Gaz et pétrole de schiste : leçons américaines et australiennes

La révolution des hydrocarbures non-conventionnels est aujourd’hui bien entamée. Les ressources potentielles sont immenses mais les inquiétudes sont vives. Au-delà des bonnes pratiques et du sérieux des acteurs industriels, une question majeure est la qualité de la délibération publique. Les expériences américaines et australiennes permettent de faire un premier point.

A l’image de la révolution informatique des années 1980 et 1990, où les microprocesseurs voyaient leur capacité de calcul démultipliée de façon exponentielle par la miniaturisation des circuits imprimés tout en conservant des coûts de production stables, l’industrie pétrolière et gazière est engagée depuis quelques années dans un processus révolutionnaire de réduction de ses coûts d’extraction dans les gisements que les spécialistes nomment non-conventionnels.

L’association de deux techniques, le forage horizontal et la fracturation hydraulique, a fondamentalement changé les paramètres économiques de l’exploitation. Ils permettent aujourd’hui d’obtenir d’un seul puits ce que l’on produisait avec plusieurs dizaines de puits il y a cinquante ans, pour un coût légèrement supérieur à un seul de ces puits anciens.

La révolution du gaz de schiste

La mise en œuvre à grande échelle de cette pratique a radicalement changé la production de gaz naturel en Amérique du Nord. Alors qu’au début de la dernière décennie l’industrie gazière nord-américaine s’était lancée dans un vaste programme de construction d’infrastructures d’importation de gaz sous forme liquéfiée par anticipation d’une pénurie de production intérieure, celle-ci a brusquement augmenté grâce à l’utilisation des puits horizontaux fracturés qui permirent l’exploitation de ce shale gas, que les spécialistes considéraient jusqu’alors impropre à la production.

Dès 2008, ce gaz s’imposait à tel point que les capacités de stockage furent bientôt saturées. Les prix chutèrent et les importations furent réduites quasiment à néant. On s’aperçut bientôt que les ressources potentielles mises au jour par ces nouvelles méthodes étaient gigantesques, garantissant près de cent ans de consommation future outre-Atlantique.

Quelques pionniers eurent alors l’idée de reproduire ce savoir-faire, mais dans des gisements de pétrole “de schiste” cette fois. La différence de prix entre le gaz et le pétrole rendait alors ce dernier beaucoup plus attractif. Bien qu’il soit encore trop tôt pour évaluer l’ampleur des conséquences de ces développements et la possible émergence d’une révolution du pétrole de schiste, on peut déjà noter quelques signes qui indiquent un frémissement et deux succès probants.

Tout d’abord, alors qu’en 2008, près de 80% des engins de forages qui opèrent dans le secteur terrestre aux Etats-Unis prospectaient pour du gaz et 20% pour du pétrole, ce ratio s’est aujourd’hui équilibré à 50% – 50%. Ensuite, les droits miniers dans certains gisements de pétrole de schiste bien connus (Eagle Ford et Barnett au Texas, Bakken dans le Dakota du Nord) se sont littéralement envolés, voyant leur cours se multiplier parfois d’un facteur dix en deux ans. Enfin, malgré le moratoire sur les forages offshore dans le golfe du Mexique décrété à la suite de la marée noire du puits Macondo, la production totale de pétrole aux Etats-Unis a augmenté en 2010, inversant ainsi une tendance vieille de quarante ans et remettant de facto en cause la théorie du pic pétrolier de Hubbert, qui prédisait un déclin irréversible de la production d’hydrocarbures en Amérique du Nord à partir des années 1970.

Le gisement de Bakken, qui ne produisait que 10 000 barils par jour en 2003, a ainsi récemment dépassé le seuil des 400 000 barils par jour grâce à l’utilisation systématique des puits horizontaux fracturés, tout cela sans que des découvertes géologiques particulièrement nouvelles puissent y être notées. Le gisement d’Eagle Ford, au sud du Texas, a vu quant à lui sa production de brut passer d’une quantité presque négligeable à 125 000 barils par jour entre 2009 et 2011, sans compter un volume équivalent de gaz naturel s’ajoutant à la production liquide. D’autres zones de prospection font aujourd’hui l’objet de toutes les spéculations comme le Niobrara dans le Colorado, l’Utica dans l’Ohio, la Vaca Muerta en Argentine ou le Lias dans le bassin parisien. Les analystes spécialisés dans le secteur voient déjà les Etats-Unis comme un des pays où l’augmentation de la production d’or noir sera la plus importante au cours de la décennie 2010-2020, avec le Canada, le Brésil, l’Irak et le Kazakhstan. Certains vont même jusqu’à prédire pour cette raison un tassement des cours du baril d’ici quelques années, alors que l’opinion publique reste aujourd’hui persuadée d’une inéluctable augmentation des prix.

Inquiétudes publiques et enjeux économiques

Ce développement fulgurant des hydrocarbures non-conventionnels en Amérique du Nord ne va pas sans soulever des inquiétudes chez les riverains. Les organisations de protection de l’environnement mènent campagne en dénonçant le risque de pollution des nappes phréatiques que fait courir la fracturation hydraulique. La régulation industrielle dans ce domaine étant essentiellement une prérogative des Etats, elle est autorisée dans certains mais a récemment été sévèrement encadrée, ou même interdite, dans d’autres, comme en Caroline du Nord. D’une part, certains incidents invitent à la prudence. L’Etat de Pennsylvanie a par exemple interdit à une petite compagnie de forer sur son territoire en 2009 tant qu’un certain nombre de puits ne seraient pas rebouchés dans la région de Dimock, où l’eau courante de quatorze maisons avait été contaminée par des hydrocarbures, probablement en provenance de ces puits. Les défenseurs de l’environnement s’appuient aussi sur des études qui indiquent des teneurs en gaz naturel supérieures à la moyenne aux alentours de gisements de gaz de schiste et l’attribuent à la fracturation tandis que d’autres y voient un phénomène naturel.

D’un autre côté, la fracturation est une méthode ancienne qui a été utilisée à plus d’un million de reprises depuis 1947 aux Etats-Unis, et aucune catastrophe écologique majeure qui y soit directement liée n’a encore été observée. L’agence fédérale de protection de l’environnement (EPA) mène actuellement une enquête sur la question, qui devrait se terminer fin 2012 et dont les résultats sont très attendus par les différentes parties prenantes.

En Europe, continent plus soucieux de l’environnement, on a aussi vu apparaître des débats au sujet de ces techniques. Au Royaume-Uni, la presse s’est inquiétée des risques sismiques: après un tremblement de terre de magnitude 2,3 en avril, une magnitude de 1,5 a été enregistrée le 27 mai près de Blackpool, qu’une enquête officielle a liée à l’injection souterraine au même moment de fluides sous haute pression pour faire sauter la roche gazifière. Ailleurs, on a vu s’exprimer des craintes portant sur la pollution des nappes phréatiques et le Parlement français a voté l’interdiction de cette technologie en juin 2011, sans pour autant lui fermer totalement la porte à une exploitation future, puisque l’exploration reste partiellement autorisée.

Les responsables politiques ne peuvent en effet pas rester insensibles aux enjeux économiques et politiques majeurs que représente l’extraction d’hydrocarbures. Les retombées économiques de ces développements sont importantes et permettent à des Etats comme le Dakota du Nord, où se situe le Bakken, d’afficher une santé économique insolente avec le taux de chômage le plus faible de l’union: 3,5% contre 9,1% de moyenne nationale. Une production intérieure conséquente de pétrole ou de gaz peut en outre permettre de réduire significativement les importations de brut et aider à rééquilibrer la balance commerciale d’un pays. Les Etats-Unis ont ainsi réduit la part de leur pétrole importé de 60% de leur consommation en 2006 à 47% cette année, soit près de quatre millions de barils par jour de moins au total, grâce à une combinaison de baisse de la demande et de hausse de la production intérieure. La Norvège, pays le plus pauvre d’Europe il y a encore quelques décennies et devenu aujourd’hui l’un des plus riches du monde, illustre à quel point l’or noir mérite bien son surnom. La Russie n’hésite pas, quant à elle, à utiliser son gaz d’export comme d’une arme en arrêtant de temps à autres ses fournitures pour obtenir diverses concessions politiques de ses partenaires commerciaux.

Sûreté industrielle et variété des exploitants

Le fluide sous pression injecté dans un puits au cours d’une opération de fracturation est surtout composé d’eau et de sable, mais il contient aussi des additifs, environ 0,5% en volume, qui pourraient perturber l’environnement. La couche souterraine contenant les hydrocarbures se trouve néanmoins souvent à plusieurs milliers de mètres sous la nappe phréatique, et les experts considèrent que le rayon maximal que peut atteindre une fracture autour des tubages les plus profonds d’un puits est de l’ordre de 25 mètres. Le risque essentiel, contrairement à l’opinion communément répandue dans le public, réside plus dans la possibilité d’endommager et de percer les tubages dans la partie haute du puits pendant l’opération de pompage, à cause de la très forte contrainte mécanique exercée par le fluide sous pression et le choc thermique dû au refroidissement, que dans l’extension directe d’une fracture dans la roche qui relierait le puits à la nappe phréatique. Des puits fuyants pourraient en effet contaminer l’environnement, et en particulier les nappes phréatiques. Mais ce problème est bien connu des opérateurs expérimentés, notamment de ceux qui ont une longue expérience de l’exploitation offshore et sont habitués à mener des études d’ingénierie poussées, et la stricte application de normes d’ingénierie rigoureuses permettrait de le limiter sérieusement, voire de l’éliminer complètement.

Par ailleurs, les acteurs de l’industrie sont extrêmement disparates, avec des compagnies bien connues qui comptent parmi les plus importantes au monde et d’autres de taille beaucoup plus modeste. D’une société à l’autre, la culture du risque, l’esprit de précaution et l’expertise peuvent varier considérablement. Certaines majors s’imposent en interne des standards extrêmement rigoureux, en combinant les aspects les plus contraignants des régulations de certains pays très exigeants où elles opèrent, comme la Norvège ou le Brésil, et qui sont réputés pour la haute qualité de leurs normes. D’autres ont une attitude plus laxiste et privilégient les économies de bout de chandelle au détriment de la sûreté. D’autres encore sont des sociétés de taille très réduite et ne possèdent tout simplement pas le savoir-faire nécessaire pour opérer de façon satisfaisante.

Le débat français a d’ailleurs été pollué dernièrement par l’intervention d’acteurs économiques spéculatifs qui ne s’inscrivent pas dans le long terme, par manque de temps et de capacité d’autofinancement. Les entreprises de capital-risque, sans expérience réelle, qui achètent des droits miniers dans des bassins prospectifs peuvent jouer un rôle utile de pionnier mais peuvent aussi devenir néfastes quand elles cherchent à forcer la main du régulateur par le biais du lobbying dans le seul but de maintenir à flot leur cours de bourse. En revanche, lorsqu’un investisseur de long terme s’installe dans un bassin pétrolier, il le fait avec un horizon d’investissement de plusieurs décennies. Dès lors, il est obligé de prendre en compte l’impact de son activité sur l’environnement et les riverains dans tous les domaines, du début à la fin de l’exploitation, pour s’assurer une certaine pérennité. Un argumentaire simpliste, et parfois mensonger, qui voudrait cacher les conséquences et les dangers d’une exploitation industrielle intensive comme l’extraction d’hydrocarbures, ne peut être que contre-productif dans la durée et menacer finalement la survie même de l’entreprise qui s’adonnerait à cette facilité.

La spécificité américaine

La percée du gaz de schiste aux Etats-Unis tient aussi à un élément souvent méconnu du grand public: son code minier terrestre. Partout dans le monde, les droits miniers, dit parfois aussi du «sous-sol», sont propriété exclusive de la puissance publique. Mais aux Etats-Unis, ils peuvent aussi être détenus par des acteurs privés, qui touchent ainsi les royalties liées à l’exploitation des hydrocarbures. Cet élément a pour effet principal de modifier profondément les incitations à la mise en production. Là où, en France par exemple, les riverains n’ont aucun intérêt direct à voir des puits de pétrole forés sur leur terrain puisque les subsides iront au Trésor public et seront dépensés par l’Etat dans son budget général, les fermiers américains en tirent eux des revenus d’appoint directs et substantiels.

C’est sans doute là une des principales raisons sous-jacentes, au-delà des inquiétudes écologiques légitimes, de l’aversion du public pour le gaz de schiste qui s’est manifestée dernièrement en France. Pourquoi en effet accepter la présence d’une activité industrielle dont on subit tous les désagréments sans en tirer aucun avantage? Pour envisager une exploitation à grande échelle d’hydrocarbures non-conventionnels, il serait nécessaire de faire converger les intérêts des différentes parties prenantes en modifiant si nécessaire le code minier après un débat public dépassionné et de bonne tenue. Ce n’est manifestement pas ce que l’administration avait en tête quand au printemps 2010 elle a vendu dans une discrétion quasi absolue des permis d’exploration pour du gaz de schiste.

De façon complémentaire, il est aussi nécessaire de réfléchir au partage des risques. De même qu’un conducteur de voiture doit s’acheter une assurance, on pourrait imaginer qu’une partie des royalties ou prélèvements obligatoires directement issus de l’exploitation normalement versés à l’Etat servent à abonder un fond d’assurance pour réparer les dégâts éventuels causés par une pollution ou une dégradation de l’environnement, quelle qu’en soit la nature. Car, même pour les industriels bien intentionnés, il n’est pas toujours facile d’intervenir directement pour compenser les dommages collatéraux liés à l’exploitation. Si, par exemple, un exploitant endommage les routes autour de ses installations de production à cause des va-et-vient très nombreux des camions qui transportent les pompes et le liquide de fracturation, il n’est pas a priori autorisé à les réparer puisqu’il n’en est pas propriétaire.

Dialoguer pour anticiper

L’Australie nous montre une voie qui mérite d’être examinée. Pays traditionnellement engagé dans l’industrie minière et énergétique, elle voit en ce moment ses activités de construction d’infrastructures pour les exportations dans ces domaines se développer très fortement pour fournir ses clients asiatiques comme la Chine, l’Inde ou le Japon. Les diverses compagnies présentes ont programmé des investissements dans les années à venir qui se comptent en dizaines de milliards de dollars.

La ville de Gladstone dans le Queensland est par exemple le lieu de construction de trois usines de gaz naturel liquéfié. La population va passer d’environ 50 000 à 80 000 habitants à la fin de la montée en charge de la construction d’ici trois ou quatre ans et environ 100 000 camions transportant toutes sortes de matériels vont parcourir les routes environnantes. En prévision des bouleversements que de tels chantiers vont probablement provoquer, les autorités de l’Etat du Queensland ont mené une procédure d’évaluation de leur impact dans tous les domaines: environnement, infrastructures, marché du travail… Les autorisations de mise en chantier ont ainsi été strictement conditionnées à la mise en place d’accords préalables avec les syndicats et d’un partenariat entre l’Etat et les industriels pour remédier aux dégradations d’infrastructures et au possible manque de logements.

Lorsque de tels problèmes sont anticipés en amont et font l’objet d’une collaboration poussée entre les différents acteurs, il est possible de grandement minimiser les effets secondaires négatifs pour les riverains et l’environnement d’une exploitation industrielle intensive. Une des conditions requise pour cela est un esprit de collaboration commun qui permet d’éviter l’alternative destructrice entre le blocage total et le passage en force.

Auteur : sous le pseudo de Nicolas Martin – ingénieur projet dans une compagnie pétrolière et ancien étudiant de l’Ecole polytechnique.

[Article publié sous CC – ParisTech Review ]