Gaz de schistes

GAZ de SCHISTES
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SOMMAIRE
1) GAZ NON CONVENTIONNELS ............................................................................................. 4
1. Qu'appelle t'on hydrocarbures non CONVENTIONNELS?...............................................4
2. Les différentes gisements de gaz non conventionnelles sont : ......................................5
a) le Gaz de charbon ou grisou (coalbed methane) :...................................................5
b) Les Tight Gas : ..........................................................................................................6
c) Les Shale gas:...............................................................................................................6
d) Gas Hydrates :..........................................................................................................6
2) GAZ DE SCHISTES................................................................................................................6
1. Définition......................................................................................................................... 6
2. Caracteristique de Roche mere.......................................................................................7
3) Modalités d’exploitation ....................................................................................................9
4) Exploration, EXPLOITATION et dévelopements:.............................................................. 11
1. Travaux préliminaires....................................................................................................11
A) Modèle géologique : .............................................................................................. 11
B) Acquisition du droit d’explorer :............................................................................11
C) Levés géophysiques : ............................................................................................. 11
D) Choix du site :.........................................................................................................12
2. Exploration/Fracturation............................................................................................... 12
A) Forage: ...................................................................................................................12

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B) Préparation pour fracturation : .............................................................................13
C) Fracturation :..........................................................................................................14
D) Essais de production: ............................................................................................. 16
E) Eaux de reflux :.......................................................................................................16
F) Remise en état du site : ......................................................................................... 16
3. Projet pilote / DÉVELOPPEMENT: .................................................................................17
4. Production.....................................................................................................................18
5. Gestion des rejets et des résidus: .................................................................................19
A) Gestion des boues et déblais:................................................................................19
B) Gestion des eaux usées.......................................................................................... 19
5) Unanime des pays envers le développement de ce gaz : ................................................20
6) Répartition dans le monde des réserves de.....................................................................21
gaz de schistes et enjeux d’exploitaion....................................................................................21
7) Impact de shale gas sur l’économie américaine .............................................................. 23
8) Impacts sur le prix de l’énergie ........................................................................................ 25
9) Geopolitique et gaz de schiste ......................................................................................... 26
10) Impacts potentiels de gaz de schistes sur l’environnement.........................................28
1. Risques sismiques..........................................................................................................28
2. Additifs et risques (éco)toxicologiques.........................................................................29
3. Risques de contamination de la nappe phréatique ......................................................29
4. Emanations incontrôlées de gaz en sous-sol ................................................................ 29

GAZ de SCHISTES
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INTRODUCTION
Le pétrole et le gaz naturel sont actuellement les matières premières
minérales et énergétiques les plus utilisées, notamment sous forme de
carburants, de médicaments, de matières plastiques ou même de
cosmétiques. Le gaz naturel est une ressource non renouvelable dont les
réserves sont très concentrées dans certaines zones géographiques.
L’amélioration de ses conditions d’approvisionnement, de transport et de
stockage joue un rôle stratégique pour son avenir dans le mix énergétique.
Avec le déclin de la production et l'augmentation de la demande de
combustibles fossiles, la production économique du gaz à partir des ressources
non conventionnelles présente un grand défi aujourd'hui. Le potentiel à large
volume et à long terme, les prix de gaz attractifs et l'intérêt sans précédent
pour les marchés mondiaux, introduisent le Shale gas dans le rang de notre
futur d'énergie. Les Shale ont un potentiel futur énorme pour la production
mondiale du gaz.
1) GAZ NON CONVENTIONNELS
1. QU'APPELLE T'ON HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS?
Que ce soit une production d'hydrocarbures conventionnels ou non conventionnels, il
s'agit des mêmes types d'hydrocarbures. Ces hydrocarbures proviennent de la
transformation d'une roche riche en matière organique (la roche-mère) par augmentation
de la température et de la pression lors de l'enfouissement au cours des temps géologiques.

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Dans le cas d'un gisement conventionnel, les hydrocarbures ainsi formés se déplacent
en direction d'une roche poreuse et perméable (le réservoir) dans laquelle ils s'accumulent.
On a donc des gisements dans lesquels les hydrocarbures sont concentrés. C'est dans cette
couche que l'on va produire le gaz en réalisant un ou plusieurs forages. Par contre en cas des
gisements non conventionnels, les hydrocarbures se situent dans de très mauvais réservoirs
ou même restent piégés dans la roche-mère. Les hydrocarbures sont donc disséminés dans
la roche encaissante de façon diffuse. Dans d'autres cas (sables bitumineux, pétrole lourd ou
extra-lourd) c'est la qualité du pétrole qui ne permet pas une exploitation classique.
On peut donc proposer la définition suivante : "Les hydrocarbures non conventionnels se
caractérisent par l'obligation de stimuler la roche dans laquelle ils sont piégés dès la
première phase d'exploitation pour obtenir une production commerciale".
Figure 1 - Différents réservoirs des gaz non conventionnels
2. LES DIFFERENTES GISEMENTS DE GAZ NON CONVENTIONNELLES SONT :
 Le méthane des gisements de charbon ou grisou
 les tight gas
 les hydrates
 les gaz de schistes (shale gas)
A) LE GAZ DE CHARBON OU GRISOU (COALBED METHANE) :

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Le gaz de charbon contient naturellement du méthane et du CO2 dans ses pores.
Historiquement, ce gaz a surtout été connu pour la menace mortelle qu'il présente sur la
sécurité des mineurs, il est alors resté dans la mémoire collective sous le nom de grisou.
Cependant, son exploitation est en plein développement, en particulier aux États-Unis.
B) LES TIGHT GAS :
On définit le gaz de formation géologique dense (tight gas) comme le gaz naturel pris
au piège dans des réservoirs à faible perméabilité in situ de moins de 0,1 millidarcy,
L'exploitation du gaz de ces formations impose l’amélioration de la perméabilité des roches
réservoirs. Une technique envisagée est le forage horizontal, souvent en combinaison avec la
fracturation hydraulique des roches réservoirs. Ces gaz sont surtout étudiés et exploités aux
États-Unis, où ils représentent 30 % de la production.
C) LES SHALE GAS:
L'argilite (shale) est une variété de roche sédimentaire à grains fins résultant de la
consolidation de couches parallèles d'argile ou de boue. Elles sont composées d'argile, Mica,
et Quartz, avec des grains très fins que celle-ci semble avoir une apparence homogène.
Certains schistes contiennent aussi du méthane piégé dans leurs fissurations. Ce gaz est
formé par la dégradation du kérogène présent dans le schiste, mais il existe deux grandes
différences par rapport aux gaz conventionnelles. La première est que le schiste est à la fois
la roche source du gaz et son réservoir. La seconde est que l'accumulation n'est pas discrète
(beaucoup de gaz réunis en un point) mais continue (le gaz est présent en faible
concentration dans un énorme volume de roche), ce qui rend l'exploitation bien plus
difficile.
D) GAS HYDRATES :
Les hydrates de méthane sont des structures de glace contenant du méthane
prisonnier. Ils sont issus de l'accumulation relativement récente de glace contenant des
déchets organiques, la dégradation est biogénique. On trouve ces hydrates dans le
permafrost ou sur le plancher océanique. Le volume de gaz existant sous cette forme est
inconnu. Aucune technologie ne permet actuellement d'exploiter ces ressources.
2) GAZ DE SCHISTES
1. DEFINITION
Le gaz de schiste, également appelé « gaz de roche-mère » ou « gaz de
shale » (en anglais : « shale gas »), est un gaz d'origine naturelle, engendré par

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la décomposition d'argile riche en matières organiques, et extrait à partir de
terrains marneux ou argileux. Contrairement au gaz naturel, il est piégé dans
les roches poreuses où il se forme, et il est donc nécessaire de fracturer ces
roches pour pouvoir le récupérer.
2. CARACTERISTIQUE DE ROCHE MERE
Le gaz de schiste est donc le gaz formé à partir de matière organique enfouie et toujours
présent dans sa roche-mère. Cette roche-mère est schisteuse car elle s’est formée à partir
du lieu de vie des plantes et animaux et que celui-ci correspond à de la vase, à de la boue,
en bonne partie argileuse.
Cette vase, riche en argile et silt, a la propension lors de son enfouissement, à former des
plans discontinus qui la rend fissile et que l’on appelle schistosité de fracture (ou clivage) et
qui correspond au plan d’aplatissement maximum de la roche.
Il faut bien la distinguer des plans de stratification qui correspondent aux plans séparant des
roches de compositions différentes. La schistosité de fracture ne sera parallèle à la
stratification que dans certains cas particuliers.
Ces deux caractéristiques du schiste, sa nature argileuse et sa schistosité, sont essentielles
pour bien comprendre la problématique de l’exploitation du gaz de schiste : c’est la nature
argileuse qui retient le gaz (et qui fait qu’il n’est pas parti ailleurs) et c’est sa nature
schisteuse, fracturée, qui en permet l’exploitation.
Le gaz peut être biosynthétique, formé par l’action des bactéries à faible profondeur ou
thermosynthétique, formé à plus haute température et à plus grande profondeur (au moins
2 ou 3 km). Seul ce dernier nous intéresse ici.
Ces zones de schistes peuvent être plus ou moins épaisses, de quelques dizaines à quelques
centaines de mètres d’épaisseur mais peuvent s’étendre sur de très grandes surfaces, ce qui
en fait potentiellement des gisements de gaz extrêmement importants, de plusieurs
centaines ou milliers de milliards de mètres-cubes mais répartis sur des centaines ou des
milliers de km2
. Il y a donc beaucoup de gaz mais il est difficile de le récupérer.
Le gaz est donc retenu dans le schiste. On l’y trouve sous trois formes :
1) Le gaz libre logés dans les espaces interstitiels et les fractures ;
2) le gaz adsorbé, électriquement fixé à la matière organique et à l’argile ;
3) le gaz dissous dans la matière organique.
Cette dernière forme est anecdotique en termes de quantité.

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Figure 2 - Adsorption du gaz naturel dans des pores de différentes tailles
Dans un schiste, les espaces interstitiels dans lesquels le gaz peut circuler sont 1000 fois plus
petits que dans les pièges à gaz gréseux constituant les gisements traditionnels. Entre les
pores, les espaces sont encore plus petits, de l’ordre de 20 fois plus grands qu’une molécule
de méthane. Le schiste est donc une roche peu perméable. Les fractures par contre peuvent
permettre au gaz de circuler plus facilement mais souvent, elles ne sont pas interconnectées
et le gaz reste malgré tout piégé au sein du schiste.
Plus le schiste sera argileux, plus il sera imperméable au gaz. S’il est plus silteux (particules
plus grande que les particules argileuses) ou plus sableux, il sera plus perméable.

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3) MODALITES D’EXPLOITATION
La très faible perméabilité des gisements non conventionnels implique que les
hydrocarbures ne circulent pas librement au sein de ces derniers. Ainsi, si l’on implantait un
simple forage à travers de telles unités géologiques, le gaz ne parviendrait pas à s’échapper
librement et seules de très faibles quantités seraient libérées. Pour pouvoir exploiter le gaz
que renferment les très petits pores de ce type de roche, il convient de la drainer en lui
donnant une perméabilité artificielle. Autrement dit, pour rendre économiquement viable ce
type de gisement, il va falloir stimuler la production afin d’en extraire plus de gaz qu’il n’en
sortirait naturellement.
Pour drainer ce type de roches et augmenter au maximum la surface de contact entre
le forage et ces dernières, on recourt à des puits horizontaux, qui suivent la couche
intéressante sur une grande longueur.
Par ailleurs, pour créer des chemins de migration qui permettent au gaz prisonnier au
sein de la roche d’atteindre le puits, on crée des microfissures en injectant de l’eau sous très
haute pression dans le puits.
Cette technique est connue sous le terme de fracturation hydraulique. Il faut savoir
que ces deux techniques, la fracturation hydraulique et les forages horizontaux, sont très
souvent aussi utilisées, parfois depuis de nombreuses années, dans l’exploitation de roches
réservoirs conventionnelles afin d’en améliorer la productivité et d’augmenter le taux de
récupération des hydrocarbures. La transposition de ces techniques dans l’exploitation de
ressources non conventionnelles et leur utilisation systématique sur de très grandes surfaces
est à l’origine de la polémique qui s’opère en ce moment, bien que cette dernière aurait déjà
pu éclater il y a bien longtemps puisque ces technique étaient déjà largement utilisées.
La production économique des gaz non conventionnel sa imposé les forages
horizontaux et la fracturation hydraulique mais a aussi, et surtout, impliqué la multiplication
du nombre de puits afin d’en déployer à travers toute la couche à drainer. Ce nombre très
important de puits rend l’empreinte environnementale plus marquée que dans les
gisements de gaz classiques. Pour tenter de diminuer cette empreinte négative, les
entreprises ont maintenant développé le forage de plusieurs puits (jusqu’à 15) depuis une
seule plateforme de forage.

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Figure 3 - l'exploitation de gaz de schiste

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4) EXPLORATION, EXPLOITATION ET DEVELOPEMENTS:
1. TRAVAUX PRELIMINAIRES
Les travaux préliminaires sont une étape essentielle. La plupart de ces activités ont peu
d’impacts environnementaux car, à l’exception des levés sismiques et de la préparation des
sites, elles n’ont pas lieu sur le terrain.
A) MODELE GEOLOGIQUE :
La création du modèle géologique consiste à représenter la cible d’exploration de manière
théorique. En principe, toute recherche de matières premières (gaz ou minéraux par
exemple) débute avec un tel modèle.
Les travaux requis à cette étape sont des travaux de nature géologique ne nécessitant
aucune intervention sur le terrain. Ils incluent la révision et l’interprétation de données et de
cartes, les lectures et les compilations, le tout en vue de trouver un environnement et un
emplacement favorable.
B) ACQUISITION DU DROIT D’EXPLORER :
Une fois la cible sélectionnée (, l’entreprise gazière acquiert le droit d’explorer du MRNF – le
permis de recherche de pétrole, de gaz naturel et de réservoirs souterrains, soit par une
demande de permis et le paiement des droits.
C) LEVES GEOPHYSIQUES :
Les levés géophysiques s’effectuent par voie aérienne ou terrestre. Pour les levés
géophysiques de type sismique réflexion (donc par voie terrestre), il existe principalement
deux méthodes : les levés utilisant des explosifs comme source d’énergie et les levés
utilisant des camions vibreurs.
Avant de procéder à la réalisation de levés sismiques dans une région encore peu explorée, il
s’avère parfois utile de réaliser un levé aérien. Les principaux levés aériens sont de type
magnétique ou gravimétrique. Ces levés permettent de visualiser les principaux éléments
structuraux en sous-surface, facilitant ainsi l’emplacement des lignes sismiques.
Concernant la sismique, la méthode utilisant des explosifs nécessite l’ouverture de layons
sismiques sur le terrain, tandis que les levés réalisés avec camions vibreurs utilisent
généralement les routes existantes.
Cependant, il n’est pas toujours possible d’employer cette dernière, car elle nécessite bien
entendu la présence de routes pour la circulation des camions.

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D) CHOIX DU SITE :
Le choix du site est une activité qui consiste à recueillir toute l’information géologique et
technique requise et à la combiner avec toute autre information pertinente, par exemple la
proximité d’un gazoduc, la disponibilité de l’eau, des matériaux et des équipements, ou
toute autre contrainte territoriale, le tout afin de maximiser les chances de succès du projet.
Le site est sélectionné en fonction de plusieurs facteurs :
 Géologique (principal facteur) : formation géologique ou structure la plus favorable
possible ;
 Environnemental : le but étant de réduire au maximum les impacts sur le milieu
(milieu humide, espèces protégées, etc.) ;
 Financier : facilité de livraison du gaz (proximité du gazoduc), nécessité ou non de
faire des dépenses pour garder le permis, etc. ;
 Social/réglementaire : acceptabilité sociale, contraintes réglementaires.
2. EXPLORATION/FRACTURATION
Les résultats des travaux reliés à de forage et de complétion d’un puits sont essentiels pour
la prise de décision de passer de la phase exploratoire qui consiste à réaliser un ou deux
puits par site afin de trouver les endroits les plus productifs, à la phase développement qui
inclut l’aménagement de sites multipuits, au développement intensif de la production à
grande échelle.
A) FORAGE:
Le forage se fait à divers moments au cours d’un projet d’exploration et d’exploitation du gaz
de schiste.
 En phase d’exploration: lorsqu’un site a été identifié comme potentiellement
intéressant, un premier puits vertical est foré. Si les résultats obtenus s’avèrent
positifs (épaisseur et contenu en gaz suffisants), un puits horizontal sera alors foré,
pour effectuer un essai de production (non relié au gazoduc). Lors de cette phase, les
forages sont beaucoup plus onéreux pour plusieurs raisons :la foreuse vient pour un
seul forage, les conditions de terrain sont inconnues et plusieurs expériences sont
tentées fin d’ajuster les paramètres d'opération.
 En phase de projet pilote : Si les résultats de l’essai de production sont bons, un site
multiforage est alors mis en place.
 En phase développement : si le projet pilote montre des résultats positifs, plusieurs
sites multiforages seront implantés à proximité du lieu du projet pilote. Lors de cette
phase, il y a des économies d’échelle pour les opérations de forage.

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Forage vertical:
Dans un premier temps, le puits est foré bien au-dessous de l’aquifère situé près de la
surface et un tubage de surface est installé dans le but d’isoler l’aquifère du puits. Pour cela,
le train de tiges est enlevé du puits et un coffrage en acier (il s’agit du casing de surface dans
le langage de l’industrie) y est inséré. Du ciment est ensuite pompé dans le coffrage. Le
coffrage de surface ainsi cimenté sert également de fondation à l’obturateur anti-éruption,
un système de sécurité qui relie l’appareil de forage au puits, permettant de contrôler la
remontée non souhaitée des hydrocarbures ou d’autres fluides dans le puits.
Forage horizontal:
Le forage horizontal s’est développé grâce à l’introduction du moteur fond de trou. Ce
dernier, comme son nom l’indique, constitue le premier élément de l’assemblage de fond de
trou communément appelé BHA; il est activé par la pression hydraulique de la boue de
forage qui circule dans les tiges. Une torsion appliquée sur le train de tige permet de diriger
l’outil dans la direction voulue, mais les tiges de forage ne tournent plus; c’est uniquement le
trépan du moteur de fond de trou qui tourne. Ainsi, après avoir atteint la profondeur
souhaitée par un forage vertical, on installe le moteur au fond du trou directionnel et
l’inclinaison du forage est incurvée progressivement jusqu’à ce que celui-ci soit horizontal.
Avec les techniques actuelles, les distances horizontales atteignables sont de l’ordre de 1 à 2
km. La technique du forage directionnel permet de creuser plusieurs puits dans des
directions différentes, sur un même site de forage (de six à dix puits par site), ce qui diminue
considérablement le nombre de sites de forage et la superficie totale qu’ils occupent en
surface.
B) PREPARATION POUR FRACTURATION :
La compagnie gazière fait appel à un fournisseur de services spécialisé dans la fracturation.
Le fournisseur s’occupe de la réalisation de la fracturation incluant l’élaboration de la recette
de fracturation. En hiver, cette tâche est plus complexe car elle implique également le
chauffage de l’eau et du fluide de fracturation afin de prévenir le gel.
Dans le drain horizontal, on installe généralement un tubage en acier ou pas. Il est alors
nécessaire de perforer ce tubage vis-à-vis des formations productrices ; ainsi le liquide de
fracturation pénètrera la roche via ces perforations. Les perforations impliquent de répartir
sur un ou deux mètres jusqu’à 60 charges explosives afin de perforer l’acier et le ciment. La
préparation inclut également l’injection d’acidechlorhydrique concentré afin de nettoyer le
puits.
Figure 4 - Tube de perforation

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C) FRACTURATION :
La fracturation hydraulique réfère au processus par lequel un fluide est injecté dans les puits
sous haute pression pour créer des fractures dans les formations rocheuses afin de libérer le
gaz et ainsi améliorer la production de ces puits. Les fractures s’étendraient en moyenne sur
une centaine de mètres de part et d’autre du forage dans le sens horizontal et sur 70 m
environ dans le sens vertical. Le fluide de fracturation est composé à 90 % d’eau, 9,5 % de
sable et de 0,5 % d’additifs chimiques. Le sable a pour fonction d’empêcher que les fractures
formées ne se referment.
Les additifs chimiques ont des fonctions multiples. Ils comportent:
 des agents gélifiants pour assurer la suspension des grains de sable (ex. guar)
 des agents réduisant les frictions et permettant un pompage plus facile dans les
tuyaux et la roche (moins de perte de charge) (ex. polyacrylamide, isopropanol,
xylène, triméthyloctadécylammonium, sulfonate de sodium)
 des composés brisant le gélifiant pour supprimer l'effet du gélifiant et ainsi laisser le
sable en place et retirer le fluide de fracturation(ex. hypochlorite de sodium)
 des composés prévenant le gonflement de l’argile (ex. amines quaternaires)
 des composés prévenant la précipitation du fer (ex.monohydrate de nitrilotriacétate)
 des agents inhibiteurs de corrosion (ex. méthanol)
 des agents anti-mousse ou anti-émulsifiants (ex. phosphate de tributyle, isopropanol)
 des composés antibactériens pour maintenir le mélange stérile (ex. Dibromonitrilo-
propionamide)

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Les opérations de fracturation hydraulique sont réalisées à plus de 1 kilomètre de
profondeur, soit bien en dessous des réserves potentielles d’eau potable. Les opérations de
fracturation hydraulique nécessitent environ 2 000 m³ d’eau par fracturation, et comme il y
a environ 6 fracturations par puits, la fracturation hydraulique d’un puits nécessite au total
en moyenne 12 000 m³ d’eau. Pour réduire le prélèvement d’eau au minimum, l’industrie du
gaz naturel récupère et réutilise une partie de la même eau pour fracturer plusieurs puits,
lorsque d’autres fracturations sont prévues. Pour les puits fracturés, de 20 à 70 % du fluide
de fracturation est remonté à la surface ; la moyenne se situe autour de 50 %.
La phase de fracturation inclut une phase post fracturation pendant laquelle on doit retirer
l’eau qu’on a injectée et l’eau présente dans le puits (notons qu’il y a peu d’eau
naturellement présente dans le Shale d’Utica). Ces eaux induisent une pression sur la
formation qui peut empêcher la libération du gaz. C’est à cette étape, qui dure quelques
jours, qu’on recueille la plus grande partie de l’eau de reflux.
Pour faire le suivi des fractures induites lors de la fracturation, la micro sismique est
employée.
Quand la roche se brise sous l’effet de la pression, le suivi micro sismique peut déceler les
ondes générées, permettant de calculer le centre de la fracture. Les séismes induits sont 1
million de fois plus petits que le plus petit séisme décelable (ressenti).
La figure 10 ci-dessous présente les distances de propagation de fractures déterminées avec
du suivi microsismique sur des centaines de puits dans le Shale Barnett. Pour des raisons
géomécaniques, plus on se rapproche de la surface, plus on génère des fractures
horizontales plutôt que verticales.
Figure 5 - Distance maximale de propagation de fractures

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D) ESSAIS DE PRODUCTION:
L’essai de production est tenu immédiatement après la fracturation. Au début de la phase
d’exploration d’un bassin de shale inconnu, le but d’un tel essai est d’établir une partie de la
courbe de déclin suffisante pour pouvoir prédire le rendement potentiel des puits dans le
temps. Quand le bassin est mieux connu, l’essai estréalisé pour confirmer l’efficacité de la
fracturation et le rendement potentiel des autres puits d’un site multiforage.
E) EAUX DE REFLUX :
Au cours des premiers jours (ou premières semaines) suivant la fin du processus de
fracturation, la pression dans le puits est diminuée et une partie du fluide de fracturation
(appelée reflux), pouvant varier de 20 à 70 % de ce qui a été injecté, remonte à la surface par
le puits avec le gaz et est canalisé vers le séparateur. À la fin de cette étape, le gaz sortant du
puits peut entraîner de l’eau sous forme vapeur qu’il faut enlever à l’étape traitement des
gaz.
Certains shales contiennent de l’eau qui va alors remonter avec les eaux de reflux et qu’on
appelle « eau de formation » ou « eau de production». Le Shale d’Utica est assez sec et il ne
produit donc que peu, voire pas, d’eau de formation.
Ces eaux usées contiennent, outre les produits chimiques initialement ajoutés, des
contaminants naturellement présents dans les couches géologiques et libérés lors de la
fracturation, notamment des métaux et potentiellement des éléments radioactifs.
F) REMISE EN ETAT DU SITE :
Il y a deux étapes de remise en état du site. La première se fait après le forage et la
complétion et consiste à enlever le gravier et les infrastructures temporaires requises pour
les travaux et à remettre en place le sol végétal sauf sur une petite surface immédiatement à
proximité de la tête de puits. Notons que s’il s’agit d’un site en zone forestière, une
éventuelle replantation d’arbres ne se fera que lors de la fermeture définitive du puits.
La superficie du site est réduite et réaménagée lorsque les puits sont en production. On ne
conserve que l’espace nécessaire aux travaux d’inspection et d’entretien.
La seconde remise en état du site inclut l’enlèvement de la tête de puits et des routes et se
fait lors de la fermeture définitive du puits.

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3. PROJET PILOTE / DÉVELOPPEMENT:
Le projet pilote est une étape cruciale qui permet de passer de la phase d’exploration à la
phase de développement de l’industrie. Après que l’essai de production (section 3.9) a
démontré que le puits était rentable, l’essai pilote consiste à mettre en place un site
multiforage qui permettra d’optimiser les coûts. En effet, chaque puits d’exploration est
individuel et nécessite de faire venir les équipements requis. Lorsqu’on passe au site
multiforage, il est possible de faire venir une foreuse ou l’équipe de fracturation et de forer
et fracturer 6 ou 8 puits en utilisant un seul site. Cela permet d’avoir une seule route d’accès
et un seul système d’alimentation en eau, d’où une grande économie d’échelle et une
diminution des impacts attribuables à un forage.
Si le projet pilote démontre que le processus est rentable, on peut alors passer au stade de
déploiement à grande échelle de l’industrie en multipliant les sites multiforages autour du
site initial.
À l’étape de développement les entreprises procèdent habituellement au forage de plusieurs
puits verticaux sur une surface réduite (site de 120 m x 120 m). À chacun de ces puits
verticaux correspond un puits horizontal qui peut atteindre plusieurs centaines de mètres de
long (1 600 m). Plusieurs fracturations (12 à 15) y sont exécutées à intervalles réguliers. Le
nombre de puits (6 ou 8) varie selon les caractéristiques géologiques du shale et l’expertise
de la compagnie de forage. Si les résultats atteints lors de cette phase sont satisfaisants,
l’entreprise passe ensuite à la phase dite de production.
À la phase du projet pilote, l’exploitant procède habituellement au forage de plusieurs puits
verticaux et horizontaux à partir d’un même site (voir texte d’introduction de la Section 4. «
Développement/Projet pilote »). Cette façon de procéder permet à l’exploitant de réaliser
des économies d’échelle et de limiter la surface où sont concentrées les opérations.
Figure 6 - Expression en surface d'un site multiforage

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4. PRODUCTION
Une fois les étapes de forage, de fracturation et de reflux effectuées, le puits est mis en
production.
La production initiale des puits non conventionnels est élevée – cette période dure de l’ordre
de quelques mois à une ou deux années – pour ensuite baisser jusqu’à un certain niveau de
productivité stable durant le reste de la vie du puits. Cette évolution est due au fait que la
productivité d’un puits est limitée par la géométrie de la zone accessible (au maximum la
zone fracturée), par la quantité d’hydrocarbures contenus, par l’efficacité de leur
mobilisation et notamment l’efficacité de l’opération de fracturation. De plus, il faut
considérer l’affaissement des fractures et leur obstruction progressive. La figure 13 illustre
des courbes de déclin de production de gaz dans le temps pour le shale Barnett. Il n’existe
actuellement pas de données représentatives pour le Québec.
Figure 7 - Série typique de courbe de déclin dans le Barnett Shale
Deux aspects de la courbe sont très importants : le taux de production maximal
(globalement les premiers 6 à 12 mois) et l’asymptote (le taux de production à long terme).

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5. GESTION DES REJETS ET DES RESIDUS:
Cette section détaille la gestion de tous les rejets et résidus générés tout au long de la vie
d’un puits.
A) GESTION DES BOUES ET DEBLAIS:
Le forage génère des boues et des déblais qui sont habituellement séparés. Dans tous les
cas, la gestion de ces résidus doit suivre les directives sur la gestion des matières résiduelles.
Elles conditionnement notamment l’acceptation de ces résidus dans tel ou tel site
d’enfouissement technique en fonction de leur caractérisation.
Les déblais de forage, qui sont constitués de roche broyée, sont caractérisés. Si la
composition de ces résidus le permet, ils peuvent être utilisés comme matériel de
remblayage ou comme amendement agricole. Dans ce dernier cas, une demande de
certificat d’autorisation doit être faite auprès du MDDEP. Sinon, ils sont envoyés dans un site
d’enfouissement approprié pour être utilisés comme recouvrement journalier. Au Québec,
c’est le site de St Nicéphore qui a accueilli le plus grand volume de déblais.
Les boues de forage sont entreposées dans un bassin à ciel ouvert aménagé près de
l’installation de forage. Ces boues sont susceptibles d’être contaminées par les intrants
utilisés dans le fluide de forage (ex : baryte, surfactants, biocides, inhibiteurs de corrosion,
etc.), de même que des éléments provenant de la formation rocheuse elle–même
(hydrocarbures, chlorures, ou métaux traces). Lorsque c’est possible, les boues sont
réutilisées pour un autre forage. Sinon, les boues doivent être caractérisées pour être
éliminées dans un site d’enfouissement approprié ou valorisées comme engrais agricole si
un certificat d’autorisation est demandé.
B) GESTION DES EAUX USEES
La gestion des eaux usées est un enjeu majeur de l’exploration et l’exploitation du gaz de
schiste.
Des eaux usées contaminées sont produites lors du forage, du nettoyage et – principalement
de la fracturation des puits de gaz de schiste. Cette eau, souvent salée, est chargée
d’éléments dissous (sels minéraux, ammoniaque, métaux traces et matières en suspension)
et organiques (hydrocarbures et acides organiques) provenant des produits chimiques
utilisées par l’entreprise ainsi que des formations rocheuses souterraines.
Les eaux de reflux sont stockées sur place dans des bassins de rétention à ciel ouvert.
Lorsque c’est possible, les eaux sont réutilisées pour fracturer un autre puits. Cela dépend de
leur composition et de la proximité d’un puits à fracturer. Quand la réutilisation n’est pas
possible, les eaux usées doivent être traitées avant d’être rejetée dans le milieu naturel.

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5) UNANIME DES PAYS ENVERS LE DEVELOPPEMENT DE
CE GAZ :
Les pays ne sont pas unanimes dans leur accueil du développement des gaz de schistes. Si
certains pays sont été d’emblée très ouverts au développement de cette activité (Etats-Unis,
Canada, Pologne, Chine), d’autres tels que la Grande Bretagne ont lancé des commissions
d’enquête avant de donner leur accord en préconisant une série de mesures à prendre
(surveillance micro-sismique, gestion de la fracturation), certaines régions sont encore
incertaines et dans l’attente de résultats complémentaires ou enfin demandent d’étudier les
alternatives à la fracturation hydraulique (France).
Figure 8 -Permission de développement de gaz de schiste
Même dans les Etats qui soutiennent cette activité, les cadres réglementaires ne cessent
d’évoluer. Par exemple, l’Etat de New York a élaboré sur 3 ans un cadre réglementaire
restrictif de 800 pages qui est devenu obligatoire depuis l’été 2011. En Pennsylvanie (USA),
l’Etat a adopté de nouvelles mesures pour mieux encadrer l’exploitation des hydrocarbures
de roche-mère. De nouveaux changement institutionnels vont encore survenir ces
prochaines années car le débat des gaz de schiste est très loin d’être clos. En effet, son
potentiel très important et les changements géopolitiques que son exploitation implique
vont peser de tous leurs poids dans les débats qui auront lieu ces prochaines années. On
remarque d’ailleurs depuis quelques mois une très forte production de rapports de tous
types par les collectivités publiques régionales, nationales ou internationales, qui montre

GAZ de SCHISTES
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bien que les gouvernements cherchent à disposer d’éléments de décision dans ce contexte
international très nouveau et changeant.
6) REPARTITION DANS LE MONDE DES RESERVES DE
GAZ DE SCHISTES ET ENJEUX D’EXPLOITAION
La carte ci-dessous montre que les bassins sédimentaires susceptibles de renfermer des gaz
de schistes sont nombreux et répartis à travers le monde entier. A titre informatif, la
consommation annuelle mondiale de gaz est aujourd’hui d’environ 3000 milliards de m3 (=
3 Teramètres cube = 3 Tm3), la consommation américaine est d’environ 700 milliards de m3
(0.7 Tm3), en France il s’agit de 50 milliards de m3/an (0.05 Tm3) et en Suisse d’environ 4
milliards de m3/an (0.004 Tm3). Ainsi, les nouvelles ressources de gaz estimées récupérables
au niveau mondial correspondent à pratiquement 50'000 ans de la consommation suisse
actuelle (0.004 Tm3 /187 Tm3). Cependant, par pays, ces mêmes réserves supplémentaires
sont moins impressionnantes et correspondent à « seulement » quelques décennies de
consommation totale actuelle aux Etats-Unis (0.7 Tm3 / 24 Tm3) et une centaine d’année de
besoin en France (0,05 Tm3 /5 Tm3).
Figure 9 - Répartition de gaz de schistes dans le monde
Le tableau ci-dessous présente une évaluation de l’Agence Internationale de l’Energie (EIA)
des ressources techniquement récupérables dans les pays du monde.

GAZ de SCHISTES
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On remarque que les
principales réserves sont
situées en Amérique du nord
et du sud mais aussi en Chine,
en Afrique du Sud ou en
Australie. En Europe, les
quantités estimées sont plus
faibles mais représentent
néanmoins potentiellement
des décennies de
consommation. Ainsi, des
pays dépendant très
fortement de l’étranger pour
ses ressources en
hydrocarbures tels que la
Pologne ou la France
disposeraient de ressources
qui leur permettraient de
gagner en indépendance
énergétique.
Un autre élément
fondamental est que le
rapport de force existant
actuellement pourrait être
complètement chamboulé si
ces différents potentiels
venaient à être exploités. Par
exemple, actuellement une bonne partie des pays européen dépendent très fortement du
gaz russe. En diminuant cette dépendance, c’est non seulement les éléments de politique de
l’énergie qui seraient modifiés mais aussi les autres aspects de la politique internationale.
La question de l’exploitation ou non de ces ressources nouvellement identifiées présente
donc des enjeux majeurs, y compris pour la Suisse qui pourrait disposer de quelques
ressources nouvelles dans son sous-sol bien qu’elle n’ait aucune tradition d’exploitation
d’hydrocarbures.

GAZ de SCHISTES
23
7) IMPACT DE SHALE GAS SUR L’ECONOMIE AMERICAINE
Comme vu précédemment, l’Amérique du nord présente les ressources en gaz de schiste
techniquement récupérables les plus importantes du monde. Couplé à une volonté forte de
relancer l’économie et à un besoin grandissant en énergie, les Etats-Unis se sont lancés
depuis moins de 10 ans dans une course effrénée vers l’exploration et l’exploitation des gaz
de schiste. Les statistiques internationales montrent bien cette nouvelle fièvre de la
prospection et de l’exploration, puisqu’à chaque rapport annuel de l’agence internationale
de l’énergie, les réserves de gaz non conventionnels ne cessent d’augmenter.
Figure 10 - Augmentation des ressources en gaz non conventionnels techniquement récupérable au Etats-Unis
Cette vague exploratoire a été suivie d’une forte augmentation de l’exploitation et de la
production de gaz non conventionnel ce qui laisse penser qu’à l’horizon 2030 les Etats-Unis
pourraient non seulement être indépendants énergétiquement mais aussi devenir le plus
grand producteur de gaz du monde.
Figure 11 - Exemple de développement de puits dans le Texas au Etats-Unis.

GAZ de SCHISTES
24
Cette très forte hausse de la production de gaz de schistes implique que les prévisions de
besoin d’importation ne cessent d’être revues à la baisse dans les statistiques
internationales. Cette évolution est extrêmement rapide puisque elles causent une baisse
drastique des besoins d’importation entre 2007 et 2010.
Cette forte hausse de la production ne se fait pas sans heurts puisque cette course effrénée
à la production a eu une incidence très forte sur le prix du gaz en Amérique. En effet, les
cours se sont effondrés et sont actuellement extrêmement bas, ce qui implique de
nombreuses difficultés de rentabilité pour les entreprises qui, paradoxalement, peuvent
disposer de cette ressource. Ce marché fait donc l’objet d’une forme de bulle des prix bas
qui vont amener des restructurations et une évolution des acteurs où seuls certains
pourront tenir la dynamique actuelle avant que les prix ne se régulent à nouveau. La mise à
disposition à prix très bas de gaz sur le marché américain a d’autres incidences en cascade.
En effet, la production d’électricité à partir de gaz commence à fortement concurrencer celle
qui était produite à partir de charbon.
Figure 12 - Coûts moyens de l’électricité basée sur le charbon et le gaz aux USA.
De nombreuses centrales à gaz de production d’électricité ont suppléé les centrales à
charbon et permette de fournir de l’électricité à un prix tout à fait concurrentiel tout en
libérant nettement moins de polluants dans l’atmosphère. Ainsi, les Etats-Unis sont
paradoxalement un des seul pays au monde qui réussira à réduire drastiquement ses
émissions de CO2 en substituant le gaz au charbon.

GAZ de SCHISTES
25
La substitution du charbon par le gaz aux Etats-Unis va se poursuivre, ce qui donne des
arguments environnementaux complémentaires, susceptibles de compenser les problèmes
liés à la fracturation, à ceux qui soutiennent l’exploitation des gaz de schiste. Ce mécanisme
rend le discours et les pesées d’intérêts environnementaux très complexes qui ne faciliteront
pas les décisions de principes qui seront très certainement débattues en Europe ces
prochaines années.
Figure 13 - Projection de l’évolution des capacités de production électrique à partir de gaz et de charbon aux Etats-Unis d’ici à 2015.
8) IMPACTS SUR LE PRIX DE L’ENERGIE
L’accès très soudain à cette nouvelle ressource a amené des bouleversements majeurs sur
les prix de l’énergie, aux Etats-Unis comme vu précédemment mais aussi en Europe.
Depuis des décennies, les courbes de production de gaz non conventionnel et de prix aux
Etats-Unis suivaient des évolutions globalement identiques. En effet, à une demande accrue
correspondait une hausse des prix et une hausse de production. Depuis 2007 environ, la
mise sur le marché rapide de grandes quantités de gaz de schistes a fait voler en éclat cette
concordance.

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26
Par ailleurs, le prix du gaz naturel était jusqu’en2006 très similaire dans le monde entier.
Depuis l’avènement des gaz de schistes, le marché s’est contrasté avec un prix du gaz aux
Etats-Unis 2 à 3 fois moins cher qu’ailleurs dans le monde.
Les figures suivantes présentant l’évolution des prix globaux du gaz naturel en Europe et aux
Etats-Unis et au Japon.
Figure 15
Par ailleurs, la compétition que se livrent le gaz conventionnel et le gaz non conventionnel
en matière de prix a pour incidence que depuis quelques années, le prix du gaz naturel
conventionnel s’est découplé du prix du pétrole auquel il était depuis toujours lié.
9) GEOPOLITIQUE ET GAZ DE SCHISTE
Les changements majeurs associés à l’exploitation des gaz de schiste bouleversent la
géopolitique internationale en particulier car les gisements potentiels ne sont pas toujours
situés dans les pays qui sont déjà de grands producteurs de gaz naturel.
Figure 16 - Prévision sur la production de gaz conventionnel et non conventionnel
Figure 14

GAZ de SCHISTES
27
Dès lors, ce constat associé aux attitudes adoptées par les différents pays dans leur
acceptation ou leur refus d’exploiter cette ressource vont impliquer une redistribution très
importante et complexe des cartes.
Certains, comme la Pologne, voient miroiter la possibilité de gagner en indépendance
énergétique et de moins dépendre de la Russie et sont clairement favorables à l’exploitation
de cette nouvelle manne. Dans d’autres pays tels que la France, la méfiance est de mise et
les enjeux environnementaux barrent, pour le moment du moins, le chemin vers
l’exploitation.
Cependant, la question de l’indépendance énergétique n’est pas la seule qui se pose sur le
terrain géopolitique. En effet, l’exploitation massive des gaz de schistes permet aux Etats-
Unis de disposer d’une ressource énergétique 50 à 70 % moins chère qu’ailleurs dans le
monde, mais aussi d’une nouvelle source de matière première pour relancer la pétrochimie
et donc la production de produits tels que les plastiques, solvants, emballages, lubrifiants ou
peintures. De même, certaines industries particulièrement gourmandes en énergie comme
la sidérurgie ou encore la cimenterie pourraient recoloniser les Etats-Unis après avoir été
délocalisées à de nombreux endroits ailleurs dans le monde. Des investissements massifs
dans des centres de production pétrochimiques ont eu lieu ces derniers mois aux Etats-Unis
et sont emblématiques de cette redistribution des forces qui est entrain de se produire.
Figure 17 - Nouveaux investissements prévus dans l’industrie pétrochimique aux Etats-Unis.

GAZ de SCHISTES
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Sur le terrain de la stabilité internationale, les choses pourraient très largement changer ces
prochaines années. En effet, les Etats-Unis pourraient être autosuffisants au niveau
énergétiques d’ici quelques années et risquent fort dès lors d’être moins soucieux d’assurer
la stabilité de certaines contrées, notamment moyen-orientales, qui étaient stratégiquement
très importantes jusqu’alors.
D’autres pays tels que la Chine continuent de dépendre très fortement (et pour quelques
années encore même si l’exploitation des gaz de schiste commence en Chine aussi) de
ressources du Golfe, dont la sécurisation par les Etats-Unis pourrait se fragiliser. La Chine ne
disposant pas d’une flotte militaire capable de sécuriser les routes maritime
d’acheminement du pétrole du Golfe, il est possible que se soit quand même les Etats-Unis
qui continuent d’assurer ce rôle pour des Etats tiers, tout en renforçant sa position vis-à-vis
de ces derniers à qui des compensations pour services rendus pourraient être demandées.
On voit donc bien que la question de l‘exploitation des gaz de schiste est complexe et que les
débats entourant cette thématique sont très loin d’être aboutis. Il y a autant de situation
qu’il y a de pays dans le monde et tant l’appréciation des enjeux environnementaux que les
contextes de niveau de dépendance énergétique sont très différents d’un pays à l’autre. Cet
état de fait implique qu’il sera difficile de dégager un consensus international unique face à
l’attitude à adopter en matière d’exploitation de gaz de schistes.
10) IMPACTS POTENTIELS DE GAZ DE SCHISTES SUR
L’ENVIRONNEMENT
1. RISQUES SISMIQUES
Les opérations de forage et d’extraction peuvent occasionnellement provoquer des
secousses sismiques.
Les fractures d’extension provoquées artificiellement par ces actions ont vraisemblablement
le même effet hydrogéologique que les ruptures en cisaillement induites en géothermie par
les injections de fluides sous pression.
Selon le British Geological Survey (BGS), plusieurs tremblements de terre d’une magnitude
de 1,5 à 2,3 sur l’échelle de Richter enregistrés dans la région de Blackpool en Grande-
Bretagne ont très probablement été provoqués par l’exploitation du gaz de schiste. D’autres
experts ont estimé à l’aide d’un scénario du pire qu’une magnitude de 3 pouvait être
atteinte.

GAZ de SCHISTES
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2. ADDITIFS ET RISQUES (ECO)TOXICOLOGIQUES
Une liste des produits chimiques employés dans les fluides de fracturation aux Etats-Unis a
été établie dans le cadre d’un projet de l’Agence américaine de protection de
l’environnement, l’EPA, sur les effets de l’exploitation du gaz de schiste sur les eaux
souterraines [4]. Elle totalise plusieurs centaines de composés mais le nombre d’additifs
utilisés sur chaque site est aujourd’hui limité.
Certaines de ces substances sont préoccupantes d’un point de vue (éco)toxicologique : elles
peuvent être toxiques pour le milieu aquatique et/ou pour l’homme, cancérigènes,
mutagènes et/ou susceptibles d’affecter la reproduction.
3. RISQUES DE CONTAMINATION DE LA NAPPE PHREATIQUE
Comme l’extraction du gaz naturel conventionnel, le forage par fracturation hydraulique
peut entraîner une pollution de la nappe phréatique ou des eaux superficielles en cas
d’incident technique. Trois sources de contamination sont alors possibles :
 Les fluides de fracturation précédemment décrits
 Le gaz de schiste lui-même
 Les eaux interstitielles issues des gisements (pouvant renfermer des éléments
toxiques et/ou radioactifs provenant des roches mères : U, Ra, As, S, etc.).
Pour l’éviter, la meilleure solution consiste à étanchéifier la zone de contact entre le tubage
d’acier et la roche environnante au moyen de ciment. Aux Etats-Unis, cette technique n’a
pas toujours été utilisée lors des forages, ce qui a conduit à certains endroits à une présence
de méthane dans l’eau *1+. Il est toutefois difficile d’assurer la qualité de la cimentation dans
les puits de très grande profondeur ; il peut alors arriver que la protection des aquifères ne
soit pas totale. D’autre part, des contaminations peuvent se produire par le biais d’anciens
puits.
4. EMANATIONS INCONTROLEES DE GAZ EN SOUS-SOL
Les migrations incontrôlées de méthane dans le sous-sol constituent la plus grande source
d’incertitude du système. Le gaz peut circuler par convection ou, éventuellement, remonter
par diffusion. Dans certaines conditions, le méthane peut atteindre le réseau d’aquifères
régional et, partant de là, gagner les nappes phréatiques superficielles. Cette éventualité
doit être étudiée plus en détail. En tout état de cause, une autorisation doit être demandée
auprès des autorités en charge de l’eau avant tout forage.

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CONCLUSION
En résumant et simplifiant, on voit que, comme pour toute activité
industrielle, les aspects "positifs" des gaz se schiste sont principalement de
nature économique et politique, et que les aspects "négatifs" sont
principalement de nature écologique et sociétale. Les enjeux économiques et
politiques sont considérables. Les préoccupations écologiques et
environnementales sont justifiées. Des missions d'information sont en cours,
des débats commencent et continueront certainement d'avoir lieu à l'avenir. À
chacun d'entre nous d'y prendre part de manière active et constructive. C'est à
chaque citoyen, en effet, une fois correctement informé, de donner son avis,
en pondérant avantages et inconvénients, en essayant de garder une vision à
long terme et de défendre l'intérêt général.

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BIBLIOGRAPHIE
 Document Synthèse : Projet type concernant les activités lies au
gaz de schiste au Quebec, Département génie chimique : Ecole
Polytechnique de Monréal
 Site officiel de la Société Total
 Document publié par: Jean-Paul Liégeois, géologue
 État des connaissances sur la relation entre les activités liées au
gaz de schiste et la santé publique - RAPPORT PRÉLIMINAIRE -
INSTITUT NATIONAL DE SANTÉ PUBLIQUE DU QUÉBEC
 Michel Meyer, SIG – Février 2013
 Mémoire de fin d’études « L’apport de la fracturation
hydraulique dans le développement des réservoirs non
conventionnels (Tight gas sand) »

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