Les gaz non conventionnels : qu’est-ce que c’est ?

L’apparition récente dans le domaine public de l’adjectif « conventionnel » adossé à « gaz » entraîne quelques interrogations quant à la nature de ce gaz. Les gaz non conventionnels sont – comme les conventionnels – des gaz dit naturels, car extraits du sous-sol. Ces gaz naturels sont principalement composés de méthane (dont la molécule, constituée d’un atome de carbone et de quatre atomes d’hydrogène, en fait l’hydrocarbure le plus simple et le plus pauvre en carbone). Ils se différencient ainsi d’autres gaz obtenus industriellement, comme le butane, le propane, ou ce qui autrefois s’appelait gaz d’éclairage ou gaz de ville. Ce dernier, obtenu à partir de la houille ou du bois, contenait de l’hydrogène, du méthane et du monoxyde de carbone qui en faisait un produit toxique.

La différenciation entre ces gaz dits conventionnels et non conventionnels vient de la nature de la roche dans laquelle ils sont retenus et de leur capacité à en être extraits ou expulsés facilement par les techniques d’exploitation industrielle d’hydrocarbures.

Comment se forment-ils ?

Rappelons que c’est de la matière organique, piégée dans des bassins sédimentaires, qui est à l’origine de la formation des hydrocarbures. Cette matière organique est enfouie puis transformée progressivement sous l’effet de l’augmentation de la température. Elle produit ainsi, par maturation, d’une part les hydrocarbures, et d’autre part une phase carbonée solide appelée kérogène. Dans les premiers stades du processus, et avant la réduction de la perméabilité des roches sédimentaires, la plupart des hydrocarbures fluides et gaz produits s’échappent et migrent vers la surface.

Le système pétrolier et gazier

Les restes fossilisés de végétaux aquatiques ou terrestres et de bactéries s’accumulent au fond des océans, des lacs ou dans les deltas. Appelés kérogène, ces résidus organiques sont préservés dans des environnements où les eaux sont dépourvues d’oxygène, se mêlant ainsi aux sédiments minéraux pour former la roche-mère.

Pendant des dizaines de millions d’années, de nouveaux sédiments vont continuer à s’accumuler, entraînant la roche-mère à de grandes profondeurs. Généralement entre 2500 et 5000 m, et sous l’action des hautes températures qui y règnent, le kérogène se transforme (craquage thermique) en pétrole liquide accompagné de gaz. À plus de 5000 m, le pétrole « craque » à son tour et se transforme en gaz.

Plus légers que l’eau, le pétrole et le gaz remontent le long des niveaux de roches poreuses (roche-réservoir) dans lesquels ils sont confinés si ceux-ci sont surmontés de roches imperméables (roche-couverture). Si rien ne les arrête, ils suintent à la surface. C’est l’origine des « mares » de pétrole (exploitées pendant l’Antiquité et décrites par Marco Polo) que l’on peut voir par exemple au Moyen-Orient ou au Venezuela. S’ils rencontrent des « défauts » dans le système de drains qui les mène vers la surface (tels que des plis), ils viennent s’y accumuler.

Ce sont ces pièges à pétrole et à gaz que recherchent les explorateurs pétroliers dans les gisements conventionnels. Les hydrocarbures piégés dans la roche-mère forment du pétrole ou du gaz de schiste qui sont exploités dans les gisements non conventionnels.

Dans un même bassin sédimentaire on peut donc trouver des gisements conventionnels et non conventionnels.

Les trois hydrocarbures de roche-mère sont :

• Les huiles de schiste (oil shale) : hydrocarbures produits par distillation de schistes bitumineux extraits à faible profondeur. Le gisement d’Autun a été exploité jusqu’en 1957. Les schistes bitumineux sont des argiles riches en matière organique, mais dont l’enfouissement a été insuffisant pour former des hydrocarbures.
• Les pétroles de schiste (shale oil) sont issus des roches-mères qui ont subi un enfouissement suffisant pour que des hydrocarbures aient pu se former (« fenêtre à huile »). La totalité ou une partie de ces hydrocarbures est restée piégée dans les argiles sous forme liquide.
• Les gaz de schiste (shales gas, gas shales) sont issus des roches-mères ayant subi un enfouissement suffisamment important (> 3-4 km) pour avoir généré des hydrocarbures gazeux. Le grisou est un gaz dont la roche-mère est le charbon.

Source : IFPEN

Au cours de ce trajet, guidés par les structures perméables, ils peuvent être bloqués dans les pièges que constituent les roches-réservoirs (se forment alors les gisements dits conventionnels).

Mais si la roche initiale (appelée roche-mère), riche en kérogène, a perdu sa perméabilité avec le départ des hydrocarbures et des gaz, elle n’a pas pour autant perdu tous ses hydrocarbures : tous ne se sont pas échappés et le kérogène lui-même possède encore des capacités de maturation, capacités dépendant à la fois des conditions de température alors atteintes et de la nature de la matière organique initiale. Dans la roche-mère, le gaz se localise dans les espaces inter-granulaires, en adsorption sur les surfaces minérales et organiques et en inclusion dans des structures en forme d’oignon d’échelle nanométrique qui caractérisent les kérogènes.

La matière organique initiale peut être soit d’origine terrestre (essentiellement débris de végétaux), soit d’origine marine (débris d’algues et de micro-organismes marins). Selon les teneurs en atomes d’hydrogène, de carbone et d’oxygène de la matière organique initiale, seront générés des hydrocarbures à l’état de gaz (forte teneur en hydrogène) ou liquides (forte teneur en carbone). La combinaison de la nature de la matière organique initiale avec le degré d’enfouissement, la température et le temps de maturation vont ainsi permettre de générer, dans la roche-mère, deux grandes catégories de gaz : le gaz de schiste pour les matières organiques d’origine marine et le gaz de houille (« grisou » dans les mines de charbon) pour les matières d’origine terrestre. Du fait de cette nature initiale différente, le gaz de schiste est généré à des températures, et donc des profondeurs, plus grandes que le gaz de houille.

Comment les exploiter ?

Dans le cas des gaz conventionnels, le gaz – avec le pétrole, le gaz carbonique et l’eau – est piégé dans une roche poreuse et perméable, comme un sable, un grès ou un carbonate, dans laquelle des espaces libres existent entre des grains minéraux assez gros (taille submillimétrique ou plus) offrant ainsi à la fois un espace de stockage et de circulation. L’étanchéité du système est assurée verticalement par une couche peu perméable composée de minéraux très fins et compacts, majoritairement des argiles. L’ensemble ainsi constitué par la roche poreuse et perméable coiffée par une couche imperméable dans une disposition géométrique adéquate, un pli par exemple, peut constituer un réservoir. Lorsqu’il est percé par un forage, ce réservoir peut alors librement laisser échapper, par différence de pression ou de densité, ses hydrocarbures vers l’extérieur.

Dans le cas des gaz non conventionnels, le gaz est contenu dans une roche à grain très fin, la roche-mère, peu perméable, n’offrant pas de possibilité de circulation entre les minéraux. En conséquence, ces roches ne laissent pas échapper spontanément leurs hydrocarbures lorsqu’elles sont atteintes par un forage. À la différence d’une roche-réservoir perméable, l’extraction d’hydrocarbures à partir d’une telle roche-mère doit donc être assistée par l’augmentation de la perméabilité. La technique la plus facile, et la plus employée actuellement, est la fracturation hydraulique par injection d’un fluide (eau le plus souvent) et la mise en place dans la fracture créée d’un matériel granulaire de soutènement (sable) qui maintient la perméabilité. La fracturation hydraulique est réalisée après la fin du forage. On retire la boue de forage et on injecte sous haute pression le fluide de fracturation composé généralement de 95 % d’eau, de 4,5 % d’agent de soutènement (sable) qui s’injecte dans les fractures nouvellement créées et les empêchent de se refermer, et de 0,5 % d’additifs chimiques dont la composition dépend du contexte géologique.

Où les trouve-t-on ?

Dans les bassins sédimentaires, les roches-mères sont des roches abondantes, visibles à l’affleurement, par exemple dans les Alpes (Dauphiné) sous la forme de marnes noires, de schistes noirs ou parfois de charbon. Certaines périodes de l’histoire géologique, comme le Jurassique et le Crétacé, si célèbres pour leurs dinosaures, ont été particulièrement favorables à la formation de ces roches par sédimentation et conservation d’une matière organique abondante dans les lacs ou dans les bassins des marges continentales. La proportion de kérogène dans la roche-mère de type schiste est supérieure à 1 % en masse, avec une moyenne mondiale autour de 2 %, mais peut parfois dépasser 10 %. Le reste de la roche est formé de minéraux (majoritairement silicates et carbonates, avec quelques sulfures) rassemblant ainsi la dizaine d’éléments chimiques les plus communs sur terre. Ces roches – pauvres en métaux, par nature – ont des contenus en éléments dits « en trace » en général faibles (0,1-0,2 % en masse de la roche). Leur nature varie en fonction des conditions de dépôt et de la contribution en matériel détritique provenant du continent, ce qui entraîne, dans certaines formations, la présence notable d’uranium, vanadium, nickel, molybdène et parfois de lithium.

Le contenu en gaz d’une roche-mère est ainsi le résultat d’une évolution complexe dépendant de nombreux facteurs qui n’ont pas systématiquement été réalisés au cours de l’histoire de la roche. L’estimation du potentiel en gaz d’une roche-mère est ainsi très aléatoire, avec des imprécisions considérables si on ne connaît pas chacun de ces facteurs. De fait, seule l’étude de la roche-mère (in situ ou par prélèvement) permet d’obtenir des données concrètes. Comme dans tout système naturel, la grande variabilité spatiale doit aussi être caractérisée pour obtenir une vision raisonnablement juste des contenus en gaz d’une formation à l’échelle d’un bassin.