Plusieurs études publiées aux Etats-Unis interrogent l'optimisme des données géologiques fournies par l'Agence américaine de l'énergie relatives aux stocks et au coût d'extraction des hydrocarbures de schiste, qui font le boom pétrolier outre-Atlantique.
Depuis quelques années, les Etats-Unis se targuent de retrouver leur place de premier producteur mondial de pétrole et de gaz naturel, grâce à une révolution : l'exploitation des hydrocarbures de schiste, présentés comme une nouvelle corne d'abondance énergétique tant dans la rhétorique du président des Etats-Unis lui-même, que dans les projections, optimistes, de l'Agence fédérale de l'énergie (US Department Energy Information Administration, EIA). Son directeur, Adam Sieminski n'a-t-il pas annoncé la croissance continue des pétroles et gaz de schiste jusqu'en 2040 ? Le rapport annuel de l'EIA, Energy Outlook 2014, estime que la production de pétrole aux Etats-Unis atteindra 9,6 millions de barils par jour en 2019 et déclinera ensuite lentement jusqu'à 7,5 millions de barils/jour d'ici à 2040. Pétrole et gaz de schiste sont le socle de cet avenir cornucopien.
La mystification du "fracking"
Plusieurs études interrogent le fondement géologique d'un tel engouement. Dans sa livraison du 4 décembre 2014, le magazine scientifique Nature a publié un article sur la mystification des schistes ("the fracking fallacy"). Une mystification qui tient au fait que les statistiques sur lesquelles se fondent l'EIA et le gouvernement américain sont diffusées par les compagnies pétrolières elles-mêmes, selon une méthodologie particulière qui n'obéit pas à celle des publications scientifiques. Ensuite, parce que ces chiffres sont des estimations à la louche sur les bassins par comté. L'EIA elle-même n'a pas vu venir le "boom" des hydrocarbures de schiste au début des années 2000. Elle a d'abord sous-estimé la quantité de gaz en provenance de ces puits, forés à l'horizontale par fracturation hydraulique (fracking). A mesure que le boom s'est confirmé, l'Agence a revu ses prévisions à la hausse.
Une équipe d'ingénieurs pétroliers, de géologues et d'économistes de l'université Texas A&M à College Station a passé plus de trois ans à passer au crible les principaux bassins d'hydrocarbures de schiste étasuniens. Cette recherche, citée par l'article de Nature, a été financée à hauteur d'1,5 million de dollars par la Fondation Alfred P. Sloan. Elle s'est peu à peu diffusée dans le monde académique, et elle est considérée comme faisant autorité dans le domaine.
Pic des "Big Four" en 2020
L'équipe de chercheurs texans prévoit que la production des quatre principaux champs de production d'hydrocarbures de schiste va atteindre son pic en 2020, puis décroître ensuite. Ces "Big Four" sont le géant Marcellus, qui compte plus de 8.000 puits, fournit 385 millions de mètres cubes de gaz par jour et recoupe les Etats de la Virginie de l'Ouest, la Pennsylvanie et l'Etat de New York, Barnett au Texas, Fayetteville en Arkansas et Haynesville, à cheval sur la Louisiane et le Texas. A eux quatre, les "Big Four" rassemblent quelque 30.000 puits et sont à l'origine des deux tiers de la production de gaz de schiste aux Etats-Unis.
La différence de résultat entre l'Université Texas A&M et les prévisions de l'EIA tient au fait que l'Agence fédérale de l'énergie a mesuré les bassins de production par comté, calculant une productivité moyenne par mailles de 1.000 kilomètres carrés qui potentiellement peuvent contenir des milliers de puits horizontaux. Par contraste, l'équipe texane s'est fondée sur une résolution plus fine, par blocs de 2,6 kilomètres carrés, soit une approche au moins vingt fois plus détaillée que celle de l'EIA. La résolution compte dans la méthodologie car chaque bassin contient des gisements qui produisent beaucoup de gaz et de vastes zones moins productives.
Divergences méthodologiques
Selon le modèle de l'EIA, les puits du futur seront aussi productifs que les puits plus anciens dans chaque comté. C'est sur ce point que la vision continuiste de l'EIA est estimée "très optimiste" par Tad Patzek, directeur du département de géo-ingénierie pétrolière de l'université d'Austin Texas et son équipe. La haute résolution de l'étude texane propose un autre modèle, qui permet de distinguer entre puits abondants et zones marginales. L'étude texane et celle de l'EIA diffèrent aussi sur la manière de calculer le nombre total de puits qui peuvent économiquement être mis en exploitation sur chaque bassin. L'EIA ne fait pas état précisément du nombre de ces puits mais semble plus généreuse dans ses calculs par rapport à l'étude texane. Celle-ci exclut les zones où le forage est trop difficile, telles que les villes ou le fond des lacs, et recourt à des modèles conçus pour calquer avec la réalité.
A ces arguments, qui ont ébranlé la communauté pétrolière, l'EIA répond qu'elle n'a pas les moyens de mener des études affinées. Tad Patzek, qui a conduit l'étude de l'Université Texas A & M, reconnaît cependant que les prévisions concernant les gaz de schiste sont particulièrement incertaines. Ces incertitudes tiennent à des questions techniques. Nul ne sait à l'avance quand deux puits se rejoignent en sous sol, à partir de quel seuil une nappe en pénètre une autre. Dans un article publié le 14 octobre 2014, l'EIA reconnaît la pertinence de la méthodologie de l'équipe de chercheurs du Texas. Pour autant, l'EIA ne modifiera pas sa méthode pour son rapport d'évaluation de 2015.
Ecarts de prévisions
Les chercheurs texans débattent entre eux des implications de leur propre étude. Si la production de gaz de schiste va se poursuivre de manière intensive aux Etats-Unis pendant quelques décennies, elle pourrait connaître un déclin rapide, selon Tad Patzek. Les prix du gaz pourraient augmenter, de sorte que les équipements industriels et les véhicules individuels au gaz ne seront plus rentables, mais l'étude ne prend pas en compte les incertitudes ni la rentabilité de l'extraction.
Les prévisions en matière de gaz de schiste sont encore plus difficiles à évaluer dans le reste du monde. L'EIA a commissionné une étude sur les ressources mondiales auprès de l'ARI (Advanced Resources International), un cabinet de conseil basé à Washington DC. Cette étude a conclu que les ressources mondiales en gaz de schiste pourraient alimenter la consommation mondiale pendant 65 ans. Ces chiffres sont très "douteux" selon l'économiste Paul Stevens, du think tank londonien Chatham House, qui souligne que l'ARI a revu ses prévisions à la baisse en Pologne. De son côté, l'Institut polonais de géologie a mené ses propres investigations, qui ont abouti, pour certaines régions de la Pologne, à un dixième du résultat de l'ARI.
Les prévisions de l'étude texane recoupent celles d'autres analyses indépendantes, citées par la revue Nature. Parmi celles-ci, le rapport très documenté du géologue David Hugues, Drilling Deeper. Expert auprès des autorités canadiennes durant sa carrière, David Hugues est également à l'origine d'une analyse qui a montré que les sous-sols de Monterey, en Californie, recelaient beaucoup moins de pétroles de schiste que ce qu'avait prévu l'AIE, qui annonçait en 2011 que cette formation contenait les deux tiers du pétrole de schiste des Etats-Unis. Du coup, début 2014, l'AIE a révisé à la baisse ses prévisions pour la Californie, allant jusqu'à les réduire de 96%...
Publié avec le soutien du think tank californien Postcarbon Institute, Drilling Deeper analyse les sept principaux bassins d'huiles et les sept plus grands bassins de gaz de schiste nord-américains (*). La méthodologie repose sur une investigation détaillée de ces principaux puits, à partir de la base de données Drillinginfo, couramment utilisée par les industriels et le gouvernement. Une grille de critères est appliquée pour analyser l'évolution de la production : taux de déclin de la production par puits, taux de déclin de la production par bassin, évolution de la qualité des puits en fonction de l'état de la roche mère, nombre de puits potentiels, taux d'extraction. Les chiffres sont recoupés avec les valeurs historiques, l'échelle est celle des comtés, affinée par bassin.
Selon les chiffres de l'Agence fédérale de l'énergie, ces grands bassins de production fourniront quelque 82% d'huile et 88% du gaz de schiste du pays en 2040. Les conclusions de l'étude de Hughes sont tout autres : les deux plus grands bassins de pétrole de schiste – Bakken et Eagle Ford – produiront, en 2040, moins d'un dixième de ce que prévoit l'EIA. Ils atteindront leur pic de production en 2016-2017. Les grands bassins de gaz de schiste fourniront en 2040 seulement le tiers de ce qu'a prévu l'Agence fédérale de l'énergie. La production de pétrole et gaz de schiste sera donc robuste à court terme, mais insoutenable sur le long terme.
Un déclin rapide
Le rythme actuel du déclin des sept principaux bassins de pétrole de schiste est d'ores et déjà rapide : entre 60 et 91% sur trois ans. La production des bassins de Bakken et Eagle Ford diminue respectivement de 45% et 38% par an, chiffres à rapprocher du taux moyen annuel de déclin des puits de pétrole conventionnel, qui est de 5%. Quant aux gaz de schiste, quatre des sept plus grands bassins sont en diminution, au rythme moyen de 30% par an, et le coût d'extraction pour compenser ce déclin en forant de nouveaux puits ne pourra qu'augmenter, contrairement à ce que prévoit l'EIA qui annonce des prix modérés du gaz dans les prochaines décennies. Pour réaliser les prévisions de l'Agence fédérale de l'énergie, il faudrait forer quelque 140.000 nouveaux puits d'ici à 2040. A un coût moyen de 7 millions de dollars par puits, la facture sera lourde : il en coûtera 910 milliards de dollars pour produire le milliard de milliard de mètres cubes de gaz annuel annoncés par l'Agence fédérale de l'énergie.
Ce qui fait dire au consultant en exploration pétrolière Arthur Berman, dans une interview au site Oilprice : "Les investisseurs ont accordé beaucoup d'encouragements au gaz de schiste au cours de ces dernières années, mais je ne pense pas que cela va durer. Les investisseurs commencent à poser des questions, telles que : où sont les bénéfices et les flux de trésorerie disponibles. Les entreprises dépensent beaucoup plus que ce qu'elles gagnent, et cela ne va pas changer".
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(*) Il s'agit, pour les huiles de schiste, des bassins de Bakken (Dakota du Nord et Montana), Eagle Ford (Texas), Spraberry (Texas), Wolfcamp (Texas et Nouveau Mexique), Bone Spring (Texas and Nouveau Mexique), Austin Chalk (Région du Golfe du Mexique), Niobrara (Colorado et Wyoming). Pour les gaz de schiste, ce sont les bassins de Barnett (Texas), Haynesville (Louisiane et Texas), Fayetteville (Arkansas), Woodford (Oklahoma), Marcellus (Pennsylvania et West Virginie), Bakken (North Dakota et Montana) et Eagle Ford (Texas).
