1.2 Schiste

Les formations de schiste et de limon sont les roches sédimentaires les plus abondantes de la croûte terrestre. En géologie pétrolière, les formations de schiste organique sont des roches mères ainsi que des roches de phoque qui piègent le pétrole et le gaz (Speight, 2014). Dans l’ingénierie des réservoirs, les formations de schiste sont des barrières à l’écoulement. Lors du forage, le trépan rencontre souvent des volumes de schiste plus importants que les sables de réservoir. Dans l’exploration sismique, les formations de schiste en interface avec d’autres roches forment souvent de bons réflecteurs sismiques. Par conséquent, les propriétés sismiques et pétrophysiques des formations de schiste et les relations entre ces propriétés sont importantes pour l’exploration et la gestion des réservoirs. Les formations de schiste sont un phénomène mondial (voir chapitre 2).

Le schiste est une formation rocheuse géologique riche en argile, généralement dérivée de sédiments fins, déposée dans des environnements assez calmes au fond des mers ou des lacs, ayant alors a été enterré au cours de millions d’années. Les formations de schiste peuvent servir de barrières de pression dans les bassins, de phoques supérieurs et de réservoirs dans les zones de gaz de schiste.

Plus techniquement, le schiste est une roche sédimentaire fissile et terrigène dans laquelle les particules sont principalement de la taille de limon et d’argile (Blatt et Tracy, 2000). Dans cette définition, fissile fait référence à la capacité du schiste à se diviser en fines feuilles le long de la litière et le terrigène fait référence à l’origine du sédiment. Dans de nombreux bassins, la pression de fluide du système aqueux devient significativement élevée, conduisant à la formation d’une hydrofracture et à une purge de fluide. Cependant, la survenue d’une hydrofracture naturelle est un processus improbable dans les circonstances qui existent dans la plupart des bassins.

Lorsqu’une quantité importante de matière organique s’est déposée avec les sédiments, la roche de schiste peut contenir des matières solides organiques (kérogène). Les propriétés et la composition du schiste le placent dans la catégorie des roches sédimentaires appelées mudstones. Le schiste se distingue des autres mudstones car il est stratifié et fissile – le schiste est composé de nombreuses couches minces et se divise facilement en morceaux minces le long des laminations.

Le schiste est principalement composé de grains minéraux de la taille de l’argile, qui sont généralement des minéraux argileux tels que l’illite, la kaolinite et la smectite. Le schiste contient généralement d’autres particules minérales de la taille de l’argile telles que le quartz, le chert et le feldspath. D’autres constituants peuvent inclure des particules organiques, des minéraux carbonatés, des minéraux d’oxyde de fer, des minéraux sulfurés et des grains minéraux lourds et la présence de ces minéraux dans le schiste est déterminée par l’environnement dans lequel se trouvaient les constituants du schiste.

Le schiste provient en deux variétés générales basées sur le contenu biologique: (i) foncé ou (ii) clair. Les formations de schiste de couleur foncée ou noire sont riches en matières organiques, tandis que les formations de schiste de couleur plus claire sont maigres organiques. Des formations de schiste riches en matières organiques se sont déposées dans des conditions de peu ou pas d’oxygène dans l’eau, ce qui a préservé la matière organique de la décomposition. La matière organique était principalement constituée de débris végétaux qui s’étaient accumulés avec les sédiments.

Les formations de schiste organique noir sont la roche mère de nombreux gisements de pétrole et de gaz naturel du monde. Ces formations de schiste noir tirent leur couleur noire de minuscules particules de matière organique qui se sont déposées avec la boue à partir de laquelle le schiste s’est formé. Au fur et à mesure que la boue était enfouie et réchauffée dans la terre, une partie de la matière organique a été transformée en pétrole et en gaz naturel.

Une couleur noire dans les roches sédimentaires indique presque toujours la présence de matières organiques. Seulement 1% ou 2% de matières organiques peuvent donner une couleur gris foncé ou noire à la roche. De plus, cette couleur noire implique presque toujours que le schiste s’est formé à partir de sédiments déposés dans un environnement pauvre en oxygène. Tout oxygène qui pénétrait dans l’environnement réagissait rapidement avec les débris organiques en décomposition. Si une grande quantité d’oxygène était présente, les débris organiques se seraient tous désintégrés. Un environnement pauvre en oxygène fournit également les conditions appropriées pour la formation de minéraux sulfurés tels que la pyrite, un autre minéral important présent dans la plupart des sédiments ou formations de schiste noir.

La présence de débris organiques dans les formations de schiste noir les rend les candidats à la production pétrolière et gazière. Si la matière organique est préservée et correctement chauffée après l’enfouissement, du pétrole et du gaz naturel peuvent être produits. Le schiste de Barnett, le schiste Marcellus, le schiste de Haynesville, le schiste de Fayetteville et d’autres roches produisant du gaz sont tous des formations de schiste gris foncé ou noir qui produisent du gaz naturel.

Le pétrole et le gaz naturel ont migré hors du schiste et vers le haut à travers la masse sédimentaire en raison de leur faible densité. Le pétrole et le gaz étaient souvent piégés dans les espaces des pores d’une unité rocheuse sus-jacente telle qu’une formation de grès. Ces types de gisements de pétrole et de gaz sont connus sous le nom de réservoirs conventionnels car les fluides peuvent facilement s’écouler à travers les pores de la roche et dans le puits d’extraction.

Chaque formation de schiste a des caractéristiques géologiques différentes qui affectent la façon dont le gaz peut être produit, les technologies nécessaires et l’économie de la production. Différentes parties des gisements de schiste (généralement de grande taille) auront également des caractéristiques différentes: de petits points sensibles ou zones centrales peuvent fournir une bien meilleure production que le reste de la formation, souvent en raison de la présence de fractures naturelles qui améliorent la perméabilité (Hunter et Young, 1953).

La quantité de liquides de gaz naturel (LGN – hydrocarbures ayant un poids moléculaire plus élevé que le méthane, comme le propane, le butane, le pentane, l’hexane, l’heptane et même l’octane) généralement associée à la production de gaz naturel présente dans le gaz peut également varier considérablement, avec des implications importantes pour l’économie de la production. Alors que la plupart des gisements de gaz sec aux États-Unis ne sont probablement pas rentables compte tenu des faibles prix actuels du gaz naturel, les gisements avec une teneur en liquide importante peuvent être produits pour la valeur des liquides uniquement (la valeur marchande des LGN est corrélée aux prix du pétrole, plutôt que du gaz. prix), faisant du gaz un sous-produit essentiellement gratuit.

À la fin des années 1990, les sociétés de forage de gaz naturel ont développé de nouvelles méthodes pour libérer le pétrole et le gaz naturel piégés dans les minuscules pores du schiste. Cette découverte était importante car elle a permis de déverrouiller certains des plus grands gisements de gaz naturel au monde.

Le schiste de Barnett au Texas a été le premier grand champ de gaz naturel développé dans un réservoir de schiste. La production de gaz à partir du schiste de Barnett était un défi parce que les espaces poreux dans le schiste sont si petits que le gaz a du mal à se déplacer à travers le schiste et dans le puits. Les foreurs ont découvert que la perméabilité du schiste pouvait être augmentée en pompant de l’eau dans le puits sous une pression suffisamment élevée pour fracturer le schiste. Ces fractures ont libéré une partie du gaz des espaces interstitiels et ont permis à ce gaz de s’écouler vers le puits (fracturation hydraulique, hydrofracking).

Le forage horizontal et la fracturation hydraulique ont révolutionné la technologie de forage et ouvert la voie au développement de plusieurs géants. champs de gaz naturel. Il s’agit notamment du schiste Marcellus dans les Appalaches, du schiste de Haynesville en Louisiane et du schiste de Fayetteville en Arkansas. Ces énormes réservoirs de schiste contiennent suffisamment de gaz naturel pour répondre à tous les besoins des États-Unis pendant au moins 20 ans.

Les propriétés hydrauliques sont des caractéristiques d’une roche telles que la perméabilité et la porosité qui reflètent sa capacité à retenir et à transmettre des fluides tels que l’eau, le pétrole ou le gaz naturel. À cet égard, le schiste a une très petite taille de particules, de sorte que les espaces interstitiels sont très petits. En fait, ils sont si petits que le pétrole, le gaz naturel et l’eau ont du mal à se déplacer dans la roche. Le schiste peut donc servir de roche de couverture pour les pièges à pétrole et à gaz naturel et c’est aussi un aquiclude qui bloque ou limite l’écoulement des eaux souterraines.

Bien que les espaces interstitiels dans une formation de schiste soient très petits, ils peuvent occupent un volume important de roche. Cela permet au schiste de retenir des quantités importantes d’eau, de gaz ou de pétrole mais ne peut pas les transmettre efficacement en raison de la faible perméabilité. L’industrie pétrolière et gazière surmonte ces limitations du schiste en utilisant le forage horizontal et la fracturation hydraulique pour créer une porosité et une perméabilité artificielles dans la roche.

Certains des minéraux argileux présents dans le schiste ont la capacité d’absorber ou de s’adsorber de grandes quantités d’eau, de gaz naturel, d’ions ou d’autres substances. Cette propriété du schiste peut lui permettre de retenir de manière sélective et tenace ou de libérer librement des fluides ou des ions.

Ainsi, cette ressource de gaz de schiste peut être considérée comme une ressource axée sur la technologie, car la production de gaz à partir de roches autrement improductives nécessite processus à forte intensité technologique. La maximisation de la récupération du gaz nécessite beaucoup plus de puits que ce ne serait le cas dans les opérations de gaz naturel classiques. De plus, les puits horizontaux avec des jambes horizontales jusqu’à un mile ou plus de longueur sont largement utilisés pour accéder au réservoir dans la plus grande mesure possible.

Fracturation hydraulique en plusieurs étapes (voir chapitre 3), où le schiste est fissuré sous des pressions élevées à plusieurs endroits le long de la section horizontale du puits, sont utilisées pour créer des conduits à travers lesquels le gaz peut s’écouler. L’imagerie microsismique permet aux opérateurs de visualiser où cette croissance de fracture se produit dans le réservoir. Cependant, en tant que ressource axée sur la technologie, le taux de développement du gaz de schiste peut être limité par la disponibilité des ressources nécessaires, telles que l’eau douce, les agents de soutènement de fracture ou les plates-formes de forage capables de forer des puits de deux miles ou plus de longueur.