Jeudi 18 avril, l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (Opecst) organisait une audition en vue de son rapport sur les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels. L'occasion pour divers experts de présenter un état des lieux.
"La fracturation hydraulique à base d'eau (1) est selon nous la technique fiable et éprouvée", explique Bruno Courme, directeur de Total Shale Gaz Europe. "Il n'y a pas véritablement d'alternatives", acquiesce Pascal Baylocq, président du club de réflexion sur les hydrocarbures de roche mère. "Pour les gaz de schistes, aucune autre technologie n'est disponible, à notre connaissance", renchérit Gilles Pijaudier-Cabot, directeur du laboratoire des fluides complexes et leurs réservoirs. Des avis qui traduisent le message des industriels : la fracturation hydraulique reste incontournable.
Ce message pourrait peser lourd, alors que diverses décisions rouvrent subrepticement le débat. En janvier, Arnaud Montebourg, ministre du Redressement productif, s'est dit favorable à l'extraction du gaz de houille, une exploitation qui pourrait nécessiter le recours à la fracturation hydraulique (voir encart). En février, le gouvernement a rouvert la procédure d'attribution de permis exclusifs de recherches de mines d'hydrocarbures. Le même mois, Delphine Batho, ministre de l'Ecologie, a indiqué vouloir encourager la géothermie à haute température. Enfin, une question prioritaire de constitutionnalité menace la loi du 13 juillet 2011 interdisant la fracturation hydraulique pour l'extraction d'hydrocarbures. Si la QPC aboutit, le rapport de l'Opecst aura probablement une place de choix dans la réflexion du législateur.
Et le gaz de houille ?
C'est Pierre Toulhoat et Bernard Tardieu qui pointent la nécessité, dans certains cas, de recourir à la fracturation hydraulique pour extraire le gaz de houille. Si la houille est naturellement fissurée, la perméabilité n'est cependant pas toujours suffisante en particulier lorsqu'on s'éloigne des anciennes mines de charbon. Ainsi, le bassin houiller français serait globalement deux fois moins perméable que le bassin nord américain, selon des études citées par le directeur scientifique de l'Ineris.
Frederic Briens, directeur général de European Gas Limited (EGL) qui détient des permis en France, explique en substance qu'actuellement les forages d'EGL sont placés à une centaine de mètres des anciens puits miniers et que la perméabilité y est dix fois supérieure au minimum requis.
Les différents risques associés à la fracturation hydraulique font consensus : la consommation d'eau, son traitement en surface, la contamination des aquifères, l'empreinte au sol (environ un hectare pour un cluster réunissant 6 à 8 têtes de puits), la sismicité induite et les émissions de méthane (bouffées de méthane lors de la décantation de l'eau en surface).
Quant à la lixiviation des roches par le liquide de fracturation qui remonte à la surface des métaux lourds ou radioactifs, le problème n'a pas été évoqué avant que Pierre Toulhoat, directeur scientifique de l'Ineris, ne s'en inquiète. Le membre du comité scientifique pour ce rapport de l'Opecst a rappelé que le Sud de la France, supposé être riche en gaz de schiste, était auparavant une source d'uranium. Sur ce sujet, le représentant de Total a simplement indiqué ne pas bien maîtriser la question, renvoyant l'auditoire aux travaux du Centre de recherche sur la géologie de l'uranium (Cregu).
Les principales pistes d'amélioration visent donc à réduire les volumes d'eau, à utiliser un liquide inerte pour réduire la lixiviation, à utiliser des additifs moins toxiques (issus de l'agroalimentaire notamment) et des proppants (sable ou céramique) plus légers, à minimiser les risques de fuite vers les aquifères (cuvelage et cimentation du puits), à améliorer le monitoring des opérations, à traiter l'eau après fracturation et à limiter l'impact au sol. Selon les industriels, cette stratégie d'amélioration est la meilleure, voire l'unique, solution possible.
Autres techniques et autres problèmes
Quant aux alternatives disponibles, Total en a listé une quinzaine plus ou moins matures réparties en cinq catégories. Il y a tout d'abord les techniques de fracturation hydraulique utilisant d'autres liquides : CO2, azote, hélium, propane ou méthanol et diesel. Les quatre autres catégories sont la fracturation électrique, par explosion, mécanique et thermique. Parmi celles-ci, certaines sont inenvisageables, comme la fracturation par explosion nucléaire (déjà testée mais qui donne des résultats catastrophiques, rapporte Bruno Courme). Restent quelques techniques qui ont monopolisé les débats.
Il s'agit tout d'abord de la fracturation au propane. John Trash, directeur général de ecorpStim, a expliqué que l'on injecte du propane liquide qui fracture la roche en se dilatant dans le sous-sol. Il est ensuite récupéré en surface pour être réutilisé. Quelque 1.500 fracturations de ce type ont déjà été réalisées dans le monde. Le principal intérêt est d'"utiliser un fluide moins stratégique pour l'environnement", a estimé Gilles Pijaudier-Cabot, ajoutant que cette substitution réduit la viscosité du liquide permettant une meilleure pénétration du réseau de failles. Pour François Kalaydjian, le propane étant inerte, il ne remobilise pas les métaux enfouis dans le sous-sol. Ce n'est pas le cas du CO2 ou de l'azote qui, comme l'eau, nécessitent des adjuvants. Il s'agit finalement, à l'heure actuelle, d'"une technologie relativement mature", estime le directeur adjoint ressource de l'IFPEN.
Mais cette technique a un gros défaut qui la discrédite aux yeux de Total : le stockage de 200 à 400 m3 de propane sur le site pose des questions de risque industriel et chaque cluster serait alors soumis à la directive Seveso. Des "protocoles renforcés" permettent de gérer ce danger, défend John Trash, évoquant des talus de protection, une distance minimale de 300 m par rapport aux riverains et la présence de pompiers prêts à intervenir.
La fracturation électrique utilise des arcs électriques qui induisent des ondes de pression et fracturent la roche. Au moins deux équipes travaillent sur le sujet au Texas et en Chine. La technique fonctionne relativement bien mais les fissures obtenues sont courtes. Il faudrait donc multiplier le nombre de puits alors que les exploitants souhaitent au contraire limiter l'impact au sol. Ce n'est "pas viable", estime Bruno Courme. François Kalaydjian est moins affirmatif et souligne que si le réseau est moins étendu, il est plus dense, ce qui contrebalancerait l'effet négatif.
Quant aux techniques thermiques, qui consistent à chauffer la roche, elles permettent de transformer les hydrocarbures lourds en huile ou d'assécher la roche mère pour le gaz de schiste, explique Gilles Pijaudier-Cabot. Cette technique est développée par Shell depuis les années 1990 et a donné lieu à un test réussi en 2007 sur un gisement d'huile aux Etats-Unis.
Fracturation, stimulation, massage…
Enfin, les intervenants utilisent différents termes pour parler de la fracturation hydraulique, ce qu'a relevé l'auditoire. Qu'il s'agisse de "fracturation", de "stimulation" ou de "massage" de la roche mère, il s'agit toujours de rouvrir un réseau de fissures de quelques millimètres de large et de quelques dizaines de mètres de long. De même, les intervenants insistent tous sur le fait que la technique est connue et utilisée depuis longtemps dans le domaine pétrolier et en géothermie. D'ailleurs, Jean-Pascal Simard, directeur relations publiques de Vermillon, rappelle que son groupe a effectué 15 fracturations en France entre 2002 et 2008 et deux supplémentaires en 2010.
Certes, mais la sémantique est importante, insiste Bernard Tardieu, président de la commission Energie et Climat de l'Académie des sciences, expliquant être "gêné" par ce qui s'apparente à une édulcoration des termes. C'est "un procès d'intention", répond Bruno Courme, ajoutant que le terme "stimulation" est le plus proche de la réalité car l'opération vise à rouvrir des failles existantes.
Pour le représentant de Total, la stimulation correspond aux "opérations visant à améliorer la capacité d'un réservoir à laisser débiter le fluide qu'il contient vers le puits". Une pratique répandue, que ce soit pour améliorer le taux de récupération d'un gisement ou pour extraire certains hydrocarbures non conventionnels. Celle-ci peut être chimique, c'est-à-dire qu'on utilise par exemple un acide, ou mécanique, on parle alors de fracturation hydraulique.
