Gaz Non conventionnels DES RESSOURCES pour le futur

SECTEURS DE CROISSANCE Gaz Non conventionnels DES RESSOURCES pour le futur

Des ressources abondantes et largement répandues ENJEUX Gaz de charbon, gaz de schiste, tight gas : les gaz non conventionnels (GNC) sont abondants et répartis sur tous les continents. Leurs ressources sont équivalentes à celles du gaz conventionnel. Répartition mondiale par type de gaz ressources récupérables en Tmc Source : World Energy Outlook 2009 Danemark Nordjylland Nordsjælland Pologne Chelm Werbkowice Amérique du nord 126 états-unis Barnett Shale FRANCE Montélimar Algérie Timimoun Ahnet AFRIQUE ET MOYEN-ORIENT 218 EUROPE & CEI 233 Asie 144 Chine Sulige Gaz conventionnel Tight gas Gaz de charbon Gaz de schiste Conv. 405 TOTAL Non conv. 380 110 90 180 Amérique du sud 66 Argentine La Escalonada Rincon La Ceniza Aguada de Castro Pampa Las Yeguas II Cerro Las Minas Cerro Partido San Roque Aguada Pichana Australie Projet Gladstone LNG ACTIFS TOTAL En projet / développement / production En exploration L e volume des ressources en gaz de schiste (ou shale gas), tight gas et gaz de charbon est estimé aujourd hui par l AIE (Agence Internationale de l Énergie) à 380000 milliards de m 3, soit environ 50 % des ressources gazières mondiales. Les gaz de schiste concentrent la plus grosse part de ce potentiel. L étendue des roches mères dont ils sont issus est beaucoup plus importante que celle des réservoirs gaziers classiques. Et leur présence sur tous les continents de la planète élargit également les perspectives de l exploration. Une demande 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 2

Total, acteur de référence ENJEUX Impliqué depuis une dizaine d années dans la production des tight gas, Total s est récemment investi dans celle des gaz de schiste et du gaz de charbon. P artenaire de sociétés dotées d une expertise éprouvée dans l exploitation des gaz de schiste et de charbon, Total produit désormais tous les types de gaz non conventionnels : TIGHT GAS AGUADA PICHANA, ARGENTINE Deuxième opérateur gazier en Argentine, Total y opère le champ d Aguada Pichana, situé dans le bassin de Neuquén. Ce champ, d une géologie très complexe, conjugue réservoirs conventionnels et réservoirs de tight gas. En 2008, Total a déployé un important pilote de monitoring de la fracturation de ces puits afin de tester différents dispositifs d acquisition de données microsismiques. GAZ DE SCHISTE BARNETT SHALE, ÉTATS-UNIS Depuis janvier 2010, Total est associé avec Chesapeake, second producteur de gaz américain et premier producteur mondial de gaz de schiste, sur les Barnett Shale. Il s agit du plus gros champ de gaz de schiste américain. Ses 1 900 puits producteurs délivrent aujourd hui une production d environ 31 millions de m 3 par jour (1 100 millions de pieds cubes), soit près de 8 % de la production américaine totale de gaz de schiste. GAZ DE CHARBON PROJET GLADSTONE LNG, AUSTRALIE Santos (opérateur, 30 %) et ses partenaires, Total (27,5 %), Petronas (27,5 %) et Kogas (15 %) ont annoncé début 2011 leur décision de lancer en Australie le projet de Gladstone LNG, qui représente un investissement, avant démarrage, de 16 milliards de dollars. Cet immense projet intégré, situé dans le Queensland (Est de l Australie), comprend l extraction du gaz de charbon, son transport par un gazoduc de 420 km, et la construction d une usine de liquéfaction sur l île de Curtis, dans le port de Gladstone Site de forage, Aguada Pichana Le «boom» américain PRODUCTION DES ÉTATS-UNIS Pionniers de la valorisation des gaz non conventionnels, les États-Unis en restent les leaders. Milliards de m 3 par an 750 600 450 300 150 0 1990 Gaz de schiste Gaz de charbon 1995 2000 2005 Tight gas Gaz conventionnel 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Source : EIA, Annual Energy Outlook 2011 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. Dans les années 1990, de petits producteurs indépendants ont commencé à exploiter les shale gas. Des acteurs industriels maîtrisant des techniques de production avancées les ont rejoints plus récemment, entraînant une très forte montée en puissance de ce type de ressources. Représentant actuellement 14 % de la production américaine de gaz (65 millions de m 3 par an), la part des gaz de schiste atteindra rapidement 20 %, pour se hisser à 45 % à l horizon 2035, selon les prévisions. L exploitation des gaz de schiste dans le Marcellus permettra de créer 100 000 nouveaux emplois dans les 10 ans à venir et on estime que 150 professions différentes sont impliquées dans cette activité. Au Québec, ce sont 5 000 emplois pour 150 puits par an qui sont envisagés. 3

Des gaz spécifiques à produire PRODUCTION Les gaz non conventionnels sont piégés dans des gisements atypiques de par leur localisation et leurs caractéristiques géologiques. Leur production exige le recours à des techniques adaptées pour les libérer. D ans le sous-sol, les hydrocarbures 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 ces roches. Des gisements atypiques Les gaz non conventionnels sont contenus dans des réservoirs très spécifiques qui rendent leur extraction particulièrement difficile : Le tight gas est piégé dans des réservoirs ultracompacts, 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. Le gaz s y trouve soit adsorbé, c est-à-dire intimement imbriqué dans la matière organique, soit à l état libre dans le volume poreux de la roche. Pièges géologiques Le gaz de charbon est emprisonné dans les gisements... de charbon. Excellent «stockeur» de gaz, le charbon peut en effet contenir, adsorbé à sa surface, de deux à trois fois plus de gaz par unité de volume de roche que les gisements gaziers classiques. Le défi de la perméabilité 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 dans un piège à hydrocarbures classique et chute à quelques dizaines de microdarcy dans les réservoirs de tight gas, plus compacts qu une brique. Dans le cas des gaz de schiste, elle s effondre à des valeurs mille fois plus faibles que pour les tight gas. Elle se mesure alors en nanodarcy. Des techniques de production adaptées Dans ces conditions, des technologies spécifiques de forage et de stimulation de la production doivent être mises en œuvre pour aider leur remontée du fond des puits jusqu à la surface. Total maîtrise ces techniques depuis de nombreuses années : des puits horizontaux permettant d optimiser le drainage du gisement ; la fracturation ou stimulation hydraulique de la roche afin d augmenter sa perméabilité. Un réseau de fissures latérales est produit par une injection d eau sous pression dans le réservoir, permettant au gaz de circuler jusqu au puits. L exploitation du gaz de charbon s avère moins technologique que celle des autres gaz non conventionnels. Elle est toutefois très spécifique, car elle exige de réduire la pression dans le filon de charbon pour libérer le gaz. Pour ce faire, l eau se trouvant naturellement dans le réseau de fractures du charbon est extraite par pompage Focus Les principaux types de GNC L appellation «gaz non conventionnels» recouvre principalement le gaz de schiste (ou shale gas), le tight gas et le gaz de charbon (ou coal bed methane). Ce n est pas la nature chimique qui distingue les GNC des gaz dits conventionnels (il s agit dans tous les cas de gaz naturel), mais les caractéristiques géologiques de la roche qui les contient. Réservoirs ultra-compacts, roche-mère, veine de charbon : les gaz non conventionnels se différencient par leur localisation géologique. 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 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. Ces derniers sont progressivement expulsés de la roche mère et migrent, pour l essentiel, jusqu en surface. Certains hydrocarbures sont arrêtés dans leur remontée par un obstacle de roche infranchissable. Ils s accumulent sous ce «toit» et forment au fil du temps un réservoir pétrolier, cible conventionnelle de l exploitation pétrolière et gazière. Dans le cas des gaz de schiste, tout ou partie du gaz est resté 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. 4

Gaz de schiste : une appréciation par étapes ExpLORATION Total dispose de cinq à six ans pour évaluer le potentiel d un permis. Une période divisée en une succession d étapes dont les résultats conditionneront la poursuite ou l arrêt des investigations. 1,5 À 2 ANS 1,5 À 2 ANS 1 À 2 ANS ÉTUDES ENVIRONNEMENTALES PHASE 1 ÉTUDES PRÉLIMINAIRES PHASE 2 FAISABILITÉ TECHNIQUE PHASE 3 FAISABILITÉ ÉCONOMIQUE ÉPAISSEUR ROCHE MÈRE TENEUR FAISABILITÉ OK EN MATIÈRE QUANTITÉ CARACTÉRISTIQUES ESSAIS DE APPRÉCIATION OK MINÉRALOGIE OK OK OK OK OK TECHNICO- OK ORGANIQUE DE GAZ PÉTRO-PHYSIQUES FRACTURATION DYNAMIQUE ÉCONOMIQUE DEMANDE DE LICENCE D EXPLOITATION INSUFFISANTE INSUFFISANTE INADAPTÉE INSUFFISANTE INADAPTÉES NON CONCLUANTS NON CONCLUANTE NON CONCLUANTE ARRÊT DE LA PHASE D EXPLORATION Au terme de ce long processus, Total décide ou non de déposer une demande de licence d exploitation. Phase 1 : études préliminaires Une première évaluation de la potentialité des réserves est réalisée sur le périmètre du permis. Trois paramètres sont déterminants : l épaisseur de la roche mère, sa teneur en matière organique et sa minéralogie (en particulier sa richesse en argiles qui conditionne sa réaction à la fracturation). Ces études préliminaires sont menées à partir : d échantillons de roche mère prélevés sur des sites où elle affleure en surface ; de retraitement de données sismiques éventuellement acquises auparavant ; de l étude de déblais, quand des forages ont été réalisés sur le permis par le passé. La poursuite des opérations d exploration est soumise aux résultats des analyses réalisées durant cette phase préliminaire. Phase 2 : études de faisabilité technique Cette deuxième étape va préciser l évaluation de la quantité de volume de gaz en place dans la roche mère grâce : au forage de puits d exploration verticaux afin d effectuer des prélèvements d échantillons en profondeur (carottage) et différentes mesures dans les puits (perméabilité, porosité de la roche ) ; à l acquisition de données sismiques s il est nécessaire d enrichir les résultats obtenus lors de la phase 1 ; à d éventuels tests de productivité sur le forage horizontal. La poursuite des opérations dépend de la quantité de gaz estimée, des tests de fracturation et des caractéristiques pétrophysiques du gisement. Phase 3 : études de faisabilité économique Cette ultime étape permet d apprécier la rentabilité du gisement. Des tests de production sont conduits sur un ou deux puits afin d étudier la capacité de la roche mère à produire. Si les résultats de ces tests sont encourageants, sont lancées : une étape d appréciation dynamique du gisement, indispensable pour affiner les prévisions sur la production du champ : forage et si possible fracturation de un à trois puits horizontaux dans la couche productrice, suivi de l évolution de leur productivité sur quelques semaines ; des études sur les conditions d acceptabilité environnementale et sociétale d un développement et sur sa faisabilité technico-économique 5

Optimiser la production INNOVATION Une production optimisée passe par une meilleure compréhension de la géologie des roches mères et des réservoirs. Elle passe aussi par une amélioration des performances des méthodes de production, notamment avec la fracturation hydraulique. Fracturation hydraulique Un monitoring optimisé Les équipes de R&D de Total travaillent spécialement sur le monitoring de la fracturation et plus particulièrement sur la microsismique. Deux difficultés doivent être surmontées : bien mesurer le retour d un signal à très faible intensité, trouver les meilleurs algorithmes pour dessiner finement le réseau de fissures. À plus long terme, l ambition est de mettre au point un traçage du fluide d injection dans le réseau de fissures. La bonne répartition des proppants (agents gardant les fissures ouvertes) étant déterminante pour évaluer l efficacité de la fracturation. La fracturation hydraulique permet de créer une perméabilité artificielle qui autorise la circulation du gaz jusqu au puits. L analyse des carottes participe à la détermination des caractéristiques pétrophysiques des réservoirs. Pour estimer le potentiel des roches mères, Total s intéresse particulièrement à leur formation, à leur composition ainsi qu à leur porosité et leur perméabilité. D abord par l analyse de leur composition en matière organique. Ceci afin de déterminer la nature et le volume des hydrocarbures qui peuvent en être extraits. Ensuite par l étude de leur sédimentologie. Une véritable enquête géologique déterminera les conditions de dépôt et donc d extraction du gisement. Les faciès les plus poreux, les plus perméables, les plus riches en matière organique et les plus friables seront les plus propices à l exploitation. La sismique est également mise à profit afin de déterminer les caractéristiques physiques, l architecture et la géométrie des couches géologiques. Le but est de caractériser la dureté des roches, leur porosité et leur niveau de fracturation. PRÉDIRE LA DYNAMIQUE DES ÉCOULEMENTS DU GAZ L analyse pétrophysique du réservoir détermine son aptitude à stocker et laisser circuler les fluides. La porosité, la perméabilité, la saturation en eau, gaz et huile des roches, entre autres, sont mesurés directement sur le terrain ou en laboratoire. D autres innovations sont développées par Total, dont certaines sont en phase de brevet : la préservation des carottes, la mesure nanométrique des perméabilités, l optimisation des outils de mesure (diagraphies) et des méthodes d interprétation. Améliorer les performances de la fracturation La maîtrise optimale de la fracturation d une roche mère passe par une compréhension fine de ses propriétés géomécaniques. Il faut d abord caractériser les propriétés mécaniques des minéraux qui la composent, puis appréhender les mécanismes de fracturation afin de déterminer les paramètres clés de propagation d une fracturation. Seuls les outils de modélisation en 3D permettent ce travail. Cela passe par de multiples simulations, chacune faisant varier de nombreux paramètres 6

Une exploitation responsable INNOVATION Opérateur de permis en phase d exploration, Total place la dimension environnementale au cœur de la faisabilité de futures exploitations. Le groupe mobilise d ores et déjà ses moyens de R&D pour réduire l impact de ses éventuels développements. des gaz de schiste requiert moins d eau que la production du pétrole L exploitation conventionnel assistée par injection. L objectif de réduire davantage cette consommation est toutefois un axe prioritaire de R&D pour Total. Plusieurs travaux sont à l étude : pour traiter et recycler de l eau à 100 %, pour améliorer l efficacité énergétique de la fracturation, pour développer des proppants plus légers et plus efficaces, pour optimiser la filtration des eaux de production les plus salines. La plupart des technologies nécessaires au traitement des eaux de production des gaz de schiste sont disponibles. Leur performance a déjà largement été démontrée. Protéger les aquifères L architecture des puits doit être conforme à la législation et aux règlements internes de Total. La capacité de Total à forer en offshore à de très grandes profondeurs démontre la sécurité des techniques utilisées par le Groupe. Les procédures de forage incluent en outre des tests d intégrité très rigoureux de la partie supérieure du puits (zone des aquifères) et des mesures spécifiques de protection des eaux souterraines : revêtement de protection placé entre le sol et les installations de surface, système d égouts en béton, relié à un réseau de collecte des eaux de ruissellement et de production. Réduire l empreinte au sol Pour extraire les gaz non conventionnels, le premier défi est de mettre en œuvre le savoir-faire de Total afin d augmenter la longueur des drains horizontaux. Cela permettra de limiter le nombre de puits de développement, qui pourront alors être plus espacés ; la longueur actuelle étant de l ordre de 3 000 mètres. La R&D étudie aussi les techniques de puits de type «multidrains», où une seule tête de puits suffit pour regrouper plusieurs drains de production. Enfin, la limitation de l empreinte au sol passe par le développement d installations légères et mobiles, notamment pour le traitement de l eau. Intégrer les contraintes environnementales et sociétales Les procédures de Total impliquent la réalisation d études préliminaires (état de l environnement avant toute opération) et d études d impact environnemental et social. Ces études sont effectuées par des sociétés d ingénierie spécialisées, qui analysent l environnement de la zone concernée par le permis d exploration. Elles étudient notamment la biodiversité, les sols et leurs caractéristiques, l hydrographie, l hydrogéologie, et le paysage. Ces études, ainsi que la consultation des parties prenantes, permettent d identifier toutes les questions relatives à l impact social et environnemental du projet, ainsi que les solutions à proposer. Ces éléments sont inclus dans l analyse des coûts du projet, et influenceront la décision sur l opportunité de le mener ou non à bien. À l issue de la phase de production, Total mettra en œuvre la restauration du site, afin de le restituer exactement dans l état décrit dans les études préliminaires (réalisées avant toute opération) Puits en cluster (configuration actuelle) Une gamme de technologies Les technologies de traitement des eaux de production sont très nombreuses. Classées par type, elles s adaptent à la composition de départ de l eau et aux spécifications attendues en sortie. Trois traitements sont opérés : Le traitement des particules solides se fait par filtration répétée ou par séparation chimique. Le traitement des hydrocarbures s opère par gravitation dans des bassins de décantation. Le traitement de la salinité se fait par osmose inverse pour les eaux peu salées, ou par techniques thermiques pour les plus salées. Pour réduire l empreinte au sol des opérations, les têtes de puits sont regroupées en cluster : on peut ainsi forer 10 à 30 puits horizontaux à partir d un point central. 7

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