Fracturation hydraulique gaz de schiste

Gisement de gaz naturel en Pennsylvanie où la roche-mère est fracturée en profondeur (©photo)

Définition

La fracturation hydraulique (hydraulic fracturing ou fracking en anglais) est une technique de fracturation des formations géologiques à faible perméabilité par l’injection d’un fluide à haute pression. Elle permet entre autres d’extraire des hydrocarbures dits non conventionnels, piégés dans des roches peu poreuses et peu perméables (ex : gaz de de schiste, gaz de réservoir compact, etc.).

Bien que connue par les professionnels du secteur pétrolier depuis plus de 60 ans, cette technique fait l’objet d’une médiatisation récente. Elle est controversée en raison des impacts environnementaux auxquels elle a été associée aux États-Unis. La fracturation hydraulique est utilisée chaque année dans des dizaines de milliers de forages d’hydrocarbures dans le monde.

Fonctionnement technique

Description du procédé

La technique de fracturation hydraulique consiste à injecter un mélange d'un fluide (généralement de l'eau, cas qu'on retiendra dans la suite de la fiche), de sable et d’additifs chimiques sous haute pression (de l’ordre de 300 bar à 2 500 m de profondeur)(1) dans des roches peu poreuses et peu perméables afin de les fracturer. Le mélange de gaz ou d’huile remonte à la surface ainsi qu’une partie de l’eau et des additifs injectés.

La fracturation hydraulique est souvent associée à la technique de forage horizontal qui consiste à orienter en profondeur le tubage dans l’axe de la couche rocheuse sur 1 à 3 km. Un emboîtement de tubage d’acier cimenté (« casing ») permet d’isoler totalement le puits et d’éviter les fuites d’hydrocarbures ou du fluide de fracturation injecté en profondeur.

Du ciment est coulé autour de plusieurs tubages en acier de différentes tailles pour consolider les parois du puits de forage. (©DR)

Du ciment est coulé autour de plusieurs tubages en acier de différentes tailles pour consolider les parois du puits de forage. (©DR)

Avant de procéder à la fracturation hydraulique, une série de trous de faible diamètre (moins de 12 mm) est percée le long du tubage horizontal par détonation d’une petite charge d’explosifs. Ces trous permettent le contact du fluide de fracturation sous forte pression avec la roche qui est fracturée et maintenue ouverte par le sable et les adjuvants chimiques(2). Les fissures de la roche mesurent quelques millimètres de large et se propagent sur des dizaines de mètres dans la couche forée.

L’injection du fluide de fracturation peut durer quelques heures à quelques jours. Il est possible de répéter plusieurs fois le processus de fracturation sur un même puits afin de réactiver un réseau de fissures lorsque la production de ce puits diminue. On qualifie cette opération de « multifracking ».

Fracturation hydraulique

Exemple d’utilisation de la fracturation hydraulique dans le cas d’une exploitation de gaz de schiste (©DR)

Composition et rôle du fluide de fracturation

Le fluide de fracturation est composé de près de 95% d’eau, de 4,5% de sable et d’approximativement 0,5% d’additifs chimiques. Cette composition peut varier d’un industriel à un autre.

L’eau est le fluide vecteur de la pression permettant de briser la roche et de transporter le sable. L’eau douce est privilégiée pour dissoudre les sels contenus dans la roche-réservoir et faciliter l’accès aux hydrocarbures.

Le sable est utilisé comme « agent de soutènement » (proppant en anglais) : il s’insère dans les fissures ouvertes et a pour effet d’empêcher la roche de se refermer. La couche géologique devient alors poreuse, ce qui facilite l’écoulement des gaz et huiles jusque-là emprisonnés dans la roche peu poreuse, y compris lorsque l’injection d’eau sous pression est interrompue. Le sable peut être remplacé par d’autres agents de soutènement tels que des billes de verres, de métal, de céramique ou de résine.

La quantité et la nature des produits chimiques varient d’un réservoir à un autre selon les caractéristiques du milieu à fracturer (profondeur, température, perméabilité, porosité, etc.). Ces produits sont principalement de 4 types :

  • des biocides ou désinfectants pour éliminer l’activité bactérienne de la couche rocheuse ou de l’eau injectée en profondeur ;
  • des réducteurs de friction pour faciliter la circulation de l’eau et diminuer la consommation de fluide et d’énergie induite ;
  • des gélifiants ou épaississants pour accroître la viscosité de l’eau, garder le sable en suspension et le transporter jusque dans les fissures les plus éloignées ;
  • des produits permettant de casser « l’effet gélifiant » des produits précédents, avec un effet décalé dans le temps afin que le retrait du fluide vers la surface (une fois le pompage terminé) cesse d’entraîner le sable ayant vocation à rester dans les fissures de la roche.

Ces additifs sont très dilués et certains d’entre eux sont d’usage courant. La composition du fluide de fracturation est parfois restée inconnue dans le passé, sous couvert du secret industriel, ce qui a renforcé les inquiétudes du grand public. En 2010, le Sénat américain et l’association américaine pour la protection de l’environnement (EPA) ont demandé aux 9 grands opérateurs utilisant la fracturation hydraulique de publier la liste des produits chimiques utilisés dans leur « cocktail » de fracturation. La législation américaine impose désormais aux compagnies de communiquer la liste des additifs utilisés.

Exemple de la liste des additifs employés par Range Resources dans le gisement de Marcellus Shale (©DR, d'après IFP Energies nouvelles)

Exemple de la liste des additifs employés par Range Resources dans le gisement américain de Marcellus Shale (©DR, d'après IFP Energies nouvelles)

Enjeux

Identification des risques réels

La pollution et la contamination de nappes phréatiques imputée à des fracturations hydrauliques aux États-Unis a suscité l’inquiétude du grand public. Cette inquiétude a été exacerbée par le film « Gasland » montrant une flamme se former lorsqu’un utilisateur ouvre l’eau dans son évier et en approche un briquet. L’administration américaine a montré dans un de ces cas que la fuite de gaz était due à un défaut de cimentation du puits qui avait été sanctionné. Dans les autres cas, il s’agissait de méthane « biogénique » résultant de la dégradation naturelle de matière organique présente dans l’aquifère.

D’autres cas de contamination de nappes phréatiques identifiés sont dus à des défauts d’étanchéité des puits et non à la remontée des produits chimiques. Ceux-ci sont généralement injectés entre 1 500 et 3 000 m de profondeur au niveau de la couche rocheuse, bien plus profondément que les nappes phréatiques et aquifères potables qui affleurent la surface terrestre (jusqu’à 500 m de profondeur). Or, les fissures dues à la fracturation hydraulique ne s’étendent sur des distances inférieures à 100 m. Notons que les couches rocheuses sont parfois naturellement fissurées(3).

Le risque sismique de certaines fracturations a également été avancé, en particulier suite à plusieurs tremblements de terre de faible ampleur stimulés en Suisse par un forage géothermique et au Royaume-Uni par l’exploitation de gaz de schiste. La propagation des fissures dans la couche rocheuse fracturée libère effectivement de l’énergie mais celle-ci serait en moyenne équivalente à celle de la chute d’un livre sur une table(4). Dans les deux cas signalés, le séisme provenait d’une remobilisation d’une faille préexistante. Une reconnaissance géophysique du sous-sol permet d’éviter ce risque.

Usage et recyclage de l’eau

Entre 10 000 et 15 000 m3 d’eau (soit 10 à 15 millions de litres)(5) sont nécessaires pour le forage de chaque puits d’exploitation de gaz de schiste (chaque forage de puits inclut en moyenne 10 fracturations), soit l’équivalent du volume de quatre piscines olympiques. Près d’un tiers du volume d’eau total utilisé par puits est utilisé pour le forage, le reste étant spécifiquement utilisé pour la fracturation hydraulique.

L’origine de l’eau constitue une problématique importante : si elle est prélevée dans un milieu naturel, il faut veiller à ne pas en perturber l’équilibre. Des conflits liés à l’arbitrage de son usage peuvent se développer, par exemple entre les exploitants d’un champ et des agriculteurs ou d’autres industries consommatrices. Pour éviter ces conflits d’usage, les opérateurs cherchent à utiliser des ressources en eau non potable provenant d’aquifères salins.

Après l’opération de fracturation hydraulique, seul un tiers du fluide remonte en moyenne à la surface (les taux de remontée de l’eau peuvent varier entre 10% et 80%). Le traitement de cette eau doit permettre de la rendre à nouveau disponible pour d’autres usages. Une attention particulière doit être portée au traitement de minéraux présents dans le gisement qui sont lessivés par l’eau de fracturation (métaux lourds, matériaux radioactifs, etc.).

Recherche de techniques alternatives

En France, la loi du 13 juillet 2011 interdit la technique de fracturation hydraulique mais autorise la recherche de techniques alternatives. Plusieurs autres fluides pourraient se substituer à l’eau (propane liquide, gaz carbonique, etc.). A l’heure actuelle, seule la fracturation au propane liquéfié est une technique mâture : à ce jour, 1 500 fracturations ont été faites au propane. Les problèmes de sécurité liés au propane font l’objet d’une attention particulière.

D’autres techniques alternatives sont envisagées :

  • la fracturation au CO: technique utilisant le gaz carbonique sous sa forme supercritique entre le gaz et le liquide pour fracturer la roche, coûteuse et techniquement compliquée ;
  • la fracturation électrique : technique consistant à créer des ondes de chocs par le biais d’arcs électriques, testée en laboratoire, encore peu efficace et énergivore ;
  • la fracturation pneumatique : technique consistant à injecter de l’air comprimé en grande quantité pour fracturer la roche, efficace mais nécessitant une très importante quantité d’air ;
  • la fracturation par chocs thermiques : technique consistant à fracturer la roche par l’injection d’eau froide en profondeur.

Ces dernières techniques restent en phase de recherche en laboratoire à l’heure actuelle. Parallèlement, la technologie de fracturation hydraulique a progressé significativement ces dernières années, permettant de réduire la consommation d’eau et de produits chimiques.

Acteurs majeurs

L’opérateur de la fracturation hydraulique est responsable des risques associés. Il fait souvent appel à des prestataires spécialisés pour contrôler les opérations de fracturation pilotées depuis la surface. Citons parmi les plus importants prestataires les groupes Halliburton et Schlumberger.

Des entreprises françaises sont positionnées pour proposer les fluides nécessaires à la fracturation hydraulique. Par exemple, le spécialiste des minerais Imerys vend des agents de soutènement sur le marché américain et Rhodia Novecare (groupe Solvay) commercialise un épaississant : le guar.

En aval, Veolia et Suez Environnement travaillent d’ores et déjà sur la problématique de la gestion et du traitement des eaux remontées à la surface.

Unités de mesure et chiffres clés

Le gradient de fracturation : pression à laquelle fracturer une formation géologique en fonction de sa profondeur et de la densité des couches la surplombant. Ainsi, si le gradient de fracturation d’un gisement est fixé à 15 kPa/m (gradient calculé en fonction la densité), à 2 000 m de profondeur, une pression de 30 MPa (soit 300 bar) doit être appliquée pour fracturer la roche.

  • La fracturation hydraulique a été employée à ce jour dans près de 1,5 millions de puits dans le monde. Aux États-Unis, près de 500 fracturations sont réalisées chaque semaine.
  • Le forage d’un puits nécessite en moyenne l’usage de 10 à 15 millions de litres d’eau et jusqu’à 2 000 tonnes de sables. A titre de comparaison, une collectivité de 12 000 habitants(6) consomme en moyenne 5 millions de litres d’eau par jour.
Passé et présent

Cette technique est utilisée pour faire éclater du granite dans des carrières dès la fin du XIXe siècle et est employée par l’industrie pétrolière depuis la fin des années 1940. La première fracturation hydraulique sur un champ gazifière a été opérée en 1947 dans le Kansas aux États-Unis. Dans les années 1970, cette technique s’étend dans le reste du pays puis en Europe. Des agents de soutènement alternatifs au sable sont alors testés.

La fracturation hydraulique sert à l’origine à augmenter la productivité de gisements conventionnels d’hydrocarbures en reproduisant des phénomènes naturels (pression provenant de roche magmatique, de boue, etc.). L’exploitation d’hydrocarbures non conventionnels occlus dans des roches peu poreuses, en forte expansion ces dernières années, nécessite de briser la roche grâce à la fracturation hydraulique. Cette technique est couramment associée à la technique de forage horizontal depuis le début des années 1990.

En décembre 2014, le gouverneur de l'Etat de New York annonce l'interdiction de la fracturation hydraulique en évoquant ses impacts potentiels sur l'eau, l'air, les ressources naturelles et la population. Selon l'industrie énergétique, cette interdiction et le moratoire qui l'a précédée ont fait perdre à New York des emplois et des investissements transférés vers d'autres États américains.

Futur

Pour que la fracturation hydraulique soit mieux acceptée, les industriels y ayant recours doivent démontrer que celle-ci est susceptible d’être opérée sans risques de pollution (contamination de nappes, émissions de gaz à effet de serre en surface, etc.). Cette démonstration passe notamment par une rigueur dans la constitution des forages, indépendamment du type d’hydrocarbures exploité. Les recherches menées par différents industriels devraient permettre d’améliorer les techniques existantes et de disposer à moyen terme de techniques alternatives à la fracturation hydraulique, dont il faudra mesurer les coûts et avantages.