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Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels (Rapport d'étape)

5 juin 2013 : Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels (Rapport d'étape) ( rapport de l'opecst )

III. COMMENT RÉDUIRE LES INCERTITUDES ?

L'exploration et l'exploitation du gaz de houille peuvent et doivent être engagées dans des délais assez rapides. En revanche, le processus sera certainement plus lent pour les hydrocarbures de roche mère, qui nécessitent la mise en place d'un cadre juridique contraignant, adapté aux techniques requises (cf. seconde partie du présent rapport). Dans l'immédiat, des travaux de recherche peuvent néanmoins être entrepris très rapidement, en commençant par un travail d'analyse et d'actualisation des connaissances existantes, avant d'envisager de premiers forages d'exploration.

A. EXPLORER ET EXPLOITER LE GAZ DE HOUILLE

Les travaux en cours, menés par EGL, doivent permettre de réduire les incertitudes en déterminant si les chiffres avancés pour le gaz de houille sont des ressources prospectives ou s'il s'agit de réserves, autrement dit si les quantités techniquement récupérables le sont à des conditions économiques suffisamment favorables pour que leur exploitation puisse être envisagée.

En Lorraine, les travaux menés sur le site de Folschviller doivent se poursuivre sur quatre autres sites pilotes. Un forage à taille réelle doit être prochainement réalisé à Trittelling. Si les travaux d'exploration sont concluants, ce que l'on saura au cours de l'année 2014, une production commerciale serait possible dès 2016.

Dans le Nord Pas-de-Calais, quatre demandes de forage d'exploration ont été déposés, dont deux devraient aboutir prochainement, sur les sites d'Avion (Flawell) et de Divion (Transvaal), où les travaux pourraient être réalisés en 2014. Deux autres forages sont envisagés à Bouvigny-Boyeffles (Les Quinze) et à Crespin. Il s'agit de procéder à des forages verticaux destinés à la seule exploration des couches de charbon, entre 1 500 et 1 600 mètres de profondeur, pour connaître leur teneur en gaz et leur degré de perméabilité.

Le financement des travaux d'exploration nécessite de trouver des investisseurs à hauteur d'environ 3 M€ par puits. Si les recherches menées sont fructueuses, une production commerciale peut être envisagée dans un horizon de cinq ans.

B. EXPLORER LES HYDROCARBURES DE ROCHE MÈRE EN COMMENÇANT PAR L'EMPLOI DE TECHNIQUES NON INVASIVES

La situation est plus incertaine concernant les ressources en hydrocarbures de roches mères. Avant de démarrer l'exploration proprement dite, qui implique des tests de fracturation hydraulique, des travaux préalables pourraient commencer par apporter des précisions utiles sur l'existence de la ressource.

1. Recenser les connaissances existantes

La réduction des incertitudes implique la réalisation d'un inventaire des ressources, comme l'a fait la filiale de l'IFPEN, Beicip-Franlab, par exemple, pour l'Algérie et l'Arabie saoudite.

L'IFPEN propose d'évaluer le potentiel des ressources en hydrocarbures non conventionnels pour la France, à partir d'un recensement des connaissances existantes, mais aussi de prélèvements d'échantillons sur le terrain et de modélisation.

Un examen des résultats des forages passés, notamment des 2 000 forages réalisés dans le Bassin parisien, permettrait à lui seul d'affiner les chiffres incertains mentionnés précédemment.

PROPOSITION POUR L'ÉVALUATION DU POTENTIEL DES RESSOURCES EN HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS EN FRANCE

L'objectif du travail proposé est de réaliser un inventaire des différentes ressources en hydrocarbures non conventionnels en France, de procéder à une première quantification et d'évaluer l'impact technico-économique qu'impliquerait leur mise en production. Des recommandations seraient émises pour aider à la gestion du domaine minier français en ce qui concerne le développement de ces nouvelles ressources.

L'évaluation quantitative porterait sur deux bassins : le bassin du sud-est pour les gaz de schiste et le bassin de Paris pour les pétroles de schiste. La quantification sera réalisée en procédant à la modélisation du potentiel à l'aide du logiciel TemisFlow développé par IFPEN et commercialisé par Beicip-Franlab.

Bassin du Sud-Est : La phase d'exploration date de la fin des années 1950 et du début des années 1960. Cette phase d'exploration n'a pas abouti à des découvertes commerciales. Les données sont donc anciennes et disparates. Dans ce type de bassin, immature en ce qui concerne l'exploration pétrolière et complexe du point de vue sédimentaire et tectonique, le potentiel pétrolier (s'il existe) reste encore à définir. Son évaluation passe par l'utilisation de concepts géologiques nouveaux (coupes équilibrées, modélisations stratigraphiques et modélisation du système pétrolier). Du fait de données disparates, on étudiera les systèmes pétroliers dans leur ensemble sans distinguer les hydrocarbures conventionnels ou non conventionnels. Toutefois, afin d'améliorer la qualité des données on procédera à deux missions de terrain pour procéder à l'analyse structurale de la zone et s'assurer de la cohérence des coupes régionales. Des échantillons de roche mère seront prélevés afin de procéder à leur analyse au laboratoire.

Bassin de Paris : L'exploration pétrolière conventionnelle a permis d'acquérir des connaissances géologiques importantes sur les différents systèmes pétroliers. De très nombreux puits, lignes sismiques et échantillons de roches-mères et de réservoirs permettent de contraindre un modèle géologique. En s'appuyant sur ces données, des études peuvent être rapidement entreprises afin de quantifier ce potentiel.

Le coût global d'une telle évaluation (tarif 2012) est estimé à 1,75 millions d'euros.

Source : IFPEN