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Hydrocarbures non conventionnels et hydrocarbures de roche-mère


Ambiguë, multiforme, la définition même des HNC prête à discussion. Un des experts auditionnés, dans une boutade, les a qualifiés « d’hydrocarbures qu’on ne savait pas extraire il y a encore quelques années ». Forer en offshore à plusieurs centaines de mètres de profondeur relevait alors de techniques non conventionnelles ; c’est aujourd’hui un exercice classique.



On peut toutefois distinguer plusieurs catégories d’hydrocarbures non conventionnels comme le montre le schéma suivant, remis à la mission par l’IFPEN :
  • les pétroles lourds ou extra-lourds, les sables bitumineux ou encore les schistes bitumineux qui contiennent une matière organique et que la transformation naturelle n’a pas encore amenés à l’état d’hydrocarbures classiques. Ces hydrocarbures, qui nécessiteront souvent un raffinage spécial, sont exploités par des techniques intermédiaires entre les techniques pétrolières et minières. Ils ont également parfois besoin de stimulation pour être exploités (fracturation de la roche, technique utilisée depuis la fin des années 1940 pour les pétroles lourds, abaissement de la viscosité avec des additifs, utilisation de gaz pour pousser les hydrocarbures, etc.) ;
  • les hydrocarbures de roche-mère (huile et gaz) qui ont la même composition que les hydrocarbures conventionnels (même maturité de transformation de la matière organique dans le sous-sol sous l’action du temps, de la température et de la pression) mais qui sont restés piégés dans leur roche-mère sans avoir pu migrer dans une roche réservoir (cas des hydrocarbures conventionnels).


Classification des hydrocarbures conventionnels et non conventionnels
Classification des hydrocarbures conventionnels et non conventionnels


De ces considérations découlent trois remarques :
  • il n’est pas surprenant que les réserves d’hydrocarbures de roche-mère soient significativement plus importantes que les réserves d’hydrocarbures conventionnels, puisque ces derniers ne sont que des hydrocarbures de roche-mère à qui la nature a permis de migrer dans une roche réservoir qui, grâce à une couche géologique imperméable, les a conservés jusqu’à nos jours ;
  • les techniques d’exploitation des hydrocarbures conventionnels ne permettent pas d’exploiter les hydrocarbures de roche-mère, puisqu’il va falloir « stimuler » cette dernière pour qu’elle libère les hydrocarbures emprisonnés en son sein. Pour préciser les idées, une roche réservoir conventionnelle aura une perméabilité de l’ordre du milli Darcy alors que la perméabilité d’une roche-mère ne sera que de l’ordre du micro Darcy. Autrement dit, toutes choses égales par ailleurs (pression interne et profondeur du gisement, viscosité de l’hydrocarbure exploité), le débit serait, en ordre de grandeur, environ mille fois plus faible avec une roche-mère qu’avec une roche réservoir. D’où la nécessité de stimuler la production des roches-mères (ou des roches réservoirs insuffisamment poreuses) par les techniques dites de fracturation hydraulique ;
  • il n’y pas réellement de discontinuité conceptuelle entre l’exploitation d’un hydrocarbure conventionnel et celle d’un hydrocarbure de roche-mère. L’un comme l’autre sont piégés dans des roches. Seules changent la profondeur et la perméabilité du piège, qui nécessitent des techniques d’exploitation différentes.

La perméabilité


La perméabilité se mesure en darcys, d’après l’ingénieur français Henri Darcy (1803-1858). « Un darcy correspond à la perméabilité d'un corps assimilé à un milieu continu et isotrope au travers duquel un fluide homogène de viscosité égale à celle de l’eau à 20°C (une centipoise) s’y déplace à la vitesse de 1 cm/s sous l'influence d’un gradient de pression de 1 atm/cm »


Gaz conventionnels et non conventionnels
Gaz conventionnels et non conventionnels


Selon l’AIE, « un réservoir est non conventionnel si sa production requiert la mise en oeuvre de technologies significativement différentes de celles qui sont utilisées dans la plupart des réservoirs en cours d’exploitation » (World Energy Outlook 2010). Plus techniquement, si on excepte les forages offshore, la définition des HNC tient essentiellement dans la valeur du rapport entre la perméabilité de la roche qui contient l’hydrocarbure (roche-mère ou roche réservoir) et la viscosité du fluide emprisonné, ce que l’on nomme la « mobilité du fluide ». Suivant cette valeur, les techniques pour le libérer différeront, et plus elle sera naturellement faible plus il faudra augmenter cette mobilité par stimulation de la roche et abaissement de la viscosité de l’hydrocarbure :

Formule de mobilité du fluide


Certains experts utilisent une définition fondée sur la densité API (American Petroleum Institute). « Par exemple, toutes les huiles de densité API inférieure à 20 sont considérées comme non conventionnelles. Cela comprend les pétroles lourds et extra-lourds (densité API < 10) et les bitumes mais cela ne reflète pas les technologies mises en oeuvre pour les produire. Par exemple, des pétroles de degré API = 20 en offshore profond au Brésil sont produits par des techniques conventionnelles » (AIE, World Energy Outlook 2010). L’AIE considère que « les gaz non conventionnels comprennent les “tight gas”, les gaz de schiste, le CBM (Coal Bed Methane) et les hydrates de gaz », avant d’ajouter en note de bas de page : « dans certains pays, les “tight gas” sont vus comme une continuation des gaz conventionnels et n’en sont pas séparés dans les données statistiques » (World Energy Outlook 2011).

C’est le NPC (National Petroleum Council), aux États-Unis, qui a introduit le terme de fracturation hydraulique, même si la définition reste floue : « Une façon de définir les gaz non conventionnels est la suivante : il s’agit de gaz naturels qui ne peuvent être stimulé par un important traitement en fracturation hydraulique, un puits horizontal, ou des puits multi-branches ou toute technique qui augmente la surface d’échange entre le réservoir et le puits » (Working Document of the NPC Global Oil and Gas Study 2007).

C’est la combinaison de deux techniques qui a démultiplié les capacités d’extraction des gaz non conventionnels (GNC) : le forage horizontal et la fracturation hydraulique de la roche. Cette deuxième technique consiste à injecter, à très haute pression, un mélange d’eau, de sable et de substances chimiques afin de libérer le gaz prisonnier qui est associé à son exploitation.