net de gaz grâce aux gaz non conventionnels. Pionniers de leur valorisation, ils en restent les leaders. La production des tight gas et du gaz de charbon y a été initiée dès les années 1970 pour compenser le déclin des champs de gaz conventionnels.

    Celle des shale gas l’a été dans les années 1990, d’abord par des petits producteurs indépendants du Texas. L’arrivée récente d’acteurs industriels maîtrisant des techniques de production avancées a été à l’origine d’une très forte montée en puissance de cette production. Elle pourrait être, à l’avenir, la source essentielle de la croissance gazière américaine. Selon les prévisions, sa part actuelle de 14 % de la production américaine de gaz (65 millions de m3/an) atteindra rapidement 20 % pour se hisser à plus de 50 % à l’horizon 2035. Elle dépassera ainsi largement celles des tight gas et du gaz de charbon, dont les volumes de production devraient quant à eux rester constants.
    Cette « révolution » américaine des gaz de schiste, portée par une très forte croissance de la production de ce gaz reste un exemple unique au monde. Sur le reste de la planète, la géologie des roches mères, leurs contenus en gaz comme la rentabilité de leur exploitation reste encore teintée de fortes incertitudes dont la levée nécessitera plusieurs années d’études.
    Gaz de schiste et tight gas : le défi de la perméabilité
    Dans le sous-sol, les hydrocarbures (gaz, mais aussi pétrole) sont piégés dans des roches dites « réservoir ». Malgré cette appellation, il ne s’agit pas de vastes poches continues, mais de minuscules pores entre les grains qui forment la matrice de cette roche.
    La qualité d’une roche réservoir est caractérisée par sa porosité et sa perméabilité.
    La porosité représente l’espace entre les grains, et donc sa capacité à stocker un hydrocarbure, liquide ou gazeux. Un réservoir très poreux pourra donc receler un gros volume de pétrole ou de gaz. Mais cela ne suffit pas. Encore faut-il qu’il laisse ces fluides circuler, autrement dit que les pores soient connectés entre eux. C’est la perméabilité qui mesure cette aptitude de la roche à se laisser traverser par le gaz ou le pétrole.
    Les gaz de schiste (ou shale gas) et les tight gas ont en commun d’être piégés dans des roches de très faibles perméabilités. Des roches ultra-compactes qui interdisent, ou limitent très fortement, la circulation du gaz.
    Pour une exploitation responsable des gaz de schiste
    Limiter la consommation d’eau
    L’exploitation des gaz de schiste requiert d’importants volumes d’eau pour fracturer la roche mère. Cette consommation reste toutefois inférieure à celle de la production du pétrole conventionnel assistée par la technique classique d’injection dans les réservoirs. Elle est aussi plus concentrée dans le temps, avant la mise en production des puits, alors que la production conventionnelle requiert une injection d’eau tout au long de la vie du champ.. Nos gisements de schiste se trouvent juste sur la plus grande nappe d’eau albienne du monde
    Repères – Eau consommée et produite
    A l’heure actuelle, un puits de gaz de schiste nécessite en moyenne 15 000 m3 d’eau pour un drain de 1 000 m (1 500 m3 d’eau sont utilisés par fracturation, avec une moyenne de 5 à 10 fracturations par puits). Cette consommation d’eau se situe ainsi dans une fourchette de 0,1 à 0,5 baril d’eau par baril équivalent pétrole produit. Celle de la production de pétrole conventionnel assistée par injection d’eau varie 1 à 3 barils d’eau par baril de pétrole produit.
    • Traitement de l’eau : Sontrach entend se donner les moyens de tendre vers un recyclage maximum de l’eau produite. Si la réutilisation de cette eau n’est pas obligatoire aux États-Unis, elle y atteint déjà près de 100 % sur certains champs (Marcellus). La Sonatrach se concentre sur les technologies qui permettront de systématiser ce recyclage à 100 %.
    • Des technologies alternatives à la fracturation hydraulique sont en cours de développement, que la Sonatrach va certainement en bénéficier. Ces brevets à la fois à réduire les besoins en eau et à améliorer l’efficacité énergétique de la fracturation.
    • Le développement de proppants innovants, à la fois plus légers et plus résistants que le sable, est une autre piste à l’étude. Capables de résister à des charges plus lourdes que le sable, leur légèreté nécessitera moins d’eau pour les transporter.
    Optimiser les coûts du traitement de l’eau
    Toutes les technologies nécessaires au traitement des eaux de production des gaz de schiste sont disponibles depuis de nombreuses années. Leur performance a déjà largement été démontrée. L’enjeu est avant tout économique. Selon les configurations spécifiques de chaque champ (composition de l’eau de production, spécifications visées en fin de traitement), les coûts associés au traitement varient considérablement, allant de 1 à 12 dollars par baril d’eau traitée.
    Une gamme étendue de technologies de traitement des eaux de production disponibles
    Les technologies de traitement des eaux de production sont très nombreuses. Elles permettent de déployer des solutions adaptées à la composition de l’eau à traiter et aux spécifications attendues de l’eau traitée :
    • traitement des particules solides : filtration réalisée au travers d’une large gamme de filtres (du grillage métallique jusqu’aux membranes) ou procédés chimiques (précipitation ou floculation des carbonates, des métaux lourds…)
    • traitement des hydrocarbures : la technique la plus classique est la séparation gravitaire dans des bassins de décantation.
    • traitement de la salinité : les techniques varient selon la salinité de l’eau. Les eaux les moins salées sont traitées par osmose inverse, tandis que des concentrations en sel élevées nécessitent la mise en œuvre de techniques thermiques (évaporation, cristallisation) plus coûteuses.
    Préserver les nappes phréatiques
    Le tubage des puits et la cimentation de l’espace annulaire existant entre la roche et les tubages doivent assurer une parfaite étanchéité des puits. La qualité de ces « barrières », garante de la préservation des nappes phréatiques de toute contamination, constitue un pôle d’expertise de pointe des spécialistes de Sonatrach. Parce qu’il doit maîtriser des conditions parfois extrêmes (températures, pression, production de gaz acides) Le partenaire étranger de Sonatrach , en effet développé une forte compétence interne sur la cimentation des zones fragiles géologiquement que doit traverser le forage et cela, associée à d’importants moyens laboratoires.
    Le savoir-faire de ces laboratoires lui ont permis de mettre au point, en 2010, un système unique dans l’industrie et le monde scientifique qui, pour la première fois, permet de contrôler in situ la bonne tenue mécanique des ciments. Et en parallèle, à limiter le volume d’additifs chimiques nécessaire à la fracturation hydraulique et étudie des alternatives possibles, tels que les produits utilisés par l’industrie agroalimentaire.
    Réduire l’empreinte au sol
    Augmenter la longueur des drains horizontaux des puits de production des gaz de schiste est l’un des moyens que les entreprises pétrolières spécialisés dans les opérations spéciales envisagent de mettre en œuvre pour limiter le nombre de puits de développement. Le Vette opération est maîtrisée depuis de nombreuses années les techniques du forage horizontal, sur des longueurs pouvant dépasser 10 000 m. Mais le défi est ici de préserver l’efficacité de fracturation au fil de l’allongement des drains, d’une longueur actuelle de l’ordre de 3 000 m.
    Ces entreprises étudient également les possibilités de recourir à la technologie du puits dit « multidrains ». Elle permet de forer plusieurs drains de production à partir d’une seule tête de puits, limitant ainsi très nettement les infrastructures visibles en surface. Le défi consiste à adapter cette technologie, coûteuse, à la dimension industrielle de l’exploitation des gaz de schiste.
    Caractéristiques physico-chimique de la roche-mère

    La perméabilité, qui s’exprime en Darcy, est l’un des paramètres marquant la frontière entre réservoirs « conventionnels » et « non conventionnels ». Elle peut atteindre 1 Darcy, voire plus, dans un piège à hydrocarbures classique de bonne qualité, et chute à quelques dizaines de micro Darcy dans les réservoirs de tight gas, plus compacts qu’une brique. Dans le cas des gaz de schiste, elle s’effondre encore, se réduisant à des valeurs mille fois plus faibles que dans les tight gas. Elle se mesure alors en nano Darcy.
    • Le tight gas est piégé dans des réservoirs ultra-compacts, dont la porosité et la perméabilité sont très faibles. Les pores de la roche réservoir contenant le gaz sont minuscules, et la compacité de la roche est telle que le gaz ne peut s’y mouvoir que très difficilement.
    • Le gaz de schiste est quant à lui extrait d’une couche géologique appelée « roche mère », et non d’un réservoir pétrolier classique. Cette roche sédimentaire argileuse est naturellement peu perméable. Une partie du gaz qui s’y trouve est soit adsorbé (intimement imbriqué dans la matière organique) soit à l’état libre dans le volume poreux de la roche.
    Qu’est-ce qu’une roche mère ?
    La roche mère est la couche géologique où se forment pétrole et gaz. Elle est issue de sédiments, riches en matière organique, déposés sur les fonds océaniques ou dans des lacs et qui se sont enfoncés dans le sol au fur et à mesure que d’autres sédiments les recouvraient. Au fil de cet enfouissement, les sédiments se solidifient, et la matière organique se décompose en hydrocarbures sous l’effet combiné de la température et de la pression souterraine. Ces derniers sont progressivement expulsés de la roche mère, et migrent, pour l’essentiel, jusqu’en surface. Certains hydrocarbures sont arrêtés lors de cette remontée par un obstacle composé de roches infranchissables. Ils s’accumulent sous ce « toit » et forment au fil du temps un réservoir classique, cible conventionnelle de l’exploitation pétrolière et gazière.
    Dans le cas des gaz de schiste, tout ou partie du gaz issu de la décomposition de la matière organique est resté prisonnier sur place. Les roches mères candidates à l’exploitation de leur gaz sont donc celles dont la maturité est suffisante pour le générer mais qui ne l’ont pas encore entièrement expulsé.
    Des réserves considérables, un enjeu majeur pour l’avenir du gaz « dit de schiste »
    Conclusion générale :
    Avec des réserves mondiales considérables, le gaz de schiste présente un double intérêt. Il offre une réponse aux besoins énergétiques croissants de la planète et il contribue à réduire la dépendance énergétique vis-à-vis des pays producteurs actuels
    Des besoins énergétiques croissants
    L’accroissement de la population et le dynamisme des économies des pays émergents engendrent des demandes énergétiques croissantes à l’échelle mondiale. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), les besoins en énergie devraient augmenter de 40 à 50 % d’ici 2030.
    À cette même période, le gaz devrait représenter environ 25 % du bouquet énergétique mondial, contre 21 % en 2010. Les gisements de gaz conventionnels proches des lieux de consommation ont été exploités en premier. Il faut donc les remplacer désormais soit :
    • par l’importation de gaz conventionnel produit loin des lieux de consommation et acheminé par gazoduc ou par bateau,
    • par des gaz non conventionnels, comme les gaz de schiste.
    Gaz de schiste et production d’électricité
    Le gaz de schiste comme tout gaz naturel génère, lors de sa combustion, 50 % de CO2 de moins que le charbon. Utilisé comme matière première dans les centrales électriques à la place de ce dernier, il pourrait offrir une production d’électricité plus compatible avec les engagements de réduction de gaz à effet de serre, en diminuant la production de CO2.
    Les gaz de schiste, des ressources abondantes…
    Les gaz de schiste constituent un immense potentiel. Ils représentent l’essentiel du volume mondial de gaz non conventionnels (gaz de schiste, tight gas et gaz de charbon) estimé par l’AIE : 380 000 milliards de m3, soit 120 à 150 ans de la consommation actuelle de gaz naturel.
    En Europe, les réserves de gaz de schiste sont estimées entre 3 000 à 12 000 milliards de m3 (source : CERA, Cambridge Energy Research Associates).
    Contribuer à l’indépendance énergétique
    Étant donné leur répartition dans de nombreuses régions du monde, l’exploitation des ressources en gaz de schiste devrait permettre :
    • aux États-Unis de devenir, dans les dix prochaines années, exportateurs de gaz, dans la mesure où ils vont produire suffisamment de gaz pour répondre à la demande intérieure ;
    • à des pays en pleine croissance comme la Chine et l’Inde, de disposer des ressources énergétiques indispensables à leur développement ;
    • à l’Europe de voir la durée de vie de ses réserves actuelles multipliée par deux, ce qui lui permettrait de réduire considérablement les importations en croissance constante.
    De plus, l’arrivée sur le marché des gaz non conventionnels aux États-Unis (gaz de schiste, tight gas et gaz de charbon) a généré une augmentation de la quantité de gaz naturel disponible. Cette hausse de l’offre a entraîné une évolution à la baisse des prix du gaz dans cette région. Cette évolution des prix du gaz à la baisse a un impact positif non seulement pour le consommateur particulier mais également pour l’industrie.
    Quels bénéfices pour l’économie locale ?
    L’exploitation du gaz de schiste a montré aux États-Unis qu’elle pouvait créer de la richesse, non seulement au plan national, mais également local :
    • Avantages financiers directs grâce au versement de taxes, redevances et autres impôts par les compagnies pétrolières. Ceux-ci prennent des formes différentes selon la législation des pays concernés.
    • Avantages indirects induits principalement par :
    o Des créations d’emplois : directement dans la production de gaz (pétroliers et sous-traitants), mais aussi dans la logistique, les BTP, les services à l’industrie, etc. Elle génèrerait aussi, comme toute activité industrielle, des emplois indirects : activités commerciales, formation, services à la personne…
    o Le développement de nouvelles industries intéressées par un approvisionnement en gaz de proximité.
    o La création d’un savoir-faire industriel exportable.
    Mise en garde protestâteurs Anti-schiste

    Oh ! Protestâteurs, allez-vous renvoyer, les 8 compagnies étrangères qui forent et fracturent péniblement la roche pour vous ? Pour vous allaiter. Etes-vous capables de survivre sans le bienfait du gaz qui vous enivre. Allez-continuer à vivre sur le dos des autres et sous l’assistance de l’Etat ? Que pourrait nous offrir la bourgade d’In-Salah en échange de notre souveraineté et l’abondant de nos richesses. Alors, que toute la bourgade d’In-Salah ne représente 1 /250 nième de la population algérienne, et que les meneurs de cette rébellion ne sont qu’au nombre infime de 22 agissant dans ‘l’informel politique’, L’informel politique et la rébellion sont deux délits que le code pénal algérien e.
    Y.Mérabet
    – Journaliste indépendant – Ingénieur d’Etat en Engineering pétrolier – Ex Chef de Division des infrastructures gazières de Hassi-R’mel – Expert en Energie retraité – Militant FLNiste

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