Benoît,

Quelques précisions, avec mes excuses pour te reprendre. Généralement, les couches de shale gas sont profondément enfouies (tu écris le contraire au paragraphe « forage horizontal »). Il faut, en effet, que la couche d’argile se trouve (ou se soit trouvée, à un moment de son histoire) dans la « fenêtre à gaz », expression consacrée pour désigner une fourchette de profondeurs qui dépend essentiellement du gradient géothermique de la région (gradient qui a pu évoluer au cours des temps géologiques). L’université de Québec a publié un graphique explicatif au lien : http://www2.ggl.ulaval.ca/personnel/bourque/s3/combustibles.fossiles.html. Le géologue Pierre-André BOURQUE (décédé en 2006) avait une grande réputation en la matière.

C’est cette grande profondeur d’enfouissement qui me paraît le meilleur garant de la protection des aquifères de surface, même si chaque situation doit, bien évidemment, être examinée au cas pas cas.

Généralement, la profondeur minimale de génération du gaz se situe autour de 2 500 et même plutôt de 3 000 mètres. Dans le Bassin Parisien, par exemple, les « Schistes-Cartons » du Toarcien, enfouis à des profondeurs allant jusqu’à 2 500 mètres, n’ont pas engendré de gaz. Le Lias inférieur (Hettangien) plus profond de 300 mètres, n’en a pas engendré non plus.

Les cas où les couches de shale gas peuvent être peu profondément enfouies sont les bassins où se sont d’abord accumulées d’énormes quantités de sédiments (5 kilomètres ou davantage) et qui ont ensuite été soumis à une érosion intense, comme la Lorraine, où 3 000 mètres de sédiments ont été érodés à la fin du Paléozoïque. Du coup, les couches se sont trouvées remontées plus près de la surface, et on peut espérer trouver du shale gas en Lorraine à des profondeurs aussi faibles que 1 500 mètres. Le problème est de quantifier les volumes qui ont été engendrés, et ceux qui ont été expulsés, après cette érosion de 3 000 mètres (qui a créé un gradient de pression phénoménal favorable à l'expulsion du gaz vers la surface) sachant que les âges géologiques récents (du Mésozoïque à l’actuel) n’ont plus permis de retrouver des conditions favorables à la maturation de la matière organique. En résumé, lorsque les couches de shale gas sont trop peu profondes (disons moins de 2 000 mètres), le bassin présente de sérieux risques d’avoir déjà perdu l’essentiel de sa matière organique (reparti vers l’atmosphère), et il reste sans doute peu à récupérer. Si tu as le courage de te farcir un texte rébarbatif (même pour moi, qui suis pétrolier, mais non géologue), j’ai un rapport très intéressant de l’IFP que je peux t’envoyer en mail perso.

C’est le gaz de charbon que l’on exploite à des profondeurs généralement plus faibles (500 à 1 500 mètres). On y fait des fracturations hydrauliques, mais avec généralement moins d’eau et de produits chimiques. L’adsorption du méthane est un mécanisme de piégeage du gaz très intéressant, puisqu’il permet d’observer des volumes de gaz plus importants, aux faibles profondeurs, que ce qui serait piégé dans des réservoirs conventionnels de mêmes dimensions géométriques, aux mêmes profondeurs.

Un dernier détail : la porosité est un paramètre indépendant de la perméabilité. On peut avoir des roches très poreuses (et la craie en est un excellent exemple), mais de perméabilité misérable. C’est cette dernière caractéristique, et elle seule, qui classe un gisement dans le « tight gas », quelle que soit la porosité de la roche. De la même façon, les argiles (shale gas) peuvent être relativement poreuses (on peut atteindre 12% de volume de pores), mais la perméabilité est atroce. On parle de fractions de microdarcy, sachant que 1 millidarcy est souvent la définition du tight gas.

""C’est cette grande profondeur d’enfouissement qui me paraît le meilleur garant de la protection des aquifères de surface, même si chaque situation doit, bien évidemment, être examinée au cas pas cas""

Il n'y a pas que les aquiferes de surface. Les aquiferes peuvent etre à n'importe quelle profondeur et il peut y avoir des aquiferes de surface et des aquiferes plus profonds(Exemples nombreux dans differents bassins sedimentaires). Il est evident q'une contamination à plus grande profondeur ne va pas se manifester immediatement sachant que la circulation des fluides "n'est pas du debit Et s'il y a contamination qui va aller le dire et qui va aller la verifier?. Pour controler les contaminations il faudrait faire du "monitoring" tout autour des

René,

Vous avez raison, les aquifères peuvent être n’importe où. C’est pourquoi chaque projet doit être étudié dans son contexte géologique particulier. J’ai parlé des aquifères de surface parce que c’est le plus souvent dans les premières centaines de mètres sous la surface que l’on trouve les aquifères d’eau douce. Plus profond, on ne trouve plus que des aquifères fossiles, salés. Un aquifère valable pour l’approvisionnement en eau potable dépend de son alimentation régulière par infiltration des eaux de pluie aux affleurements, ce qui exclut généralement les zones profondes où la continuité hydraulique est mal assurée. La carte géologique de la France mentionne généralement le niveau géologique le plus profond où l’on peut trouver des eaux douces : dans le sud du département de la Meuse, par exemple, c’est le calcaire à chailles de l’Oxfordien moyen, que l’on rencontre à quelques centaines de mètres au maximum. Au-dessous, les eaux sont salées et impropres à la consommation. Je me répète, l’identification des aquifères d’eau potable doit être faite pour chaque projet (c’est dans la notice d’impact du projet), et les programmes de forage doivent préciser les mesures prises pour les traverser en forage sans les contaminer.

Les argiles litées (et le terme de schistes est à cet égard une traduction trompeuse) ne sont pas propices à la fracturation hydraulique. Au contraire, pour qu’une argile puisse se fracturer convenablement, avec un développement vertical de la fracture, il faut qu’elle contienne une bonne quantité de matériaux non argileux, comme des sables. C’est l’objet de la pré-reconnaissance par forage, qui permet de prélever des carottes, aux fins d’analyse géochimique (pour compléter la connaissance déjà bonne que l’on a d’un bassin après de nombreux forages d’exploration classiques) mais surtout minéralogique et géomécanique, pour comprendre comment la roche va se comporter sous contraintes. Il va certainement se trouver beaucoup de bassins sédimentaires qui vont être condamnés parce que la roche-mère n’est pas propice à la fracturation hydraulique.

Pour ce qui est de la perméabilité des argiles, elle n’est pas rigoureusement nulle. C’est, actuellement, l’un des problèmes de l’ANDRA d’évaluer la perméabilité des argiles du Callovien de la région de Bure (vers 450 mètres de profondeur, confirmant, par là même, qu’il n’y a plus d’aquifères d’eau potable dans le Callovien et au-dessous), où il est envisagé d’enfouir des déchets nucléaires. On parle de nanodarcy, mais pas de zéro darcy (l’unité de perméabilité). C’est une information capitale en cas d’épandage accidentel de produits hautement radioactifs en sous-sol.

Pour ce qui est des liquides ressortis du trou après la fracturation hydraulique, je n’ai pas d’idée. Seul le retour d’expérience de l’EPA permettra de se faire une idée des pourcentages de fluides récupérés par rapport à ce qui a été injecté. En France, les fluides sortis des puits font l’objet d’un contrôle rigoureux : contrôle des douanes pour le pétrole brut, contrôle de l’acheteur – volumes et qualité - pour le gaz naturel, bordereaux de transferts de déchets solides et liquides pour tous déchets quittant le site à destination d’une station de traitement (déchets liquides) ou d’une décharge contrôlée (pour les déchets solides). Il reste à contrôler avec l’inventaire des produits consommés pour savoir ce qui est resté au fond, le cas échéant.

http://www.nytimes.com/2011/02/27/us/27gas.html?pagewanted=1&_r=2&ref=us

Le probleme et la gravite sont la c'est que la dissolution de la roche et du contenu de celle-çi fait que, plus que le contenu de ce qui est connu et injecte, on recupere un tas de produits et composants dissous dans le liquide recupere, ou non, en surface et c'est ça qui n'est pas traite  de facon correcte comme le souligne l'article. En particulier des elements radioactifs naturels qui sont mis en circulation par la fracturation et la dissolution de la roche.

Benoît,

Je rebondis sur ton message, et sur celui d’ecospam qui suit. Faut-il « traquer » les dernières gouttes d’huile (= de pétrole) de la planète ? Qu’il s’agisse de pétrole de schiste ou de gisements de pétrole conventionnel n’est pas très important, ce qui compte étant l’EROEI final (well-to-wheel). La question travaille évidemment les pétroliers conscients du peak oil. Ceux-ci ne sont sans doute pas majoritaires, mais ils se trouvent, comme moi, dans une situation parfaitement schizophrène. Faut-il continuer à alimenter une machine devenue folle, sachant qu’elle nous conduit droit dans le mur ? Faut-il, au contraire, contribuer au nécessaire ralentissement ? Les quelques pétroliers qui se posent la question aboutissent généralement à la conclusion qu’il faut continuer. Il ne s’agit pas là d’égoïsme primaire, de cupidité, de carriérisme ou de quelque autre considération individualiste, loin s’en faut. Au contraire, il s’agit de pragmatisme. Il est évident, aux yeux de cette population réduite des pétroliers conscients du peak oil, que la solution est essentiellement à rechercher du côté de la demande de combustibles et de carburants fossiles. C’est le boulot des politiques. On sait ce qu’il faut penser de ces gens dont l’horizon n’excède pas la prochaine élection, alors qu’il faudrait des visionnaires de long terme. La seule solution est la décroissance, en particulier chez les populations les plus favorisées. Une certaine frugalité des Occidentaux est absolument nécessaire dans la transition vers une société plus viable sur le long terme.

Dans la mesure où il est patent que les politiques ne feront rien, même lorsque le mur sera en vue, même des myopes, il reste à décider, en son âme et conscience, s’il faut continuer à alimenter la machine en aidant à trouver et à exploiter toujours plus de pétrole. J’ai eu l’occasion d’en débattre en tête à tête avec Alain PERRODON, l’un des pionniers de la théorie du peak oil. Pour lui, comme pour moi d’ailleurs, il faut continuer, de façon à atténuer le choc (le cataclysme) qui va bientôt nous atteindre. La profession pétrolière est un métier de vieux. Je lisais récemment que 50% des pétroliers vont atteindre l’âge de la retraite d’ici 2015, et 80% d’ici 2020. Cela est cohérent avec la pyramide des âges des compagnies pétrolières, au moins pour les occidentales. Grâce à ces formidables capitaines d’industrie, couverts de breloques élyséennes, qui ont passé les années 1986 à 2001 à détruire des emplois et à ne jamais recruter créer de la valeur, cette pyramide des âges est totalement déséquilibrée. Je ne me permettrai pas d’affirmer que l’inexpérience des jeunes recrues en charge des opérations de forage de BP est un des éléments de la catastrophe de Macondo, mais je ne peux pas m’empêcher de le penser. Je serai curieux de savoir qui produira les hydrocarbures de 2020 à 2030, lorsque l’idée de la nécessaire décroissance se sera imposée (décroître n’est pas tout arrêter du jour au lendemain ; au contraire, c’est préparer un atterrissage en douceur dans un monde qui sera moins dépendant des énergies fossiles). Si les anciens comme moi (57 ans) ne continuent pas à faire le boulot et à transmettre aux générations montantes, on voit mal comment la décroissance pourra se dérouler en bon ordre, avec un aussi faible effectif de jeunes pétroliers mal formés, à supposer d’ailleurs qu’il s’en trouve qui ne soient pas découragés par l’image négative que les individus médiatiques donnent à ce métier. La situation va bientôt devenir similaire à celle des houillères, où le savoir-faire a fini par disparaître avec les derniers mineurs. C’est pourquoi les pétroliers responsables considèrent, certes avec réticence, qu’il faut continuer, de façon à obtenir une transition énergétique la moins ravageuse possible. Et s’il faut en passer par les pétroles et les gaz de schistes, il ne faudra pas s’interdire d’y avoir recours, pour autant que les nécessaires garde-fous aient été mis en place. Dans le cas des hydrocarbures de schistes, ces garde-fous sont au nombre de 3 : il faut que l’EROEI soit fortement positif (au moins 4 ou 5 kwh par kwh investi), que la question de l’approvisionnement en eau des chantiers soit pensée de façon à ne pas entrer en concurrence avec les usages plus nobles de l’eau, eau potable et usages agricoles, et enfin que les risques de contamination des aquifères de surface soient strictement encadrés par les pouvoirs publics.

Je me répète, et je rejoins ecospam et Jean-Marc JANCOVICI, mais il est impératif de travailler prioritairement sur la demande de combustibles fossiles. Refuser les gaz et pétrole de schistes tout en consommant massivement des produits fossiles pour son chauffage et pour ses déplacements est tout aussi hypocrite que de prétendre les hydrocarbures de schistes parfaitement anodins.