Pétrole et gaz : qu’est-ce que le conventionnel et le non conventionnel ?
Plate-forme de forage d’un play de gaz de schiste aux États-Unis. photo par : © Dr. Stefan Cramer
La différence est parfois floue, tantôt ténue ou approximative, tantôt même fluctuante. Il n’y a pas unanimité à l’heure actuelle quant à la définition précise de l’expression « non conventionnel ».
Précisons tout d’abord que les termes « hydrocarbures non conventionnels » ne se rapportent pas forcément à la nature de l’hydrocarbure en lui-même. En effet, si le gaz de schiste entre dans la catégorie des hydrocarbures « non conventionnels », il reste néanmoins du gaz naturel, essentiellement composé de méthane (CH4). En revanche, il arrive parfois que des hydrocarbures soient « non conventionnels » par nature. À titre d’exemple, citons le pétrole extra-lourd qui est « non conventionnel » en raison d’un piégeage différent des champs conventionnels.
Pour certains, ce sont les lieux d’exploitation (offshore profond, arctique...) qui confèrent aux hydrocarbures le caractère « non conventionnel ». Pour d’autres, c’est la roche de laquelle ils sont extraits ainsi que les conditions dans lesquelles ils y sont retenus (Laherrère, 2011, p. 1). Autrement dit, en fonction du type de réservoir.
Comment dès lors établir une distinction entre ces deux catégories ? Certains choisissent de se baser sur des critères technico-économiques ; cela implique que la catégorisation évoluera au fil des avancées de la technologie et des conditions économiques. Ainsi, le pétrole de la mer du Nord, hier classé dans les pétroles non conventionnels, est maintenant considéré comme conventionnel. Si la requalification est ici dans le sens de non conventionnel vers conventionnel, le contraire existe également. D’autres utilisent des paramètres physiques, ce qui évite les reclassements d’ordre technico-économique ; la distinction est donc en principe immuable. Pour ceux-ci, les gisements sont dit non conventionnels en fonction soit des caractéristiques de la roche, soit de la qualité de l’hydro- carbure : si la roche qui contient les hydrocarbures est de perméa- bilité et de porosité très faibles ou si la qualité du pétrole requiert un processus de production qui diffère d’une exploitation classique (les sables bitumineux, le pétrole extra-lourd). La porosité, donc la taille des pores du réservoir, est liée à la taille des grains. Dans un réservoir non conventionnel, la granulométrie est extrêmement fine et donc les pores sont quasi inexistants ou, du moins, presque invi- sibles, même au microscope. Pour extraire ces hydrocarbures dits non conventionnels de ces gisements, il faut stimuler (fracturer, fissurer) la roche dans laquelle ils ont été piégés et se sont accumulés pour les en libérer et ainsi en espérer une exploitation commerciale.
Pour faire simple, on peut dire que les hydrocarbures conventionnels sont ceux qui sont extraits dans une roche-réservoir alors que les non conventionnels le sont dans la roche-mère. Ils nécessitent des technologies particulières d’extraction. Les roches-mères, couches géologiques très peu poreuses où se forment les hydrocarbures, étant essentiellement des shales ou des schistes, nous emploierons par convention, tout au long de ce livre, quasi indifféremment l’expression « gaz de schiste » en lieu et place de « gaz de roche-mère » (et inversement ainsi que « pétrole(s) de schiste » et « pétrole(s) de roche-mère ». Nous utiliserons également parfois le terme « huile » de schiste ou de roche-mère en lieu et place de « pétrole » de schiste ou de roche-mère.
Olivier Parks
Si cet extrait vous a intéressé,
vous pouvez en lire plus
en cliquant sur l'icone ci-dessous
