Le gaz naturel est simple sur le papier mais complexe en pratique. C’est un hydrocarbure gazeux incolore et hautement inflammable. Le mélange est principalement constitué de méthane et d’éthane. Il relève du vaste secteur du pétrole. Vous le trouverez souvent aux côtés du pétrole brut. Ce combustible fossile alimente tout, des chauffages domestiques aux installations industrielles lourdes. Il produit de l’électricité. Il cuit la nourriture. Il alimente même certains véhicules. Au-delà de l’énergie, il constitue une matière première chimique vitale. Les fabricants l’utilisent pour créer des plastiques. La production d’engrais en dépend. Les colorants aussi.
Trouver cette ressource n’est pas toujours simple. Le gaz naturel se dissout souvent dans le pétrole des réservoirs souterrains. La pression y est immense. Parfois, il forme un bouchon d’essence flottant au-dessus de la couche de pétrole. Cette pression agit comme un moteur. Cela force le pétrole à remonter à la surface. Ce type est connu sous le nom de gaz associé. Il s’agit essentiellement de la phase gazeuse du pétrole brut. Il transporte généralement des liquides légers comme le propane et le butane. Les gens appellent cela du « gaz humide ».
Tout le gaz n’est pas accompagné de pétrole. Certains réservoirs ne contiennent que du gaz. Il s’agit d’un gaz non associé. Puisqu’il n’y a pas de source de pétrole liquide à proximité, on l’appelle « gaz sec ».
Où les humains ont-ils utilisé pour la première fois le gaz naturel ?
L’histoire commence bien avant les pipelines modernes. Les premiers humains ont remarqué des fuites de gaz naturel. Celles-ci se sont produites en Iran entre 6 000 et 2 000 avant notre ère. Les auteurs anciens ont documenté ces suintements de pétrole à travers le Moyen-Orient. La région de Bakou, qui fait aujourd’hui partie de l’Azerbaïdjan, était un point chaud. La foudre a probablement frappé ces suintements en premier. Les flammes qui en ont résulté ont alimenté les « feux éternels » des anciennes religions perses adorant le feu.
La Chine est entrée en scène vers 900 avant notre ère. Les Chinois étaient des innovateurs pratiques. Ils ont foré le premier puits connu de gaz naturel en 211 avant notre ère. La profondeur atteignait environ 150 mètres. Des perches de bambou et des percussions primitives faisaient le travail. La cible était du calcaire de la fin du Trias. Cette couche rocheuse, datant d’environ 237 millions d’années, se trouvait dans un anticlinal à l’ouest de l’actuelle Chongqing.
Pourquoi forer en profondeur ? Pour sécher le sel gemme. Le sel était intercalé dans le calcaire. La combustion du gaz fournissait la chaleur. Wells a fini par creuser plus profondément. Certains approchaient les 1 000 mètres. En 1900, plus de 1 100 puits parsemaient cet anticlinal.
L’Europe n’a rien connu du gaz naturel pendant des millénaires. Le continent ne l’a découvert qu’en Angleterre en 1659. Même à cette époque, il n’a pas réussi à s’imposer. Le gaz de ville a pris les devants. Ce combustible provenait du charbon carbonisé. Il éclaira les rues et les maisons de toute l’Europe à partir de 1790.
L’Amérique du Nord a suivi un chemin différent. C’est là que s’est produite la première utilisation commerciale d’un produit pétrolier. Un puits peu profond à Fredonia, dans l’État de New York, produisait du gaz naturel en 1821. Des conduites en plomb de petit calibre transportaient le gaz. Les consommateurs l’utilisaient pour l’éclairage et la cuisine.
Le problème des pipelines
Pendant la majeure partie du XIXe siècle, l’usage du gaz naturel est resté local. La technologie permettant de déplacer de grandes quantités sur de longues distances n’existait tout simplement pas. Le charbon et le pétrole ont stimulé le développement industriel. Le gaz naturel est resté sur la touche.
Une percée a eu lieu en 1890. L’invention du raccord de pipeline étanche a changé la donne. Cela a permis un meilleur transport. Mais les matériaux et les techniques de construction restaient lourds. Le gaz ne pouvait pas parcourir plus de 160 km depuis sa source.
La situation économique était brutale. Le gaz associé était en grande partie torché. Cela signifie qu’il a été brûlé à la tête du puits. Le gaz non associé était souvent laissé dans le sol. Les villes dépendaient plutôt du gaz de ville fabriqué. L’infrastructure était à la traîne par rapport à la ressource.
L’essor des réseaux de pipelines à haute pression
Le transport de gaz sur de longues distances n’est devenu viable qu’à la fin des années 1920. C’est à ce moment-là que la technologie des pipelines a finalement rattrapé ses ambitions. Entre 1927 et 1931, les États-Unis ont construit plus de dix grands systèmes de transmission. Il s’agissait d’entreprises massives. Chaque système utilisait des tuyaux d’environ 50 cm (20 pouces) de large. Ils s’étendaient sur plus de 320 km (200 miles).
Après la Seconde Guerre mondiale, la balance a explosé. Les ingénieurs ont construit des pipelines encore plus longs et de diamètre croissant. Les techniques de fabrication étaient autorisées pour des tuyaux jusqu’à 150 cm (60 pouces) de largeur. Depuis le début des années 1970, les plus longues de ces artères proviennent de Russie.
Prenons l’exemple du pipeline Northern Lights. Construit dans les années 1960 et 1970, il s’étend sur 5 470 km (3 400 miles). Il traverse les montagnes de l’Oural et plus de 700 rivières et ruisseaux. Il relie l’Europe de l’Est aux gisements de gaz de Sibérie occidentale situés sur le cercle polaire arctique. Le résultat est que le gaz d’Ourengoï, le plus grand gisement du monde, s’écoule vers l’Europe de l’Est, puis vers l’Europe de l’Ouest pour y être consommé.
Il y a ensuite le pipeline transméditerranéen. C’est plus court mais c’est un cauchemar d’ingénierie. Cette ligne de 50 cm (20 pouces) relie l’Algérie à la Sicile. Il traverse des eaux où la mer atteint plus de 600 mètres (2 000 pieds) de profondeur.
Pourquoi le gaz naturel est devenu un carburant premium
Le gaz naturel n’a pas toujours été précieux. Pas plus tard que dans les années 1960, le gaz associé constituait une nuisance. C’était un sous-produit de la production pétrolière. Les ingénieurs l’ont séparé du pétrole brut et l’ont éliminé au moindre coût possible. Souvent, ils l’ont simplement flambé. Le brûler était la solution la plus simple.
Les choses ont changé après les crises pétrolières de la fin des années 1960 et du début des années 1970. Le gaz naturel est devenu une source d’énergie mondiale essentielle.
Même aux États-Unis, le marché du chauffage domestique était limité jusque dans les années 1930. Le gaz de ville était alors courant. C’était synthétique. Son pouvoir calorifique était la moitié du gaz naturel. Lorsque le gaz naturel abondant et bon marché est arrivé, il a remplacé le gaz de ville.
Le gaz naturel brûle complètement, formant principalement du dioxyde de carbone et de l’eau. Il est relativement exempt de suie, de monoxyde de carbone et d’oxydes d’azote.
Cette propreté compte. Les émissions de dioxyde de soufre sont quasi inexistantes. En conséquence, de nombreux pays préfèrent le gaz naturel pour des raisons environnementales. Il a supplanté le charbon dans les centrales électriques du monde entier.
Mais il y a un piège. Le méthane est un puissant gaz à effet de serre. Il retient la chaleur environ 25 fois plus efficacement que le dioxyde de carbone. Malgré sa réputation de carburant propre, les fuites de méthane provenant des installations de stockage, des pipelines et des transports contribuent de manière significative au réchauffement climatique. Cela reste une préoccupation majeure.
Qu’y a-t-il à l’intérieur du tuyau ?
Le gaz naturel est un mélange d’hydrocarbures. Il se compose principalement de paraffines légères saturées. Le méthane et l’éthane en sont les principaux composants. Ils sont gazeux dans les conditions atmosphériques.
Le mélange peut également contenir du propane, du butane, du pentane et de l’hexane. Dans les réservoirs, la haute pression maintient même ces hydrocarbures plus lourds sous forme gazeuse. Une fois remontés à la surface et à la pression atmosphérique, ils se liquéfient. Ceux-ci sont produits séparément sous forme de liquides de gaz naturel (LGN).
Cela se produit dans les séparateurs de champ ou dans les usines de traitement du gaz. Les LGN sont ensuite séparés en fractions. Vous obtenez de tout, des condensats lourds (hexanes, pentanes, butanes) au gaz de pétrole liquéfié (GPL) et à l’éthane. Aux États-Unis, il s’agit d’une industrie énorme. Le traitement du gaz naturel fournit une grande partie de la matière première éthane pour la fabrication des oléfines. Le GPL est utilisé à des fins de chauffage et à des fins commerciales.
Contaminants non hydrocarbures
Le gaz naturel contient souvent des gaz non hydrocarbures. L’azote, le dioxyde de carbone, l’hydrogène, l’hélium et l’argon sont courants.
L’azote et le dioxyde de carbone sont incombustibles. Ils peuvent apparaître dans des proportions importantes. L’azote est inerte. Cependant, s’il est présent en grande quantité, il dilue le pouvoir calorifique. Il doit être retiré avant que le gaz n’arrive sur le marché commercial. Le dioxyde de carbone est éliminé pour augmenter le pouvoir calorifique, réduire le volume et assurer une combustion régulière.
Ensuite, il y a le soufre. Le gaz naturel contient souvent du sulfure d’hydrogène ou d’autres composés organiques soufrés. C’est ce qu’on appelle le « gaz acide ».
Le soufre est toxique lorsqu’il est respiré. Il corrode les installations des usines et des pipelines. S’il est brûlé, il crée de graves polluants. Ainsi, il est supprimé lors du traitement. Mais voici le problème : après l’élimination du soufre, une infime quantité d’un mercaptan odorant nocif est ajoutée. Pourquoi? Pour détecter les fuites. Le méthane est inodore. Vous avez besoin d’une odeur pour savoir si quelque chose s’est mal passé pendant le transport ou l’utilisation.
Le gaz et l’eau de formation cohabitent dans le réservoir. Ainsi, le gaz récupéré d’un puits contient de la vapeur d’eau. Cette vapeur se condense partiellement lors du transport vers l’usine de transformation.
Propriétés thermiques et physiques
Le gaz naturel commercial est débarrassé des LGN. Il est vendu pour le chauffage. Il contient généralement 85 à 90 pour cent de méthane. Le reste est principalement constitué d’azote et d’éthane.
Son pouvoir calorifique est élevé. Il fournit généralement environ 38 mégajoules (MJ) par mètre cube. Cela représente environ 1 050 unités thermiques britanniques (BTU) par pied cube.
Le méthane lui-même est incolore et inodore. C’est hautement inflammable. Mais comme indiqué, les gaz associés comme le sulfure d’hydrogène ont une odeur distincte et pénétrante. Quelques parties par million suffisent pour donner au gaz naturel une odeur prononcée. Cette odeur est un élément de sécurité.
Le gaz ne reste pas le même une fois qu’il quitte le sol. Il s’agrandit. Ça refroidit. Cela change d’état. Comprendre comment nous mesurons et déplaçons ce carburant invisible constitue la moitié de l’histoire du secteur de l’énergie. L’autre moitié l’empêche de geler dans les tuyaux.
Volumes standards et valeurs marchandes
Nous mesurons le gaz en volume, mais uniquement dans des conditions strictes. Plus précisément, une pression atmosphérique standard (760 mm de mercure ou 14,7 psi) et une température de 15 °C (60 °F). Sous terre, le gaz est écrasé par une immense pression. Lorsqu’elle atteint la surface, cette pression disparaît. Le gaz se dilate. Il occupe plus d’espace. Mais la quantité réelle d’énergie contenue dans ce gaz n’a pas changé.
C’est pourquoi nous utilisons des conditions standard pour la mesure. Cela crée des règles du jeu équitables.
Les réserves sont massives. On parle en milliards et en milliards de mètres cubes (bcm, tcm) ou de pieds cubes (bcf, tcf). La production quotidienne aux têtes de puits est plus petite, généralement mesurée en milliers ou millions de mètres cubes (Mcm, MMcm) ou de pieds cubes (Mcf, MMcf).
Il y a une bizarrerie ici. L’industrie utilise des chiffres romains. M signifie 1 000. MM signifie 1 000 fois 1 000. Donc MMcf équivaut à un million de pieds cubes. Cela semble arbitraire jusqu’à ce que vous vous y habituiez.
Mais le volume n’est pas ce que vous payez. L’énergie est.
Le gaz naturel est acheté et vendu en fonction de sa valeur calorifique. C’est l’énergie thermique qu’il libère lorsqu’il est brûlé. Environ 38 mégajoules par mètre cube (MJ/m3) ou 1 050 BTU par pied cube. En pratique, ces chiffres sont trop faibles pour des transactions commerciales. Nous utilisons des gigajoules (GJ) et des millions de BTU (MMBTU).
Dans le système impérial britannique, 1 MMBTU équivaut à peu près à 1 000 pieds cubes de gaz. Une autre unité courante est le therme, qui équivaut à 100 000 BTU ou environ 100 pieds cubes. Les prix sont souvent indiqués par thermie, par MMBTU ou par GJ. Tout se résume à la chaleur.
Bases du traitement sur le terrain
Le gaz de champ est rarement prêt à être utilisé. Parfois, sa teneur en méthane est suffisamment élevée pour que vous puissiez l’acheminer directement vers les clients. Rarement.
La plupart du temps, c’est sale. Il contient des liquides d’hydrocarbures plus lourds et des impuretés. C’est aussi à très basse pression. Vous ne pouvez pas faire passer cela efficacement par un pipeline.
Donc, nous le traitons.
Le processus implique plusieurs étapes de compression. Nous compressons le gaz pour éliminer les liquides et les impuretés. Nous refroidissons également le fluide. Le refroidissement réduit la température du gaz. Cela permet d’économiser de l’énergie dans les stations de compression situées plus loin sur la ligne. C’est un compromis. Vous dépensez de l’énergie pour refroidir et comprimer maintenant, pour économiser de l’énergie plus tard.
Déshydratation et prévention de l’hydratation
L’eau est l’ennemi du traitement du gaz.
Dans une usine de compression simple, le gaz atteint un épurateur d’entrée. Cela élimine les liquides entraînés. Le gaz est ensuite comprimé et refroidi. La pression monte. La température baisse. La vapeur d’eau se condense en liquide.
Si le gaz devient trop froid, il atteint son point de rosée. L’eau ou les hydrocarbures se transforment en liquide. Cela crée un problème. Des hydrates de gaz se forment. Ce sont des cristaux semblables à de la glace. Ils bouchent les valves. Ils bloquent les pipelines. Ils arrêtent la production.
Vous devez les empêcher.
La solution est du glycol. Une solution de glycol est injectée dans le flux gazeux. Il absorbe l’eau dissoute. Le gaz sèche. Le glycol, désormais lourd en eau, est chauffé. L’eau s’évapore. Le glycol est réutilisé.
Il existe une autre façon. Déshydratants solides.
Le gaz humide passe à travers des tours remplies d’un matériau de séchage. L’eau s’adsorbe sur le solide. Du gaz sec émerge. Le dessicant solide finit par être saturé et doit être régénéré ou remplacé.
Récupération des liquides d’hydrocarbures
Le méthane est précieux. Mais les composants les plus lourds valent souvent plus.
Si l’économie du marché le justifie, nous extrayons des liquides de gaz naturel (LGN). Cela nécessite une usine complexe d’absorption et de fractionnement.
Le gaz comprimé brut rencontre « l’huile pauvre » dans une colonne absorbante. L’huile pauvre absorbe les composants les plus lourds du gaz. La majeure partie du gaz – généralement 95 % de méthane – s’évacue par le haut sous forme de gaz résiduel. Il nécessite encore un traitement pour éliminer le soufre et autres impuretés.
Le flux liquide de fond, désormais « huile riche », se dirige vers une tour de distillation. Ici, l’éthane est extrait pour servir de combustible végétal ou de matière première pétrochimique. L’huile pauvre est récupérée et recyclée vers le haut de la colonne.
Certaines usines disposent de colonnes supplémentaires pour séparer le propane et le butane.
La température compte. Les installations plus anciennes fonctionnaient à température ambiante. Les installations modernes utilisent la réfrigération pour abaisser les températures de traitement. Cela augmente l’efficacité de l’absorption.
Il existe une méthode encore plus agressive. Expansion cryogénique.
C’est ainsi que nous extrayons efficacement l’éthane. Le gaz refroidi est soufflé par une puissante turbine dans une chambre d’expansion. La pression de vapeur chute. La température chute à −84 °C (−120 °F).
A cette température, le méthane reste un gaz. Les hydrocarbures les plus lourds se condensent. Ils sont récupérés. Le méthane continue son chemin. Les liquides sont collectés.
Adoucissement du gaz acide
Le gaz acide contient des composés soufrés. Ils sont corrosifs. Ils sont toxiques. Ils doivent être supprimés.
Nous « adoucissons » le gaz.
Le processus utilise de l’éthanolamine. Il s’agit d’un absorbant liquide. Il agit comme le glycol en cas de déshydratation, mais cible le soufre.
Le gaz bouillonne à travers l’éthanolamine. Il en ressort presque entièrement dépourvu de soufre. L’éthanolamine est ensuite traitée pour éliminer le soufre absorbé. Il est réutilisé.
Cette boucle se poursuit jusqu’à ce que l’amine soit épuisée ou contaminée de manière irréparable.
Transports
Une fois que le gaz est sec, doux et mesuré, il entre dans le pipeline. La pression est élevée. La température est contrôlée. La composition est stable. Il parcourt des centaines ou des milliers de kilomètres.
Mais c’est une autre histoire. L’infrastructure qui déplace ce feu invisible est une merveille d’ingénierie. Cela nécessite une surveillance constante. Cela nécessite un entretien. Cela nécessite un équilibre délicat entre physique et chimie.
Si une vanne tombe en panne, tout le système s’arrête.
L’infrastructure définit l’industrie. Le boom du gaz naturel n’était pas seulement une question de recherche de gaz. Il s’agissait de le déplacer. Et la première étape de ce casse-tête logistique était le tuyau métallique.
Avant le 21e siècle, le réseau ne ressemblait en rien à ce que nous voyons aujourd’hui. La toute première ligne métallique reliait Titusville à Newton, en Pennsylvanie, en 1872. Il s’agissait d’un tube en fonte de seulement 2,5 pouces de diamètre. Minuscule. Fragile selon les normes modernes. Pourtant, il a poussé le gaz à 80 psi – environ 550 kilopascals – jusqu’à 250 foyers. C’était le début.
Avance rapide jusqu’à maintenant. L’ampleur est stupéfiante. Aux États-Unis seulement, il existe plus de 500 000 kilomètres de principaux pipelines de transport. Ajoutez à cela les 3,4 millions de kilomètres de conduites de distribution plus petites et vous obtenez un réseau livrant plus de 672 milliards de mètres cubes de gaz par an. Cela dessert 70 millions de clients.
La Russie, premier exportateur mondial, n’est pas loin derrière. Ils parcourent plus de 160 000 kilomètres de lignes de transmission. Leur capacité ? Plus de 600 milliards de mètres cubes par an. L’échelle physique du déplacement de l’énergie de la source à la prise est le véritable moteur du marché.
La géométrie de la pression
Vous n’utilisez pas de lance à incendie pour arroser une plante en pot. L’ingénierie des pipelines suit la même logique.
Les lignes modernes varient énormément en taille. Les lignes d’alimentation peuvent avoir une largeur de seulement 15 centimètres (6 pouces). Des canalisations de transport ? Ils gonflent jusqu’à 60, 106 ou même 122 centimètres (24, 42, 48 pouces). Les plus grandes lignes principales russes dépassent cette limite, atteignant 140 centimètres (56 pouces).
La pression est l’autre variable. Les grandes lignes de transmission fonctionnent à environ 8 mégapascals. C’est plus de 1 000 psi. Dans les régions à forte densité métrique, cela représente 80 barres. La friction du gaz traversant un tube d’acier est immense. Pour le maintenir en mouvement, des stations de compression automatisées sont placées tous les 100 kilomètres (60 miles). Ils interviennent, augmentent la pression et surmontent la traînée. Sans eux, le gaz s’arrête net.
Traverser les océans sur la glace
Que se passe-t-il lorsque le gaz est loin du marché ? Dis, au milieu de nulle part ? Vous ne pouvez pas toujours construire un tuyau. Au lieu de cela, vous le congelez.
Le gaz naturel liquéfié (GNL) résout le problème de la distance. Lorsqu’il est refroidi à environ -160 °C (-260 °F), le gaz naturel se réduit à 0,16 % de son volume d’origine. Cela représente une réduction de 1/600ème. Soudain, son transport à travers les océans devient économiquement logique.
Le processus dans les usines de liquéfaction est précis. Il utilise des cycles en cascade autoréfrigérés. Tout d’abord, le gaz est débarrassé du dioxyde de carbone et séché. Ensuite, il passe par une série d’étapes de compression et d’expansion. Le gaz refroidit jusqu’à se liquéfier. L’énergie nécessaire à cette compression provient généralement de la combustion d’une partie du gaz lui-même. Efficace, mais coûteux.
Une fois congelé, il est chargé sur des camions-citernes spécialement isolés. Ces navires naviguent vers les ports consommateurs. Là, le GNL reste dans des réservoirs réfrigérés jusqu’à ce qu’il soit nécessaire. Pour l’utiliser, le liquide doit être regazéifié. Cela nécessite de la chaleur. Souvent, cette chaleur provient de l’eau de mer voisine, un échange peu coûteux.
Mais il y a un piège. Chaque étape – liquéfaction, transport, regazéification – perd de l’énergie. La perte peut atteindre 25 pour cent du contenu original. Vous expédiez de la glace, mais vous expédiez également de l’inefficacité.
Du combustible brûlé à la matière première chimique
La plus grande utilisation de cette énergie ? Production d’énergie. Nous le brûlons pour faire tourner des turbines.
Après l’électricité, c’est l’usage industriel et domestique. Chauffage des maisons. Faire fonctionner des usines. Mais le gaz naturel est bien plus qu’un simple carburant. C’est un élément de base.
Sa nature propre en a fait un favori des flottes de transport. De nombreux bus fonctionnent au gaz naturel comprimé. Il émet du dioxyde de carbone, certes, mais moins de suies que le diesel.
C’est aussi dans les choses que vous touchez tous les jours. Le noir de carbone, un pigment fin de dimensions colloïdales, est obtenu en brûlant du gaz naturel avec un volume d’air limité. La suie se dépose sur les surfaces froides. C’est dans vos pneus. C’est dans l’encre de votre imprimante. C’est dans vos teintures.
La connexion ammoniac
Plus de la moitié de l’ammoniac mondial provient du gaz naturel. Le procédé utilise de l’hydrogène dérivé du méthane. Catalytique. Complexe.
Cet ammoniac ne reste pas là. Cela devient de la nourriture végétale. Ou encore, il se transforme en cyanure d’hydrogène, en acide nitrique, en urée et en divers engrais. Si vous mangez des aliments cultivés aujourd’hui, vous avez probablement bénéficié de cette chimie.
D’autres produits chimiques suivent des chemins similaires. L’oxydation contrôlée transforme le gaz en méthanol, propanol et formaldéhyde. Ce sont des matériaux de base pour une infinité d’autres produits. Le méthanol peut même remplacer l’essence.
Ensuite, il y a le MTBE. Éther méthyltertiobutylique. C’est un additif pour carburant oxygéné. Vous mélangez du méthanol avec de l’isobutylène sur une résine échangeuse d’ions acide et vous obtenez un composé qui augmente l’indice d’octane de l’essence. C’est un pont chimique entre la tête de puits et votre réservoir d’essence.
Là où tout a commencé
Le gaz naturel est plus répandu que le pétrole. Il ne se cache pas seulement profondément sous terre. Il génère au-dessus, partout et au-dessous de la « fenêtre d’huile ». Chaque roche mère a le potentiel de le produire.
Bon nombre des principaux gisements de gaz du monde sont liés au charbon. Ce n’est pas une coïncidence. Ces roches mères remontent aux périodes du Carbonifère et du Permien inférieur. Il y a environ 358,9 à 273 millions d’années.
Le gaz provient de plantes terrestres et de matières organiques aquatiques. Biomasse ancienne, comprimée et chauffée au fil des éons. C’est encore en train de se former. Ça bouge toujours. Et il continue de se retrouver dans nos canalisations, nos réservoirs et nos laboratoires de chimie.
La question n’est pas vraiment de savoir comment nous l’avons trouvé. Nous l’avons trouvé il y a longtemps. La question est de savoir combien de temps nous pourrons maintenir la pression.
Vous pourriez considérer le pétrole et le gaz comme d’anciennes blobs sous pression piégés sous terre. Ils le sont, mais leur voyage vers votre fournaise ou votre station-service implique des chapitres biologiques et thermiques distincts.
L’étape biologique
Avant que la chaleur et la pression ne fassent leur gros travail, les microbes se mettent au travail. C’est le stade immature ou biologique. Les bactéries anaérobies décomposent la matière organique dans les zones sans oxygène. Ils crachent du méthane biogène. Pensez au gaz des marais. Gaz des marais.
Ces microbes sont délicats. Même une trace d’oxygène les tue. Des niveaux élevés de sulfate les inhibent également. Ce gaz ne se forme donc qu’à des endroits précis. Marécages mal drainés. Certains fonds de lacs. Environnements marins en dessous de la zone de réduction des sulfates.
Ce n’est pas seulement une curiosité de niche. Le gaz biogénique représente plus de 20 pour cent des réserves mondiales de gaz. Il s’agit d’une énorme quantité d’énergie provenant d’une simple désintégration, et non de la chimie des profondeurs de la Terre.
L’étape thermique
Vient ensuite la chaleur. La production pétrolière atteint son stade de maturité à des profondeurs comprises entre 750 et 5 000 mètres. Cela fait 2 500 à 16 000 pieds. C’est la fenêtre d’huile.
Vous obtenez ici la gamme complète des hydrocarbures. Le méthane thermique rejoint la fête aux côtés du pétrole. Mais creusez plus profondément, au-delà de 2 900 mètres (9 500 pieds), et la donne change. Vous obtenez principalement du gaz humide. Gaz mélangé à des hydrocarbures liquides.
Descendez en dessous de 5 000 mètres et vous entrez dans la phase post-mature. L’huile se décompose. Ce n’est plus stable. Le produit principal est le méthane thermique. Il ne s’agit plus d’une dégradation microbienne. Il s’agit du craquage des hydrocarbures liquides existants.
Les grosses molécules se brisent plus vite qu’elles ne se forment. Le méthane survit. Les grandes chaînes ne le font pas. C’est pourquoi on trouve rarement du pétrole en dessous de 5 000 mètres dans les bassins sédimentaires. Des séquences de sédiments épais ? Ils recèlent toujours un potentiel pour le gaz profond, mais pas pour le pétrole.
Formation inorganique
Tous les gaz sont-ils organiques ? Habituellement, oui. Mais une partie du méthane pourrait être inorganique. Abiogénique.
Le carbone terrestre provient de débris cosmiques. Météorites. Les chondrites carbonées sont riches en hydrocarbures. Si ces météorites représentent les éléments constitutifs d’origine de la Terre, alors de fortes concentrations d’hydrocarbures étaient présentes dès le départ.
Un dégazage continu pourrait encore se produire. Hydrocarbures s’échappant de l’intérieur de la planète. Certains pourraient s’accumuler sous forme de dépôts abiogéniques sans jamais passer par une phase organique.
Cela semble prometteur ? Pas vraiment. Un dégazage généralisé rendrait probablement le gaz trop diffus. Trop dispersé pour le mien. Des accumulations importantes de méthane inorganique ? Nous ne les avons pas encore trouvés. S’ils existent, ils se cachent bien.
Ensuite, il y a les extras. Hélium et argon. Ce ne sont pas des sous-produits du pétrole. Ils proviennent de la désintégration radioactive. Les familles du thorium et de l’uranium fabriquent de l’hélium. Le potassium produit de l’argon.
Leur présence dans le gaz naturel est probablement une coïncidence. Des gaz non liés sont piégés dans la même poche géologique. Non pas parce qu’ils sont chimiquement liés. Pas de chance pour le gaz, mais bonne chance pour les mineurs d’hélium.
L’environnement géologique
Le gaz naturel se comporte comme le pétrole, migrant à travers les couches rocheuses jusqu’à tomber dans un piège géologique. Mais voici le problème : le pétrole contient plus d’énergie récupérable que le gaz de même taille. Même si l’extraction du gaz est techniquement plus efficace, la physique ne le favorise tout simplement pas. Le gaz commence avec une faible concentration. Il s’étale facilement. Vous avez besoin de joints rocheux absolument imperméables pour l’empêcher de s’échapper.
Cette volatilité rend les plafonds critiques.
Le gaz naturel n’est pas pointilleux sur la profondeur. Vous pouvez le trouver dans des couches peu profondes ou profondément sous la surface. Les accumulations peu profondes proviennent souvent de processus biogéniques, se formant au-dessus de la « fenêtre pétrolière ». Le gaz thermique, cependant, vit tout au long et en dessous de cette fenêtre. Dans la plupart des bassins, l’espace vertical pour la production de gaz est plus grand que pour le pétrole. Environ un quart des principaux gisements de gaz sont biogéniques et peu profonds. Le reste ? Ils sont enfouis profondément dans des réservoirs plus anciens, souvent des carbonates scellés par des évaporites.
Réservoirs de gaz conventionnels
Tous les réservoirs de gaz conventionnels ne se comportent pas de la même manière. Les variations physiques dictent la quantité que vous pouvez réellement retirer.
Dans un réservoir de gaz monophasé, la théorie suggère que vous devriez récupérer presque tout si vous baissez suffisamment la pression. Mais la réalité est compliquée. Si l’eau de la roche environnante pénètre pour maintenir la pression, la capillarité emprisonne une partie du gaz derrière l’avancée du front d’eau. Vous le perdez.
Ainsi, en pratique, vous envisagez une récupération d’environ 80 %.
Il y a aussi une limite économique. Si la pression chute trop bas, le coût de compression du gaz dépasse la valeur du gaz lui-même. Selon la perméabilité, la récupération réelle se situe entre 75 et 80 pour cent. Le gaz associé – celui produit avec le pétrole – est séparé en surface après extraction.
Réservoirs de gaz non conventionnels
Ensuite, il y a le gaz non conventionnel. Cette substance vit dans des environnements géologiques qui ne correspondent pas au moule standard des pièges à pétrole.
On le trouve dans :
– Grès serrés (faible perméabilité)
– Articulations et fractures
– Absorbé dans les matrices de schiste
– Filons de charbon
– Le méthane s’hydrate dans les régions polaires froides ou sous-marines
– Dissous ou entraînés dans les eaux chaudes de formation géopressionnées
« Non conventionnel » est avant tout une étiquette économique. Compte tenu de la technologie et des prix actuels, ces sources sont plus coûteuses à exploiter et à produire à des rythmes plus lents. Ils sont plus difficiles à atteindre. Mais à mesure que la technologie progresse et que les sources conventionnelles deviennent coûteuses, ces alternatives deviennent viables. Le gaz de réservoir étanche, le gaz de schiste et le méthane de houille l’ont déjà prouvé.
Gaz étanches
Le gaz étanche se cache dans des grès en couverture ou lenticulaires. La mesure clé ici est la perméabilité. Nous parlons de moins d’une millidarcy (0,001 darcy). C’est incroyablement bas.
Les puits verticaux conventionnels peinent ici. Les débits naturels sont trop lents pour être économiques. C’est un gaspillage de ressources que de forer à l’ancienne.
Entrez dans le forage horizontal et la fracturation hydraulique (fracking).
Ces techniques créent des zones de collecte massives dans des formations peu perméables. Ils forcent des fractures dans la roche, permettant ainsi au gaz de circuler jusqu’au puits de forage. La production a explosé depuis que cela est devenu une pratique courante.
Gaz de schiste
Le gaz de schiste est enfermé dans la roche sédimentaire à grains fins elle-même. Contrairement aux gaz de réservoir étanche contenus dans les grès, où les fractures peuvent constituer des voies naturelles, les schistes sont denses et fins. Le gaz est adsorbé sur la matière organique et les minéraux argileux contenus dans la matrice rocheuse.
Son extraction nécessite une approche à deux volets. Vous avez besoin d’un forage horizontal pour maximiser le contact avec la couche de schiste. Ensuite, il faut une fracturation hydraulique massive pour ouvrir les micro-fractures. Sans ces étapes, le gaz reste piégé.
L’échelle est également différente. Les zones de schiste couvrent souvent des centaines de kilomètres carrés. Un seul puits pourrait exploiter un vaste réseau de fractures. Cela change complètement la donne économique. Il ne s’agit pas seulement de trouver une poche d’essence. Il s’agit de traiter la roche elle-même comme un réservoir.
À mesure que les coûts d’extraction diminuent, le gaz de schiste entre en concurrence directe avec les sources conventionnelles. Dans certaines régions, il est déjà devenu le principal fournisseur. La technologie n’est pas nouvelle, mais l’efficacité s’améliore. Les matériaux de friction, une meilleure surveillance et des conceptions de puits raffinées extraient davantage de gaz de la même roche.
La question n’est pas vraiment de savoir si nous pouvons le sortir. Il s’agit de compromis environnementaux. Utilisation de l’eau. Sismicité induite. Fuite de méthane lors de l’extraction. Ce sont là les véritables goulots d’étranglement à l’heure actuelle.
Le potentiel reste pourtant stupéfiant. Les ressources en gaz de schiste sont répandues. Ils ne se limitent pas à quelques bassins spécifiques. Ils existent sur presque tous les continents. À mesure que les approvisionnements conventionnels diminuent, la transition vers ces sources non conventionnelles s’accélère. La géologie ne change pas. Le rocher reste en place. Mais notre capacité à le débloquer le fait.
Le gaz de schiste n’est pas à l’origine une ressource. Cela a commencé comme de la boue. Des boues organiques se sont déposées au fond d’anciens océans, enfouies sous des couches de sédiments pendant des millions d’années. La chaleur et la pression ont fait le gros du travail. Ils ont transformé cette boue en roche. Ils ont également cuit la matière organique pour en faire du gaz naturel.
Une partie de ce gaz était mobile. Il s’est infiltré dans les poches de grès voisines. Piégé là-bas, il a formé des gisements de gaz classiques. Cependant, la plupart sont restés bloqués. Le schiste lui-même est non poreux. C’est une prison pour le gaz. Pendant des décennies, tenter de le faire sortir s’est avéré une entreprise perdante. Le débit était trop lent. Les marges trop fines.
Puis vint le forage horizontal. Les ingénieurs ont appris à forer latéralement, fendant des lits de schiste sur des kilomètres. Ajoutez la fracturation hydraulique et la roche se fissure. La production a bondi. Aujourd’hui, environ 25 % du gaz américain provient de ces formations étanches. Les experts prédisent que ce chiffre atteindra 50 % avant le milieu du 21e siècle. L’ère du schiste est arrivée.
Méthane de houille
Le charbon ne sert pas uniquement à alimenter les centrales électriques. C’est une éponge pour le méthane. D’énormes quantités de gaz restent enfermées dans les gisements de charbon.
Le processus commence par la coalification. Lorsque la matière végétale se transforme en charbon, du gaz est libéré. Certains s’échappent dans l’atmosphère. Beaucoup de choses restent derrière. Il se trouve sous forme de gaz libre dans les articulations et les fractures des coutures. Une plus grande quantité encore est adsorbée sur les surfaces internes des micropores. Considérez-le comme un gaz accroché aux parois intérieures de trous microscopiques.
L’extraire nécessite une gestion de l’eau. Vous percez la couture. Vous pompez l’eau qui sature le charbon. Retirer l’eau diminue la pression. Cette chute de pression déclenche la désorption. Le méthane quitte la surface des pores. Cela devient du gaz gratuit. Il migre dans les fractures. Puis remontez le puits jusqu’à la surface.
Le charbon est imperméable. Les fractures sont les seules voies. Si une veine est riche en méthane, les ingénieurs la stimulent par fracturation hydraulique, à l’instar des opérations de schiste. Le gaz de houille fournit actuellement près de 10 % du gaz naturel américain. Cela se développe ailleurs aussi. De nouvelles régions exploitent ces ressources à mesure que les sources traditionnelles diminuent.
Fluides géopressés et hydrates de méthane
Tous les gaz ne vivent pas dans des poches évidentes. Certains se cachent dans de jeunes bassins sédimentaires profonds. Ce sont des réservoirs géopressés.
Ici, les fluides de formation – généralement de la saumure salée – supportent une partie de la charge des morts-terrains. La pression monte. Il peut atteindre le double du gradient hydrostatique normal. La chaleur ne s’échappe pas bien non plus. Des couches isolantes de schiste et d’argile retiennent l’énergie thermique. Ces fluides sont souvent plus chauds que ceux des zones normalement sous pression.
La saumure est saturée de gaz. Nous parlons de 0,84 à 2,24 mètres cubes de gaz naturel pour 0,159 mètres cubes de saumure. Cela représente 30 à 80 pieds cubes de gaz par baril. Cela semble prometteur. Ce n’est pas.
La production de ce gaz nécessite des débits élevés. Vous avez besoin de formations à haute porosité et perméabilité. Il faut également produire des volumes massifs d’eau chaude de formation pour obtenir des quantités commerciales de gaz. Le coût énergétique et le cauchemar logistique sont trop élevés. Actuellement, il n’existe aucune production commerciale de gaz dérivée de gisements géopressés. Le calcul ne fonctionne pas.
Les hydrates de méthane sont différents. Ce sont des structures solides semblables à de la glace. Les molécules de méthane uniques sont enfermées dans des réseaux de molécules d’eau en forme de cage. C’est un piège moléculaire.
Ces hydrates existent à deux endroits principaux. Sous le pergélisol dans les régions polaires. Et dans les fonds océaniques le long des plateaux continentaux. Des combinaisons spécifiques de pression et de température permettent au méthane de migrer vers des réservoirs saturés d’eau et de former ces structures. Ils apparaissent dans les grès polaires et dans le sable et la boue des marges continentales.
L’extraction est le goulot d’étranglement. Nous n’avons pas encore de méthode économiquement viable ou écologiquement durable. Deux idées principales sont sur la table.
Premièrement, la dépressurisation. Percez la formation. Réduisez la pression environnante. Le méthane se libère du réseau d’eau. Il coule vers le trou de forage.
Deuxièmement, l’injection de dioxyde de carbone. Pompez du CO2 dans la roche. Les molécules de CO2 déplacent le méthane dans le réseau. Le méthane est libéré. Il peut ensuite être extrait.
Les deux méthodes comportent des risques. Les écosystèmes concernés sont extrêmement sensibles. Les environnements polaires et les plateaux marins sont fragiles. Toute technologie doit être conçue avec un soin extrême. Nous avons le gaz. Nous ne savons tout simplement pas comment l’éliminer sans briser le monde qui l’entoure.
Distribution mondiale du gaz naturel
Le gaz ne se trouve pas dans une seule poche. Il migre.
Considérez la croûte terrestre comme une usine verticale de production de gaz. Vous avez du gaz biogénique peu profond près de la surface. Puis, plus bas, vous frappez la fenêtre d’huile où réside le gaz dissous. Allez encore plus loin et le gaz thermique prend le dessus.
Ce vaste habitat vertical, combiné à une quantité infinie de matières premières, suggère que nous n’avons qu’effleuré la surface. Littéralement.
Selon les estimations, la quantité de gaz récupérable qui reste à découvrir représente 45 % du total. Le contenu énergétique de ces ressources ultimes devrait rivaliser avec celui du pétrole. Nous consommons aujourd’hui moins de gaz que de pétrole, ce qui signifie que nos stocks actuels devraient durer plus longtemps. Mais si les modes de consommation changent et que la consommation de gaz rattrape celle du pétrole, cette longévité disparaît rapidement. Le gaz ne deviendrait qu’une autre ressource éphémère.
Le coût du gaz gaspillé
Le torchage n’est pas nouveau. C’est une sale habitude liée à la production pétrolière.
En 2017, la Banque mondiale a fait état d’une perte stupéfiante. Environ 141 milliards de mètres cubes (bcm) de gaz, soit l’équivalent de 5 000 milliards de pieds cubes (tcf), ont été brûlés à la tête de puits. Cela représente un cinquième de la consommation annuelle de gaz aux États-Unis. Soit 75 pour cent des exportations annuelles de la Russie.
Pourquoi le gaspiller ? Emplacements éloignés. La récupération du gaz à partir de puits isolés coûte cher. Si vous ne pouvez le diffuser nulle part, vous le brûlez.
Historiquement, la Russie, le Moyen-Orient et certaines parties de l’Afrique ont été les plus grands contrevenants. Si une grande partie de ce gaz est désormais réinjectée pour maintenir la pression, ce qui ne peut pas être réinjecté prend souvent feu.
Mais l’économie change les comportements. À mesure que la valeur du gaz augmente, les efforts de conservation se sont intensifiés. Le torchage est en baisse. L’argent est trop beau pour le laisser en fumée.
Les géants de l’industrie
Tous les champs ne sont pas créés égaux.
Les plus grands gisements de gaz naturel sont des « supergéants ». Ils contiennent plus de 850 bcm (30 tcf) de gaz. Ensuite, il y a les « géants de classe mondiale », dont la taille se situe entre 85 et 850 bcm (3 à 30 tcf).
Ces champs massifs ne représentent qu’une infime fraction du total des champs connus. Moins de 1 pour cent. Pourtant, ils constituent l’épine dorsale de l’industrie.
Les supergéantes et les géantes, ainsi que le gaz associé trouvé dans les champs de pétrole géants, détenaient à l’origine environ 80 % des réserves mondiales. Ils produisent 80 pour cent du gaz mondial.
Le rôle de la Russie
La Russie est assise sur certains de ces géants.
La Russie détient la couronne des plus grandes réserves de gaz naturel au monde. Nous parlons d’environ 47 000 milliards de mètres cubes (tcm), soit environ 1 680 000 milliards de pieds cubes (tcf) de gaz. Elle échange régulièrement sa place avec les États-Unis pour la première place en matière de production, mais le volume de ce qui se trouve sous terre en Russie est sans égal.
L’action se déroule en Sibérie occidentale. Plus précisément, regardez à l’est du golfe d’Ob, juste sur le cercle polaire arctique. C’est là que se trouvent certains des gisements de gaz les plus massifs de la planète.
Ourengoï : le géant qui continue d’avancer
Ourengoï est le deuxième plus grand gisement de gaz au monde. Il a été découvert en 1966. Les premières estimations évaluent ses réserves à 8,1 tcm (286 tcf). C’est une quantité d’énergie stupéfiante.
La géologie ici est complexe mais cohérente. Environ les trois quarts de ce gaz se trouvent dans le réservoir le moins profond. Il se situe entre 1 100 et 1 250 mètres (3 600 à 4 100 pieds) de profondeur. Ces roches datent du Crétacé supérieur et remontent à environ 66 à 100,5 millions d’années.
Au total, Urengoy compte 15 réservoirs distincts. Certains se trouvent dans des roches du Crétacé inférieur, qui sont plus anciennes, datant d’il y a environ 100,5 à 145 millions d’années. Le point le plus profond est une zone de condensat de gaz dans les strates du Jurassique supérieur, repoussée il y a 145 à 163,5 millions d’années.
La production a commencé en 1978. Elle a atteint son apogée. La production a diminué depuis ces années de pointe. Pourtant, il bat toujours tout autre gisement de gaz sur Terre en termes de volume. Il reste le roi de l’extraction.
Iambourg et Orenbourg
Au nord d’Ourengoy, également au nord du cercle polaire arctique, se trouve Yamburg. Il s’agit du deuxième plus grand gisement de Russie. Les réserves initiales étaient estimées à 4,7 Tcm (166 Tcf). Le gaz provient principalement de roches réservoirs du Crétacé supérieur. Ceux-ci se trouvent à des profondeurs de 1 000 à 1 210 mètres (3 300 à 4 000 pieds). Le développement a débuté au début des années 1980.
Ensuite, il y a Orenbourg. Découvert dans la région Volga-Oural en 1967. Il détient le titre de plus grand gisement de gaz russe en dehors de la Sibérie occidentale. Les réserves initiales étaient de 1,8 tcm (64 tcf). La production a commencé en 1974. Elle est importante, mais elle ne rivalise pas en termes d’ampleur avec les géants sibériens.
Groningue : l’ancre de l’Europe
Déplacez-vous vers le sud en Europe. Le plus grand gisement de gaz naturel du continent est celui de Groningue. Il se trouve sur la côte néerlandaise. La découverte a eu lieu en 1959. La production a commencé en 1963. Les réserves récupérables initiales se situaient entre 2,7 et 2,8 tcm (95 à 99 tcf).
Ils ont déjà retiré environ 60 pour cent de ces réserves initiales. La géologie est distincte ici. Le puits de découverte a foré des évaporites de l’âge du Permien (âgées de 251,9 à 298,9 millions d’années). Il a heurté un épais grès permien basal très productif.
Des forages ultérieurs ont permis de cartographier un large anticlinal. Il mesure environ 24 km (15 miles) de largeur sur 40 km (24 miles) de longueur. Le réservoir est coiffé par ces évaporites. Le gaz se trouve à des profondeurs comprises entre 2 500 et 3 000 mètres (8 000 à 10 000 pieds). Au-dessous de ce réservoir se trouve une séquence houillère pennsylvanienne tronquée et fortement faillée. Cette séquence, qui s’étend d’il y a 323 à 299 millions d’années, est considérée comme la principale source de gaz.
Troll : la centrale électrique norvégienne de la mer du Nord
Le deuxième plus grand gisement de gaz d’Europe est le gisement de Troll. Il se trouve sous la mer du Nord, à moins de 100 km (60 miles) des côtes norvégiennes. Il se trouve dans les grès du Jurassique supérieur. La découverte a eu lieu en 1979. Les réserves récupérables ont été estimées à 1,3 tcm (45,9 tcf).
La production a commencé en 1996. Cela a immédiatement changé la donne. La Norvège est rapidement devenue l’un des plus grands producteurs et exportateurs de gaz naturel au monde. Troll contient à lui seul plus de la moitié des réserves prouvées de gaz naturel de la Norvège. Ces réserves prouvées totalisent 2 tcm (72 tcf).
Amérique du Nord
Les géants d’Amérique du Nord
Les États-Unis détiennent un chiffre stupéfiant de 9,7 milliards de mètres cubes de réserves prouvées de gaz naturel. Cela représente 341 000 milliards de pieds cubes de carburant sous terre. Le joyau de la couronne est les schistes de Marcellus. Il s’étend sur la Pennsylvanie, l’Ohio, la Virginie occidentale et New York. Certaines estimations suggèrent qu’il peut contenir jusqu’à 14 tcm.
Elle produit plus de 80,3 milliards de mètres cubes par an. Cela en fait la plus grande source du pays. C’est aussi l’un des plus grands gisements de gaz de la planète. L’échelle est difficile à comprendre jusqu’à ce que vous regardiez le résultat.
Ensuite, il y a le terrain Hugoton. Découvert en 1927 au Kansas. Il s’étend jusqu’en Oklahoma et au Texas. Il faut une vision à long terme pour voir l’image complète. La zone productive s’étend sur une direction de 400 km. Plus de 10 000 puits y ont été forés.
La géologie est spécifique. Le gaz provient des calcaires et des dolomies du Permien. Les variations stratigraphiques de la lithologie contrôlent les accumulations. Ce n’est pas seulement un trou dans le sol. C’est un piège complexe. Le champ a une récupération ultime estimée à 1,5 Tcm. Ils en ont déjà retiré environ 65 pour cent.
Le Canada est le prochain grand acteur. Ils disposent de 2,1 milliards de mètres cubes de réserves prouvées. Leur potentiel non découvert correspond presque exactement à celui des États-Unis. Cela représente beaucoup d’énergie inexploitée. Un site majeur est le champ Elmworth. Il a été découvert en Alberta en 1976. Il se trouve dans un réservoir de grès du Crétacé. Il contenait 560 milliards de mètres cubes de gaz. Cela représente 20 tcf de potentiel.
Le Mexique est différent. Ils disposent de 356 milliards de mètres cubes de réserves prouvées. La production est dispersée. Une grande partie de cette production provient du champ pétrolifère de Canterell, dans le golfe du Mexique. La demande augmente. L’industrie de l’énergie électrique a faim. Mais ils ne peuvent pas tout traiter. Des milliards de mètres cubes de gaz associé sont brûlés chaque année. C’est du potentiel gaspillé. Ou plutôt, une infrastructure gaspillée.
Les géants du désert
En Afrique du Nord, l’histoire est plus ancienne. Le terrain de Hassi R’Mel est la clé. Il est situé dans le bassin central de l’Algérie. Il a été découvert en 1956. Il se trouve dans un vaste anticlinal. Le réservoir est en grès du Trias. Cela fait 200 millions d’années. Il est coiffé de lits de sel.
À l’origine, il contenait environ 2,52 Tcm de gaz récupérable. Elle produit encore 100 milliards de mètres cubes par an. Cela représente 60 pour cent du gaz sec total de l’Algérie. La géologie est propre. Roche perméable. Sceau de sel. C’est un réservoir de manuels. Mais c’est aussi un moteur économique majeur pour la région.
Le Moyen-Orient
Le Moyen-Orient détient le reste de l’équilibre mondial.
Le Moyen-Orient ne se limite pas au pétrole brut. Sous les sables se trouve une immense réserve souterraine de gaz. Ce potentiel est lié au bassin arabo-iranien. Son épine dorsale est la formation Permienne Khuff. Il se trouve sous la majeure partie de la région. C’est un horizon clé pour détenir du gaz.
Cette couche abrite le plus grand champ de gaz naturel non associé au monde. Le Qatar l’appelle le North Field. L’Iran l’appelle South Pars. Il s’étend sur les eaux du large. Les réserves sont stupéfiantes. Les estimations les situent à plus de 28 000 milliards de mètres cubes. Cela représente 1 000 billions de pieds cubes.
Cette richesse a des classements. L’Iran détient les troisièmes plus grandes réserves de gaz naturel. Le Qatar est quatrième. Seule la Russie en a davantage. La formation Khuff en est la raison. Ce n’est plus seulement un pays pétrolier. C’est une superpuissance du gaz.
Réservoirs récifaux d’Asie
Déplacez-vous vers l’est. L’Asie a son propre géant. Le champ d’Arun. Découvert en 1971. Il se trouve dans le bassin nord de Sumatra en Indonésie. Le rocher ici est différent. C’est du calcaire récifal. Il date du Miocène moyen. C’était il y a 16 à 11,6 millions d’années.
Les réserves initiales étaient estimées à 383 milliards de mètres cubes. Ou 13,5 billions de pieds cubes. Des chiffres énormes. Mais ils ne sont pas diffusés aux voisins. Le gaz est liquéfié. Exporter uniquement. Cela change complètement la logistique. Il faut des chaînes du froid. Vous avez besoin de pétroliers spécialisés. La valeur réside dans la mobilité.
