pedro431 a écrit:Toujours en quête d'énergie, voila un site agréable pour les utilisateurs de pétrole ou gaz, un peu long à lire mais tellement intéressant quand au devenir de la pétrochimie.
http://owni.fr/2010/12/07/gaz-de-schist ... -francais/
Oui Je connais un peu ces nouvelles ressources, connues de longue date, mais exploitable depuis environ trois ans. C'est une réalité et l'article est bien fait en mettant aussi l'accent sur les risques et la pollution, il oublis juste de préciser que certains puits contiennent aussi des shales-oil (du pétrole).
Sur les Shales-gaz un avis autorisé de Philippe LABAT un ami que je lis depuis 5 ans, PDG d'une petite compagnie pétrolière indépendante Française, il s'exprime peu, et je doute qu'il trouve "agréable" ton article :
Commentaire N° 5 Bonne lecture, c'est une pépite, il mériterais un fil dédié (avis à la modération) :
La remarque de M. MINITAX sur le shale oil, le shale gas, les sables bitumineux, et pourquoi pas sur les solutions miracles des XTL (biomass-to-liquids, coal-to-liquids, gas-to-liquids), me paraît bien péremptoire et peu argumentée. Pour le shale gas, on peut laisser la parole à un chef d’entreprise, Monsieur Aubrey McClendon, le CEO de la société CHESAPEAKE citée dans un message précédent de cette même file. Ce Monsieur, qui est chef d’entreprise, et qui n’a pu s’exprimer sur le sujet qu’avec l’accord de son conseil d’administration, considère que l’âge d’or du shale gas aux USA est déjà terminé. Sa société, qui est pourtant une pionnière dans la mise en valeur de ce thème gazier, n’envisage pas de développer d’autres bassins sédimentaires à shale gas, ni aux USA, ni au Canada, ni outremer, parce que, en application d’une loi bien connue, les meilleurs sites ont été testés en premier (Barnett, Haynesville, Fayetteville, Marcellus). Par cohérence, il a d’ailleurs cédé une partie de ses intérêts à TOTAL, puis à CNOOC. Mon expérience du shale gas est plus limitée que la sienne, mais je connais un peu le permis de la Moselle, couvrant l’essentiel de la région Lorraine, détenu par la société EPPDL. Cette société a obtenu son permis en janvier 2009 (c’est paru au Journal officiel de la République française du 20 janvier 2009). Il existe une épaisse série Carbonifère, de plus de 3 kilomètres d’épaisseur dans la région. La partie nord-est a été exploitée pour le charbon, jusque dans les années récentes. Elle a même été une des causes de la guerre de 1870. Il est donc logique d’espérer que cette série fournira du shale gas en France. Si on y regarde de plus près, on constate cependant que M. Aubrey McClendon n’aurait sans doute pas investi d’argent dans cette région. En effet, aussi surprenant que cela paraisse, l’épaisseur de sédiments d’âge Carbonifère est excessive pour la quantité de matière organique qui s’y est déposée. En conséquence, le gaz est trop diffus (pas assez concentré) dans la masse de sédiments pour espérer obtenir une production rentable de forages dont il faut rappeler que le coût est supérieur à 5 millions d’euros la pièce. Bien sûr, il existera sans doute dans ce bassin sédimentaire lorrain des « sweet spots » où il sera possible d’obtenir une production rentable de gaz, mais la recherche risque d’en être aléatoire et chère. Je gage qu’il en ira de même dans nombre de bassins auxquels les pétroliers s’intéressent en ce moment, partout dans le monde. Quelques un marcheront, la plupart échoueront, suivant en cela ce qui s’est observé pour la distribution des réserves conventionnelles de pétrole et de gaz (beaucoup de bassins sédimentaires ont été identifiés ; nombre d’entre eux ont été trouvés stériles : Mer d’Iroise, Côte est des USA, Maroc, Madagascar ; beaucoup de bassins ne contiennent que des volumes modestes : Alsace, Bassin Parisien, Bassin Aquitain, et de nombreux autres de par le monde (Talara au Pérou, Ghadamès en Libye, pour ne citer que ceux où j’ai travaillé) ; peu de bassins sont vraiment très prolifiques : Est de l’Arabie Saoudite, Koweit et sud de l’Iraq, Zagros Belt en Iran, Bassin de Sirte en Libye, Delta du Niger, Lac Maracaïbo, Texas, North Slope d’Alsaka, Mer du Nord, etc.).
Par ailleurs, j’ai moi-même une société pétrolière, qui va bientôt obtenir des permis dans le département de l’Aisne. Là, on parle de « shale oil ». Il y a, pour l’instant, un thème de shale oil unique qui donne du pétrole aux USA, dans le bassin de Williston, à cheval sur le Dakota du Nord, le Montana et le Saskatchewan. L’idée est de rechercher la même chose dans le bassin de Paris. M. MINITAX, vous avez sans doute eu connaissance du bobard des dizaines de milliards de barils sous la Tour Eiffel, qui circule sur internet. Au risque de vous surprendre, ces milliards de barils sont bien là. Mieux même, Jean Laherrère cite un chiffre plus élevé, de 1 100 milliards de barils sous le Bassin Parisien, avec vraiment du pétrole sous la Tour Eiffel, dans les roches-mères du Lias (170 à 200 millions d’années) ! Le problème, dans tout ça, c’est de savoir combien on va pouvoir en récupérer. Je suis bien placé pour en parler, puisque je vais me retrouver associé avec HESS sur deux petits permis dans le sud du département de l’Aisne. Je vais vivre ça en direct. En ma qualité de chef d’entreprise, je suis extrêmement inquiet de me retrouver embringué dans une recherche aussi risquée que les shale oils du bassin de Paris. A choisir, je préfèrerais encore les shale gas de Lorraine. Il reste possible que ça marche. Il est possible que les puits donnent les 400 barils par jour attendus pour les premiers jours de production. Je ne suis toutefois pas sûr que la production cumulée attendue de 500 000 barils par puits puisse être atteinte. Dans un tel cas, l’investissement de 5 millions d’euros par forage ferait cher du baril de réserves (10 euros, soit 13 dollars par baril, rien que pour le forage).
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