Lors du Conseil des ministres, présidé par le président de la République, en date du 21 mai 2014, une décision majeure a été prise, à savoir l'autorisation pour le lancement des procédures requises, envers les partenaires étrangers, pour entamer dans notre pays les prospections des hydrocarbures non conventionnels. Cette décision doit être partie prenante d'une stratégie énergétique nationale claire et objective, 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. Trois types de gaz non conventionnels En fonction des caractéristiques physiques des roches qui les emprisonnent, trois 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. Le procédé utilisé pour récupérer ces gaz repose sur deux 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 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, avec une production de 624 milliards de m3 sont devenus le premier producteur de gaz dans le monde, déclassant la Russie qui se retrouve en deuxième position avec 582 milliards de m3. L'Algérie, troisième réserve mondiale 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 Brésil). Par ailleurs, 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'AIE, à 20 000 milliards m3 sur un total de 207 000 milliards m3 de réserves globales, soit la troisième réserve avec 10% des ressources mondiales, après la Chine et l'Argentine et devant les Etats-Unis. 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 (42 MTEP en 2013). Il est important de préciser que la nouvelle politique énergétique de l'Algérie devrait donner la priorité au marché national. Ceci devrait passer par un effort considérable concernant l'intensification de l'exploration au niveau de l'amont, 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, exploiter des hydrocarbures non conventionnels et maximiser la valorisation des hydrocarbures. Reste que pour l'exploitation du gaz de schiste, il est vivement conseillé, de prendre en considération les quatre mesures suivantes : Les principaux gisements de gaz de schiste concernés sont situés dans les bassins de Timimoun, Tindouf, Reggane, Mouydir, Ahnet ainsi que celui de Berkine, qui représente le plus grand bassin. La question environnementale : enjeux et alternatives 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 du groupe Sonatrach ; la nouveauté, c'est qu'il faut, aujourd'hui, grâce aux nouvelles techniques, faire plusieurs fractures en même temps pour ramener 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 mise 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. Un effort financier considérable 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 sur Hassi R'mel coûte jusqu'à 10 millions de dollars, 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 à six années. Pour l'heure, cet effort financier assez conséquent n'est pas avantageux pour le groupe Sonatrach, en tous cas pas dans l'immédiat ; il faudra recourir, dans un moyen-long terme, 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, le développement d'une ressource humaine spécialisée est primordial pour le groupe Sonatrach, il peut constituer un obstacle pouvant impacter sérieusement le développement du gaz de schiste. Quelle priorité entre les réserves de gaz conventionnel et non conventionnel ? 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 4 700 milliards de m3 pour le gaz, soit 3% du total des réserves mondiales en matière de gaz et de 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 Alnaft sont de l'ordre de 300 milliards de dollars, dont 230 milliards de dollars uniquement pour les forages, et donc principalement dans les appareils de forage. Les découvertes qui seront réalisées vont permettre à l'Algérie de disposer d'informations techniques et économiques plus précises sur l'exploitation, ceci prendra des années, d'où une approche plutôt à moyen/long terme et non pas à court terme. En ce qui concerne la rentabilité de ces ressources non conventionnelles, pour le moment, elle ne peut être au rendez-vous, et ce en raison des coûts élevés des investissements en matière de forage. Par ailleurs, les réserves des ressources conventionnelles, qui sont de l'ordre de 4 700 milliards de m3, peuvent 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 une 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. Conclusion 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 du gouvernement (réglementation et contrôle des activités). L'Algérie, ne maîtrisant pas la technologie de l'exploitation du gaz de schiste et ne disposant pas des équipements nécessaires au forage de ces puits, devrait privilégier l'option du partenariat, mais un partenariat contrôlé et stricte, 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) concernant la mise en place de ces partenariats ; en clair, il faut que l'Etat algérien joue son rôle de régulation et de supervision. Par conséquent, lorsque tous les paramètres seront cernés et surtout lorsque la rentabilité de son exploitation sera assurée, l'Algérie devrait, à travers le groupe Sonatrach, décider d'un engagement dans son exploitation au delà de 2025 pour assurer l'approvisionnement du marché intérieur au delà de 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. Abdelwahid Henni (*) Consultant Nom Adresse email
