Historique des ressources non conventionnelles et évolution des techniques

Au cours de la dernière décennie, l’exploitation de la ressource non conventionnelle des shales gazéifères a connu un essor considérable aux États-Unis (shale gas sur la Figure 20). Un certain nombre de facteurs ont convergé pour rendre rentable l’exploitation en grandes quantités de cette ressource à partir des années 2000, mais l’élément le plus important a été l'innovation technologique, qui a toutefois pris un certain temps à se développer.

Les principales innovations technologiques ont d’abord été le fruit d’une série de politiques et de programmes de recherche et développement créés par le gouvernement américain à la fin des années 1970, qui visaient à promouvoir et développer le gaz naturel non conventionnel (principalement le méthane associé à des lits de charbon, ainsi que les grès peu perméables) en réponse à la grave pénurie de gaz naturel de l'époque. C’est dans ce contexte qu’a été fondé en 1977 le Department of Energy (DOE) afin de regrouper en un seul organisme les responsabilités reliées aux politiques énergétiques (NETL, 2007).

Figure 20 – Production annuelle projectée de gaz naturel, par type, aux États-Unis de 1990 à 2020 (adapté de Wang et Krupnick, 2013).

La crise du pétrole de 1979 a également conduit à l’adoption de la Crude Oil Windfall Profit Tax Act en 1980, qui a permis de fournir des crédits d'impôt pour la production de ressources non conventionnelles, dont le gaz naturel à partir des shales (Kuuskraa et al., 1978). C’est ainsi que fut créée l’Eastern Gas Shales Program de 1978 à 1992 pour mettre sur pied de meilleures techniques de récupération du gaz naturel dans les shales (NETL, 2007). Le terme Eastern Gas Shales faisait référence aux shales d’âge dévonien de l'Est américain, englobant les bassins des Appalaches, du Michigan et de l'Illinois (Figure 21). Ces shales sont peu profonds, donc facilement accessibles, et ont été exploités commercialement depuis les années 1920, mais demeuraient une source mineure de production de gaz naturel aux États-Unis avant l’adoption du programme.

Le développement récent de l’industrie des shales gazéifères en Amérique du Nord découle de l’application de deux technologies combinées, soit le forage horizontal et la fracturation hydraulique à haut volume, lesquelles permettent une extraction économiquement rentable des hydrocarbures présents dans des roches sédimentaires peu perméables et peu poreuses (Figure 22). Ces deux technologies sont parmi les innovations technologiques les plus importantes de l’Eastern Gas Shales Program.

Toutefois, la mise au point conjointe du forage horizontal et de la fracturation hydraulique n’a eu lieu qu’en 1993 par la compagnie Mitchell Energy, au Texas. Lors de ses premières années de développement du Shale de Barnett (Figure 19) dans les années 1980, la compagnie interprétait cette ressource non conventionnelle comme un analogue des shales dévoniens. Ainsi, l’Eastern Gas Shales Program a probablement joué un rôle important dans la motivation de Mitchell Energy d’initier le développement du Shale de Barnett.

Figure 21 – Carte de l’étendue des Eastern Gas Shales (modifié de NETL, 2007).

Figure 22 – Exemple de forage horizontal et de fracturation (tiré du BAPE, 2011). Reproduit avec la permission de l’APGQ.

Quelques applications pratiques de forages horizontaux ont eu lieu jusqu'au début des années 1980, suite à deux avancées technologiques : les moteurs de fond de trou et la télémétrie au fond de trou (EIA, 1993). Les moteurs de fond de trou fournissaient la puissance supplémentaire à l'outil de forage, augmentant ainsi le taux de pénétration, alors que la télémétrie permettait le transfert des informations de fond de trou à la surface pendant le forage. C’est ainsi que la compagnie Elf Aquitaine réalisa quatre forages horizontaux de 1980 à 1983 dans la mer Adriatique, en Italie. Encouragé par ces premiers succès, le forage horizontal atteint sa viabilité commerciale à la fin des années 1980. Toutefois, en 1990, plus de 99 pour cent des puits horizontaux forés aux États-Unis demeuraient strictement pour le pétrole conventionnel, alors que la viabilité commerciale des puits horizontaux pour la production de gaz naturel non conventionnel n’avait encore pas été bien démontrée.

Les puits verticaux et horizontaux sont construits de la même façon (voir la section 2.4 Le forage pétrolier). La différence est, qu’à partir de la profondeur voulue, le puits initialement vertical est progressivement dévié jusqu’à atteindre une trajectoire horizontale. La section horizontale peut ainsi dépasser 2 km. Les forages horizontaux comportent de nombreux avantages. Sur le plan technique, la partie horizontale optimise la récupération des hydrocarbures car elle permet d'être en contact avec l'intervalle producteur en hydrocarbures sur une surface beaucoup plus grande par rapport à un de forage strictement vertical (Figure 23). Sur le plan environnemental, les puits horizontaux limitent ainsi de façon très importante le nombre de plateformes de forage à construire.

Figure 23 – Le forage horizontal (A) possède une longueur de contact avec la formation productrice (en orange) plus grande que le puits vertical (B) (adapté de EIA, 1993).

Les shales doivent être fracturés afin d’en extraire des quantités économiques d’hydrocarbures parce que leur perméabilité est beaucoup trop faible pour être exploités de manière conventionnelle. C’est ainsi que la technique de la fracturation hydraulique à haut volume (voir la section 2.5 La fracturation hydraulique) a été inventé en injectant, sous forte pression, un fluide afin de fracturer le shale et ainsi libérer les hydrocarbures. Le fluide de fracturation utilisé est propre à chaque opérateur et diffère d'une formation de shale à l'autre, en fonction, entre autres :

− du gradient de pression,

− de sa capacité à se fracturer (coefficient de Poisson et module de Young), − de son contenu en argile et de sa minéralogie,

− des contraintes horizontales, et

− du ratio gaz/pétrole (en anglais, gas to oil ratio ou GOR).

Dans les années 1980, le Eastern Gas Shales Program faisait la promotion de la technologie dite de « mousse » (en anglais, foam fracture) comme fluide de fracturation, alors qu’auparavant c’était plutôt des explosifs qui étaient utilisés dans les puits pour fracturer la roche. Aujourd’hui, le fluide de fracturation le plus communément utilisé par l’industrie est l’eau fluidisée (en anglais, slickwater ou SW), qui consiste à ajouter des additifs à de l’eau afin d’en réduire sa viscosité et le rendre ainsi plus fluide. Il est à noter que ces additifs représentent environ 0,5% de la solution (Figure 24). Un agent de soutènement (en anglais, proppant), la plupart du temps des grains de sable, est aussi ajouté à la solution afin de conserver les fractures ouvertes lors de l’exploitation.

Figure 24 – Le rapport des différents composants d’une eau fluidisée typique. L’eau et l’agent de soutènement (sable) constituent la majorité du fluide, dont le reste consiste en une variété d’additifs chimiques (tiré de CCA, 2014; modifié d’Arthur et al. 2008).

En Amérique du Nord, la fracturation hydraulique est utilisée pour stimuler les puits de production d’hydrocarbures conventionnels, principalement verticaux, depuis plus de 60 ans, ainsi que des unités de grès peu poreux (Agarwal et al., 1979). Toutefois, dans le cas des puits horizontaux, le processus de stimulation nécessite de plus grandes quantités d'eau, de sable et de produits chimiques pour un puits donné, et ce mélange doit être injecté à des taux et des pressions plus élevés, ainsi un plus grand volume de roche est impliqué comparé aux réservoirs conventionnels. Par conséquent, un équipement plus puissant est nécessaire sur place, ce qui occasionne un trafic de camions accru pour le transport d'eau et de sable comme agent de soutènement. Grâce à la technologie du forage horizontal, ces activités peuvent toutefois se dérouler à plusieurs reprises, jusqu’à 12 au même endroit, au lieu de prendre place sur différents sites comme il serait le cas pour des forages strictement verticaux (Figure 25). Cette évolution a essentiellement été alimentée par des considérations économiques dus aux coûts élevés associés à la démobilisation et le déplacement d'un appareil de forage d'un site à un autre (EIA, 2012). De plus, puisque plusieurs forages horizontaux peuvent être réalisés à partir d’une plateforme multi- puits (en anglais, multi-well pad), l’empreinte en surface est ainsi considérablement diminuée (Ladlee et Jacquet, 2011; Manda et al., 2014).

Figure 25 – Représentation schématique d’une plateforme multi-puits comparée à l’utilisation stricte de puits verticaux (tiré de CCA, 2014; modifié de l’AER, 2013b). Reproduit avec la permission de l’AER.

5. Le bilan des risques de migration et de sismicité