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Gaz et pétrole de schiste : un potentiel énorme
Par : K. Remouche
Ces ressources sont nettement supérieures aux réserves actuelles de pétrole et de gaz.
La prochaine génération aura suffisamment de pétrole et de gaz pour couvrir ses besoins et dégager un profil d’exportation d’hydrocarbures non négligeable, en dépit de la croissance significative de la demande domestique en produits énergétiques. Il n’y a pas lieu de s’inquiéter d’une baisse, aujourd’hui, des réserves d’hydrocarbures conventionnelles.
C’est ce qui ressort des journées d’étude sur les “tight et shales reservoirs”, organisées hier à l’hôtel Sheraton par Sonatrach.
Les conclusions des études menées par Sonatrach font état d’un potentiel en gaz de schiste très important, classé troisième à l’échelle mondiale. Les ressources en gaz récupérables sont estimées à 700 TCF, soit environ 20 000 milliards de mètres cubes, soit cinq fois les réserves actuelles de gaz, a indiqué Mohamed Kaced, directeur des ressources non conventionnelles à Sonatrach. Les ressources en pétrole de schiste sont également énormes :
200 milliards de barils, dont 10% récupérables, soit 20 milliards de barils : près de deux fois les réserves actuelles de pétrole estimées à 12 milliards de barils, a-t-il ajouté.
Ces richesses se situent dans les bassins de Berkine, d’Illizi et du Sud-Ouest. Plusieurs grandes sociétés étrangères s’y intéressent : ENI, Shell, Schlumberger, Haliburton, Weatherford et Baker Hugues.
Par ailleurs, leurs caractéristiques sont meilleures que celles des États-Unis : meilleure porosité, meilleure perméabilité et l’épaisseur des couches contenant ces hydrocarbures supérieurs, a observé M. Kaced.
20 milliards de barils de pétrole de schiste récupérables
De bonnes nouvelles. Mais il faudra un effort important pour développer ces réserves et surtout commencer à les extraire. Les autorités du secteur semblent conscientes de l’enjeu. Le ministre de l’Énergie et des Mines, Youcef Yousfi, a indiqué, dans son allocution d’ouverture des journées, que le chantier est bien avancé. “Nous sommes assez avancés pour proposer des projets concrets d’hydrocarbures non conventionnels (tight gas, shale gas et oil gas). Nous avons déjà identifié des blocs pour l’exploration des shale gas et nous avons demandé, conformément à la loi sur les hydrocarbures, les accords nécessaires pour le lancement de ce type de projets. L’étape suivante, qui, à mon sens, reste l’une des plus importantes, concerne les ressources humaines qu’il faudrait former et préparer à prendre en charge ce nouveau type de projet pour les décennies à venir. Nous aurons besoin de spécialistes et de techniciens en nombre très important. Une autre étape qui mérite d’être signalée concerne le management des projets non conventionnels, lesquels ne peuvent être rentables et respectueux des conditions d’exécution que si la chaîne logistique et les délais prévus pour les opérations pétrolières sont maîtrisés.” “Il est prévu de multiplier par deux notre consommation d’énergie en 2030”, a-t-il ajouté.
Mais la contrainte coût constitue un important défi à relever. “Un forage pour des hydrocarbures conventionnels coûte 4 à 5 millions de dollars, un forage pour les hydrocarbures non conventionnels 18 millions de dollars”, relève M. Kaced.
Le vice-président de l’amont, Saïd Sahnoun, pointe du doigt cette difficulté : “Pour développer le pole gazier Gassi Touil-Rhourne Nouss, il a fallu 90 puits (gaz conventionnel), pour un gisement de gaz de schiste comparable en quantités, il faut 900 puits.” C’est dire l’importance des moyens de forage qui doivent être mobilisés pour développer ces ressources non conventionnelles.
Des considérations à nuancer. Les prix de développement de ces ressources seraient atténués par les liquides (condensat et GPL) associés à ces gisements, affirme un spécialiste pétrolier.
Mais il faut au moins dix ans pour pouvoir exploiter ces ressources, une fois levées les contraintes de moyens, de coût et d’environnement. En attendant, ce sont les ressources conventionnelles et le gaz compact qui sont appelés à la rescousse.
On s’attend à l’exploitation, à court et moyen terme, des gisements de gaz du Sud-Ouest : Touat, Timimoun, Reggane nord et du sud-est : Rhourde Nouss-Gassi Touil, Tinhert, pour compenser la baisse des réserves conventionnelles.
Le potentiel de gaz compact au Sud est important, notamment dans les quartzites de Hamra, et pourrait inverser la tendance baissière à moyen terme.
Ainsi, l’Algérie a encore un avenir pétrolier et gazier avec ses importantes richesses en hydrocarbures non conventionnelles.
Elle pourrait, de ce fait, demeurer un acteur important de la scène énergétique mondiale pour peu que la gouvernance de Sonatrach soit améliorée.
K. R liberté dz
Par : K. Remouche
Ces ressources sont nettement supérieures aux réserves actuelles de pétrole et de gaz.
La prochaine génération aura suffisamment de pétrole et de gaz pour couvrir ses besoins et dégager un profil d’exportation d’hydrocarbures non négligeable, en dépit de la croissance significative de la demande domestique en produits énergétiques. Il n’y a pas lieu de s’inquiéter d’une baisse, aujourd’hui, des réserves d’hydrocarbures conventionnelles.
C’est ce qui ressort des journées d’étude sur les “tight et shales reservoirs”, organisées hier à l’hôtel Sheraton par Sonatrach.
Les conclusions des études menées par Sonatrach font état d’un potentiel en gaz de schiste très important, classé troisième à l’échelle mondiale. Les ressources en gaz récupérables sont estimées à 700 TCF, soit environ 20 000 milliards de mètres cubes, soit cinq fois les réserves actuelles de gaz, a indiqué Mohamed Kaced, directeur des ressources non conventionnelles à Sonatrach. Les ressources en pétrole de schiste sont également énormes :
200 milliards de barils, dont 10% récupérables, soit 20 milliards de barils : près de deux fois les réserves actuelles de pétrole estimées à 12 milliards de barils, a-t-il ajouté.
Ces richesses se situent dans les bassins de Berkine, d’Illizi et du Sud-Ouest. Plusieurs grandes sociétés étrangères s’y intéressent : ENI, Shell, Schlumberger, Haliburton, Weatherford et Baker Hugues.
Par ailleurs, leurs caractéristiques sont meilleures que celles des États-Unis : meilleure porosité, meilleure perméabilité et l’épaisseur des couches contenant ces hydrocarbures supérieurs, a observé M. Kaced.
20 milliards de barils de pétrole de schiste récupérables
De bonnes nouvelles. Mais il faudra un effort important pour développer ces réserves et surtout commencer à les extraire. Les autorités du secteur semblent conscientes de l’enjeu. Le ministre de l’Énergie et des Mines, Youcef Yousfi, a indiqué, dans son allocution d’ouverture des journées, que le chantier est bien avancé. “Nous sommes assez avancés pour proposer des projets concrets d’hydrocarbures non conventionnels (tight gas, shale gas et oil gas). Nous avons déjà identifié des blocs pour l’exploration des shale gas et nous avons demandé, conformément à la loi sur les hydrocarbures, les accords nécessaires pour le lancement de ce type de projets. L’étape suivante, qui, à mon sens, reste l’une des plus importantes, concerne les ressources humaines qu’il faudrait former et préparer à prendre en charge ce nouveau type de projet pour les décennies à venir. Nous aurons besoin de spécialistes et de techniciens en nombre très important. Une autre étape qui mérite d’être signalée concerne le management des projets non conventionnels, lesquels ne peuvent être rentables et respectueux des conditions d’exécution que si la chaîne logistique et les délais prévus pour les opérations pétrolières sont maîtrisés.” “Il est prévu de multiplier par deux notre consommation d’énergie en 2030”, a-t-il ajouté.
Mais la contrainte coût constitue un important défi à relever. “Un forage pour des hydrocarbures conventionnels coûte 4 à 5 millions de dollars, un forage pour les hydrocarbures non conventionnels 18 millions de dollars”, relève M. Kaced.
Le vice-président de l’amont, Saïd Sahnoun, pointe du doigt cette difficulté : “Pour développer le pole gazier Gassi Touil-Rhourne Nouss, il a fallu 90 puits (gaz conventionnel), pour un gisement de gaz de schiste comparable en quantités, il faut 900 puits.” C’est dire l’importance des moyens de forage qui doivent être mobilisés pour développer ces ressources non conventionnelles.
Des considérations à nuancer. Les prix de développement de ces ressources seraient atténués par les liquides (condensat et GPL) associés à ces gisements, affirme un spécialiste pétrolier.
Mais il faut au moins dix ans pour pouvoir exploiter ces ressources, une fois levées les contraintes de moyens, de coût et d’environnement. En attendant, ce sont les ressources conventionnelles et le gaz compact qui sont appelés à la rescousse.
On s’attend à l’exploitation, à court et moyen terme, des gisements de gaz du Sud-Ouest : Touat, Timimoun, Reggane nord et du sud-est : Rhourde Nouss-Gassi Touil, Tinhert, pour compenser la baisse des réserves conventionnelles.
Le potentiel de gaz compact au Sud est important, notamment dans les quartzites de Hamra, et pourrait inverser la tendance baissière à moyen terme.
Ainsi, l’Algérie a encore un avenir pétrolier et gazier avec ses importantes richesses en hydrocarbures non conventionnelles.
Elle pourrait, de ce fait, demeurer un acteur important de la scène énergétique mondiale pour peu que la gouvernance de Sonatrach soit améliorée.
K. R liberté dz
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