Fracturation hydraulique

Tubes d'acier sans soudure (Drill pipe pour les anglophones) utilisés pour faire tourner la tête de forage et faire circuler le fluide de forage. Des outils divers peuvent y être adaptés au niveau des joints.

Partie visible d'une épaisse formation géologique schisteuse dite Schistes de Marcellus (Marcellus Shale), ici le long de l'Interstate 80 (États-Unis). Cette couche s'enfonce profondément dans le sous-sol où elle fait l'objet depuis quelques années d'une intense exploitation gazière par fracturation hydraulique.

On parle aussi, pour cette technique, d'« hydrofracturation » ou « fracturation hydrosiliceuse » (ou encore « frac jobs »[5], frac'ing dans l'industrie[6], ou plus généralement « fracking »[7], ou de « fracturation hydraulique massive »[2] (Massive Hydraulic Fracturing ou MHF pour les anglophones), à ne pas confondre avec l'hydrofracturation naturelle (Cryoclastie) qui résulte, en surface, de l'effet du gel de l'eau emprisonnée dans une roche.

Selon le site internet de l'entreprise Halliburton, l'un des plus gros opérateurs de ce domaine, l'idée de stimuler la productivité de forages par la fracturation sous haute pression aurait été lancée par la multinationale Halliburton elle-même dans les années 1940, avec une première expérimentation en 1947 au Kansas pour le compte de la compagnie pétrolière et gazière Stanolind Oil and Gas Corp.[8].

En 1957, le procédé a pu être amélioré par de nouvelles pompes et compresseurs permettant d'atteindre des pressions plus élevées. En 1972, le groupe Halliburton met au point son procédé Waterfrac[8]. Six ans plus tard, Esso Resources Canada teste un puits horizontal au Cold Like Leming (en expérimentant un drainage par gravité thermiquement assistée de pétrole lourd très visqueux)[9], et Arco rajeunit efficacement ses puits « à haut GOR » (High Gas/Oil Ratio Wells ; haut ratio de gaz par rapport au pétrole) en y adjoignant des puits horizontaux l'année suivante[9], réglant du même coup un problème de coning (« gasconing »)[10] - [9]. En 1980, Texaco Canada achève un programme de forage d'exploitation de sable bitumineux non consolidés, à faible profondeur dans le gisement d'Athabasca[9].

En Australie, elle est utilisée pour la première fois en 1969 pour la production de gaz[11].

De 1979 à 1983, alors que des puits horizontaux étaient creusés dans les pays du bloc de l'Est, en Europe de l'Ouest, Elf-Aquitaine, en lien avec l'IFP fore quatre puits horizontaux dans des réservoirs pétrolifères dont trois situés sur le continent en France (Lacq 90, Lacq 91, Castera-Lou 110H en France) ; le quatrième (Rospo Mare 6D) s'étendant en Italie au large des côtes dans le réservoir karstique du champ Rospo Mare (zone italienne de la mer Adriatique). Aux premiers essais de puits horizontaux à Rospo Mare, la productivité était 20 fois supérieure aux puits verticaux des pays voisins[9]. En 1986 et 1987, puis de 2004 à 2008, plusieurs opérations ont été effectuées en Seine-et-Marne sous le contrôle des DREAL et DRIEE[12].

Depuis le creusement de son premier puits horizontal, plus de 1 million d'opérations auraient été conduites par le groupe Halliburton, qui auraient permis d'extraire plus de 17 milliards de mètres cubes de gaz. Mais alors que son « utilisation sûre et efficace n'a jamais été plus importante que maintenant »[8], elle est pointée du doigt pour ses impacts sociaux-environnementaux qui semblent plus importants que prévu (pollution de l'eau, de l'air et des sols, et impacts sur la santé et le climat). En 1974, lors du vote de la nouvelle loi sur l'eau, la fracturation hydraulique et ses risques n'ont pas été pris en compte. Peu après (en 1979), l'exploration et un début d'exploitation à grande échelle commençaient au Texas (dans un gisement nommé « Barnett shale »[8])

La première utilisation industrielle de la fracturation hydraulique a plus d'un siècle. Elle est décrite dans un bulletin du U.S. Geological Survey de 1903, selon T.L. Watson[13]. Avant cette date, la fracturation hydraulique a déjà été utilisée (et l'est toujours) dans les carrières de Mount Airy (près du Mont Airy, en Caroline du Nord) pour faire éclater le granit et en séparer plus facilement qu’avec des explosifs des blocs du socle rocheux.

Le premier essai de fracturation hydraulique profonde (sans forage horizontal), visait à stimuler un puits de pétrole et de gaz naturel. Il aurait été testé pour la première fois aux États-Unis, en 1947, par la compagnie Halliburton[14] - [15].

Son développement commercial a rapidement suivi, dès 1949[14]. En raison de son efficacité, cette technique a rapidement été adoptée par d’autres compagnies, pour être aujourd’hui utilisée dans le monde entier, dans des dizaines de milliers de forages pétroliers et gaziers chaque année.

Les nombreux géologues qui travaillaient pour les pétroliers à la période dite de l'or noir connaissent déjà des exemples naturels de fracturation par pression ou dépression interne, dans le socle rocheux. Dans une faille naturelle, l'introduction d'une solution hydrothermale sous une pression dépassant celle de l'eau interstitielle (ici contenue dans les pores de la roche) provoque une fracturation. De tels phénomènes peuvent être d'origine volcanique, eustatique, tectonique, ou résultent de mouvements et rééquilibrages géologiques. Ils sont des phénomènes de fracturations naturelles « hydrauliques » (au sens général et mécanique du mot hydraulique, ou la pression hydraulique peut ne pas provenir d'eau, mais aussi de boue, de lave ou roche magmatique).

Les plus spectaculaires sont les « dykes ». Ces lames rocheuses, tantôt fines, tantôt épaisses de plusieurs mètres, peuvent recouper (éventuellement à angle droit) d’autres couches géologiques rocheuses, ce qui les différencie des « sills » où la roche magmatique n'a fait que s’insinuer entre deux lits rocheux préexistants.

Dans ces deux derniers cas, ce n’est pas de l’eau, mais de la roche magmatique, liquide parce qu'en fusion, qui a fragmenté ou simplement rempli le réseau fracturé. Une fois la roche refroidie, l’intégrité physique du socle rocheux est en quelque sorte rétablie, voire renforcée.

Au contraire, la fracturation hydraulique, telle que pratiquée industriellement aujourd’hui, vise à briser l'intégrité du substrat rocheux, de manière durable par insertion de sable ou matériaux spéciaux visant à empêcher le réseau de fractures de se refermer. À très petite échelle, très localement, et en surface, certains systèmes de geysers pourraient induire des phénomènes de microfracturation hydraulique, mais sans comparaison avec les fracturations produites à grande profondeur au moyen des pompes hydrauliques modernes.

L'homme connaît depuis longtemps la fracturation, par le gel, de certains calcaires gélifs (phénomène utilisé par les agriculteurs depuis des siècles pour la production d’amendements calcaires en zone froide ou tempérée, mais redouté par les bâtisseurs qui n'utilisaient ces calcaires qu’enfouis dans les fondations (hors-gel), ou protégés du froid au cœur des appareillages de murailles de fortification). Les hommes préhistoriques, pour produire des menhirs savaient déjà utiliser des encoches taillées dans le granit, dans lesquelles on enfonçait un morceau de bois sec, ensuite arrosé pour qu’il se gonfle au point de fendre des granits. L'idée d'utiliser la pression pour fendre ou fragmenter des roches est donc ancienne, mais son usage à grande profondeur nécessitait de puissantes pompes hydrauliques (montées sur camions) et des moyens pour bien rendre étanches les têtes de puits, moyens qui n'existaient pas autrefois.

On a rapidement eu l'idée d'injecter du sable dans les fractures et microfissures produites par le fluide de fracturation. Dans les années 1970, de nouveaux agents de soutènement (proppants), hautement résistants, en céramique (frittée), sont apparus sur le marché[16]. Testés en laboratoire dans des systèmes de fracturation de 2 750 m à 5 800 m de profondeur, ils sont réputés mieux maintenir les fractures ouvertes en résistant mieux à la compression et aux hautes pressions (plus de 76 MPa), tout en résistant aux acides introduits dans les fluides de fracturation ou présents dans le gisement[16]. En laboratoire, ils résistent à des pressions très élevées et ne perdent aucune de leurs qualités à des températures de 150 °C[16]. Ils sont microporeux, et de diamètres et couleurs variées. Leur densité peut être la même que celle des sables qui étaient utilisés antérieurement.

Au-delà de certaines pressions, c'est le matériau rocheux qui s'écrase autour des proppants.

Pour que ces forages soient rentables, il fallait encore inventer et maîtriser le forage horizontal, qui remplace souvent avantageusement plusieurs puits verticaux, et qui - à partir d'un seul puits vertical - peut drainer plusieurs couches d'un réservoir « multi-couches » (on parle alors de « puits multilatéraux », dont les versions les plus modernes et complexes sont en arêtes de poisson[17]).

Le premier forage horizontal volontaire et réussi serait celui d'un puits creusé par Elf-Aquitaine, Lacq-90, dans le sud de la France, effectué en juin 1980, suivi par Lacq-91, Casteralou (France), Rospomare-6d (Italie) et Pelican Lake (Canada)[17]. Dix ans plus tard, des centaines de puits horizontaux étaient forés chaque année, et ensuite des centaines le seront chaque année, puis des milliers dans les années 2007-2010, grâce aux progrès de la chimie et de la physique des boues de forage et fluides de fracturation, et grâce aux progrès de la prospection souterraine et offshore, des moteurs de fonds, combinés à des appareils de géopositionnement souterrain en continu permettant de forer des puits à courbure à faible rayon[17]. Dans le même temps, avec les progrès des ordinateurs et logiciels informatiques, la modélisation a également progressé. Toutes ces conditions étaient nécessaires pour pouvoir rendre la fracturation « utile » et « rentable » (dans les conditions économiques, techniques et juridiques du moment) pour exploiter des ressources fossiles de plus en plus éloignées et fortement piégées dans la roche.

En ce qui concerne les proppants, il faut souligner l'évolution de la technologie, consistant à utiliser depuis les années 1980 des billes en céramique électrofondue à base de silice et de zircone, fabriquées par la société française « Société Européenne des Produits Réfractaires » sous l'appellation commerciale Zirprop. Ces produits sont décrits notamment dans le brevet européen n^o 52537.

La mesure des impacts environnementaux négatifs a émergé en Amérique du Nord, puis s'est étendue en Europe.

Elle porte sur les impacts directs et indirects de cette nouvelle forme d'exploitation d'énergies fossiles et particulièrement sur les dégradations environnementales (des écosystèmes, des nappes, de l'air, des eaux souterraines et de surface, du sol et du sous-sol) ; les cas supposés de contamination des nappes phréatiques ont été répertoriés aux États-Unis. Il est notamment mis en cause le défaut de cimentation dans les parties supérieures du forage et non la technique de fracturation hydraulique elle-même. Les nappes phréatiques se situent à environ un kilomètre de distance en profondeur des zones exploitées, ce qui rend très hypothétique le risque d’une contamination directe[18].

Par ailleurs, les impacts à moyen et long terme de la fracturation profonde ne semblent pas avoir fait l'objet d'études publiées, et au sein même des administrations, il peut exister des conflits d'intérêts ou divergences de points de vue entre les services chargés de l'environnement, de l'eau potable ou de l'évaluation environnementale, et ceux chargés (dans l'État de New-York par exemple[19]) d'assurer une énergie abondante et peu chère ou une industrie florissante.

Le film documentaire Gasland a présenté des images de cas très préoccupants de pollutions par les fluides de forage et/ou de fracturation et de remontée de gaz, par exemple dans le réseau domestique d'eau potable et dans les puits de surface d'une ville du Colorado[20]. Une enquête menée par la Colorado Oil and Gas Conservation Commission aurait par la suite démontré que ce cas particulier serait dû au méthane naturellement présent dans l’eau et non à la technique de fracturation hydraulique[21]. Dans d'autres zones d'exploitation de gaz par fracturation hydraulique, le film témoigne de problèmes de santé chroniques dans la population.

Les pratiques passées ou actuelles ont généré d'autres controverses.

« La fracturation hydraulique nuit à la santé » lors d'une manifestation à Philadelphie (2016).

Pour le grand public, la question des impacts sur la santé a d'abord été soulevée par le film Gasland, mais qui n'était pas une étude scientifique épidémiologique à grande échelle.

Diverses études ont ensuite suggéré que vivre près des sites pétro-gaziers utilisant le fracking est associé à un large éventail d’effets négatifs allant d’un risque accru d'asthme et de migraines à un accroissement du risque d'hospitalisation pour maladie cardiovasculaire, trouble neurologique et cancer[35]. Par précaution quelques états ont déjà interdit la fracturation (Maryland et État de New York). Les premières études concernaient essentiellement la pollution de l'eau par les produits chimiques du fluide de fracturation suite à d'éventuelles pertes d'intégrité des conduites de forage[36] ou par les remontées d’éléments profonds via les forages[37] - [38] - [39] - [40].

Puis, plusieurs études récentes ont porté sur des évaluations coûts-bénéfice pour l'environnement[41] et sur les effets possibles des produits chimiques présents dans le « fluide de fracturation » puis retrouvés dans l'air près des puits de fracturation[42] - [43] - [44] - [45] - [46].

Fin 2017, une large étude (conduite par des épidémiologistes de l'université de Princeton) est publiée dans la revue Science Advances[35]. C’est la première comparaison à grande échelle de quelques indicateurs de santé robustes, d'une part chez des bébés nés avant et après l'extraction du gaz de schiste par fracturation en Pennsylvanie et d'autre part chez des bébés nés à diverses distances d’un forage en activité. Cette étude montre que les parents vivant à proximité des puits de fracturation ont un risque nettement aggravé d’avoir des enfants dont le poids de naissance est significativement plus bas. Des études antérieures ont aussi mis en évidence un risque accru de faible poids à la naissance pour les nouveau-nés, mais elles manquaient de puissance statistique ou n’avaient pas mesuré si l’intensité du risque était corrélée à la distance par rapport au forage[35]. Cette fois, 1,1 million de certificats de naissance de Pennsylvanie ont été étudiés, produits de 2004 à 2013 (laps de temps durant lequel plus de 10 000 puits de fracturation ont été forés en Pennsylvanie pour extraire le gaz). L'adresse des parents, le poids à la naissance, le nombre de mois de gestation, la présence d’anomalies congénitales et certaines anomalies à la naissance figurent sur ce certificat. Les chercheurs ont pu superposer ces données à des cartes figurant les lieux et dates de débuts et fins d’activité des puits forés en Pennsylvanie[35]. Ils ont étudié les données des certificats pour les bébés nés dans des cercles concentriques de 1 km dessinés autour de chaque site : un à 1 km, deux et 3 km et au delà. Les différences sont nettes : les bébés nés d’une mère vivant à moins d'un kilomètre d'un puits étaient 25 % plus susceptibles d'avoir un faible poids à la naissance (moins de 2 500 grammes ou 5,5 livres) que les bébés à plus de trois kilomètres. Ces bébés étaient également en moins bonne santé. Ceux qui sont nés dans les deuxième et troisième cercles étaient également plus petits et moins bonne en santé que les bébés nés de mères vivant plus loin, mais un peu moins affectés que ceux nés d’une mère habitant à moins d’un kilomètre d’un forage.

Pour éviter les biais liés à d’autres facteurs de risque (comme vivre dans un quartier pauvre ou une ville polluée) l’étude n’a pas comptabilisé les bébés nés dans les zones urbaines comme Pittsburgh et Philadelphie (où les bébés ont aussi plus de risque de naître avec un poids plus bas que la moyenne[47])[35]. Les chercheurs ont aussi comparé les frères et sœurs nés de mères vivant près d’un site de fracturation et ayant eu un enfant avant et après le début de la fracturation puis un autre après ; cet échantillon était plus modeste (594 enfants exposés à la fracturation ayant des frères et/ou sœurs non exposés) mais chez ces enfants, ceux nés d’une mère exposée étaient statistiquement plus petits et en moins bonne santé que les autres[35]. À plus de trois kilomètres, il n’y a plus d’effet détectable[35].

Les facteurs en cause ne sont pas encore connus. Dans ce cas, la pollution de l'eau de boisson ne semble pas être en cause ou en tous cas pas le premier facteur, car beaucoup de familles n’ont pas bu d’eau d’un puits ou forage local. La cause semble à rechercher dans l’air ou l’environnement proche du puits ; restent donc une dispersion dans l’environnement des produits chimiques utilisés pour la fracturation, les fuites de gaz, un effet indirect dû à l'augmentation de la circulation des camions et des travaux lourds liés à la fracturation hydraulique[35]. Les auteurs rappellent qu'un faible poids à la naissance fréquemment dû à un environnement dégradé[48] et est prédictif d’un risque accru de mortalité infantile, d'asthme, d'hyperactivité associée à des troubles et un déficit de l'attention, de résultats scolaires inférieurs puis de revenus financiers moindre que la moyenne. L'auteure principale ajoute que les bébés peuvent être comparés aux « canaris » autrefois utilisés dans les mines en raison de leur grande sensibilité comme détecteur de grisou ou de monoxyde de carbone mortel ; ils ne sont probablement pas les seules victimes ; s'ils subissent de tels effets, les personnes âgées et d’autres personnes vulnérables vivant à proximité des puits risquent également de voir leur santé dégradée. Selon elle, « il ne s’agit plus de discuter pour savoir s’il y a ou non des effets sur la santé, mais de discuter pour savoir comment aider aider les gens qui vivent près de la fracturation »[35] - [49].

Elle vise à augmenter ou rétablir la vitesse à laquelle les fluides gras tels que pétrole, liquides (eau) ou gazeux peuvent être produit et extraits à partir d'un réservoir souterrain, dont (c'est de plus en plus le cas) pour des réservoirs dits non conventionnels tels que lits de charbon ou de schistes n'ayant pas pu être exploités par les méthodes conventionnelles.

Par exemple, les schistes (roche sédimentaire la plus répandue) contiennent un peu de gaz enfermé dans des pores très petits (environ mille fois plus petits que ceux du grès des réservoirs conventionnels de gaz naturel). Ce gaz ne peut être extrait qu'en fracturant la roche[4].

La fracturation hydraulique vise le plus souvent à permettre l'extraction de gaz naturel et de pétrole à partir de formations géologiques profondes (1 à 4 voire 5 km souvent). À cette profondeur, le substrat est généralement insuffisamment poreux ou perméable pour permettre au gaz naturel et/ou au pétrole de s'écouler dans le substrat jusqu'au puits de forage à une vitesse permettant de rentabiliser le puits par la vente du gaz. Par exemple, la perméabilité naturelle des schistes est extrêmement faible[50]. Fracturer des portions très importantes de couches de schiste est pour cette raison une condition nécessaire à l'extraction rentable du gaz qui y est piégé (en très faible quantité par mètre cube de schiste).

La fracture d'une couche ciblée de roche renfermant des hydrocarbures fournit un chemin conducteur reliant une plus grande surface du réservoir au puits, ce qui augmente la zone prospectée par le système puits/réseau de fissures, d'où le gaz naturel et des liquides peuvent être récupérés de la formation ciblée.

Elle se déroule en plusieurs phases[51] :

• Une galerie ou un réseau de galerie est creusé dans le lit rocheux qu'on souhaite fracturer.
• La fracturation est initiée avec un fluide de faible viscosité (de manière à ne pas perdre trop d'énergie via les forces de friction qui deviennent d'autant plus importantes que le réseau s'agrandit)[51].
• Des fluides (ou gels) sont ensuite injectés dans le réseau de fentes[51]. Ils contiennent un agent de soutènement qui doit éviter que ce réseau ne se referme. La répartition des agents de soutènement à l'intérieur de la fracture est un facteur essentiel dans la conception d'une fracture hydraulique[51].
• Les opérations de collecte peuvent ensuite être amorcées. Si le puits s'épuise ou semble se colmater, de nouvelles opérations de fragmentation peuvent se succéder.

La principale difficulté est que l'opérateur doit travailler en aveugle et à distance, sur la base de modèles géologiques et mécanistiques comportant de nombreuses incertitudes. Chaque forage est, de plus, un cas particulier, en raison notamment des variations naturelles du substrat (nature des roches, stratigraphie, pendage, anisotropie, éventuelles anomalies de température et/ou anomalies magnétiques susceptibles de perturber la mesure de la hauteur de fracturation à partir du puits horizontal, ou de perturber certains outils de mesure (magnétomètres…) de mesures de la direction du forage…).

Les trains de tiges sont soumis à des efforts de tension (traction/compression), de pression, flexion et torsion, abrasion et corrosion qui peuvent varier selon les contextes et l'usure du matériel. Dans les courbes du puits, et plus encore dans les parties horizontales du forage, un « lit de déblai » (lit de dépôt particulaire (particules issue du forage ou du déblai…) peut se former, avec risque de « collage » diminuant les performances du puits voire conduisant à son obstruction (des débits élevés lors du forage diminuent ce risque, de même que l'utilisation d'un fluide de forage en régime turbulent[17], mais ceci encourage à encore augmenter la consommation d'eau, dont une partie sera perdue dans le sous-sol). Enfin, des fissures ou failles connexes, intrusions liées, et autres fuites peuvent créer des bypass et localement empêcher l'ouverture des pores et feuillets de la roche[52].

Au fur et à mesure que les réservoirs schisteux épais et homogènes auront été exploités, et qu'on cherchera à forer des couches schisteuses plus fines, il faudra de mieux en mieux contrôler la hauteur des fracturations pour qu'elles ne s'étendent pas au-delà de la couche de schiste. Ceci est aujourd'hui difficile, faute d'outils de mesure et de contrôle assez précis. Les outils et méthodes disponibles vers 1980 (alors que les forages dans les schistes commençaient à se multiplier) mesuraient au mieux la hauteur de fracture dans un rayon d'environ 2 m (0,6 m) et si la modélisation a beaucoup avancé dans les décennies 1970-1990[53], on ne dispose aujourd'hui d'aucun moyen de déterminer précisément in situ, en temps réel et à coût raisonnable la hauteur et la profondeur du réseau fracturé dans la formation. Le risque de fracturer la roche environnante, souvent plus perméable, augmente quand les couches de schistes explorées sont moins épaisses[54].

En surface, des risques de pollution existent en amont et en aval de l'opération et durant celle-ci en cas d'accident. Ces risques concernent les pollutions de sol ou de nappe phréatique ou d'eaux superficielles. Ils sont notamment liés aux produits chimiques utilisés. Il existe aussi des risques d'explosion, d'incendies, de fuites ou de surgissement en geyser de fluide. Ils peuvent provenir d'erreurs humaines ou de déficiences matérielles.

Ils sont aussi liés à l'incertitude du travail distant et en aveugle que l'opérateur doit conduire. Ce dernier est confronté à la grande complexité de la propagation des fractures multiples (avec une propagation, chaotique et non maitrisable de fractures complexes). D'éventuelles fuites ou déviations des têtes de forage, etc.[17] peuvent se produire.

L'opérateur est ainsi exposé au risque de ruptures ou de fuites brutales, se traduisant par de brusques chutes de pression ou au contraire par des montées en pression auxquelles le matériel doit résister. Les meilleures simulations numériques sont encore trop imparfaites[55] pour garantir que ces risques soient évités.

Chaque opération est source de déformations structurelles suivies d'une tendance à un certain rééquilibrage, avec d'importantes variations selon les caractéristiques de la couche rocheuse explorée et des couches voisines. Les éventuels impacts de ces changements, non visibles en surface au moment des chantiers, semblent peu étudiés ou mal compris. Aux limites des réservoirs, des effets de bords sont difficiles à prendre en compte, même par les modèles.

Environ sept millions de personnes vivent dans des régions du centre et de l’est des États-Unis où la fracturation hydraulique peut causer des secousses telluriques risquant d’endommager les constructions, selon un rapport de l’Institut américain de géophysique (USGS – United States Geological Survey) publié lundi 28 mars.

L'institut d'études géologiques des États-Unis (USGS) identifié 21 endroits ayant connu dans les années 2010 un accroissement des séismes provoqués par la fracturation et rapportent des secousses puissantes et des dégâts dans six États (Oklahoma, Kansas, Texas, Colorado, Nouveau-Mexique et Arkansas dans l'ordre des plus exposés) avec des populations riveraines de sept millions d'individus[56]

N'importe quel fluide peut être utilisé, allant de l'eau à des gels, des mousses, des gaz azote, dioxyde de carbone ou même de l'air dans certains cas. Pour les forages horizontaux visant le gaz de schiste, le fluide est préparé in situ, au moyen de camions spéciaux et de réservoirs amenés sur place. Le système de préparation et d'injection est conçu pour que le fluide soit adapté aux formations rocheuses qu'il va rencontrer, et pour qu'il change de viscosité et de fonctions au fur et à mesure de son déplacement de la surface vers l'extrémité des zones fracturées, et pendant le nettoyage et drainage de la fracture[31].

Peu de données sont disponibles sur ces fluides alors que de nombreux additifs chimiques les composent[31]. Ce n’est qu’en 2010 que le Sénat américain et l'EPA ont demandé des informations précises aux 9 grands opérateurs les utilisant.

Selon Halliburton et d'autres opérateurs du secteur, en général plus de 99,5 % du fluide utilisé dans la fracturation hydraulique est composé d'eau et de silice (sable). Ce sable peut être pelliculé (recouvert) de résine, ou remplacé par des billes de céramique. Et pour optimiser le rendement des puits, on y ajoute des produits issue d'une « chimie de pointe »[8] pour notamment :

• « limiter par injection de biocides la croissance et l'accumulation de bactéries, dans le fluide et dans le puits de forage » ;
• veiller à ce que « le sable (ou autre agent de soutènement) reste bien en suspension dans le fluide, afin qu'il arrive de manière homogène dans les fractures ouvertes par les « coups » de pression et que les réseaux de fentes et micro failles ainsi créés ne se referment pas, pour que le gaz ou le pétrole puisse y circuler ». Quelques expériences ont montré que certains forages ont très bien fonctionné, sans utilisation massive d'agents de soutènement, probablement notamment en raison de la rugosité de surface de la roche fracturée[31], et de désordres structurels (tridimensionnels) induits dans le feuilletage schisteux par la fracturation[31], qui empêchent que les feuillets disjoints ne se recollent ; certains auteurs ont même à la fin des années 1990 posé l'hypothèse que les agents de soutènement (en s'agglomérant avec des résidus de gel et d'autres particules) pourraient en fait nuire à la perméabilité de la fracture et à sa capacité à se nettoyer[31]. Ces mêmes auteurs considèrent qu'un fluide moins visqueux fracture mieux la roche et facilite l'extension des fractures, et leur nettoyage, ce qui est un « paramètre clé » dans les réservoirs étanches.
• « Réduire la tension superficielle de l'eau en contact avec le « réservoir » du gisement, pour améliorer la production ».

Fin 2010, la polémique enflait en Amérique du Nord quant au secret entourant la composition de ces fluides, et quant à leur degré de toxicité. En 2010, Halliburton a en effet d'abord refusé de donner des informations détaillées sur ces fluides à l'EPA, puis, menacé d’une injonction administrative, a accepté de coopérer, alors que les 8 autres grands opérateurs interrogés par l’EPA avaient rapidement accepté de répondre aux questions de l'EPA posées en vue d'une première évaluation environnementale, à la demande de la Chambre des représentants des États-Unis.

Après l'avoir breveté, Halliburton a annoncé fin 2010 la mise au point d'un fluide désinfecté par rayonnement UV (procédé CleanStream Service), qui devrait permettre de ne plus utiliser les biocides qui étaient injectés dans le sous-sol. Le groupe a aussi annoncé avoir mis au point un système permettant de mieux réutiliser les fluides de fracturation en diminuant le gaspillage d'eau (système CleanWave™). Toutefois, il semblerait qu'à chaque opération de fracturation, jusqu'à 50 % de l'eau du fluide – avec ses produits chimiques – soient perdus dans le système de fracturation[20] (2010). Un film complet, avec sous-titres en français[57], traite de certains impacts (sur l'eau et la santé notamment) de la fracturation hydraulique. On y voit notamment un exemple de dégazage de méthane dissous dans la tuyauterie du réseau d'eau potable, assez important pour produire une flamme et une explosion quand on présente un briquet devant le robinet au moment de son ouverture[20].

L’usage largement le plus répandu est l’extraction de resources non conventionnelles de gaz et de pétrole[61] - [62] - [63], mais l’hydrofracturation peut aussi être utilisée pour d’autres usages, dont :

• décolmater ou « stimuler » un forage destiné au pompage d’eau potable[64] (mais au risque parfois d’ensuite l’épuiser plus vite et d’y faciliter les transferts d’eau polluée, saline, ou se polluant à partir de composés de la matrice (particules, radionucléides, sels rendus disponibles par le fracking) ;
• « préconditionner » une couche géologique (en la fracturant) pour en faciliter une future exploitation minière[65]

De manière plus marginale, la fracturation hydraulique est également utilisée dans le domaine de la géothermie, en particulier sur le site pilote de Soultz-sous-Forêts en Alsace[66].

La fracturation hydraulique vise à augmenter (ou rétablir) la vitesse à laquelle les fluides gras (pétrole), liquides (eau) ou gazeux peuvent être extraits d'un réservoir souterrain rocheux, dont (c'est de plus en plus le cas) de réservoirs d'hydrocarbures dits non conventionnels. Dans ce cas, les réservoirs sont des lits ou couches de charbon ou de schistes n'ayant pas pu être exploités par les méthodes conventionnelles. La fracturation hydraulique permet d'extraire du gaz naturel et du pétrole à partir de formations géologiques profondes (5 000 à 20 000 pieds). À cette profondeur, la chaleur et la pression permettent la libération d’une faible partie des hydrocarbures piégés, mais la faible perméabilité du substrat et de la matrice s’opposent à la circulation jusqu'au puits de forage du gaz naturel et/ou d’hydrocarbures gras tels que le pétrole à une vitesse permettant de rentabiliser le puits par la vente de ces substances. Dans le cas des schistes profonds dont la perméabilité naturelle est extrêmement faible (mesurée en microdarcy voire en nanodarcy)[67]. Fracturer des portions très importantes de couches de schiste est le seul moyen rentable d’en extraire les gaz qui y sont piégés, en très faible quantité par mètre cube de schiste.

Le fracking d'une couche ciblée de roche (riche en matière organique, renfermant donc de faibles quantités d’hydrocarbures), fournit un chemin conducteur ouvrant au drainage vers le puits une plus grande surface du « réservoir ». On peut répéter le processus, plusieurs dizaines de fois éventuellement, à partir d'un même puits pour tenter de réactiver le réseau de fissures quand la production du puits diminue.

Plusieurs techniques alternatives sont actuellement à l'étude[68], elles visent essentiellement à remplacer l'eau par un autre fluide. Ces techniques demeurent encore à l'état expérimental et ne sont pas exemptes de risques :

• la fracturation au CO₂, injecté dans le sol sous forme supercritique<ref« >Gaz de schiste : après la fracturation hydraulique », Banque des Savoirs de l'Essonne, 17 octobre 2011</ref>. L'inconvénient majeur de l'utilisation du dioxyde de carbone serait l'accélération de la dissolution des roches qui augmenterait l'étendue des fissures ouvertes et permettrait des infiltrations[69] ;
• la fracturation au gel de propane, testée par la société canadienne Gasfrac[70], et au propane pur (sans additifs chimiques) par la société Ecorpstim[71] ;
• la stimulation par arc électrique, qui nécessite tout de même l'emploi d'eau mais en plus faibles quantités. Grâce à une puissante décharge électrique, une onde acoustique provoque de micro-fissures dans la roche et libère le gaz. Le principal inconvénient de cette technique réside dans l'important besoin d'électricité, en particulier d'un générateur de forte puissance situé en surface au niveau du puits. Elle est testée par Total et l'université de Pau ;
• la fracturation pneumatique, qui consiste à injecter de l'air à forte pression ;
• la fracturation exothermique non hydraulique ou fracturation sèche[72], inventée pour les forages en région Arctiques où l'eau gèle et se fige trop rapidement. Cette méthode n’utilise ni eau, ni explosifs, ni acides, ni solvants, mais de l'hélium chaud. Les propriétés de ce gaz inerte et très peu soluble dans l'eau permettent de se passer de tout autre produit : injecté à l'état liquide, l'hélium passe au stade gazeux grâce à la chaleur naturelle du sous-sol, le changement de volume permet de fracturer la roche. Elle est expérimentée par la société Chimera Energy Corp au Mexique, dans le gisement Chicontepec.

La fracturation hydraulique fait appel à des processus pluridisciplinaires complexes d’études et planification des travaux.

Des géologues et équipes de prospecteurs identifient et géolocalisent les ressources fossiles potentielles ou certaines. Des équipes de juristes, de financiers doivent acquérir ou négocier les droits de prospection et d'exploitation. Les disciplines qui interviennent ensuite, dès la phase exploratoire in situ pour certaines, relèvent par exemple de

• la mécanique de la rupture ;
• la mécanique des fluides ;
• la mécanique des solides ;
• la théorie de la percolation (cf. aussi loi de Darcy) ;
• la chimie et physique des fluides et de l’extraction, désorption ;
• la modélisation mathématique et l'informatique ;
• l’ingénierie financière, , etc.

Après quelques années de développement intensif de ces techniques, et alors que les études d’impact commencent seulement à être demandées par l’EPA (2010) et en son sein par l'Office of Research and Development (ORD), de nouvelles sciences et disciplines dont la toxicologie et l’écotoxicologie, la restauration écologique pourraient également devoir être appelées en renfort.

• Agents de soutènement (en anglais proppants) : Ce sont des particules solides, mises en suspension dans le fluide de fracturation et injectées dans les fractures. Elles doivent maintenir ces fractures ouvertes, pour créer et conserver un « chemin » conducteur que les fluides (gaz, pétrole, eau) emprunteront pour facilement se déplacer jusqu’au puits d’extraction. On a d’abord utilisé du sable naturel, puis des grains de céramique fabriqués en usine à des diamètres et densités optimisés, éventuellement recouverts par un traitement de surface[73] de résine phénolique par exemple pour qu'ils réagissent moins avec le fluide de fracturation et le gaz ou le pétrole.
• Complétion : C'est le travail nécessaire au bon fonctionnement du puits, en plus du simple fait de le forer.
• Coning (ou formation de cône) : C'est le phénomène d'appel d'eau créé par la dépression causée par un puits (vertical, angulaire ou horizontal) qui aspire le gaz ou le pétrole (quand de l'eau est présente à proximité). Il cause un déclin de productivité du puits si le niveau d'eau monte trop vite dans le puits. Le nom provient de la forme de cône que prenait le plafond de la nappe sous un puits l'aspirant[17]. On parle de « coning d'eau » , de « coning de gaz » et de « double coning »[74] ; « La hauteur du cône et le débit critique dépendent du rayon de cône alors qu'ils sont indépendants du rayon du puits »[74]. Termium Plus, la banque de données terminologiques et linguistiques du gouvernement du Canada, donne comme définition : « Formation de cône axée sur le sondage, phénomène affectant les nappes d'eau et de gaz d'un gisement en production / Sous l'effet du gradient de pression dû à l'écoulement de l'huile, il se produit alors une déformation de la surface séparant les deux fluides [l'huile et eau ou gaz]. Ce phénomène appelé « coning », ou formation d'un cône d'eau ou de gaz [...] », et comme traductions : 1) « succion », 2) « formation de cône »[75].
• Fluide de forage : Il lubrifie la tête foreuse et le puits. Il doit par une viscosité adéquate faciliter le nettoyage en transport des déblais de forage du front de taille à la surface, de manière à éviter l'accumulation de déblais, ce qui est plus difficile dans les courbures et puits horizontaux ou parties inclinées du puits.
• Fluide de fracturation (en anglais fracturing fluid) : C’est le fluide (eau + sable ou microbilles + éventuels produits chimiques) injecté via le puits de forage et le ou les canaux forés horizontalement dans la roche à fracturer pour en extraire du pétrole, du gaz ou de l’eau.

Ce fluide de fracturation a quatre fonctions principales :

1. Ouvrir et étendre un réseau de fractures ;
2. Transporter divers agent de soutènement le long de fractures ;
3. Dans le cas des hydrocarbures non conventionnels : transporter des agents chimiques qui aideront à désorber de la roche le ou les produit(s) que l’opérateur veut extraire ;
4. Dans le cas particulier de forages destinés à dépolluer un sol ou sous-sol, ce fluide peut contenir des bactéries et de quoi les nourrir, des agents absorbants, adsorbants, chélateurs, etc.

• Fracking ou fracing[76] sont, dans l'argot du métier, des diminutifs qui désignent l'opération de fracturation hydraulique.
• Gradient de fracturation (en anglais fracture gradient ou FG) : C’est la pression pour fracturer la formation géologique à une profondeur donnée divisée par la profondeur. Un gradient de fracture de 18 kPa/m (0.8 psi/pied) implique que, à une profondeur de 3 km (10 000 pieds) une pression de 54 MPa (8 000 psi) augmentera la fracturation hydraulique ;
• ISIP (initiales de l'anglais instantaneous shut in pressure) : C’est la pression mesurée immédiatement après arrêt de l'injection de fluide. L’ISIP fournit une mesure de pression dans le puits d’injection du fluide de fracturation, sans les effets de frottement du fluide.
• Kick-off (coup d'envoi) et KOP, initiales de kick-off point.
• Leakoff : c’est la perte de fluide de fracturation à partir du canal principal de fracture dans la roche environnante (plus perméable), ou dans un réseau proche déjà fracturé).
• Screen-outs (ou premature screen-outs) : Ce sont certains des « scenarii » où la fracturation échoue, par exemple par perte du fluide de fracturation dans un réseau faillé préexistant ou dans une roche plus perméable que prévu, ou à la suite d'une consistance inadaptée du fluide). L'adjonction d'un sable tamisé très fin au fluide permet parfois de plus ou moins colmater les fuites[77].
• Skin : c'est le phénomène de colmatage des pores, voire des fissures par des fines (particules de mopins de 5 µm) issues du forage ou du réservoir, qui endommage irréversiblement la formation-réservoir[17].

De nombreuses sociétés proposent des services de fracturation pour les forages d'eau potable, décolmatage et dépollution de sols, ou des carriers, à proximité de la surface du sol, et à petite échelle. La fracturation profonde nécessite quant à elle des moyens informatique, industriels et technologiques lourds. Elle n'est effectuée que par quelques grandes sociétés spécialisées, prestatrices de services pour le compte des grands groupes pétroliers et gaziers.

Selon l'EPA, les neuf grandes entreprises nationales et régionales spécialisées présentes aux États-Unis dans le secteur de la fracturation hydraulique profonde sont (par ordre alphabétique) :

Il varie selon les pays et parfois selon les régions. Il évolue rapidement. Depuis peu, il semble tendre à intégrer la responsabilité environnementale, le principe de précaution et une meilleure prise en compte des effets des fuites de gaz sur le climat, mais avec des tensions importantes entre les lobbys industriels concernés et les acteurs impliqués dans la régulation environnementale (élus, agences et administrations, et ONG).

Historiquement, la fracturation n'a d'abord simplement pas intéressé le législateur. Jusqu'au début des années 2000, elle n'était pas spécifiquement citée par les codes miniers. Les administrations et élus, comme les citoyens, sont en outre longtemps restés totalement non informés de la nature et de la quantité de produits chimiques injectés en profondeur avec les fluides de fracturation ou en remontant du sous-sol avec ces mêmes fluides et le gaz ou le pétrole.

Dans la plupart des législations, des années 1950 à 2000, le fracking n'était donc ni autorisé, ni interdit. Il a profité d'un vide juridique ou de l'absence d'une législation dédiée pour rapidement se développer, notamment dans les années 2000 aux États-Unis.