Pétroles conventionnels, non conventionnels et gaz de schistes

Chaque pétrole est différent

La composition chimique d’un pétrole brut (c’est-à-dire avant toute transformation) dépend des conditions dans lesquelles il a été formé. Chaque pétrole est différent comme chaque humain a des empreintes digitales différentes. Leur qualité pour les utilisations dont on a besoin est aussi différente d’un puits à l’autre.

Les pétroles bruts les plus intéressants pour les utilisations humaines sont les bruts légers (qui contiennent des molécules de plus faibles poids moléculaire) par opposition aux bruts lourds qui permettront de faire du bitume.

Les bruts les plus connus sont : le Brent (référence en Europe), le WTI (West Texan Intermediate, référence aux USA) et le Dubaï Light (référence en Asie).

Pour ce qui concerne le contenu énergétique, 1 litre de pétrole peut libérer une énergie d’environ 10 kWh en brûlant.

Exploitation offshore : toujours plus difficile

La production d’hydrocarbure « offshore », à-dire sous la mer, a démarré à l’échelle industrielle dans les années 50 dans le golfe du Mexique, à faible profondeur. Après le choc pétrolier de 1973 le Royaume Uni et la Norvège ont commencé à exploiter  leurs réserves pétrolières en mer du Nord, à une profondeur de 100 à 150 m.  Actuellement on fore au-delà de 3000 m de profondeur dans le Golfe du Mexique, à partir de plateformes flottantes. Sur les 116 000 puits forés en 2011 dans le monde, 3 400 ont été forés en mer, et il y a en mer 17 000 plateformes pétrolières en activité.

La Zone Economique Exclusive (ZEE) française est l’une des plus grandes du monde, et inclut St Pierre et Miquelon, la Guyane, la Nouvelle Calédonie, avec  des formations  géologiques très différentes d’une région à l’autre.  Au large de Cayenne, il a fallu forer à 5700 mètres sous le niveau de la mer pour atteindre une importante poche pétrolière. Le Golfe du Lion, en Méditerranée, pourrait aussi devenir attractif pour la prospection.

En 2010 la production offshore était de 23,6 millions de barils par jour, ce qui représente 30% de la production pétrolière mondiale. La production de gaz naturel offshore était de 2,4 milliards de m3 par jour, soit 27% de la production mondiale.

Pétroles non conventionnels

Le prix du baril de pétrole conventionnel avec lequel on produit les carburants pour l’automobile est resté très faible jusqu’en 1970 : moins de quelques $ le baril. Ce pétrole, extrait par exemple au Moyen Orient, arrive aujourd’hui à environ 5 $/baril en Europe. Le prix du marché, c’est-à-dire le montant que les acheteurs sont prêts à payer pour l’obtenir, et les taxes,  augmentent considérablement les prix que payent les consommateurs (le baril d’essence est à presque 250 $ en France).

Ces prix en hausse rendent rentables l’exploitation de certaines formes de pétrole, dites « non conventionnelles », comme les sables et schistes bitumineux, gaz de schistes, dont l’exploitation coute plus cher. Les  stocks de ces produits  sont considérables.

Parmi ces pétroles non conventionnels, on trouve au Venezuela et au Canada, dans la province de l’Alberta, des « sables  bitumineux » en quantité.  C’est un mélange solide de sable d’argile et d’eau, qui contient  aussi un pétrole très visqueux (bitume). L’extraction de ce pétrole coûte cher puisqu’il faut il faut traiter 2 tonnes de ce sable avec de la vapeur d’eau surchauffée, ce qui consomme beaucoup d’énergie et d’eau,  pour récupérer 150 litres de bitume, très dense et visqueux. Elle est néanmoins rentable.

On trouve d’autre part des « schistes bitumineux », dans une trentaine de pays,  dont la France. Ce sont des produits riches en carbone dont la pyrolyse n’est pas achevée.  En terminant cette pyrolyse de façon industrielle  ils pourraient fournir deux fois plus d’huile de schiste que les réserves prouvées actuelles de pétrole. Les schistes bitumineux d’Ile de France pourraient fournir 100 ans de la consommation française actuelle.

Le gaz de schiste

L’exploitation du gaz naturel non conventionnel est actuellement en pleine expansion. Cela englobe les gaz de schiste (shale gas), le gaz de charbon (coalbed methane) et le gaz issu de gisements compacts (tight gas). Les Etats-Unis, en exploitant massivement cette ressource, n’ont plus besoin d’importer de gaz : ils ont maintenant accès à un gaz naturel qui est 4 à 5 fois moins cher qu’en Europe.  Il constitue un atout pour l’industrie américaine qui voit sa compétitivité augmenter. Les réserves prouvées de gaz, qui étaient de 4 700 milliards de m3 en 1991 sont passées avec la prise en compte des gaz de schiste à 8200 milliards de m3 en 2010 et continuent de croître.

L‘extraction du gaz nécessite de grandes quantités d’eau. Elle a conduit dans certains endroits à des pollutions importantes des nappes d’eau souterraines peu profondes, Ceci a entrainé un rejet des méthodes d’extraction par les habitants au voisinage des puits.

Les pays qui investissent fortement pour extraire les gaz de schiste sont les USA, le Canada, l’Australie, la Pologne, le Danemark et les pays émergents. La France possède en  sous-sol du gaz de schiste,  dans des quantités qui n’ont pas été exactement évaluées. Leur exploitation  a été interdite, aucune garantie n’étant apportée qu’elle ne représente aucun danger pour la santé et l’environnement.  Les recherches sur les méthodes non polluantes d’extraction sont autorisées.