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Gaz de schiste : qui croire et que croire ?
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Après le débat de son plan d'action par les députés de l'APN, le chef du gouvernement a confirmé, fin septembre, que l'Algérie allait exploiter le gaz des roches mère, mais accompagnée par un partenaire étranger.
Cela suppose de toute évidence que cet accompagnateur partagera le risque avec Sonatrach et apportera son expertise et son savoir-faire dans l'exploitation et le développement de ce type de ressources, savoir que l'entreprise nationale compte capitaliser et consolider pour reprendre la main par la suite. Le 17 octobre 2012, devant les sénateurs, il leur apprend toute autre chose. Que pour sa sécurité énergique l'Algérie n'a pas d'autres issues que d'exploiter le gaz de schiste, car tous les pays du monde exploitent ces énergies. En réalité, il n'y a aucun pays dans la position de l'Algérie, exportateur d'hydrocarbures et disposant de réserves de pétrole et gaz conventionnels hypothétiques aussi importantes, avec un domaine minier exploité à peine au-dessus de son tiers, ne s'est aventuré dans un tel labyrinthe.
La Pologne, la Chine, l'Australie et les Etats-Unis, pour ne citer qu'eux, ont leurs propres contraintes et visions stratégiques qui n'ont absolument rien à voir avec l'Algérie. Donc, ce ne sont pas tous les pays du monde, mais certains pays qui se comptent sur les doigts d'une seule main et dans des conditions totalement différentes de celles de l'Algérie. Il leur déclare, et c'est la première fois qu'un responsable de niveau stratégique le fasse, que «l'Algérie possède les moyens techniques pour exploiter le pétrole et le gaz de schiste», en rassurant toutefois que «les travaux commenceront peut-être dans dix ans.»
Jusqu'à présent, les managers directement concernés de Sonatrach disent ne pas maîtriser les techniques de la fracturation hydraulique et qu'ils comptent sur un partenaire étranger pour les accompagner. Alors, on est en droit de se demander d'où le Premier ministre obtient ses informations et est-ce qu'il existe des instituts souterrains qui forment des spécialistes dans le forage offshore et les techniques d'exploitation de ressources non conventionnelles ? Mais le fait de différer l'exploitation effective du gaz de schiste de dix ans, cela voudrait dire que l'opération est dans sa phase d'évaluation de la prospection sismique pour circonscrire la zone de production de gaz de schiste. Or, ce n'est pas ce que dit le PDG de Sonatrach. Le 7 juin dernier, depuis Kuala Lumpur, en Malaisie, il donne des chiffres fracassants sur des études qui, selon lui, sont déjà terminées alors que l'opinion publique croyait que l'on venait juste de débuter un forage de reconnaissance.
Il annonce, dans le même contexte, qu'une superficie de 180 000 km2 a révélé un «potentiel énorme» de gaz de schiste, dépassant plus de 600 millions de mètre cubes par kilomètre carré, ce qui signifie que plus de 2000 milliards de mètres cubes peuvent être récupérés. Comment est-il arrivé à 2000 milliards ? On ne le sait pas ! Mais ce qui est certain, c'est que pour aboutir à de telles précisions, ces études ont bel et bien commencé depuis bien longtemps. Alors les Algériens sont-ils en train d'être menés en bateau ? Les dés sont-ils déjà pipés ? Si tel est le cas, pourquoi ces cachotteries ? La boucle s'est trouvée bouclée avec la conférence de presse organisée au ministère de l'Energie et des Mines par les proches conseillers du ministre, certainement dans le but de rassurer une opinion publique en ébullition.
A cet effet, il y a eu une très forte mobilisation sur les réseaux sociaux. D'emblée, un conseiller confirme les propos du Premier ministre en déclarant que l'Algérie est encore en phase de «préparer la possibilité d'un éventuel engagement pour les hydrocarbures non conventionnels qui se fera par étapes successives». Si on se réfère à l'expérience mondiale, ces étapes peuvent être résumées comme suit : une évaluation par une prospection sismique 2 D et 3D qui demande 2 à 3 ans, ensuite une définition du périmètre de gaz et de pétrole de schiste sur environ 2 ans, puis on entame les opérations de forage des puits multiples, qui en fonction des difficultés d'instrumentation, peuvent s'étaler sur plus de 5 ans.
Les responsables des autorités des deux agences Alnaft et celle de régulation étaient présents à la rencontre, lorsque le conférencier précise que «rien ne se fera sans la prise en compte de l'aspect environnemental dans le strict respect de la législation en vigueur, qui protège l'environnement et donne la priorité à la protection et la conservation des nappes aquifères». A en croire ces déclarations, c'est la preuve par 9 que le dossier est encore en phase de maturation. Est-ce un discours pour la consommation publique ? Est-ce carrément un décalage entre le politique et l'exécutif ? Dans une dimension plus technique, l'orateur a clairement raté ses messages d'assurance en déclarant que le forage horizontal se pratique en Algérie depuis plus d'une quinzaine d'années. Mais il ne dit pas par qui et qui le supervise ? Et que jusqu'à présent, aucune évaluation n'a été faite par Sonatrach sur son efficacité à drainer plus de production d'hydrocarbures.
Des sommes énormes sont déboursées pour le compte des compagnies opératrices, mais la contrepartie, en rentabilité, reste un mystère ou une simple spéculation de responsables. Quant aux 9000 puits forés depuis 1950, ils traversent les nappes du turonien et de l'albien qui ne servent pas la consommation des citoyens. Ces puits ne contiennent pas des tonnes de produits chimiques, jugés par la communauté internationales comme très dangereux. L'existence des méthodes de diagraphie, pratiquées par Haliburton et Dowell Schlumberger pour contrôler l'adhérence du ciment injecté dans l'espace annulaire d'un puits, entre autres le CBL, ne peuvent pas résoudre le problème des fuites dans un trou de gaz de schiste : dans un puits classique, si des fissures sont jugées importantes, on peut aller jusqu'à squeezer du ciment pour les colmater, opération qu'on ne pourra pas réaliser dans un shale well à cause de la forte pression du frac. Il faut donc abandonner carrément le puits, ce qui représente une perte énorme d'argent.
La fracturation classique utilisée pour des réservoirs composés de roches compactes, comme le laisse entendre ce conseiller, n'a absolument aucune similitude avec la fracturation hydraulique des réservoirs de gaz et de pétrole de schiste. La première se fait à des pressions ne dépassant pas quelques bars de celles de fond des réservoirs (405 bars pour le gisement de Hassi Messaoud) alors que pour la seconde, rien que la tête d'un shale well appelé frac tree est conçue pour une pression de 15 000 à 20 000 psi soit plus de 1000 bars à raison d'environ 14,51 psi par bar. Il faut, si l'on se réfère à l'expérience de la compagnie Total, 30 fractures en moyenne pour un drain de 1000 m et environ 300 m3 d'eau, 300 tonnes de sable et 1,5 tonne de produits chimiques par fracture. Une dimension classique d'une fracture pourrait atteindre latéralement 150 m de part et d'autre du puits et verticalement de quelques dizaines de mètres en fonction de l'épaisseur de la formation.
Au total, il faut environ 15 000 à 20000 m3 d'eau par puits, alors qu'on fait des réseaux appelés well pad de 5 à 10 puits. Si on prend un exemple de l'Etat de New York, un seul well pad de 6 puits a nécessité 6 600 rotations de camions, dont 90% pour la seule fracturation hydraulique. Pour une superficie de la taille annoncée, il faut compter un maillage d'une centaine de well pad, alors on peut imaginer la logistique nécessaire. Quant aux nouvelles techniques qui remplacent l'eau dans l'opération de fracturation, un rapport établi sous l'égide de l'Agence nationale de coordination de recherche et pour l'énergie(Ancre), une institution française et qui a permis à François Hollande de fonder son rejet de la demande des compagnies qui souhaitaient prospecter le gaz de schiste dans le sol français, a conclu sur la base d'une recherche par d'éminents spécialistes qui a duré plusieurs mois que «la fracturation hydraulique est aujourd'hui, ( c'est-à-dire à la date d'établissement du rapport soit juillet 2012), la seule technique utilisée pour produire les hydrocarbures des roches mère par la stimulation de la production qui en résulte.»
Les techniques alternatives dont le principe est d'augmenter la vitesse de circulation et le débit du fluide dans une roche peu perméable sont encore à l'étude. Les méthodes basées aussi bien sur l'effet thermique qu'électrique, voire même chimique comme l'hélium, sont en phase d'expérimentation. Quand bien même, elles seraient développées dans le court terme, elles demeurent économiquement non rentables, car il faudrait un prix de baril avoisinant les 150 dollars pour pouvoir chauffer en profondeur et éviter de gaspiller de l'eau. Alors ! Franchement ! De qui se moque-t-on ?


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