B. LA STIMULATION PAR D'AUTRES PROCÉDÉS PHYSIQUES
D'après Total, la fracturation par explosif serait, d'un strict point de vue technique, une voie envisageable, ne nécessitant ni eau ni additifs. Elle a fait l'objet de procédés commercialisés.
Deux autres pistes explorées doivent être mentionnées au moins à titre prospectif. Il s'agit de procédés électriques et thermiques.
1. La fracturation par arc électrique
Il s'agit de passer d'une sollicitation statique de la roche à une sollicitation dynamique, afin de fragmenter le matériau en sorte de créer un réseau très dense - plutôt que très étendu - de fissures. Cette technique a notamment été étudiée au laboratoire des fluides complexes et leurs réservoirs de l'Université de Pau et des Pays de l'Adour.
Le chargement appliqué à la roche est une onde de pression générée par une décharge électrique entre deux électrodes placées dans le puits de forage, rempli d'eau. La durée de cette onde est de l'ordre de la centaine de microsecondes. Cette onde est transmise à la roche par le fluide présent dans le puits. Elle crée une microfissuration dont la densité décroît lorsqu'on s'éloigne de ce puits.
APPLICATIONS DE CHOCS ÉLECTRIQUES DANS UN PUITS PÉTROLIER
Source : thèse de Wen Chen sur la fracturation électrique des géomatériaux (2010)
Total, qui a commandé des recherches sur la fracturation par arc électrique et déposé deux brevets à ce sujet en mars 2011, considère que ce n'est pas pour le moment une alternative viable à la fracturation hydraulique à base d'eau, notamment car elle ne permet de stimuler que la proximité immédiate du puits . Cette technique aurait toutefois un intérêt pour d'autres applications.
Si l'électro-fracturation permet de se passer de produits chimiques, elle implique la gestion d'installations électriques en surface. Ses conséquences sur l'environnement restent à étudier.
2. La fracturation par procédé thermique
Des procédés de chauffage ont déjà été utilisés par l'industrie pétrolière pour améliorer le taux de récupération des huiles ou pour accélérer la maturation de la matière organique (dans le cas des schistes bitumineux par exemple).
La fracturation par effet thermique consiste à chauffer le matériau afin de déshydrater la roche, ce qui conduit à une rétractation et donc à une fissuration de celle-ci. L'espace libéré par l'eau augmente la porosité et donc la perméabilité de la roche. L'expulsion de l'eau favorise celle des hydrocarbures. Par ailleurs, le chauffage a pour effet d'augmenter la maturation du kérogène ou de favoriser la transformation d'hydrocarbures liquides et visqueux en composés gazeux légers.
Les verrous scientifiques à lever avant d'utiliser à grande échelle cette technologie sont considérables, s'agissant notamment des réponses à apporter aux enjeux environnementaux.
AVANTAGES ET INCONVÉNIENTS DES PRINCIPALES TECHNIQUES ALTERNATIVES
À LA FRACTURATION HYDRAULIQUE À BASE D'EAU
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Principe |
Avantages |
Inconvénients |
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Multi-drain : forer une multitude de petits drains latéraux à partir d'un puits pour augmenter la surface de contact |
Faible usage d'eau Absence d'additifs |
Le nombre de drains à forer serait trop élevé dans le cas des HNC |
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Flambage : enlever un volume de roche pour créer par effondrement limité en profondeur des fractures |
Faible usage d'eau Absence d'additifs |
Pas de retour d'expérience |
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Découpe : créer mécaniquement des fissures dans la roche |
Faible usage d'eau Absence d'additifs |
Au stade de la R&D |
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Explosifs conventionnels : Mise à feu d'un ergol qui libère du gaz à haute pression, ce qui permet la fracturation de la roche |
Absence d'eau Absence d'additifs Méthode commercialisée (groupe Expro) |
Difficulté de stimuler un large volume de réservoir Risques d'explosion en surface Toxicité des résidus |
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Fracturation électrique -Arc : créer une onde acoustique dans le puits à proximité du réservoir, à l'aide d'un arc électrique -Autre procédé dit HPP : envoyer des pulses de pression à partir du puits pour désagréger la roche |
Faible usage d'eau Absence d'additifs |
Au stade de la R&D Ne permet de stimuler que la proximité immédiate du puits donc insuffisamment efficace |
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Fracturation au méthanol ou au diesel |
Pas d'usage d'eau Faible nombre d'additifs Technique opérationnelle |
Risques en surface (déversement, explosion) Risque de contamination en cas de perte d'étanchéité du puits |
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Stimulation au propane |
Pas d'usage d'eau Faible nombre voire absence d'additifs Peu ou pas de réaction avec le substrat Technique opérationnelle |
Infrastructures supplémentaires en surface Risques en surface (explosion) Risque de contamination en cas de perte d'étanchéité du puits |
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Usage d'hélium cryogénisé comme fluide de base : forte expansion du gaz lors de son réchauffement dans le sous-sol |
Pas d'usage d'eau |
Au stade de la R&D Coûts Approvisionnement Ne permet pas l'emploi de proppant |
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Usage d'azote comme fluide de base |
Pas d'usage d'eau Faible nombre d'additifs Déjà appliqué |
Restriction de profondeur Faible volume de réservoir stimulé Ne permet pas l'emploi de proppant Besoin de fortes capacités de compression |
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Usage de CO 2 comme fluide de base |
Pas d'usage d'eau Faible nombre d'additifs Déjà appliqué |
Faible volume de réservoir stimulé Possible limitation de température Coût du CO 2 Dégagement de CO 2 Usage de glycol Risque de réaction avec le substrat (H 2 S par exemple) |
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Usage de mousse (émulsion stable entre eau et un gaz : CO 2 ou azote) |
Réduire la quantité d'eau Améliore le transport du proppant Meilleure pénétration dans la formation |
Besoin d'additifs (surfactants...) Besoin en transports plus importants Infrastructures plus importantes Nécessite l'usage de CO 2 (émissions) Coût du CO 2 Risque de réaction du CO 2 avec le substrat (H 2 S par exemple) Besoin de fortes capacités de compression (azote) Risques associés à un stockage de gaz en surface. |
(d'après : Total)