STOP GAZ DE SCHISTE ! (Ni ici Ni Ailleurs)

(!) Info minute – Revue de Presse

Les États-Unis misent sur des décennies abondantes en gaz naturel pour alimenter la reprise économique. Ce n’est peut-être qu’un vœu pieux. Après l’étude publiée par J. David Hugues du Post Carbon Institute dont nous rendions compte ici, c’est au tour de la revue Nature de s’interroger sur les prévisions publiées par les organismes d’État, les cabinets conseils et de les opposer à celles effectuées par une équipe pluridisciplinaire de l’Université du Texas à Austin. Le gaz abondant pendant des décennies est très probablement une chimère qui ne fait qu’alimenter la spéculation. Dans ce qui suit, seules les questions de prévisions sont examinées. Il ne s’agit pas ici d’évoquer les conséquences désastreuses de l’exploitation des gaz et pétrole de schiste.

Cet article est adapté d’une traduction par nos soins de l’article de Mason Inman publié le 03.12.2014 sur le site de la revue Nature.

Lorsque le président américain Barack Obama parle de l’avenir, il prévoit une économie américaine florissante alimentée dans une large mesure par de vastes quantités de gaz naturel produites par les puits forés sur le sol des Etats-Unis : «En Amérique, nous disposons de quantités de gaz pouvant assurer un approvisionnement pour près de 100 ans» déclarait-il dans son discours sur l’État de l’Union en 2012.

La déclaration d’Obama reflète un optimisme qui imprègne les États-Unis. Et ce, parce que le développement de la fracturation hydraulique a permis de produire à un prix relativement bas du gaz naturel extrait de la roche compacte connue sous le nom de « schiste ». Dans tout le pays, des termes tels que «révolution du schiste» et «abondance énergétique» résonnent dans les conseils d’administration.

Les entreprises misent gros sur les prévisions de gaz naturel abondant et pas cher. Au cours des 20 prochaines années, l’industrie et les producteurs d’électricité des États-Unis devraient investir des centaines de milliards de dollars dans de nouvelles usines qui comptent sur le gaz naturel. Et des milliards de dollars de plus affluent dans la construction d’installations d’exportation qui permettront aux États-Unis d’acheminer le gaz naturel liquéfié vers l’Europe, l’Asie et l’Amérique du Sud.

Or tous ces investissements sont basés sur l’hypothèse que la production de gaz des États-Unis va croitre pendant des décennies, en droite ligne avec les prévisions officielles de l’EIA (Agence américaine de l’énergie). Adam Sieminski, le directeur de l’agence déclarait l’année dernière: « Pour ce qui concerne le gaz naturel, à l’EIA nous n’avons absolument aucun doute que la production puisse continuer à croître continuellement jusqu’en 2040. »

Avec les entreprises qui tentent d’extraire le gaz de schiste en quantités importantes, aussi vite que possible et pour l’exportation, «nous assurons nous-mêmes la mise en place d’un fiasco majeur».

Mais un examen attentif des hypothèses soutenant de telles prévisions de croissance suggère qu’elles peuvent être trop optimistes, en partie parce que les prévisions du gouvernement s’appuient sur des études globales basées sur les grands gisements de schiste. A présent, les chercheurs font des analyses beaucoup plus fines de ces gisements et produisent des prévisions plus conservatrices. Ils calculent que ces grands gisements de schiste disposent de relativement peu de sites où il sera rentable d’extraire le gaz.

Pour Tad Patzek, chef du département pétrole, ingénierie et géo systèmes de l’Université du Texas à Austin, et membre de l’équipe qui effectue ses analyses approfondies, ces résultats sont de «mauvaises nouvelles». Avec les entreprises qui tentent d’extraire le gaz de schiste en quantités importantes, aussi vite que possible et pour l’exportation, «nous assurons nous-mêmes la mise en place d’un fiasco majeur».

Et cela pourrait avoir des répercussions bien au-delà des États-Unis. Si la production de gaz naturel des États-Unis tombe, les projets d’exportation de grandes quantités pourraient s’évaporer. Et les pays qui espèrent développer l’exploitation de leurs propres gisements de gaz de schiste pourraient bien changer leur fusil d’épaule. Pour Paul Stevens, économiste de Chatham House, un think tank basé à Londres « si on anticipe que tout cela va finir dans les larmes aux États-Unis, cela va certainement avoir un impact sur l’enthousiasme dans différentes parties du monde».

L’idée selon laquelle le gaz naturel sera abondant est un net changement des perspectives les plus pessimistes qui prévalaient jusqu’il y a environ cinq ans. Tout au long des années 1990, la production américaine de gaz naturel a plafonné en plateau. Avec le gaz qui alimente un quart des besoins énergétiques des États-Unis, l’idée selon laquelle l’approvisionnement domestique diminuerait et que le pays deviendrait dépendant des importations prévalait. Jusqu’en 2008, l’EIA, qui recueille des données sur l’énergie et fournit une perspective à long terme de l’énergie aux États-Unis, prévoyait que la production américaine de gaz naturel resterait très stable pour les prochaines décennies.

Puis le boom du schiste a pris tout le monde de court. Il s’est développé par la mise en œuvre de la fracturation hydraulique, dont la technologie existait depuis des décennies – mais était considérée comme trop coûteuse lorsque les prix du gaz étaient faibles. Toutefois, dans les années 2000, les prix ont atteint un niveau suffisamment élevé pour inciter davantage d’entreprises à fracturer les formations de schiste. En combinant cette technologie à de nouvelles techniques de forage de longs puits horizontaux, les États-Unis ont poussé la production de gaz naturel à un niveau tel que le pays a retrouvé le rang qu’il avait déjà occupé quelques décennies auparavant à savoir celui de premier producteur mondial de gaz naturel.

Un riche sous-sol

Une grande partie de ce succès vient du gisement de schiste dit gisement de Marcellus, qui s’étend à travers la Virginie de l’Ouest, la Pennsylvanie et New York. A travers des collines couvertes de forêts denses, les entreprises ont investi dans plus de 8000 puits sur plusieurs années, et poursuivent leurs forages au rythme de 100 de plus chaque mois. Chaque puits se développe verticalement sur environ deux kilomètres de profondeur avant de bifurquer à l’horizontale et de serpenter sur plus d’un kilomètre à travers le schiste. Le gisement de Marcellus fournit désormais 385 millions de mètres cubes de gaz par jour, ce qui est plus que suffisant pour fournir la moitié du gaz brûlé dans les centrales américaines.

Une partie importante du reste de la production de gaz des États-Unis provient de trois bassins de schiste – celui de Barnett au Texas, le Fayetteville dans l’Arkansas et l’Haynesville, qui chevauche la frontière entre la Louisiane et le Texas. Ensemble, ces «quatre grandes» formations géologiques rasseblent plus de 30 000 puits et comptent pour les deux tiers de la production actuelle de gaz de schiste américain.

L’EIA – comme presque tous les autres organismes effectuant des prévisions – n’a pas vu venir le boom et a constamment sous-estimé la quantité de gaz qui proviendrait du schiste. Mais alors que le boom se développait, l’Agence a  revu très nettement à la hausse ses prévisions à long terme pour le gaz de schiste. Dans ses Perspectives Annuelles de l’Energie de 2014 (Annual Energy Outlook 2014), le «scénario de référence » – basée sur une perspective d’augmentation graduelle des prix du gaz, lesquels resteraient toutefois relativement faibles – montre une production américaine croissante jusqu’en 2040, tirée par de fortes augmentations dans le gaz de schiste.

L’EIA n’a pas publié ses projections réalisées pour chacun des différents gisements de gaz de schiste, mais elle a permis à la revue Nature d’y accéder. Dans les dernières prévisions de référence, la production des quatre grands gisements devrait continuer à augmenter rapidement jusqu’en 2020, puis se stabiliserait en plateau pendant au moins 20 ans. Les autres gisements de gaz de schiste permettraient de prolonger le boom jusqu’en 2040 (voir plus haut le schéma «bataille des prévisions»).

Les analystes de l’industrie pétrolière créent leurs propres prévisions de production de gaz de schiste qui tombent généralement dans les mêmes proportions que l’évaluation de l’Agence de l’Energie Américaine (EIA). A ce titre, l’économiste Guy Caruso du Centre d’études stratégiques et internationales de Washington DC, et qui est un ancien directeur de l’Agence déclare : « Les perspectives de l’EIA sont assez proches du consensus ». Cependant, ces consultants ne mettent que rarement à disposition les détails de leurs prévisions. « Il est donc difficile d’évaluer et de discuter de leurs hypothèses et méthodes», soutient Ruud Weijermars, un géologue à la Texas A&M University à College Station. Les études de l’industrie et des cabinets de conseil sont «entièrement différente de celles faisant l’objet d’une revue par les pairs (peer-review) dans le domaine », ajoute-t-il.

Pour fournir des prévisions rigoureuses et transparentes de la production gaz de schiste, une équipe d’une douzaine de géologues, d’ingénieurs pétroliers et d’économistes de l’Université du Texas à Austin a passé plus de trois ans à effectuer un revue systématique de l’ensemble des études des principaux gisements de schiste. La recherche a été financée par un don de 1,5 million de dollars de subvention de la Fondation Alfred P. Sloan à New York, et les résultats ont été publiés progressivement dans des revues académiques^{1 2 3 4 5} ainsi que dans des présentations lors de conférences. Ce travail est celui qui fait le « plus autorité » dans ce domaine jusqu’à présent, déclare Weijermars.

Si les prix du gaz naturel devaient suivre le scénario produit par l’EIA dans son rapport annuel 2014, l’équipe du Texas prévoit que la production des quatre grands gisements culminerait en 2020, puis déclinerait. En 2030, ces gisements produiraient alors seulement environ la moitié de ce que prévoit l’EIA. Même les scénarios les plus conservateurs de l’Agence semblent être plus élevés que les prévisions de l’équipe du Texas. « De toute évidence, elles ne sont pas vraiment en accord avec les résultats de l’EIA » ajoute Patzek.

L’équipe du Texas, en revanche, divise chaque gisement en blocs d’un mile carré (2,6 kilomètres carrés) – une résolution au moins 20 fois plus fine que celle de l’EIA.

La principale différence entre les prévisions de l’université texane et l’EIA peut venir du niveau de précision dans les recherches effectuées lors de chacune des évaluations. L’EIA décompose chaque gisement de schiste par comté, et calcule une productivité moyenne des puits de cette zone. Mais les comtés couvrent souvent plus de 1000 kilomètres carrés, une superficie assez grande pour contenir des milliers de puits horizontaux fracturés. L’équipe du Texas, en revanche, divise chaque gisement en blocs d’un mile carré (2,6 kilomètres carrés) – une résolution au moins 20 fois plus fine que celle de l’EIA.

Le niveau de résolution est important car pour chaque gisement, il existe des zones plus faciles [the sweet spots] qui produisent beaucoup de gaz, et de vastes zones où les puits sont moins productifs. Les entreprises essayant de cibler d’abord les zones les plus faciles [sweet spots], les puits forés dans l’avenir risquent d’être moins productifs que ceux actuellement en production. Le modèle de l’EIA jusqu’à présent a supposé que les futurs puits seraient au moins aussi productifs que les puits en production ces dernières années dans le même comté. Mais pour M. Patzek cette approche «conduit à des résultats beaucoup trop optimistes».

La haute résolution des études du Texas permet à leur modèle de distinguer les zones faciles [sweet spots] des zones marginales. En conséquence, indique Scott Tinker, géologue de l’Université du Texas à Austin et co-responsable de l’étude, « nous avons été en mesure de dire, mieux que dans le passé, à quoi ressemblerait un futur puits ».

Les études du Texas et de l’EIA diffèrent également dans leur façon d’estimer le nombre total de puits pouvant être économiquement rentables à forer dans chaque gisement. L’EIA n’indique pas explicitement ce nombre, mais son analyse semble exiger plus de puits que l’évaluation du Texas, laquelle exclut les zones où les forages seraient difficiles, comme sous les lacs ou les grandes villes. Ces caractéristiques du modèle ont été choisies pour coller à la réalité des pratiques, indique Tinker. Elles sont basées sur la longue expérience des membres de l’équipe dans l’industrie du pétrole.

Alternative Futures

Les prévisions plus basses du Texas sont comparables à quelques autres études indépendantes qui utilisent des méthodes plus simples. Des études menées par Weijermars⁶ , ainsi que Mark Kaiser⁷ de l’Université d’État de Louisiane à Baton Rouge et du géologue David Hughes⁸ (à la retraite Commission géologique du Canada), suggèrent qu’une augmentation de la production, comme dans les prévisions de l’EIA, exigerait une augmentation significative et soutenue des forages dans les 25 prochaines années, ce qui ne peut pas être rentable.

Certains initiés de l’industrie sont impressionnés par l’évaluation effectuée par l’équipe du Texas. Richard Nehring, un analyste du pétrole et du gaz au Nehring Associates à Colorado Springs, qui gère une base de données des champs de pétrole et de gaz largement utilisée, dit que l’approche de l’équipe Texane correspond à ce qui doit être fait pour effectuer l’évaluation des ressources non conventionnelles.

«Nous mettons nous-mêmes en place un fiasco majeur »

Patzek et les autres ne souhaitent pas être trop durs avec l’EIA. Pour eux l’Agence fait «pour le mieux avec les ressources dont elle dispose et les délais qu’on lui impose». Son budget 2014 – qui couvre la collecte de données et la prévision pour tous les types d’énergie – s’élève à seulement $ 117 000 000, soit le coût du forage d’une douzaine de puits dans le schiste de Haynesville. L’EIA est « un bon rapport qualité prix », dit Caruso. «J’ai toujours senti que nous étions sous-financés. Il a été demandé à l’EIA de faire de plus en plus, avec de moins en moins ».

Patzek reconnaît que les prévisions des gisements de schiste « sont très, très difficiles à faire et incertaines», en partie parce que les technologies et les approches de forage évoluent rapidement. Dans les sites les plus récents, les entreprises travaillent encore sur les meilleurs endroits à forer [sweet spots]. Et il est encore difficile de savoir avec précision comment les puits vont se comporter et interférer significativement avec d’autres.

Les représentants de l’EIA défendent les évaluations de l’Agence et affirment qu’elles ne devraient pas être comparées avec les études du Texas car elles utilisent des hypothèses différentes et impliquent de nombreux scénarios. « Les deux efforts de modélisation sont précieux, et à bien des égards s’alimentent mutuellement, » dit John Staub, chef de l’équipe de l’EIA en charge de l’exploration et de l’analyse de la production pétrolière et gazière. « En fait, l’EIA a intégré des éléments de l’équipe de l’Université du Texas » ajoute-t-il.

Pourtant, dans un document de travail⁹ publié en ligne le 14 Octobre, deux analystes de l’EIA reconnaissent des problèmes avec les méthodes utilisées par l’agence. Ils font valoir qu’il serait préférable de s’appuyer sur des cartes géologiques à haute résolution. Ils soulignent que celles produites par l’équipe du Texas constituent un exemple sur la façon dont ces modèles pourraient améliorer les prévisions en délimitant spécifiquement les zones les plus faciles à exploiter. Le document en question mentionne que les opinions des auteurs ne reflètent pas nécessairement celles de l’EIA. Mais l’Agence envisage d’utiliser une nouvelle approche semblable à celle de l’équipe texane quand elle évaluera le gisement de Marcellus pour son rapport annuel 2015.

Boom ou fiasco

Les membres de l’équipe du Texas sont toujours en train de débattre des implications de leur propre étude. Tinker est relativement optimiste, arguant que les estimations de l’équipe sont «conservatrices», alors que la production réelle pourrait s’avérer plus élevée. Les quatre grands gisements de gaz de schiste, dit-il, fourniront « une contribution conséquente de gaz naturel au pays pour les prochaines décennies. Il nous donne un peu de temps ».

Patzek fait valoir que la production réelle pourrait s’avérer plus faible que les prévisions faites par l’équipe. Il parle d’un « pic de production au cours de la prochaine décennie qui serait suivi d’un déclin rapide. C’est à ce moment que les États-Unis connaîtront un réveil brutal ». Il s’attend à ce que les prix du gaz augmentent fortement, et que le pays finisse par construire plus d’usines et de véhicules qu’il sera en mesure de faire fonctionner. « Au fond peu importe ce qui se passe et comment ça se déroulera, dit-il, mais ça ne peut pas être bon pour l’économie américaine ».

Si la prévision est difficile pour les États-Unis qui peuvent s’appuyer sur des données de dizaines de milliers de puits de gaz de schiste, l’incertitude est beaucoup plus grande dans les pays qui ont foré moins de puits. L’EIA a commandé une estimations du potentiel mondial du gaz de schiste au cabinet de conseil Advanced Resources International (ARI) de Washington DC, lequel a conclu en 2013 que les formations de schiste dans le monde sont susceptibles de détenir un total de 220 ​​milliards de mètres cubes de gaz naturel récupérable¹⁰ . Au rythme de consommation actuel – avec le gaz naturel fournissant un quart de l’énergie mondiale – cette ressource fourniraient un approvisionnement pour 65 années. Toutefois, le rapport ne précise pas la marge d’incertitude sur ses estimations, ni la quantité de gaz qui pourrait être économiquement rentable à extraire.

«C’est une sorte d’estimation au doigt mouillé»

Ces chiffres sont «extrêmement discutables», affirme Stevens. «C’est une sorte d’estimation au doigt mouillé». Il cite les évaluations du cabinet ARI faites pour la Pologne, qui estime qu’il s’agit du pays disposant des plus larges ressources en Europe. Entre 2011 et 2013, IRA a revu à la baisse son estimation pour les zones les plus prometteuses de la Pologne d’un tiers, indiquant que certains puits d’essai avaient produit moins que prévu. Au même moment, l’Institut géologique polonais faisait sa propre étude¹¹ , concluant que les mêmes régions détenaient moins d’un dixième du volume de gaz de schiste estimé par le cabinet ARI.

Si la production de gaz aux États-Unis s’épuise plus rapidement que prévu – ou que l’opposition à son exploitation se renforce – des pays comme la Pologne seront moins susceptibles de connaître un boom du schiste, disent les experts.

Cependant et pour le moment, l’optimisme sur le gaz de schiste règne particulièrement aux États-Unis. Et c’est bien ce qui inquiète certains experts en énergie. « Il existe une énorme incertitude», dit Nehring. « Le problème c’est que les gens disent, ‘Donnez-moi un certain chiffre’. Et les chiffres, même s’ils sont faux, sont beaucoup plus réconfortants ».

Source: Nature 516, 28–30 (04 décembre 2014)

1. Patzek, T. W., Male, F. & Marder, M. Proc. Natl Acad. Sci. USA 110, 19731–19736 (2013). Article PubMed ChemPort Show context
2. Browning, J. et al. Oil Gas J. 111 (8), 62–73 (2013). ISI
3. Browning, J. et al. Oil Gas J. 111 (9), 88–95 (2013). ISI
4. Browning, J. et al. Oil Gas J. 112 (1), 64–73 (2014). ISI ChemPort
5. Gülen, G., Browning, J., Ikonnikova, S. & Tinker, S. W. Energy 60, 302–315 (2013). Article ISI
6. Weijermars, R. Appl. Energy 124, 283–297 (2014). Article ISI Show context
7. Kaiser, M. J. & Yu, Y. Oil Gas J. 112 (3), 62–65 (2014). ISI Show context
8. Hughes, J. D. Drilling Deeper (Post Carbon Institute, 2014); available at http://go.nature.com/o84xwk Show context
9. Cook, T. & Van Wagener, D. Improving Well Productivity Based Modeling with the Incorporation of Geologic Dependencies (EIA, 2014); available at http://go.nature.com/dmwsdd Show context
10. US Energy Information Administration Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources (EIA, 2013); available at http://go.nature.com/mqkmwx Show context
11. Assessment of Shale Gas and Shale Oil Resources of the Lower Paleozoic Baltic–Podlasie–Lublin Basin in Poland — First Report (Polish Geological Institute, 2012); available at http://go.nature.com/lw8fg7 Show context