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Gaz de shiste Introduction : Contamination des eaux souterraines peu profondes

Gaz de shiste Introduction : Contamination des eaux souterraines peu profondes L’un des débats les plus intenses sur la sécurité environnementale de l’exploration du gaz de schiste et de la fracturation est la contamination possible des puits d'eau potable dans les zones d'exploitation intensive de gaz de schiste .Notre étude précédente dans le nord-est de la Pennsylvanie a montré des niveaux élevés de méthane dans des puits situésprès de sites de forage de gaz de schiste (<1 km), alors que les puits situés à (> 1 km) de ces zones avaient beaucoupfaibles concentrations de méthane [6]. En revanche, on a fait valoir que le méthane relativement élevé dans cette partie de laLe bassin des Appalaches est dû au flux naturel de méthane et n’est pas lié au forage de gaz de schiste [13]. lepossibilité de délimiter les sources de méthane et donc la distinction entre flux naturel et anthropiqueLa contamination est basée sur les différents isotopes (δ13C-CH4; δ2H- CH4) et géochimiques (propane / méthaneratios) des compositions thermogéniques par rapport aux sources de méthane biogéniques. Il a été montré que le surélevéle méthane dans les puits d’eau potable à proximité des puits de gaz de schiste avait une composition thermogénique (par exemple, plus lourde13C-CH4) que les puits situés à 1 km de sites de gaz de schiste avec un mélange apparemment biogénique thermogéniquecomposition. De nouvelles données sur les gaz rares émergents [14] renforcent les isotopes du carbone et les hydrocarburesrapports de données et indiquent que les niveaux élevés de méthane dépassant le niveau de risque de 10 mg / L sont bienliés à la contamination par les gaz parasites directement liés à l'exploitation des gaz de schiste. Le mécanisme le plus probablecontamination par les gaz parasites fuit par un ciment insuffisant sur le tubage ou par les anneaux de puits provenantformations intermédiaires [6, 14] Géologie[modifier | modifier le code] Le gaz de schiste est extrait notamment des schistes noirs d'Utica présents dans la région de New York. Le gaz de schiste est présent dans certains « schistes » argileux sédimentaires non- métamorphiques 2 , aussi appelés « shale » au Canada3, « shale » désignant toute « roche sédimentaire litée à grain très fin, en général argileuse ou marneuse »4, le terme lithologique francophone approprié pour la roche en tant que telle étant argilite ou parfois siltite, selon la granulométrie. En effet, en géologie, le mot schiste désigne plus largement des roches métamorphiques feuilletées ou non. Contrairement au gaz naturel conventionnel qui migre et se concentre dans des roches réservoirs poreuses, le gaz de schiste reste piégé dans la roche-mère qui lui a donné naissance et est donc faiblement concentré. Il se compose essentiellement de méthane. Les couches de schistes sédimentaires dans lequel il se forme se trouvent à des profondeurs comprises généralement entre 2 et 4 km et forme des bancs de plusieurs centaines de mètres de long. L'épaisseur, qui est variable, peut permettre une extraction économiquement viable si elle dépasse 30 mètres5. Le gaz de schiste est exploité depuis des années (gaz conventionnel) dans des schistes fracturés naturellement, mais la matrice rocheuse des schistes présente une faible perméabilité (le gaz y est piégé dans les pores ou des résidus de matière organique). L'exploitation commerciale à grande échelle nécessite donc une fissuration artificielle de la roche, voire l'utilisation de produits chimiques pour augmenter la perméabilité du schiste et la désorption du gaz ; l'essor du gaz de schiste ces dernières années a été stimulé par l'utilisation à grande échelle de la technique de fracturation hydraulique. Le taux de récupération possible est de l'ordre de 20 à 40 %5. Les schistes ayant un potentiel économique gazier sont riches en matières organiques (0,5 % à 25 %)6. Ce sont habituellement des roches sources pétrolières à l'origine de gaz thermogéniques (l'action de la chaleur et les pressions élevées convertissent le pétrole en gaz naturel). Ils doivent être assez fragiles et assez rigides pour se fracturer et maintenir leurs fractures ouvertes. Dans certaines régions, les couches schisteuses à fort rayonnement gamma naturel sont réputées plus productives : un niveau élevé de rayonnement gamma est souvent corrélé à une forte teneur en carbone organique 7 . Ce sont des schistes gris foncé, éventuellement carbonés et calcaires. Techniques d'extraction[modifier | modifier le code] Schéma des différents types de source géologique du gaz naturel A Gaz associé (aux gisements de pétrole), B Gaz conventionnel non associé, C Gaz de houille, D Gaz de réservoir ultracompact, E Gaz de schiste Installation en surface pour les opérations de fracturation. Derrick et plateforme de forage d'un puits de gaz de schiste à Marcellus (Pennsylvanie, États-Unis). La technique d'extraction la plus courante s'appuie sur le forage dirigé avec de longues portions horizontales associé à la fracturation hydraulique. Le forage dirigé[modifier | modifier le code] Dans un forage dirigé, le puits foré comprend une partie verticale destinée à atteindre la bonne profondeur (entre 1 500 et 3 000 m) et une partie horizontale longue de plusieurs kilomètres qui permet de drainer dans sa longueur la couche géologique contenant le gaz, comme le montre le schéma ci-contre. L'objectif du forage horizontal est d'augmenter la surface du puits en contact avec le gisement pour compenser la faible perméabilité de la roche. Dans le schiste, un puits de ce type, malgré l'utilisation de la fracturation hydraulique, ne permet de drainer qu'un volume de roche limité : latéralement environ 150 mètres de part et d'autre du puits et verticalement quelques dizaines de mètres (limité par l'épaisseur de la roche mère). Il faut donc forer beaucoup plus de puits que dans le cas de l'extraction d'hydrocarbures conventionnels. Pour limiter l'emprise au sol des installations, les têtes de puits sont regroupées en un point central (puits en cluster) pouvant comprendre de 10 à 30 puits5,8. La multitude de puits forés en fait une technique mal adaptée aux milieux urbanisés ou caractérisés par une densité de population importante. La fracturation hydraulique[modifier | modifier le code] La fracturation hydraulique (ou fracking)9 consiste à provoquer avant la mise en production du puits un grand nombre de micro-fractures (de l'ordre du millimètre) dans la roche contenant le gaz, ce qui rend celle-ci poreuse et permet au gaz ou à l'huile de schiste de se déplacer jusqu'au puits afin d'être récupéré en surface. La fracturation est obtenue par l'injection d'eau à haute pression (environ 300 bars à 2 500 mètres de profondeur) dans la formation géologique en passant par le puits horizontal10. L'eau qui est injectée contient des additifs variés11 afin d'améliorer l'efficacité de la fracturation :  du sable : de granulométrie adaptée, il doit s'insinuer dans les micro-fractures et empêcher qu'elles se referment ;  des biocides : ils sont destinés à réduire la prolifération bactérienne dans le fluide et dans le puits. Des microorganismes peuvent en effet dégrader les hydrocarbures, contribuer à l'acidification des puits et corrodent les équipements, bloquent de vannes, dégradent des capteurs. Les puits sont ensemencés en bactéries par les fluides de forage, puis par les injections de fracturation12. Ceci explique que s'y développent des souches de micro- organismes : bactéries et archées associées au processus de fermentation, d'oxydation des hydrocarbures, ou au métabolisme basé sur le soufre dont par exemple des bactéries hétérotrophes du genre Vibrio ou Pseudomonas ou autotrophes du genre Arcobacter ou (moindrement) méthanogènes, éventuellement halotolérantes du genre Methanohalophilus et Methanolobus. Si le substrat géologique est riche en sel, des organismes ou souches halotolérant(e)s seront naturellement sélectionné(e)s (Halolactibacillus, Marinobacter, Halanaerobium, Halomonas, Pseudomonas...)12. Certaines sont hautement résistantes (y compris aux biocides et aux métaux lourds ou métalloïdes naturellement fréquents dans les forages profonds), et pour certaines capables de se nourrir d'hydrocarbures : c'est le cas de souches des espèces Serratia marcescens et de Pseudomonas aeruginosa (ex : souches GS9–119, LBI, DS10–129... notamment trouvées dans les sols pollués et les déchets liquides de l'industrie pétrolière13) capables de former un biofilm encroûtant, de sécréter un surfactant émulsifiant (glycolipide)14, de se nourrir d'hydrocarbures (tels que diesel, essence, du kérosène et même huiles lubrifiantes 15 , contribuant probablement à l'épuration de sols pollués par des hydrocarbures16 ;  des lubrifiants qui favorisent la pénétration du sable dans les micro-fractures ouvertes par la pression de l'eau ;  des détergents qui augmentent la désorption du gaz et donc la productivité des puits. La fracturation est réalisée une fois le forage terminé. Elle s'effectue en plusieurs étapes dont le nombre est d'autant plus important que la roche-mère est imperméable. En moyenne, pour une longueur de puits horizontal d'un kilomètre, il faut 30 opérations de fracturation qui consomment chacune environ 300 m3 d'eau, 30 tonnes de sables et 0,5 % d'additifs (chiffres fournis par la société pétrolière Total)5,8. Déroulement[modifier | modifier le code] L'exploitation d'un gisement débute par une phase d'étude géologique et géophysique et éventuellement la réalisation de forages d'exploration. La mise en production d'un puits de gaz de schiste débute par la pose d'un derrick avec une emprise au sol d'environ 1 hectare. Un puits vertical est foré pour atteindre le gisement. L'étanchéité de la partie verticale du puits qui uploads/Geographie/ gaz-de-schiste-01.pdf