Gaz de couche

Le gaz désorbé d'une couche de charbon est le plus souvent principalement d'origine thermique, étant issu de la dégradation de la matière organique par pyrolyse lente sous l'effet de la pression et de la chaleur au fur et à mesure que le charbon s'enfonce dans le sous-sol. Cependant la part biogénique (produite par des microbes en phase anaérobie, il y a des millions d'années) varie de 10 % à plus de 90 %[11], et certains gisements présentent une part biogénique plus importante, voire dominante, notamment dans certains charbons sub-bitumineux et de haut rang d'houillification : on en connait dans plus de trente bassins houillers dans le monde, le plus riche étant est celui du « Bassin houiller de la rivière Powder » (Powder River Basin) dans le Wyoming riche en mines à ciel ouvert. Dans ces charbons sub-bitumineux, environ 89 % du méthane est d'origine biogénique et le gaz biogénique de ce bassin représente environ 15 % des ressources en gaz de couche des États-Unis, la production en charbon représentant environ 40 % de la production totale des États-Unis (en 2011).

L'analyse isotopique du gaz permet de préciser son origine.

En raison du comportement différent des gaz adsorbés dans un charbon, la composition du gaz extrait à partir d'une même couche de charbon (quel que soit son rang) peut considérablement varier selon la profondeur et les techniques de « stimulation », « désorption » et extraction utilisées : technique passive de récupération (pour le grisou), active (du pompage à la désorption par mise en dépression, éventuellement après une activation par cavitation ou fracturation du gisement) et plus ou moins assistée ou réactivée par des techniques de stimulation du gisement, par fracturation hydraulique, injection de produits chimiques, etc.) (voir exemple ; tableau ci-dessous, pour l'Allemagne sur la base des données disponibles en 2002, selon Thielemann (2002)[12].

Le grisou est « naturellement » exprimé dans tous les vides creusés dans le charbon et a fortiori par des mines de charbon anciennes.

Sa récupération se pratique par exemple en France depuis les années 1970 avec Méthamine (devenu Gazonor) dans le bassin minier du Nord-Pas-de-Calais en France. Cette activité n’est pas source de polémiques, puisque ce grisou est spontanément libéré dans les vides résiduels (700 millions de mètres cubes de vides[16] originellement laissés par les 2 milliards de tonnes de charbon et stériles extraites de ce seul bassin[16]) par le charbon mis hors d’eau.

Ce gaz est valorisé comme combustible. La combustion du méthane, qui sans cela s'échapperait à l'atmosphère et contribuerait fortement à l'effet de serre, permet de le transformer en CO₂ dont le potentiel de réchauffement global (PRG) est très inférieur (par définition, le PRG du CO₂ est égal à 1, alors que celui du méthane est de 25 à 100 ans et de 72 à 20 ans). En France, la récupération et la combustion du grisou permet d'éviter l'émission de 500 000 t/an de CO_2éq (en 2017)[17].

La production de grisou est dans une certaine mesure auto-entretenue : après la mise hors d’eau, du grisou peut se désorber lentement dans la cavité, puis le changement de pression dans la matrice modifie favorablement la porosité et la perméabilité du charbon par des mouvements de rétraction et gonflement de la matrice charbonnière. Une fois le gaz désorbé, la pression qu’il exerçait dans les pores et micropores du charbon diminue et ceux-ci rétrécissent ; le débit d’expulsion du gaz par le charbon diminue tandis qu'au contraire, le rétrécissement des pores fait que l'ensemble de la matrice se décompresse, ce qui peut augmenter la libération du gaz circulant plus ou moins rapidement dans la couche selon sa porosité. Dans d’anciens bassins très exploités tels que le bassin minier du Nord-Pas-de-Calais, l’importance des affaissements et dérèglements de surface laisse penser que les couches sont notablement fracturées. C’est ainsi que Gazonor a pu et peut encore exploiter des quantités significatives de méthane remontant spontanément des anciens réseaux de puits et galeries des houillères.

Schéma très simplifié présentant deux types d'exploitation du gaz de couche,
1) par pompage et mise en dépression du charbon,
2) par « cavitation » associée au pompage mise en dépression. En bleu : l'eau, en rose : le méthane qui était piégé dans le charbon (gaz de couche)

La récupération assistée exploite les techniques pétrolières ou gazières de forage pour extraire plus de gaz du charbon.

Après avoir d'abord utilisé (comme dans l'industrie pétrolière) des forages verticaux, depuis quelques années et en s'inspirant des techniques développés pour le gaz de schiste, divers opérateurs gaziers cherchent à exploiter plus intensément le gaz de couche dans le charbon par des forages dits horizontaux (en réalité d'abord verticaux puis orientés de manière à suivre la direction de la veine de charbon, en s'inscrivant dans son épaisseur, dans une « plage » de 100 à 1 500 mètres voire plus).

Diverses techniques de fracturation ou de « stimulation de la roche mère » peuvent aussi être utilisées.

La technique devenue la plus courante consiste à mettre en dépression la veine de charbon en lui soutirant au moyen d'une pompe puissante l'eau qu'elle contient. De l'eau et du gaz sont de la sorte libérés et ensuite séparés dans le puits de remontée et/ou en surface. Le gaz est ensuite séché puis envoyé à une station de compression qui l'injecte dans un gazoduc.

Récemment et aux États-Unis, des logiciels ont été créés pour permettent à quelques opérateurs de surveiller à distance les mesures de pression/dépression de « plusieurs centaines à plusieurs milliers de puits à la fois, répartis sur des centaines d'hectares », afin de détecter les pannes et besoins de maintenance au plus tôt[18].

L'« eau de production » est l'eau qui était présente dans le charbon, et celle involontairement aspirée dans d'éventuelles nappes proches (rabattement de nappe induit par le pompage). Ces eaux peuvent être évacuées de différentes façons : via une réinjection dans des formations géologiques isolées ; par évaporation à partir de « bassins d'évaporation » ; rejet dans les cours d'eau ou parfois dans un réseau d'irrigation. Dans tous les cas, des précautions s'imposent en raison d'une charge minérale souvent très élevée (principalement du bicarbonate de sodium, des chlorures et traces de métaux lourds ou de radionucléides antérieurement piégés dans le charbon).

Les techniques d’extraction horizontale tendent à se généraliser (95 % des sites actuels de production de gaz de couche dans le monde (l'INERIS BRGM 2013).

Ces techniques sont plus adaptées aux couches de charbon les plus épaisses, peu faillées et peu plissées, ou supposent une parfaite maitrise des forages et une très bonne connaissance de l’épaisseur, largeur, pendage et plis des couches de charbon à exploiter (informations acquises ou approchées par l'analyse sismique, l'étude d'échantillons et la modélisation du sous-sol...).

Des essais et projets envisagent des exploitations par forages horizontaux exécutés à partir d'une même plate-forme en surface.

La technique de mise en dépression par pompage d'eau permet théoriquement d'extraire des gaz piégés dans le charbon (naturellement micro-fracturé) plus facilement que dans les schistes, sans fracturation hydraulique (« fracking » pour les anglophones), mais selon un rapport de l'INERIS et du BRGM (2013), des techniques de « fracturation » sont de plus en plus utilisées, et [« très semblables » à celles mises en œuvre pour l'exploitation des gaz et huiles de schiste (grandes quantités d'eau, adjuvants chimiques, injection de proppant ou agents de soutènement) du massif, ou des techniques de « stimulation »][19] alternatives (sans injection de produits chimiques). Ces techniques sont utilisées en début d'exploitation ou durant celle-ci pour relancer une production faiblissante[14]. Elles visent à accroître la porosité et la perméabilité de la roche-mère aux gaz et à l'eau, qui sont alors plus facilement drainés vers les puits à partir des « nappes » de houille, et avec des débits plus importants ; « les configurations de gisement ne nécessitant pas ce type de travaux préalables demeurent en effet rares à l‘échelle internationale »[14].

Alternatives : plusieurs procédés de gazéification in situ de veines souterraines de charbon ont été tentés[20] à la fin du XX^e siècle, mais avec des résultats mitigés ou mauvais[20] ; des risques de feux de mines existent si l'on opère de même près de la surface.

On a aussi cherché à fabriquer des carburants liquides à partir du charbon[21].

Le porosité des réservoirs de houille est habituellement très faible (de 0,1 à 10 % dans le meilleur des cas).

La capacité d'adsorption du charbon est mesurée par le volume de gaz adsorbé par unité de masse de charbon. Elle est habituellement exprimée en SCF (standard cubic feet, le volume (en pieds cubes dans les pays anglosaxons) mesuré aux conditions normales de température et de pression) de gaz par tonne de charbon. En France, la teneur effective ou potentielle d'un charbon en gaz (CH₄ seul ou avec d'autres gaz) s'exprime en mètres cubes de CH₄ (et/ou de CO₂) par tonne de charbon.

La plus grande partie du gaz présent dans les couches de charbon l'est sous forme adsorbée. Quand un « réservoir » est mis en production, c’est d’abord l’eau présente dans les espaces de fracture qui est pompé ; cette mise en dépression améliore ou provoque la désorption du gaz à partir de la matrice charbonneuse.

La teneur réelle d'un charbon en place peut parfois être faible (voire nulle) par rapport à la capacité totale théorique d'adsorption, qui varie selon le type et la « qualité » du charbon. Le contexte géologique a une grande importance ; pour un charbon formé à la même époque, voire dans un même bassin, il a pu contribuer à une fuite du gaz émis lors de la houillification, ou au contraire à un bon piégeage dans le charbon. On trouve ainsi des taux de méthane adsorbé variant de 100 à 800 SCF/tonne pour les veines de charbon étudiées aux États-Unis. L'INERIS cite pour sa part pour le CH₄, des valeurs oscillant selon les conditions de formation géologique du charbon entre 0 et 15 m³/t et « exceptionnellement » plus[28].

Comme indiqué précédemment, et conformément à la théorie de la percolation, c’est la perméabilité permise par le réseau de micro-fracture qui détermine les voies d’acheminement du gaz dans la couche charbonneuse. Plus grande est cette perméabilité, plus élevée sera la production potentielle de gaz.

Dans la plupart des couches de charbon testées aux États-Unis, cette perméabilité était de 0,1 à 50 millidarcys. La perméabilité des réservoirs fracturés peut être augmentée en appliquant certains stress au réservoir, ce qu’on fait avec les techniques de fracturation hydraulique qui doivent cependant être soigneusement maîtrisée pour ne pas pousser le gaz hors de la veine ou du système visant à le drainer jusqu’au puits de récupération. Le charbon présente une perméabilité assez sensible aux stress mécaniques, permettant ce que les industriels appellent des opérations de « stimulation » de la production.

La teneur en méthane varie fortement selon les conditions de la formation du charbon et selon la nature géologique du « réservoir » (intégrité, faillage, etc.).

L’épaisseur de la couche de charbon n’est donc pas nécessairement proportionnelle au volume de gaz potentiellement extractible. Pour qu’un réservoir libère beaucoup de gaz, il faut qu’il en contienne beaucoup et que la différence de pression entre le puits et la couche de charbon soit aussi importante que possible, comme c'est le cas avec n'importe quel réservoir productif.

Certaines formations de charbon (et de schistes) peuvent présenter des concentrations rentables de gaz quelle que soit l'épaisseur de la formation et d’autres non. Par exemple, dans le bassin houiller de Cherokee (Sud Kansas), un puits a remonté une quantité importante de gaz d’une couche de charbon peu épaisse (1–2 pieds) alors qu’une autre couche deux fois plus épaisse n’a à peu près rien produit.

Le potentiel gazier d'une veine de houille dépend aussi de la nature du charbon[5] ; et plus précisément de sa répartition, de sa structure (homogénéité/hétérogénéité) et, indirectement de sa composition en macéraux (les macéraux sont des entités pétrographiques ; l'équivalent microscopique des minéraux, mais dans les roches fossiles d’origine organique). La teneur en macéraux et le type de charbon ne semblent pas avoir une importance directe, mais ils influencent indirectement (à plusieurs échelles) la microfissuration du charbon, qui elle a une grande importance pour la désorption du gaz.

De manière générale, une teneur élevée en vitrinite (caractéristique des charbons « brillants » est par exemple prédictive d’une chance plus élevée d'extraction rentable (mais lente) de gaz de houille, alors qu’une teneur élevée en inertinite (caractéristique propre aux charbons mats) augure un mauvais rendement)[5], mais il existe des exceptions, encore mal comprises à cette règle (par exemple liés à la présence de vastes systèmes de microfractures non minéralisées)[5]. Les minéraux contenus dans le charbon ne jouent pas (ou pratiquement pas) de rôle dans l'adsorption du « gaz de houille » mais il a été constaté que certains charbons riches en minéraux désorbaient plus rapidement le méthane qu'ils contenaient[5].

Parmi les autres paramètres affectant notamment la densité en gaz du charbon figurent :

• la densité initiale du charbon ;
• la concentration initiale du gaz (en phase gazeuse) dans le charbon ;
• le seuil critique de saturation en gaz ;
• la saturation irréductible en eau ;
• la perméabilité relative (à l'eau et au gaz).

C'est là que ce gaz a commencé à être exploité industriellement, aux États-Unis qui disposant de plus d'une dizaine de bassins géologiques adéquat. Près de 10 % de la production gazière américaine proviendrait du gaz de couche, rentabilisée par l'exploitation conjointe du pétrole et des hydrocarbures des condensats de gaz naturels. Mais comme au Canada, le développement et la production de gaz de houille ont été ralentis par la récession mondiale (crise de 2008)[41].

Le Canada a commencé à produire du gaz de couche (à partir de gisements bitumineux du crétacé). Il disposerait aussi de ressources potentielles dans certaines couches de charbons bitumineux et sub-bitumineux du Jurassique et du tertiaire dans les bassins sédimentaires de l'ouest du pays[41].

Les grands pays émergents (BRICS, c'est-à-dire le Brésil, la Russie, l'Inde, la Chine et l'Afrique du Sud ainsi que l'Indonésie qui dispose de potentialités couches de charbon tertiaire semianthracite à sub-bitumineux dans deux bassins sur Sumatra et trois dans l'île de Kalimantan[41]) ont une économie et/ou une démographie en forte croissance, qui nécessite de nouvelles ressources énergétiques. Certains d'entre eux disposent d'importantes ressources en charbon et gaz de couche et sont un peu moins contraints que les pays riches par les conventions internationales sur la lutte contre le réchauffement climatique (protocole de Kyoto et ses suites notamment). La Chine et l'Inde avaient commencé à explorer leurs ressources en gaz de houille dès les années 1900, mais les techniques de fracturation n'ont pas permis de test à grande échelle avant les années 2000[41] ; l'Indonésie et la Russie ont commencé à explorer leurs ressources en gaz de houille dans les années 2000[41] avec une première production après 2010[41] pour diminuer leur dépendance énergétique. Durant la période de récession entamée en 2008, les BRICs semblent avoir continué l'exploration.

Dans les années 2010-2013, la Chine produit du gaz de couche et de mine à partir de charbons et anthracite du Carbonifère et du permien dans le bassin de Qinshui et dispose de ressources potentielles (de même âge) dans le bassin de l'Ordos[41].

Dans les années 2010-2013, l'Inde produit du gaz de houille (à partir de couches de charbon/anthracite) dans 4 bassins datés du Permien, mais dispose de ressources potentielles dans 12-14 autres bassins et potentiellement dans 6 bassins de charbons sub-bitumineux qui se sont formés au tertiaires[41].

La Colombie et les Philippines seraient également intéressés par cette ressource[41].

Des géologues japonais ont estimé que les veines de charbon présentes sous l'archipel du Japon et ses fonds marins pourraient potentiellement abriter 2,5 trillions de mètres cubes de CH₄ (sous forme de gaz de couche notamment)[9] et potentiellement absorber environ 10 GT de CO₂[9]. Cependant, le risque sismique est dans cette région du monde un risque majeur (associé à celui de tsunami), qui met en question la fiabilité des matériels, puits, stockages dans la durée…

L'Australie produit du gaz de couche et de mine dans des gisements anciens (datant du Permien) de charbon et anthracite dans le bassin de Sydney, et à partir de charbon bitumineux dans les bassins de Bowen, Gunnedah et de Gloucester[41]. Une autre production provient de couches de charbons bitumineux (du Jurassique) dans les bassins de Surat et de Clarence-Moreton[41]. Presque tous les terminaux GNL (Gaz Naturel liquéfié) d'Australie sont au moins en partie alimentés par du gaz de couche. Dans la région du Queensland, où se trouve la grande barrière de corail, plus de 90 % des besoins en gaz sont fournis par du gaz de couche exploités dans la région.

L'Australie présuppose que la conversion du gaz de houille en GNL pourra permettre l'expansion des marchés gaziers d'Asie.

Un projet européen « RECOPOL » (projet équivalent du projet américain Coal-seq lancé pour trois ans en octobre 2000 aux États-Unis, par le département à l'énergie, DOE, avec AMOCO et BP (qui teste cette technique depuis les années 1980), initié en novembre 2001, pour 3 ans, dont 18 mois d'expérience de terrain en Pologne, de 3,5 M€ financé à 50 % par le 5^e PCRD (programme cadre pour la recherche) de récupération de méthane de couche dit « ECBM » (Enhanced Coal Bed Methane) et stockage souterrain de CO₂ dans les veines de charbon par injection de CO₂[42].

La société Française de l'Énergie fore, début 2017, le sous-sol à Lachambre, près de Saint-Avold en Moselle, à la recherche du gaz de houille emprisonné entre 1.000 et 1 500 mètres de profondeur, dans des veines de charbon n'ayant jamais été exploitées. Elle n'utilise pas de fracturation hydraulique, interdite en France, ni d'eau ou de produits chimiques injectés, comme pour l'exploitation des gaz de schiste. Le gaz est extrait par différentiel de pression, en utilisant les fissures naturelles du charbon. Le sous-sol du bassin houiller mosellan représente l'équivalent de six ans de consommation de gaz en France. L'entreprise espère mettre en service dans les prochaines années plusieurs puits, générant une production de plus de 700 millions de mètres cubes sur douze ans[43].

• Gasland, film documentaire américain de Josh Fox (2010)

• (fr)

• (fr) Savchuk YA. V. ; (1989) La détermination de la teneur en condensat dans le gaz de couche suivant les pertes de couche / Determination of condensate content in gas according to layer losses, revue Neftânaâ i gazovaâ promyšlennost′ (Éditeur : Tehnìka, Kiïv, Ukraine), n^o 1, p. 30–32 (3 ref.) ; (ISSN 0548-1414)
• (fr) Bonijoly D., Didier C. et Fabriol H. (2013), Synthèse sur les gaz de houille : exploitation, risques et impacts environnementaux, Rapport final (commandé par le BRGM et l'INERIS), BRGM/RP62815-FR, mai 2013 ; 94p., 8fig., 5tabl., 7ann., CD (et courte présentation) ce rapport appuie son analyse de risque « sur une démarche systématique visant à caractériser la criticité des différents éléments d‘analyse (ou enjeux) qui ont été regroupés en 3 catégories : risques accidentels, impacts environnementaux et nuisances. »
• (en) Bibler, C.J., Marshall, J.S. & Pilcher, R.C. (1998) Status of worldwide coal mine methane emissions and use ; Int. J. Coal Geol. , 35 : 283-310; Amsterdam.
• (de) Frenz, W. (2001) Bergrecht und Nachhaltige Entwicklung ; Schriften zum Öffentlichen Recht, Band 841, 111 Seiten; Berlin (Duncker & Humblot).
• (en) GRII (1999), North American Coalbed Methane Resource Map. Gas Research Institute , 1 carte ; Chicago.
• (de) Kremer, E. & Neuhaus GEN. Wever, P. (2001) Bergrecht ; Studienbücher Rechtswissenschaft, 170 Seiten; Stuttgart (Kohlhammer).
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