C. LA FRACTURATION HYDRAULIQUE EST UNE TECHNIQUE ÉVOLUTIVE DONT L'USAGE DOIT ÊTRE ENCADRÉ PAR LA PUISSANCE PUBLIQUE
1. Une technique ancienne
La fracturation hydraulique n'est pas une invention récente : on mentionnera, par exemple, l'existence d'un Manuel de fracturation hydraulique 65 ( * ) , publié en France en 1972, qui faisait déjà le constat suivant : « Depuis son introduction dans l'industrie pétrolière aux États-Unis en 1947, la stimulation des réservoirs par fracturation hydraulique a pris une importance sans cesse plus grande ».
Il s'agit d'une pratique ancienne, dont il a déjà été fait usage en France pour extraire des hydrocarbures, sans qu'aucun dommage à l'environnement n'ait été rapporté.
a) Une technique employée depuis 1947
La première fracturation hydraulique a été réalisée aux États-Unis à la fin des années 1940 (1947). Cette technique a aussi été utilisée en URSS, à partir de 1954.
Elle a donc été développée depuis 65 ans, avant la mise en place des premiers forages horizontaux. C'est une technique considérée par les industriels comme mature.
1,2 à 2 millions de fracturations ont été réalisées, rien qu'aux États-Unis. 50 000 puits sont fracturés par an à l'heure actuelle.
Plus d'un puits sur deux actuellement foré est l'objet de fracturation , quel que soit l'objet de ce puits (exploitation conventionnelle ou non conventionnelle d'hydrocarbures, adduction d'eau, géothermie).
Il s'agit donc d'une technique bien maîtrisée.
Aucun cas avéré de pollution des nappes phréatiques directement lié à la fracturation n'est pour le moment recensé , même s'il faut attendre l'issue de travaux en cours, prévue en 2014, de l'agence américaine de protection de l'environnement (EPA) pour connaître avec certitude la cause des incidents de pollution rencontrés aux États-Unis.
Les cas de pollution recensés sont beaucoup plus probablement la conséquence d'une gestion défectueuse de l'eau en surface ou de puits de mauvaise qualité.
Le forage horizontal est, quant à lui, développé depuis 35 ans, notamment avec l'exploitation de gisements en mer. Combiné à l'emploi de la fracturation hydraulique, il a permis de rentabiliser la production d'hydrocarbures auparavant considérés comme sans intérêt d'un point de vue économique.
b) Une technique déjà employée en France
La technique de la fracturation hydraulique a été utilisée de façon répétée en France au cours des dernières décennies, sans qu'aucun dommage n'ait été signalé. Elle aurait été utilisée à au moins 45 reprises.
D'après les informations recueillies auprès de divers opérateurs, cette technique a été employée depuis le milieu des années 1980 :
• 14 opérations de fracturation ont été réalisées sur le gisement de Chaunoy par la société Esso REP entre 1986 et 1987 ;
• 7 fracturations hydrauliques ont été réalisées entre 1988 et 1995, en Lorraine et dans les Cévennes, pour la recherche de gaz de houille ;
• 22 fracturations sont recensées entre 2004 et 2008, réalisées par la quasi-totalité des opérateurs pétroliers en France, majoritairement dans le Bassin parisien.
La fracturation hydraulique a notamment été utilisée dans le cadre de l'exploitation des hydrocarbures conventionnels, pour améliorer la productivité des puits.
Par la suite, elle a été utilisée 15 fois par la société Vermilion, entre 2002 et 2010.
• La fracturation a été utilisée 2 fois par Vermilion, en 2010, pour évaluer la productivité et l'efficacité de la stimulation de la roche-mère, sur le site de Champotran (Seine-et-Marne).
OPÉRATIONS DE FRACTURATION HYDRAULIQUE DE VERMILION EN FRANCE
Source : Vermilion
• La fracturation hydraulique a également été utilisée en 2007 sur le site de Franquevielle (Haute Garonne) dans un puits foré par la société Encana (permis de Foix). Le test réalisé a permis de trouver du gaz mais dans des conditions jugées non rentables.
Par ailleurs, GDF-Suez a indiqué à vos rapporteurs avoir pratiqué la fracturation hydraulique en Allemagne, depuis plus de 30 ans, dans des gisements de gaz compacts. Plusieurs opérations ont été réalisées en 2009, sous le village de Backemoor (à près de 4 000 m de profondeur) sans qu'aucun incident n'ait été signalé.
Vos rapporteurs se sont rendus sur le site de Champotran 29, où aucun dommage n'a été signalé à la suite des opérations de fracturation hydraulique réalisées par Vermilion. Ce puits continue de produire du pétrole non conventionnel (1 baril/jour). Il ne comporte qu'un seul drain. Ce puits est équipé d'une pompe à balancier classique. Vos rapporteurs ont été témoins d'une phase d'extraction de pétrole issu de ce forage.
VISITE DU SITE DE CHAMPOTRAN 29 (22 MAI 2013)
(pétrole de roche-mère extrait du puits Champotran 29
en présence de vos rapporteurs)
c) Une technique qui présente des similitudes et des différences avec celle employée en géothermie
La stimulation hydraulique est utilisée en géothermie profonde dans le cadre de la technologie dite EGS ( Enhanced Geothermal System ). Le principe général est le même que pour l'exploitation d'hydrocarbures. Il s'agit d'augmenter la perméabilité de la roche en la fissurant pour faire circuler l'eau nécessaire à la mise en place de la boucle géothermale.
La France compte aujourd'hui deux sites de production de géothermie haute température, à Bouillante (Guadeloupe) et Soultz-sous-Forêts (Alsace).
Le principe de la géothermie est le suivant : des eaux sont injectées puis extraites du sous-sol. La chaleur de ces eaux est récupérée soit pour la production d'électricité seule, soit pour la production simultanée d'électricité et de chaleur (cogénération), soit uniquement pour l'alimentation en chaleur.
SCHÉMA DU SITE DE GÉOTHERMIE PROFONDE DE SOULTZ-SOUS-FORÊTS
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4 - En surface, transformation par l'intermédiaire d'un échangeur thermique (a) de l'eau chaude du circuit primaire (b) en vapeur dans le circuit secondaire (c) pour entraîner une turbine (d) qui produit de l'électricité (e)
Source : BRGM-Ademe
D'après les éléments recueillis, d'une part, auprès du BRGM et, d'autre part, lors de la Table ronde sur l'avenir de la production d'électricité par géothermie en France, organisée par les commissions du développement durable et des affaires économiques du Sénat (26 février 2013), les principales différences entre la fracturation en géothermie et pour l'extraction d'hydrocarbures sont les suivantes :
- En géothermie, le procédé utilisé est dit de « stimulation hydraulique », plutôt que de « fracturation hydraulique ». On parle aussi d' « hydro-shearing » plutôt que d' « hydro-fracturing ». Ce procédé s'applique à un milieu naturellement déjà très fracturé, dit semi-perméable avec présence d'un fluide de formation. Il vise à activer une circulation d'eau qui existe déjà, par cisaillement le long des discontinuités existantes. Il n'y a pas de modification, à l'échelle du réservoir géothermique des chemins d'écoulement et de sa perméabilité globale. À l'opposé, les opérations de fracturation hydraulique ne visent pas seulement à activer un réseau existant mais aussi à créer un réseau de chemins de circulation / récupération qui n'existent pas naturellement, dans un milieu sans fluide de formation initial.
- Les agents de soutènement sont inutiles, de même, par conséquent, qu'un certain nombre d'additifs utilisés pour l'exploitation d'hydrocarbures afin de permettre le transport de ces agents de soutènement. Seuls des agents acidifiants sont nécessaires. Les techniques utilisées sont très semblables à celles employées pour les forages d'eau. Le fluide utilisé peut être de l'eau douce ou le fluide de formation lui-même. Après relâchement de la pression de stimulation, la perméabilité reste augmentée sans qu'il soit nécessaire d'utiliser des agents de soutènement. Le fluide de stimulation n'est pas récupéré et se trouve intégré au fluide de formation auquel il est assimilable.
Néanmoins certaines problématiques sont semblables à celles rencontrées dans le domaine pétrolier et gazier :
- L'absence de pollution dépend beaucoup de la qualité de forage : tout forage quel qu'il soit peut mettre en communication des nappes qui n'ont pas vocation à l'être, s'il est mal réalisé, et devenir source d'une pollution de l'eau potable ;
- Le risque sismique est le principal en géothermie. Ainsi, le 8 décembre 2006, des travaux menés dans la région de Bâle ont provoqué une secousse sismique d'une magnitude de 3,4 sur l'échelle de Richter, à la suite d'une opération d'injection d'eau à haute pression dans la roche. À Soultz-sous-Forêts, un séisme de 2,9 sur l'échelle de Richter a été ressenti.
On notera, d'après un article paru dans la Recherche 66 ( * ) , que la création de failles dans une roche sèche était bien la vocation initiale du système EGS :
« Avec le système EGS, pas besoin d'eau souterraine, la chaleur du sous-sol suffit. Le principe est de créer un circuit fermé. L'eau est injectée depuis la surface, circule en sous-sol où elle se réchauffe au contact des roches, puis est récupérée par un autre puits grâce à une pompe. Avantage supplémentaire, l'injection d'eau sous une pression de 100 bars permet de fracturer les roches dures, telles celles que l'on pensait présentes à Soultz, et d'ouvrir des failles. Cette « stimulation hydraulique » occasionne une bien meilleure circulation souterraine de l'eau ».
C'est la réalité du terrain de Soultz-sous-Forêts qui a conduit à modifier les plans initiaux, le sous-sol n'étant ni sec, ni constitué de roches dures. Ce fut en fait une surprise de constater que les roches étaient déjà très fracturées et que l'eau y circulait donc facilement.
Par ailleurs, d'après le même article de la revue La Recherche, la stimulation hydraulique s'accompagne d'une stimulation chimique :
« À Soultz, on a donc désormais recours à une autre stimulation, cette fois-ci chimique. Les fissures sont ouvertes en injectant soit de l'acide chlorhydrique, soit un mélange d'acides organiques ou d'autres mixtures dont la composition est tenue secrète par les pétroliers qui les vendent. Les essais réalisés dans les différents puits montrent évidemment que la stimulation est d'autant plus efficace que le puits est initialement improductif. Mais ils indiquent aussi que l'efficacité des stimulations diffère suivant la nature des roches et leur degré de fracturation. La production du puits n° 2, dont l'eau peinait à ressortir, a été multipliée par 40 par stimulation hydraulique et par 50 en ajoutant une stimulation chimique par acide chlorhydrique. Le puits n° 3 n'a vu son efficacité qu'à peine doublée, malgré une stimulation hydraulique, puis chimique avec de l'acide chlorhydrique et différents essais de mélanges.» (même source)
2. La technique de fracturation hydraulique évolue pour mieux protéger l'environnement
Tous les industriels auditionnés par vos rapporteurs se sont faits l'écho des progrès réalisés récemment pour réduire les impacts de la fracturation hydraulique.
a) Additifs
Les industriels tendent à réduire le nombre, la quantité et la toxicité des additifs.
Lors de son audition récente au Sénat, le ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie a reconnu que ces additifs étaient « moins nombreux qu'on ne le dit » 67 ( * ) .
Des avancées significatives ont en effet été réalisées depuis trois ans.
Mais les produits de substitution ont un coût qui constitue un frein à leur commercialisation.
Les nouvelles technologies développées visent à utiliser des produits moins polluants, provenant par exemple de l'industrie alimentaire, comme la gomme de guar.
D'après l'audition de M. Pascal Rémy, président de la société française SNF Floerger 68 ( * ) , la fracturation peut se concevoir uniquement avec des produits non toxiques, ou peu toxiques car utilisés à faible dosage, comme dans les produits ménagers (schéma ci-dessous). Les produits indispensables au procédé de fracturation sont tous non toxiques. Il s'agit de sable (naturel ou non), de polyacrylamides (PAM) et/ou de produits tels que la gomme guar, d'usage alimentaire.
FRACTURATION HYDRAULIQUE : QUELS SONT LES ADDITIFS RÉELLEMENT INDISPENSABLES ?
Source : SNF Floerger
Le fluide de fracturation peut être obtenu directement à partir de poudre, sans ajout d'hydrocarbures. Ainsi, en 2012, Halliburton a évité, grâce à ce système, l'emploi de 113 000 m 3 de distilat d'hydrocarbures correspondant à 5 400 transports par camions.
Les autres produits - biocides, surfactant, acides, inhibiteurs de corrosion et de dépôt - ne sont pas indispensables. Ils permettent toutefois de préserver les équipements et d'optimiser la fracturation. Par conséquent, leur suppression a un impact économique. Certains de ces produits peuvent être remplacés par des substituts non toxiques. Les biocides peuvent, par exemple, être remplacés par un traitement UV. En 2012, Halliburton a ainsi évité l'emploi de 492 m 3 de biocides.
Les industriels tendent par ailleurs à rendre publique la composition de leurs fluides de fracturation , à défaut de leur formulation exacte, considérée comme relevant parfois du secret industriel. Le site internet d'information FracFocus est, aux États-Unis, le principal outil de cette transparence.
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UN EXEMPLE DE FLUIDE DE FRACTURATION PROPRE :
CleanStim est un fluide de fracturation composé intégralement de produits provenant de l'industrie alimentaire. Il n'est utilisé à ce jour que sur 32 puits . En effet, il représente un surcoût par rapport aux techniques traditionnelles, ce qui limite son utilisation.
Source : Halliburton |
Au total, si les additifs toxiques sont aussi utilisés dans les produits ménagers (voir supra III. A.) ou en géothermie (voir ci-dessus), des additifs non toxiques, de type alimentaire, peuvent aussi être utilisés.
Ainsi, des solutions existent ; mais elles sont coûteuses et impliquent un effort de l'industrie.
b) Qualité des puits et des installations au sol
La sûreté du forage repose sur l'intégrité et donc la qualité des puits, afin d'éviter des fuites accidentelles de fluides de fracturation et d'hydrocarbures.
Rappelons que l'activité de forage est ancienne en France. Depuis 70 ans, plus de 6 000 puits d'hydrocarbures y ont été forés. Cette expérience a permis à notre pays de se doter de lois et règlements encadrant tant l'octroi des permis, la durée des concessions que les conditions de travail et la protection de l'environnement.
La pose de cuvelages en acier concentriques et la cimentation des espaces interstitiels permettent de créer plusieurs barrières étanches. Des contrôles de la cimentation et de la corrosion des forages permettent d'assurer la protection des nappes phréatiques.
L'INTÉGRITÉ DES PUITS DE FORAGE
Source : GEP-AFTP
Les puits d'hydrocarbures non conventionnels sont forés et exploités selon les mêmes principes que les autres puits (hydrocarbures conventionnels, eau, géothermie). Les opérations s'effectuent par phases successives. Lors de chacune de ces phases, un tubage est descendu et cimenté ; un contrôle qualité garantissant l'intégrité du tubage et du ciment est obligatoire. Le puits est conçu de manière à l'isoler des formations géologiques environnantes. Les phases en surface visent à protéger les nappes phréatiques.
Par ailleurs, afin d'éviter les fuites en surface, une membrane de protection du sol de la zone de forage doit être installée pour éviter tout déversement d'eau contaminée.
c) Gestion de l'eau
(1) La quantité d'eau
Lors d'un forage d'exploration, 1 000 à 2 000 m 3 d'eau sont nécessaires pour évaluer le potentiel de production d'un puits.
La stimulation d'un puits requiert 10 000 à 20 000 m 3 d'eau, ce qui représenterait 12 jours d'arrosage d'un terrain de golf. À titre de comparaison, l'extraction minière du charbon demande 2 à 4 fois plus d'eau par unité d'énergie.
Aucun apport d'eau n'est nécessaire pendant la période de production (au moins 10 ans).
Le prélèvement d'eau doit être encadré localement , afin d'éviter les conflits d'usage. Les dates de ce prélèvement peuvent être réglementées. En outre, l'eau prélevée n'est pas nécessairement potable (utilisation d'eau issue d'un aquifère profond non potable, d'eau de mer, d'eau usée traitée...). La réutilisation de l'eau produite pour réaliser de nouvelles fracturations est aujourd'hui privilégiée aux États-Unis : elle permet de limiter la consommation et le transport d'eau. Dans le Marcellus, par exemple la totalité de l'eau dite de « flowback » (remontée à la surface) est réutilisée pour les activités de forage et de stimulation.
D'après le GEP-AFTP, le volume disponible pour la réutilisation est d'environ 30 % à 50 % du volume initialement utilisé pour la fracturation. Cette proportion est très variable selon les sites. En outre, si 30 % de l'eau ressort, en moyenne, au cours des six premières semaines, 30 % supplémentaire remonteront au cours de la durée de vie du puits. Au final, un tiers de l'eau est perdu définitivement en profondeur, dans une zone sans risque pour l'environnement.
Par ailleurs les progrès techniques réalisés permettent d'optimiser le placement des fracturations et ainsi de minimiser la quantité d'eau nécessaire pour la récupération d'une quantité donnée d'hydrocarbures (voir infra , l'optimisation du processus productif).
(2) Le traitement de l'eau
Le traitement des eaux de production de l'industrie pétrolière et gazière, y compris s'agissant des hydrocarbures de roche-mère, est une compétence maîtrisée par les industriels spécialistes de ce secteur . Cette compétence est ancienne, liée au fait que pour un baril d'huile produit, l'industrie pétrolière produit 4 barils d'eau qui sont traités et recyclés. L'eau issue des opérations est de qualité variable en fonction des formations. Les technologies de traitement sont connues et similaires à celles utilisées en traitement d'eaux industrielles :
• Prétraitement (séparation par décantation ou flottation) et filtration ;
• Élimination des sels : techniques membranaires ou d'évaporation et concentration.
En fonction de la destination des eaux produites (utilisation pour d'autres opérations de stimulation, rejet vers le milieu naturel), des solutions de traitement différentes peuvent être mises en place.
La mobilisation éventuelle de métaux lourds au sein de la roche doit faire l'objet d'une attention particulière. Une bonne connaissance de la roche ciblée est indispensable. Des travaux de recherche existent en vue de limiter les échanges entre la roche et le fluide de fracturation (Total).
(3) La protection des nappes phréatiques
Pour ce qui est de la protection des nappes phréatiques, il convient de rappeler que la fracturation hydraulique est réalisée généralement à plusieurs milliers de mètres sous les nappes phréatiques. Il n'a jamais été avéré que la fracturation hydraulique ait été directement cause d'une pollution de ces nappes (car les fissures n'excèdent pas quelques dizaines de mètres et se forment horizontalement). En revanche une mauvaise cimentation du puits ou un déversement en surface peuvent causer des dommages.
La pratique consistant à réinjecter des eaux usées à faible profondeur, qui a été à l'origine de dégâts environnementaux, attribués ensuite à tort à la fracturation hydraulique, est à proscrire.
Aux États-Unis, il est de plus en plus admis que la récupération de l'eau issue des opérations de fracturation hydraulique est économiquement plus rentable que sa réinjection.
Préalablement aux opérations, une bonne connaissance des réseaux hydrogéologiques du sous-sol est indispensable .
Pendant les opérations, les techniques de micro-sismique permettent de mesurer l'extension des fractures en temps réel (voir supra III.B.). Un suivi continu des nappes phréatiques peut être réalisé. L'établissement d'un « état zéro » des aquifères et un suivi pendant toutes les phases permettent de s'assurer qu'il n'y a pas de contamination.
d) Contrôle de la sismicité
Les opérations de forage et de fracturation hydraulique induisent des événements micro-sismiques dont la magnitude est faible, généralement de 1 à 2 sur l'échelle de Richter. Exceptionnellement, si des failles non préalablement décelées sont activées, l'événement peut atteindre une magnitude de 3 qui équivaut aux vibrations d'un camion. Aucun accident majeur n'a été recensé en plus de cinquante ans.
Les incidents relevés dans la région de Blackpool le 1 er avril 2011 (magnitude 2,3) puis le 27 mai 2011 (magnitude 1,5) n'ont causé aucun dégât. Ils ont été attribués à la sollicitation d'une mini-faille géologique proche qui n'avait pas été détectée. À ce niveau un séisme est considéré comme très mineur, généralement non ressenti. Par comparaison, l'incident relevé dans la région de Bâle en 2006, à la suite d'une opération de fracturation hydraulique réalisée dans un forage de géothermie, était un événement de magnitude 3,4 sur l'échelle de Richter (ce qui correspond encore à un niveau jugé mineur c'est-à-dire souvent ressenti mais causant peu de dommages) 69 ( * ) .
D'autres activités humaines (mines, construction de barrages) ont entraîné, par le passé, des événements sismiques.
Néanmoins il est indispensable de tirer des leçons des incidents relevés dans la région de Blackpool. Ceux-ci démontrent qu'avant de procéder à la fracturation hydraulique il est nécessaire :
- d'une part, comme déjà mentionné plus haut, d'avoir une très bonne connaissance de la roche ciblée : cette connaissance permettra aussi d'évaluer si des métaux lourds, et notamment des éléments radioactifs, sont susceptibles d'être mobilisés vers la surface ;
- d'autre part, comme évoqué aussi plus haut mais pour d'autres raisons, de mettre en place un dispositif de suivi et de contrôle en temps réel du processus de fracturation hydraulique , grâce à l'usage de technologies de micro-sismique : ce suivi présente, plus généralement, l'avantage de permettre une optimisation du processus productif (voir ci-après).
e) Maîtrise de l'empreinte au sol
Par rapport à l'exploitation d'hydrocarbures conventionnels, l'empreinte au sol est accrue pour deux raisons :
• Malgré l'utilisation de méthodes de stimulation, un puits dans la roche-mère est par nature moins productif qu'un puits conventionnel. Il faut donc forer davantage de puits afin d'accroître la surface en contact avec le réservoir, pour rentabiliser l'exploitation ;
• L'emploi de la fracturation hydraulique nécessite le transport et le stockage voire le retraitement sur place de l'ensemble des composants nécessaires aux opérations, notamment l'eau.
Dans le cas particulier des États-Unis, le grand nombre de forages est lié au droit minier américain, qui donne un droit sur le sous-sol au propriétaire de la surface.
Néanmoins, les nuisances sont concentrées pendant les phases de forage et de fracturation , c'est-à-dire au début de la vie du puits, la phase d'exploitation étant par nature beaucoup plus discrète.
Les opérations de fracturation sont, en principe, réalisées une fois pour toutes en début de vie du puits. Elles durent quelques semaines.
Pour réduire l'empreinte au sol, deux solutions sont mises en oeuvre :
• Regrouper les puits en grappes (« clusters »), comme précédemment mentionné. Un cluster (grappe) peut regrouper 15 à 30 puits sur une superficie de 2 à 3 ha ( pad ). La distance entre deux clusters est de 5 à 10 km. Par ailleurs, chaque tête de puits peut regrouper plusieurs drains horizontaux.
• Remplacer les camionnages par un réseau de canalisations , ce qui est de plus en plus pratiqué aux États-Unis.
En phase de forage, le mât de l'appareil de forage s'élève à 30-35 mètres (à comparer avec des éoliennes : 50 à 80 m). Toutefois ce mât (derrick) est temporaire. Une superficie de 100 m x 100 m (1,5 terrain de football) est considérée comme suffisante pour accueillir l'appareil de forage (rig) et les équipements de fracturation. Cette empreinte peut être réduite (rig compact, citernes verticales).
Chaque puits nécessite 15 à 20 jours de forage puis environ une semaine pour les opérations de fracturation (5 à 10 phases de fracturations durant chacune quelques heures).
Pour un cluster de 10 puits, la durée des nuisances peut donc être estimée à environ un an.
Par la suite, en phase d'exploitation, l'empreinte au sol est très réduite. Seule la tête de puits (d'une hauteur d'environ 1,20 m) demeure visible en surface. Pour un cluster de 10 puits, il restera donc 10 têtes de puits débitant des hydrocarbures.
PUITS EN GRAPPE (CLUSTER) (EN PHASE D'EXPLOITATION)
Source : Total
Par ailleurs, il est possible d'obliger les exploitants à re-végétaliser les sites , à l'issue de l'exploitation. Ces sites ont en principe été protégés de la pollution par un séparateur ( liner ), comme vos rapporteurs l'ont observé au cours de plusieurs déplacements.
EXEMPLE DE SÉPARATEUR PROTÉGEANT LES SOLS DE LA POLLUTION
( Photo prise en Pologne lors de la visite du site de Kock )
f) Optimisation du processus productif
Le processus de fracturation hydraulique décrit ci-dessus peut être optimisé pour réduire les inconvénients subis. La production est en effet accrue, tout en utilisant moins d'eau, de sable et d'additifs.
Il s'agit d'améliorer :
• le placement des fissures, afin de privilégier les emplacements les plus productifs ;
• leur densité, pour augmenter le nombre de drains présents dans la roche, plutôt que d'accroître leur étendue ;
• les modalités de la fracturation, dans le but de rendre l'ensemble du processus plus efficient.
Schlumberger met, par exemple, en oeuvre un procédé appelé HiWay , qui requiert 40 % moins de sable et jusqu'à 60 % moins d'eau qu'une fracturation classique. Ce procédé consiste à agréger les particules solides servant au soutènement des fissures, afin d'ouvrir des canaux par lesquels s'écoulent le pétrole et le gaz.
HIWAY : EXEMPLE D'UNE NOUVELLE TECHNOLOGIE
DE
FRACTURATION HYDRAULIQUE
Source : Schlumberger
3. L'usage de la technique de fracturation hydraulique doit être strictement réglementé et contrôlé par la puissance publique
Afin de répondre aux enjeux environnementaux que soulèvent l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures de roches-mères, il est souhaitable de mettre en place une réglementation spécifique, dans un cadre transparent, privilégiant la concertation avec la population .
Cette réglementation ne doit pas être sous-dimensionnée en raison de ses coûts. Elle doit, en revanche, être adaptée à la problématique spécifique aux hydrocarbures de roches-mères.
a) Des « règles d'or »
Toute activité industrielle engendre des risques justifiant l'application d'une réglementation et le contrôle de son respect. L'exploration et l'exploitation des hydrocarbures de roche-mère ne font pas exception à ce principe.
L'Agence internationale de l'énergie estime que les problèmes environnementaux liés à l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels sont gérables, à condition de respecter un certain nombre de « règles d'or » 70 ( * ) .
La mise en oeuvre de ces règles implique un effort important de l'industrie (contrôle et maîtrise des procédés) et des gouvernements (réglementation et contrôle des activités).
L'encadré ci-après énumère les principaux objectifs qui devraient être traités par une réglementation encadrant ce secteur d'activité.
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RÉGLEMENTATION DE L'EXPLORATION ET DE L'EXPLOITATION DES HYDROCARBURES DE ROCHES-MÈRES : PRINCIPAUX POINTS D'INTÉRÊT Chacun des points énumérés ci-après doit faire l'objet d'une réglementation et d'un contrôle par la puissance publique. - Transparence et concertation Toute opération en vue de l'exploration ou de l'exploitation d'hydrocarbures non conventionnels fait l'objet d'une concertation préalable avec la population. Une liste d'indicateurs clefs, assortis de valeurs de référence (« états zéros »), est établie. Ces indicateurs sont l'objet d'un suivi continu pendant le déroulement des opérations. Les données opérationnelles relatives à l'eau (volumes, retraitement), aux additifs (composition, volumes), aux émissions de gaz à effet de serre sont publiées. Les nuisances subies en surface sont, autant que possible, réduites pour les riverains. Ceux-ci bénéficient par ailleurs de retombées économiques de l'opération. - Choix des sites de forage Les puits sont localisés de manière à minimiser l'impact sur les communautés locales, les activités existantes, le patrimoine et l'environnement. Les puits sont localisés après des études géologiques appropriées, évaluant le risque de présence de failles sismiques, celui d'une possible migration des fluides au sein de la roche ou d'une mobilisation vers la surface de certains composants. Le déroulement de la fracturation hydraulique est suivi en temps réel afin de vérifier que les fissures restent confinées autour du puits. - Étanchéité des puits et prévention des fuites L'intégrité des puits est strictement réglementée et contrôlée, en particulier eu égard à la présence de nappes phréatiques. L'après-exploitation fait l'objet de mesures de prévention et de contrôle particulières. Aucune opération de fracturation ne peut être réalisée à proximité des ressources en eau (fixation d'une distance minimale). Des mesures de prévention, de contrôle et de retraitement doivent être prises afin d'éviter toute fuite ou déversement de fluides usagés en surface. - Traitement de l'eau L'usage d'eau potable est autant que possible réduit. Sa réutilisation pour d'autres opérations de fracturation est privilégiée. L'utilisation d'additifs est réduite au minimum ; l'usage d'alternatives neutres d'un point de vue environnemental est privilégié. Dans cet objectif, une liste positive de produits non toxiques autorisés est établie , privilégiant les produits d'usage alimentaire ou courant. Cette liste peut être complétée par une liste restrictive d'additifs facultatifs éventuellement utilisables, à condition que leur utilité soit dûment justifiée. La composition des additifs est publiée. Ce processus est suivi et contrôlé par une autorité publique indépendante. - Émissions de gaz à effet de serre Le torchage, c'est-à-dire le brulage par des torchères des émissions de gaz, est minimisé. Les émissions sont contrôlées et réduites dans toutes leurs composantes, y compris les fuites de méthane éventuellement associées à la production. Réalisation d'économies d'échelle Des économies d'échelle sont recherchées dans le développement des infrastructures au niveau local, afin de réduire les impacts environnementaux. Sont pris en compte les effets cumulatifs, au niveau régional, de forages multiples notamment sur l'eau, les sols, la circulation etc. Paysages Les puits sont autant que possible regroupés en pads . Les sols sont protégés de la pollution et les sites sont re-végétalisés dès que possible après la phase de forage. (D'après AIE) |
La réglementation des pratiques pose aujourd'hui davantage des questions de coût que de principe. Son coût serait susceptible d'affecter la rentabilité économique de l'exploitation. En revanche, la France dispose déjà d'une administration capable de contrôler la mise en oeuvre de ces prescriptions. Le réseau des DREAL est en mesure d'effectuer ces contrôles.
b) L'exemple du projet de loi allemand
L'Allemagne envisage de s'engager sur la voie de la réglementation, plutôt que sur celle de l'interdiction.
Dans le projet de loi allemand à l'étude, il s'agit de réglementer les conditions de recours à la fracturation hydraulique, en fonction des enjeux environnementaux identifiés. Cette réglementation vise les forages profonds recourant à la fracturation hydraulique, y compris pour les projets géothermiques. Elle met l'accent sur la protection des ressources en eau, susceptible de justifier l'interdiction de la fracturation hydraulique à proximité de celles-ci ou si un risque est avéré.
Le projet de loi introduit les nouvelles dispositions suivantes :
• L'obligation d'associer les agences de l'eau - au même titre que les autorités minières - aux procédures de délivrance des permis pour les projets recourant à la fracturation hydraulique ;
• L'interdiction de la fracturation hydraulique dans les zones de protection des eaux potables ;
• La possibilité d'interdire la fracturation hydraulique également dans des zones non protégées s'il est prouvé que le forage peut engendrer des risques de fuites de substances nocives vers des zones de protection des eaux ;
• L'obligation de mener une étude d'impact pour l'ensemble des projets recourant à la fracturation hydraulique.
c) Un cadre européen à définir
Le Conseil européen du 22 mai 2013 a exprimé l'engagement de l'Union européenne en faveur du développement de ses ressources énergétiques autochtones :
« Il demeure essentiel de continuer à renforcer la diversification de l'approvisionnement énergétique de l'Europe et de développer les ressources énergétiques autochtones afin d'assurer la sécurité de l'approvisionnement, de réduire la dépendance énergétique de l'UE vis-à-vis de l'extérieur et de stimuler la croissance économique. À cette fin (...) la Commission a l'intention d'examiner la question d'un recours plus systématique aux sources d'énergie autochtones sur terre et en mer, en vue de leur exploitation sûre, durable et efficace au regard des coûts, tout en respectant les choix des États membres en matière de bouquet énergétique. » 71 ( * )
Le Conseil a donc mandaté la Commission pour examiner à quelles conditions une exploitation sûre des ressources fossiles européennes était possible. Lors d'une réunion des ministres européens de l'environnement le 16 juillet 2013 en Lituanie, le Commissaire européen à l'environnement, Janez Potoènik, a confirmé que l'Union européenne n'interdirait pas la fracturation hydraulique. Il a indiqué que la Commission européenne avait l'intention de présenter des propositions avant la fin de l'année 2013 pour créer les conditions d'une exploitation sûre et sécurisée des hydrocarbures non conventionnels.
Une proposition de directive devrait donc être présentée avant la fin de l'année. Cette proposition viserait à offrir à la population « le même niveau de protection contre les risques de la fracturation hydraulique que contre ceux d'autres types d'extraction de ressources » 72 ( * ) . Elle devrait fixer des règles pour gérer les risques d'évacuation des gaz à effet de serre et de leur combustion en torchère, de perturbations sismiques, de contamination des eaux souterraines et de gestion de l'approvisionnement et des réserves en eau, de conséquences sur la qualité de l'air et les émissions de bruit, de problèmes d'infrastructures provoqués par les activités de l'industrie lourde.
Vos rapporteurs appellent de leurs voeux la mise en place d'un tel cadre européen.
Par ailleurs, ils souhaitent que des travaux de recherche sur les hydrocarbures de roche-mère, incluant la recherche sur la fracturation hydraulique et sur les techniques alternatives, puissent également s'effectuer dans un cadre européen.
On le voit, la fracturation hydraulique peut être améliorée et encadrée. Il existe un important retour d'expérience au niveau mondial, car cette technique est la plus connue et la plus pratiquée non seulement pour l'extraction des hydrocarbures de roche-mère mais aussi pour d'autres usages.
Au terme de leur étude, vos rapporteurs considèrent que la fracturation hydraulique reste la technique la plus efficace et la mieux maîtrisée pour extraire les hydrocarbures non conventionnels, et que des solutions existent pour le faire avec un impact acceptable sur l'environnement, à condition de mettre en place une réglementation et un contrôle publics.
Il n'en demeure pas moins que plusieurs des pistes alternatives précédemment évoquées méritent d'être explorées et justifient, par conséquent, un effort de recherche.
* 65 Manuel de fracturation hydraulique, Association de recherche sur les techniques de forage et de production, Editions Technip, 1972.
* 66 « La géothermie profonde produit de l'électricité », La Recherche n°438, 1 er février 2010, Jacques-Olivier Baruch.
* 67 Audition de M. Philippe Martin, ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, le 1 er octobre 2013 par les commissions du développement durable et des affaires économiques, en vidéo sur le site internet du Sénat : http://videos.senat.fr/video/videos/2013/video19813.html
* 68 SNF Floerger est une entreprise française spécialiste, au niveau mondial, de la production de polymères solubles dans l'eau.
* 69 Un accroissement de magnitude de 1 sur l'échelle de Richter, qui est logarithmique, correspond à une multiplication par 30 de l'énergie et par 10 de l'amplitude du mouvement.
* 70 « Golden rules for a golden age of gas, World energy outlook special report on unconventional gas », Agence internationale de l'énergie (OCDE/AIE, 2012)
* 71 Conclusions du Conseil européen du 22 mai 2013, point 6.
* 72 http://www.euractiv.fr/developpement-durable/la-commission-va-proposer-une-di-news-531209