Exploration et production des ressources de schiste et de réservoirs étanches

Un produit issu de la Conférence des ministres de l’Énergie et des Mines

Des technologies, comme le forage horizontal et la fracturation hydraulique à plusieurs étapes, ont permis la production d’hydrocarbures depuis les réservoirs étanches et de ressources de schiste dont la production n’était, auparavant, pas économique en Amérique du Nord.

Production canadienne

La production de ressources de schiste et de réservoirs étanches est en croissance, ce qui aide à compenser la réduction de la production classique. En 2014, le gaz de schiste représentait environ 4 p. 100 de la production totale de gaz naturel au Canada, tandis que le gaz de réservoirs étanches représentait 47 p. 100. D’ici 2035, l’Office national de l’énergie prévoit que la production conjointe de gaz de schiste et de gaz de réservoirs étanches représentera 80 p.  100 de la production de gaz naturel au Canada.

En 2014, le pétrole de réservoirs étanches représentait plus de 10 p. 100 de la production totale de pétrole brut au Canada. D’ici 2030, l’Office national de l’énergie prévoit une croissance modérée de la production du pétrole léger provenant des réservoirs étanches du Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC) à mesure que diminue la production de pétrole brut classique. Cependant, au Canada, la mise en valeur des réservoirs étanches  de pétrole est encore à ses débuts; la mesure selon laquelle ces ressources pourront être produites demeure donc à déterminer.

Production canadienne de gaz de schiste et de réservoirs étanches

Figure 1 - Production canadienne de gaz de schiste et de réservoirs étanches
Version textuelle - Figure 1

Figure 1 : Graphique montrant la production canadienne de gaz de schiste et de formation imperméable entre 2000 et 2013. Près de trois milliards de pieds cubes par jour en 2000 à près de sept milliards de pieds cube par jour en 2013.

Production de pétrole de réservoirs étanches au Canada

Figure 2 - Production de pétrole de réservoirs étanches au Canada
Version textuelle - Figure 2

Figure 2 : Graphique montrant la production de pétrole de réservoirs étanches au Canada entre 2005 et 2013. La production est passée de près de zéro baril par jour en 2005 à près de 350 000 barils par jour en 2013.

Source : Office national de l’énergie (2015)

Au Canada, les activités d’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches sont réalisées principalement dans l’Ouest canadien. Seules quelques provinces en ont permis l’exploration.

Histoire

Plus de 500 000 puits de pétrole et de gaz naturel ont été forés au Canada depuis que le premier puits de pétrole commercial en Amérique du Nord a été creusé à Oil Springs, en Ontario, en 1858, soit plus de trente années après que le premier puits de gaz naturel commercial a été creusé à Fredonia, dans l’État de New York, en 1821.

En 1920, on a découvert du pétrole à Norman Wells, dans les Territoires du Nord-Ouest, qui s’écoulait naturellement de gisements de gaz de schiste fracturés reliés au gisement de pétrole conventionnel sous-jacent.

En Alberta et en Saskatchewan, on produit du gaz naturel du Second schiste argileux de White depuis des décennies. Dans ces premiers cas, la fracturation naturelle suffisait pour permettre la récupération économique à l’aide de puits verticaux peu profonds.

La formation Montney en Colombie-Britannique a fourni la première production de gaz de réservoirs étanches au Canada provenant d’un forage horizontal et d’une fracturation hydraulique à plusieurs étapes en 2005. Le bassin de la Horn River, également situé dans le nord-est de la Colombie-Britannique, a fourni la première production moderne de gaz de schiste au Canada en 2006.

Pendant la même période, des intervenants se sont intéressés à d’autres zones de schiste et de réservoirs étanches en Colombie-Britannique, en Alberta, au Nouveau-Brunswick, en Nouvelle-Écosse et au Québec. De 2005 à 2008, en raison du prix plus élevé du pétrole, les entreprises étaient incitées à appliquer les technologies servant à exploiter le gaz de schiste et de réservoirs étanches aux formations de pétrole de réservoirs étanches dans l’Ouest canadien.

Processus d’exploitation

Quelques années, voire plus d’une décennie sont requis pour exploiter les ressources de schiste et de réservoirs étanches.

Étape 1 : Exploration

Schistes d’Utica

Figure 3 - Schistes d’Utica

Source : Office national de l’énergie (2009)

Version textuelle - Figure 3

Figure 3 : Photo montrant des schistes d’Utica près de la Chute Montmorency, Québec. Le marteau sert à illustrer l’échelle.

Avant la production, un producteur doit évaluer, en premier lieu, le potentiel du réservoir et lancer le processus de réglementation applicable.

Pour préparer un site en vue du forage exploratoire, un producteur devra :

  • étudier la géologie du réservoir (p. ex., évaluation géologique, relevés sismiques);
  • obtenir des droits miniers;
  • présenter une demande de licence et de permis;
  • consulter les propriétaires fonciers, d’autres intervenants et les Premières Nations potentiellement concernées.

Comment l’industrie évalue-t-elle le potentiel des réservoirs de schiste ou étanches?

  • Évaluation géologique : Lorsque des formations de schiste ou de réservoirs étanches sont susceptibles de contenir du pétrole ou du gaz naturel, l’évaluation initiale inclurait une étude de la matière organique et de l’historique thermique de la formation, afin de déterminer le type d’hydrocarbures formés (p. ex., du pétrole ou du gaz).
    • Des essais seraient également effectués sur les roches, afin de mesurer la portion d’hydrocarbures libres dans l’espace poral et la portion fixée aux parois de tout espace poral.
    • Pour toute formation de schiste ou de réservoirs étanches, d’autres évaluations porteraient sur l’épaisseur et la distribution géographique de la formation, le contenu minéral de la roche et ses propriétés physiques (par ex., perméabilité, porosité et friabilité).
  • Relevés sismiques : On se sert du profil de réflexion sismique pour caractériser la géométrie et le volume des sites, comme la profondeur et les variations internes d’un gisement. Lors d’un relevé sismique terrestre, on enregistre la réflexion le long des pédiments des ondes acoustiques produites par un camion vibrateur ou de petites charges de dynamite enterrées.

Étape 2 : Préparation du site et construction du puits

Le forage exploratoire est essentiel, afin de déterminer les caractéristiques physiques et chimiques de la formation rocheuse à prospecter et d’évaluer la qualité de la ressource et sa quantité.

Pour préparer un site, un producteur devra :

  • construire la route d’accès et la plateforme d’exploitation;
  • forer le trou initial (puits de forage) afin de déterminer si le puits s’avère prometteur.

Le trou est foré en deux étapes ou plus et comprend au moins un trou de surface au-dessus de zones de faible profondeur, parfois un trou intermédiaire foré du fond du trou de surface dirigé vers la partie supérieure de la formation ciblée, et un trou de production foré dans la formation ciblée.

À la fin de chaque étape, un tuyau en acier est installé le long du puits et cimenté aux emplacements pertinents. De cette manière, la zone de faible profondeur et les eaux souterraines s’y trouvant sont protégées par au moins deux paires de barrières en acier et ciment; ainsi, la pression du puits est contenue et le haut du puits est stabilisé . La section de roche non ciblée peut donc être isolée des activités de puits, alors que la formation ciblée fait l’objet d’une fracturation hydraulique puis donne lieu à la production.

Étape 3 : Forage

Puits horizontaux par opposition aux puits verticaux

Figure 4 - Puits horizontaux par opposition aux puits verticaux

Source : JuneWarren-Nickle's Energy Group (2008)

Version textuelle - Figure 4

Figure 4 : Schéma montrant un puits horizontal et un puits vertical utilisant la fracturation hydraulique à plusieurs étapes.

Il est difficile d’atteindre une production en volume économiquement rentable à partir de puits verticaux des formations de schiste et de réservoirs étanches , car ces puits entrent en contact avec la roche hôte éventuelle de manière limitée, ce qui restreint la production potentielle de pétrole et de gaz naturel.

Le forage horizontal consiste à forer initialement un puits vertical depuis la surface, avant de forer progressivement à l’horizontale dans la zone ciblée.

La partie horizontale des puits horizontaux est forée le long d’une section d’un à trois kilomètres de roche hôte éventuelle. Ainsi, même si les coûts de forage d’un puits horizontal sont considérablement supérieurs à ceux d’un puits vertical, la production supérieure de cette masse plus importante de roche exploitée compense largement ces coûts supplémentaires . Cela rend les puits horizontaux économiquement rentables , là où les puits verticaux pourraient s’avérer moins économiques.

Étape 4 : Stimulation

Imagerie microsismique

Figure 5 - Microseismic Imaging
Version textuelle - Figure 5

Figure 5 : Imagerie microsismique d’un puits horizontal pendant l’utilisation de la technique de fracturation hydraulique.

Même dans le cas du forage horizontal, la plupart des roches-réservoirs renfermant des ressources de schiste et de réservoirs étanches doivent être stimulées, afin de permettre l’écoulement des hydrocarbures vers le puits de forage.

La fracturation hydraulique est une technique de stimulation fréquemment utilisée. L’industrie utilise aussi le terme hydrofracturation pour la désigner. Cette méthode consiste à injecter de l’eau pressurisée dans l’unité lithologique. Habituellement, on y ajoute une petite quantité de sable et d’additifs chimiques.

En quoi la fracturation hydraulique consiste-t-elle?

Au cours de la fracturation hydraulique, de l’eau est injectée dans l’unité rocheuse à très haute pression jusqu’à ce que la roche se fissure et se fracture.

Du sable (un agent de soutènement) est ajouté à l’eau et injecté dans la formation pour empêcher les microfractures créées artificiellement de se refermer. Les fractures demeurent ainsi ouvertes, permettant au pétrole ou au gaz de se rendre au puits de forage.

Des additifs chimiques (qui représentent habituellement moins de 1 p. 100 de la teneur du fluide) sont utilisés à plusieurs fins, principalement pour accroître la viscosité, optimiser la récupération de l’eau après la fracturation ou protéger la gaine du tuyau de production de la corrosion. Le fluide de fracturation utilisé varie d’un exploitant à l’autre et diffère d’une formation à l’autre.

Habituellement, l’industrie cible les formations situées à une profondeur de plus d’un kilomètre. La fracturation hydraulique n’est permise que sous les aquifères d’eau douce les plus profonds.

Étape 5 : Exploitation du puits et production

Une fois les hydrocarbures dégagés du réservoir de schiste ou étanche et libres de s’écouler dans le puits, ils sont recueillis à la tête du puits à l’aide de méthodes similaires à celles utilisées pour le pétrole et le gaz conventionnels.

Une fois qu’un puits est exploité, il le sera habituellement pendant 10 à 30 ans. Les puits exploités sont surveillés et inspectés pour empêcher toute fuite.

Étape 6 : Fin de la production et remise en état

Lorsqu’un puits n’est plus productif, il est abandonné. Le terrain est remis en état.

Avant d’abandonner le puits, l’entreprise doit le sceller de manière appropriée.

Tout d’abord, l’entreprise nettoie et inspecte l’intérieur du puits de forage, faisant toutes les réparations requises.

En deuxième lieu, les formations poreuses et les zones d’eaux souterraines sont isolées entre elles ainsi que du puits de forage à l’aide de ciment.

On remplit ensuite le puits de fluide non corrosif. Enfin, l’entreprise entaille le tubage de puits sous le niveau de la surface et le bouche en installant un couvercle à évent.

La remise en état prend plusieurs années. Pour remettre en état le terrain, l’entreprise doit nettoyer ou assainir le site, enlever les matières étrangères, rétablir le profil du sol, replanter la végétation indigène et rétablir le paysage indigène, conformément aux exigences réglementaires.