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Publié par Saoudi Abdelaziz

Saïd Beghoul Mohamed. Photo DR

Saïd Beghoul Mohamed. Photo DR

Par Said Beghoul Mohamed*, 12 mars 2015

En Algérie, comme partout dans le monde, les personnes interrogées sur leur opposition à l’exploitation du gaz de schiste évoquent, dans leur majorité, le risque de la contamination des nappes phréatiques par les produits chimiques contenus dans le cocktail de fracturation, sans plus. Ils n’abordent pas le risque économique. Les apôtres du schiste, addicts à la Dutch disease, eux voient dans ce projet le “sésame, ouvre-toi !” d’une richesse pérennisant la rente et remettant aux calendes grecques la volonté du développement d’une économie de production. Ils n’abordent pas le risque environnemental. Si les cas de contamination des nappes aquifères, notamment en Amérique du Nord,  est un fait que personne ne peut nier, il n’en demeure pas moins que pour des raisons de non-rentabilité, nombreuses sont les compagnies, dont des majors, qui ont abandonné certains de leurs projets. En Algérie, le gaz de schiste est encore au stade abécédaire, mais ne cesse de faire couler de plus en plus d’encre et de salive, sur fond de mensonge des uns et de l’ignorance des autres. Il y a donc lieu de distinguer entre l’intox et l’info, l’alarmisme sournois des uns et le triomphalisme chimérique des autres. Si on veut empêcher la vérité de sortir des bouches, elle sortira, un jour, du puits, tant pour la rentabilité que pour l’environnement, les deux fronts qui divisent les Algériens pour n’avoir jamais été convenablement expliqués de manière claire, pragmatique, objective et professionnelle à même d’éclairer objectivement le citoyen. C’est à ces questions que se propose de répondre cette modeste contribution.
 
Sur la contamination des nappes phréatiques
Sans trop revenir en détail sur la question, la contamination des nappes peut se faire de deux manières possibles : soit directement par le biais des fractures et les failles (contamination “géologique”), soit par le biais des espaces annulaires du puits (contamination “technique”). La contamination “géologique” (observée dans certaines régions nord-américaines) est plus rapide dans le temps quand la nappe phréatique et le schiste sont proches et interconnectés par des failles ouvertes, à tectonique active, alimentées à partir des fractures hydrauliques. La plateforme saharienne est un domaine où les chances de la contamination “géologique” demeurent très limitées, d’autant que la nappe albienne est située à environ 2200-2500 m de la base des schistes ciblés. Les épaisses couches plastiques d’argiles et de sel massif qui séparent l’albien du schiste jouent le rôle d’amortisseur de cassures et empêcheraient les fractures de se prolonger vers le haut. Ces couches, très imperméables, assurent par ailleurs l’étanchéité des anciennes failles régionales et réduisent les possibilités de cheminement du fluide de fracturation ou du gaz méthane depuis le schiste jusqu’à la nappe albienne. En plus, les techniques actuelles de la fracturation hydraulique arrivent à confiner le réseau de fractures dans la seule couche de schiste, les empêchant de s’étendre au-delà de son épaisseur. Des recherches menées par Durham Energy Institute (juin 2013) sur plus d’un millier d’exemples à travers le monde montrent qu’il y a moins de 1% de chances qu’une fracture hydraulique puisse se propager à plus de 300 m. Un autre risque environnemental évoqué par les anti-schistes est celui des séismes liés à la fracturation hydraulique. Ces microséismes, de 1 à 3° sur l’échelle de Richter restent spécifiques aux zones tectoniquement actives à forte densité de forage et intense fracturation hydraulique (jusqu’à 10 opérations de fracturation par puits), comme c’est le cas de certaines zones d’exploitation américaines, canadiennes et anglaises. Ce phénomène semble quasi improbable dans la plateforme saharienne, tectoniquement stable, comme en témoigne l’absence de mouvements alpins. Concernant la contamination “technique” à travers le puits, elle reste tributaire de la qualité de l’étanchéité de ce dernier. La qualité de la cimentation des puits à gaz a toujours été médiocre et l’étanchéité du puits insuffisante. Ce phénomène a déjà fait l’objet d’une étude menée par Sonatrach en 1995, en collaboration avec Schlumberger, sur des forages du Sahara ouest, mais le problème reste toujours posé. Le risque concerne beaucoup plus les puits anciens abandonnés, sans surveillance, que les puits en exploitation encore sous contrôle. Les techniques de cimentation des puits, les caractéristiques physico-chimiques des laitiers de ciment, les normes API des tubages utilisés, les procédures d’abandon des puits ainsi que les processus de corrosion des tubages par les eaux salines et le vieillissement inévitable des puits constituent le dénominateur commun à tous les puits pétroliers du monde. Les cas de fuites et de contamination enregistrés dans les puits abandonnés nord-américains ne sont pas spécifiques uniquement à cette région du monde. Entre contamination par fractures et contamination par le puits, c’est le puits qui traverse inévitablement les nappes phréatiques. Toutes les études statistiques menées en Amérique du Nord ont établi que la quasi-totalité des cas de contamination est en relation directe avec les défauts d’étanchéité des puits. Dans tous les cas, le risque zéro n’existe pas.

 

Sur la rentabilité du gaz de schiste en Algérie
Concernant la rentabilité de ce gaz en Algérie, beaucoup en  parlent mais de manière très  qualitative sans avancer d’arguments quantitatifs. Comme une image, un chiffre ne vaut-il pas mieux que mille mots ? Les adeptes du gaz de schiste ne se sont jamais penchés sérieusement et publiquement sur ce que leur réserve la géologie et, partant, la rentabilité de ce gaz. En exploration pétrolière on doit toujours commencer par l’analyse du risque géologique qui consiste à quantifier, de manière probabiliste, les chances de découverte d’hydrocarbures économiquement exploitables par les moyens techniques et financiers dont on dispose.

L’étude de la rentabilité, outil d’aide à la décision, dégagera les indicateurs économiques du projet lesquels sont conditionnés par les données géologiques soigneusement documentées et analysées: modèle et caractéristiques du gisement, réserves récupérables, rayon de drainage par puits,  volume total soutiré par puits, durée de production d’un puits, nombre de puits de développement, etc.  Il faut rappeler que dans le cas d’un gisement de gaz conventionnel, pour une épaisseur donnée du réservoir (quelques dizaines de mètres), le volume de gaz prouvé (communément désigné par P1) drainé par un puits s’étend sur un rayon de 2 km, norme utilisée par les compagnies pétrolières (dont Sonatrach) du fait de la continuité latérale des porosités et des perméabilités. Selon la taille du gisement, le plateau de production s’étend sur plusieurs années et la durée d’exploitation d’un puits peut aller de 30 à 40 années avec un taux de déplétion annuelle très lent, à un chiffre. Pour un gisement comme celui de Hassi R’mel, le volume total produit par un puits durant sa vie peut dépasser 5 milliards de mètres cubes. Soit un revenu total en tête de puits de 1,8 milliard de dollars pour un prix de 10 dollars/million Btu (MMBtu), le coût d’un puits à Hassi R’mel étant largement inférieur à 7 millions de dollars. À titre indicatif, l’indice de profitabilité (non actualisé) en tête de puits est d’environ 260. Quant au gaz de schiste algérien, il faut signaler que sur le plan géologique, la roche mère silurienne présente des caractéristiques très peu favorables à la fracturation hydraulique.

Ces schistes, de type plastique, se gonflent en contact avec l’eau, absorbent ainsi la pression de fracturation et plient au lieu de se fracturer par manque avéré de minéraux cassants (calcite, quartz, etc.). Par ailleurs, l’essentiel du gaz libre ayant déjà migré sous forme conventionnelle, le gaz ciblé est de type résiduel ou adsorbé par l’argile. Les volumes de roche fracturée et du gaz à récupérer seraient de ce fait très limités. Voyons tout cela en chiffres en considérant les conditions les plus optimistes. Avant la fracturation, la perméabilité du schiste au voisinage du puits est quasi nulle. Un test avant la fracturation donnera, bien évidemment, un débit nul. Après l’opération de fracturation, seule la zone fracturée va contribuer à l’acheminement du gaz vers le puits.

Les fractures hydrauliques naissent quand la pression d’injection du fluide de fracturation devient supérieure à la pression lithostatique exercée par le poids des sédiments sur le schiste et qui est d’environ 700 à 800 bars pour un schiste situé à 3500 m de profondeur (notre cas). La profondeur des fractures et donc le rayon de drainage (qui est défini par l’extension des fractures) dépend de la  capacité des équipements de pompage.  Si nous retenons une extension des fractures de 300 mètres (cas très optimiste), un drain horizontal de 1000 mètres et une épaisseur potentielle correspondant aux “hot shales”  à forte concentration de carbone organique total (COT), le volume de roche fracturée par puits sera de 30 millions de mètres cubes. Cela correspond à 310 millions de mètres cubes de gaz en place.  Avec, un taux de récupération très optimiste de 15%, le volume maximal de gaz à soutirer par puits sera de 46 millions de mètres cubes pour toute sa durée de vie (2 à 3 années).  Ramenée à un an, la productivité d’un puits de gaz de schiste est donc 7 à 8 fois inférieure à celle d’un puits conventionnel.  À titre indicatif, la production annuelle d’un puits de  Hassi R’mel peut atteindre 130 millions de mètres cubes. Notre simulation sur le gaz de schiste montre que si l’on considère un plateau de production moyen de 120 000 m3/j sur un mois (valeur très optimiste pour nos schistes), le déclin sera de 55% au bout de 12 mois d’exploitation au bout desquels la production cumulée atteindra 30 millions de mètres cubes soit 65% des réserves à produire par un puits.

Pour un prix du gaz de 10 dollars /MMBtu, le revenu généré en tête de puits,  durant la première année, sera de  11 millions de dollars, ce qui ne couvre que 58% du coût du forage, estimé à 18-20 millions de dollars. Au terme de la seconde année d’exploitation, le puits aura produit encore 11 millions de mètres cubes et généré 4 millions de dollars avant de s’éteindra dans les 6 mois qui suivent après avoir soutiré les 46 millions de mètres cubes de gaz de la zone fracturée et généré un modique revenu total de 16 millions de dollars, un montant qui  ne couvre que 84% du coût du forage. Ce revenu serait de seulement 5 millions de dollars sur le marché américain. Il est important de signaler que ce que produira ce puits de gaz de schiste durant sa vie de 30 mois sera consommé en une demi journée par le marché intérieur algérien dont les besoins actuels sont de 98 millions m3/jour. Pour répondre à notre  consommation annuelle, il faut forer 2 000 puits par an, soit une dépense annuelle de 40 milliards de dollars. Ne serait-il pas mieux d’importer 112 milliards de mètres cubes de gaz avec ce montant? Selon notre simulation, le forage de 200 puits par an sur une période de 20 ans ne pourra drainer que 184 milliards de mètres cubes de gaz, correspondant à une valeur commerciale globale, en tête de puits, de 66 milliards de dollars au prix de 10 dollars /MMBtu. Ce revenu est inférieur aux dépenses nécessaires (Capex et notamment Opex) qui se situeraient à hauteur de 70  à 80 milliards de dollars, sachant que le coût d’un forage avoisine 18 à 20 millions de dollars, auquel il faut rajouter les coûts de monitoring post mortem (après fermeture et abandon du puits sur de longues années).
L’indice de profitabilité au terme des 20 années sera inférieur à l’unité, ce qui dénote la non rentabilité de l’opération d’autant que le prix de vente du gaz doit être de 12 dollars/MMBtu pour récupérer le coût d’un puits sans bénéfice (Break-even Point- BEP) et de 14 dollars/MMBtu pour dégager un modique revenu brut de 15%.  Ce n’est qu’un aperçu économique qui constitue le best case du fait que nous l’avons arrêté en tête de puits, d’une part et qu’il est basé sur les conditions géologiques les plus optimistes, d’autre part. Si nous tenons compte des caractéristiques géologiques réelles, plus risquées, des coûts additifs post-forage, de l’inflation, du taux d’actualisation, du prix réel du gaz et du marché pétrolier dans son ensemble, le taux de rentabilité s’enfoncera davantage vers des indicateurs économiques (TRI et VAN notamment) largement négatifs. Le mythe, importé, de la possession de réserves pléthoriques économiquement exploitables à même de garantir l’autre rente pour les générations futures nous interpelle à faire attention à ne pas faire subir à ces générations le coup d’Enron.

Source: Liberté.com

*Mohamed Saïd Beghoul, titulaire d’un diplôme d’ingénieur d’Etat en géophysique et d’un doctorat en géologie/géophysique, cumule 33 années d’expérience dans la branche Exploration/développement du pétrole et du gaz au sein de Sonatrach et de ses partenaires étrangers. Depuis 2010, il est consultant Exploration et Développement et auteur d’une cinquantaine de communications et publications dans le domaine pétrolier.

 

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