HENNI Mekki Expert en Management Général et Industriel Ancien Cadre Dirigeant de Sonatrach La décision autorisant le lancement des procédures requises pour entamer la prospection des hydrocarbures non conventionnels dans notre Pays, en partenariat avec les sociétés étrangères disposant de la technologie en la matière, étant prise depuis quelques mois, celle-ci fera partie de la stratégie énergétique nationale, d'autant plus, que l'énergie est au cœur de la sécurité des nations notamment en matière de géostratégie. Qu'il soit conventionnel ou non conventionnel, le gaz est composé majoritairement de méthane et dispose de propriétés chimiques identiques puisqu'il résulte de la maturation de la roche-mère. En revanche, la différence entre les gaz non conventionnels et les gaz traditionnellement exploités par puits verticaux, tient à la nature géologique des formations rocheuses dans lesquelles ils sont piégés. En raison de cette particularité, le caractère non conventionnel du gaz est ainsi associé par définition à la façon dite non conventionnelle de les exploiter. En fonction des caractéristiques physiques des roches qui les emprisonnent, trois (03) types de gaz non conventionnels sont aujourd'hui produits à travers le monde : le gaz de charbon, le ''tight gas'' et le ''shale gas'' ou gaz de schiste. Le premier type de gaz est en grande partie adsorbé à la surface du charbon et son extraction ne nécessite généralement qu'un simple pompage de l'eau interstitielle contenue dans les charbons. Dans le cas du tight gas et du shale gas, les hydrocarbures sont contenus de manière diffuse au niveau de formations de très faible perméabilité. Par conséquent, les techniques employées pour leur extraction restent très complexes et consistent à stimuler la roche qui contient le gaz afin de lui donner la perméabilité qu'elle ne possède pas naturellement. En effet, la particularité est que le gaz est encore contenu dans sa roche mère, celle-ci n'étant pas ou peu perméable contrairement aux roches mères qui abritent les gaz traditionnellement exploités par puits verticaux dits "conventionnels". Le gaz y est donc contenu dans des pores qui ne communiquent pas entre eux, ou bien alors absorbé sur des particules argileuses. La migration des hydrocarbures est alors empêchée par la non perméabilité de cette roche, ce qui donne une roche mère riche en gaz. Elle peut contenir jusqu'à 20 m3 de gaz par mètre cube de roche en place, mais cette imperméabilité empêche l'extraction du gaz par des moyens classiques comme des forages simples. Le procédé utilisé pour récupérer ces gaz repose sur deux (02) technologies : le forage horizontal et la fracturation hydraulique. Cette dernière, indispensable à la libération du gaz, consiste à injecter à très haute pression un mélange d'eau, de sable et d'additifs afin de fracturer la roche. Les substances chimiques permettent d'optimiser le développement des fractures et représentent moins de 0.1 % de la composition du fluide de fracturation. Il est à noter que les Etats-Unis d'Amérique (USA) ont commencé à y travailler depuis plus d'une décennie et ont réussi à le rendre techniquement exploitable, bien que son coût d'exploitation soit considéré comme très élevé, en effet, en l'espace d'une année, les Etats-Unis d'Amérique (USA), avec une capacité de production de 624 milliards de m³ sont devenus le premier (1er) producteur de gaz dans le monde, déclassant la Russie qui se retrouve en deuxième (2ème) position avec une capacité de production de 582 milliards de m³. Plusieurs Pays qui produisent actuellement du gaz naturel possèdent de grandes réserves de ressources de gaz de schiste (Etats-Unis, Canada, Australie, Libye, Algérie et le Brésil). Aussi, plusieurs pays (France, Pologne, Turquie, Ukraine et l'Afrique du Sud), qui sont actuellement tributaires des importations en gaz naturel, auraient des ressources importantes en gaz de schiste, ce qui favoriserait la réduction de leurs besoins en importation car ils pourraient produire plus de gaz naturel dans l'avenir. Pour l'Algérie, dont le potentiel de gaz de schiste récupérable, a été estimé, en juin 2013, selon l'Agence Internationale de l'Energie (AIE), à 20.000 milliards de m³ sur un total de 207.000 milliards de m³ de réserves globales, soit la troisième (3ème) réserve avec 10% des ressources mondiales, après la chine et l'argentine et devant les Etats-Unis d'Amérique (USA). Il est important de préciser que ces données sont provisoires, car évoluant d'année en année. L'exploitation du gaz de schiste est indispensable car il y va de l'indépendance énergétique du Pays dans quelques décennies, notamment l'augmentation du rythme de la consommation des hydrocarbures qui est prévue de doubler d'ici 2030. Il est à noter que la consommation des hydrocarbures a été égale à 42 millions de Tonnes Equivalent Pétrole (TEP) durant l'année 2013. Il est important de préciser que la nouvelle politique énergétique de l'Algérie devrait donner la priorité pour le marché national, ceci, devrait passer par un effort considérable concernant l'intensification de l'exploration au niveau de l'amont pétrolier et gazier, et ce, en encourageant les partenaires étrangers à investir d'avantage. Ainsi, la nouvelle politique énergétique aura comme principaux objectifs ce qui suit : - Améliorer les taux de récupération des grands gisements ; - Augmenter les réserves d'hydrocarbures ; - Maximiser la valorisation des hydrocarbures conventionnels ; et - Exploiter les hydrocarbures non conventionnels Reste que pour l'exploitation du gaz de schiste, il est vivement conseillé de prendre en considération les quatre (4) mesures suivantes : - Evaluer le potentiel sur le plan quantitatif ; - Mesurer son exploitabilité ; - Evaluer sa rentabilité commerciale ; - Evaluer son impact sur l'environnement, et ce, avant toute autorisation d'exploitation. Les principaux gisements de gaz de schiste, concernés, sont situés dans les bassins de Timimoun, Tindouf, Regane, Mouydir, Ahnet ainsi que celui de Berkine, qui représente le plus grand bassin. En ce qui concerne la question environnementale, il est nécessaire qu'une réglementation stricte soit imposée. Il faut savoir que l'opération de fracturation par injection d'eau est déjà utilisée depuis une dizaine d'années sur les gisements actuellement en exploitation, la nouveauté, c'est qu'il faut aujourd'hui, grâce aux nouvelles techniques, faire plusieurs fractures en même temps pour amener le gaz des roches, difficile à faire monter à la surface. Par ailleurs, il existe d'autres techniques visant essentiellement à remplacer l'eau par un autre fluide ou gel. La fracturation au gel de propane où le gel est injecté dans le puits amenant du sable et des additifs pour fractionner la roche, et retourne en forme de gaz qui peut être capturé facilement, le gel de propane donne un meilleur taux de production par rapport à l'eau car un liquide peut être absorbé dans les roches en empêchant le gaz de s'échapper. L'eau peut aussi être remplacée par du propane pur (non-inflammable), ce qui permettrait d'éliminer l'utilisation de produits chimiques. Le propane pur est injecté sous forme liquide, puis redevient gazeux et peut être alors capturé. Aussi, une nouvelle technique vient d'être mis au point par la société ''Chimear Energy'', cette dernière permet d'extraire l'huile de schiste sans utiliser la fracturation hydraulique, ainsi, la perforation serait pneumatique et non plus hydraulique, elle utilise des gaz chauds et non pas du liquide pour fracturer les gisements de schiste. Les alternatives à la fracturation hydraulique tentent de diminuer significativement la consommation d'eau et en même temps augmenter la production de gaz, certaines en sont encore à un stade expérimental et demandent à être plus largement testées. L'enjeu est de minimiser l'impact environnemental de la fracturation hydraulique tant pour les volumes traités que pour la qualité des eaux traitées. Pour ce qui est des investissements dans l'exploration et l'exploitation du gaz de schiste, ils sont extrêmement plus importants que ceux consentis pour le pétrole ou le gaz conventionnel. A titre d'exemple, un forage classique effectué pour l'extraction de gaz à Hassi R'mel coûte jusqu'à 10 millions de Dollars US, pour le prix de l'exploration pour le gaz de schiste, il faut multiplier ce coût par six, sachant, qu'il est possible de découvrir des gisements qui ne sont pas rentables financièrement et que la durée de vie de ces gisements ne dépasse pas cinq (05) à six (06) années. Pour l'heure, cet effort financier assez conséquent n'est pas avantageux, en tous cas, pas dans l'immédiat, il faudra recourir dans un moyen-long termes, le plus possible aux partenariats étrangers. Aussi, il est fortement conseillé pour le Groupe Sonatrach de prendre des participations dans des sociétés intervenant dans le non conventionnel. Dans un autre registre, la préparation d'une ressource humaine spécialisée est primordiale pour le développement du gaz de schiste, elle peut constituer un obstacle pouvant impacter sérieusement le développement de ce type d'énergie. En matière de réserves en hydrocarbures, les réserves totales prouvées en Algérie sont estimées à 12.4 milliards de barils pour le pétrole et à 4700 milliards de m³ pour le gaz, soit trois pourcent (3%) du total des réserves mondiales en matière de gaz et de un pourcent (1%) en matière de pétrole. Il faut savoir que toute une armada de moyens, en matière d'investissement, devra être mise en place, afin de pouvoir exploiter les ressources non conventionnelles, les estimations avancées par l'Agence Nationale pour la Valorisation des Ressources en Hydrocarbures (ALNAFT), sont de l'ordre de 300 milliards de Dollars US, dont 230 milliards de Dollars US uniquement pour les forages et donc principalement dans les appareils de forage. Les découvertes qui seront réalisées vont permettre à notre pays de disposer d'informations techniques et économiques plus précises sur l'exploitation, ceci prendra certainement des années, d'où une approche plutôt à moyen/long terme et non pas à très court terme. Par ailleurs, les réserves des ressources conventionnelles, qui sont de l'ordre de 4700 milliards de m³, peut contribuer à bien se positionner par rapport à l'exploitation des ressources non conventionnelles, d'autant plus qu'une analyse coût/avantages/rentabilité, montre, à première vue, qu'il faut mesurer, avec efficacité, l'exploitabilité et surtout la rentabilité du gaz de schiste, d'où probablement un chevauchement, à un certain moment (entre 2025 et 2030), entre l'exploitation des ressources conventionnelles et des ressources non conventionnelles afin de mieux gérer la transition et surtout assurer l'indépendance énergétique du pays. En conclusion et afin de répondre aux enjeux environnementaux, il est souhaitable de mettre en place une réglementation spécifique, dans un cadre transparent, privilégiant la concertation avec les experts en la matière. Cette réglementation ne doit pas être sous-dimensionnée, elle doit être adaptée à la problématique spécifique aux hydrocarbures non conventionnels. La mise en œuvre de cette réglementation implique un effort important de l'industrie (contrôle et maîtrise des procédés) et des pouvoirs publics (réglementation et contrôle des activités). Ne maîtrisant pas totalement la technologie de l'exploitation du gaz de schiste et ne disposant pas des équipements nécessaires au forage de ces puits, il est nécessaire de privilégier au début l'option du partenariat, mais cependant, un partenariat contrôlé et strict, notamment en matière des clauses contractuelles liées aux aspects de l'environnement et au transfert technologique, sans oublier la bonne gouvernance (qui reste une condition primordiale à la réussite de ce nouveau pari) en relation avec la mise en place de ces partenariats, en clair, il est plus qu'important que les pouvoirs publics jouent le rôle de régulation et de supervision. En effet, l'exploitation du gaz de schiste, à moyen et long termes, pourrait améliorer cette situation mais pour cela il faudrait être très prudent en prenant sérieusement en charge les aspects suivants, notamment de : - Minimiser la production et l'émission de gaz à effets de serre; - Minimiser les fuites de gaz et/ou d'eau contaminée dans les nappes aquifères (Pollution de l'eau par les composés utilisés lors du ''Fracking'', procédé d'exploitation des gaz non conventionnels par dislocation ciblée de formations géologiques peu perméables au moyen d'injection d'un fluide à très haute pression afin de fissurer la strate rocheuse dans lequel il est injecté) ; - Continuer les recherches sur les énergies renouvelables du fait de la disponibilité future de cette source d'énergie ; - Prendre toutes les mesures à même de contenir les fuites de gaz à la surface qui engendreraient des risques d'incendie et d'explosion ; - Procéder au retraitement des eaux usées même si cela est parfois très difficile. Par conséquent, lorsque tous les paramètres seront cernés et surtout lorsque la rentabilité de l'exploitation du gaz de schiste sera assurée, son exploitation en Algérie serait plus qu'indispensable au-delà de l'année 2025 pour assurer l'approvisionnement sans risque du marché intérieur au-delà de l'année 2035, et ce, dans le but d'assurer l'indépendance énergétique du pays dans quelques décennies, impliquant une certaine indépendance financière et permettant d'inclure cette énergie dans le mix énergétique national.
