Fracturation hydraulique

La fracturation hydraulique est la dislocation ciblée de formations géologiques peu perméables^[1],[2] par le moyen de l'injection sous très haute pression d'un fluide destiné à fissurer et microfissurer la roche.

Cette fracturation peut être pratiquée à proximité de la surface, ou à grande profondeur (à plus de 1 km, voire à plus de 4 km dans le cas du gaz de schiste), et à partir de puits verticaux, inclinés ou horizontaux.

Cette technique relativement ancienne (1947), inventée pour les gisements d'hydrocarbures conventionnels, a vu son intérêt renouvelé par son association au forage horizontal (développé, lui, à partir de 1980). C'est la maîtrise graduelle de la rentabilité économique de cette association pour les gisements non conventionnels qui a guidé le développement récent de l'exploitation de ces derniers : elle a rendu accessibles des ressources soit auparavant inaccessibles, soit qui n'auraient été exploitables qu'à des coûts exorbitants et avec lenteur.

Elle est effectuée en fracturant la roche par une contrainte mécanique^[3] à l'aide d'un fluide injecté sous haute pression à partir d'un forage de surface, pour en augmenter la macro porosité, et de façon moindre, la microporosité. Le fluide peut être de l'eau, une boue ou un fluide technique dont la viscosité a été ajustée.

Quand la pression du fluide, injecté à la profondeur voulue, dépasse celle créée au point d'application par le poids des roches situées au-dessus, une ou des fractures s'initient ; plus exactement, quand la pression dépasse celle de l'eau interstitielle de la roche. Les fractures s'élargissant avec l'injection continue du fluide. Elles peuvent alors se propager, éventuellement sur plusieurs centaines de mètres, tant que l'apport de fluide est maintenu. La direction que peuvent prendre les fractures est l'objet d’études préalables, mais est loin d’être entièrement contrôlable.

Pour empêcher que le réseau de fractures ne se referme sur lui-même au moment de la chute de pression, le fluide est enrichi (environ 10 %) en agents de soutènement : des poudres de matériaux durs, principalement grains de sable tamisé, ou microbilles de céramique. Ceux-ci vont remplir les fractures et, une fois en place et recompressés par le poids des roches, constitueront un milieu suffisamment poreux pour permettre la circulation ultérieure des produits à extraire. Le fluide injecté contient également un mélange complexe de produits issus de l'industrie chimique (0,5 % typiquement au total), puisés dans une liste de plus de 750 références commerciales. Il s'agit notamment d'additifs adaptés à la fracturation des roches en place, et souvent des biocides. Ces derniers sont destinés à empêcher le développement d'éventuelles bactéries qui compliqueraient le processus d'extraction. (Ces bactéries se nourrissent de composés chimiques présents dans le sous-sol, hydrogène sulfuré notamment, fer dissous…)

Typiquement, une opération individuelle de fracturation est réalisée en quelques heures — exceptionnellement plusieurs jours — et de très nombreuses fracturations sont échelonnées le long d'un même forage horizontal unique. Finalement, pendant la phase d'extraction, ces zones de fissures artificielles régulièrement espacées vont permettre de drainer des volumes de roches relativement éloignées de l'axe du puits, mais guère plus : les zones extractibles restent confinées à la proximité des fissures ainsi créés, l'imperméabilité de la roche reprenant rapidement au-delà. De ce fait, la productivité d'un puits fracturé chute assez rapidement avec le temps : un quart des volumes récupérés le sont la première année, la productivité se réduisant à 10 % au bout de cinq ans.

Le principal usage de ces techniques est la stimulation de la vitesse et de l'ampleur du drainage de gaz ou de pétrole par un puits, dans des réservoirs rocheux faiblement perméables (ex : schistes) qui, sans cette technique, ne produiraient presque rien.

Quand les hydrocarbures sont piégés au sein même de la matrice rocheuse, la fracturation hydraulique facilite l'accès à une plus grande partie du gisement. Associé à d'autres techniques faisant appel à un cocktail de produits chimiques ajoutés au fluide de fracturation, il facilite aussi la désorption puis la récupération du gaz ou pétrole qui étaient depuis des millions d'années piégés dans la matrice rocheuse elle-même (schistes, schistes bitumineux au caractère feuilleté et naturellement inaptes à la percolation rapide).

Ces techniques suscitent depuis la fin des années 2000-2010 une controverse en Amérique du Nord, qui semble s'étendre dans le monde, alors que de grands opérateurs industriels se préparent à exploiter de nouveaux champs pétroliers et gaziers, dans les grands fonds marins, en Alaska, au Canada^[4] et dans le reste du monde.