12 août 2012 7 12 /08 /août /2012 21:21

Dans le cadre de la qualité de l'eau francilienne, le Conseil régional Ile de France a pris des positions fermes. Voici un extrait d'un article d'actu-environnement qui reprend les principales conclusions de ce rapport.

 

Extrait de : http://www.actu-environnement.com/ae/news/rapport-ile-de-france-aege-polemique-16375.php4

 


Qualité de l'eau francilienne


.../... En première ligne depuis le rapport interministériel, le conseil régional d'Ile-de-France a adopté une position officielle en juillet après lecture du rapport Risques potentiels de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels en Ile‐de‐France rédigé par son Conseil scientifique régional.

En premier lieu, la Région avance "des incertitudes très grandes" concernant divers aspects environnementaux et, estimant que des études indépendantes supplémentaires doivent être réalisées, elle "considère que l'amélioration des connaissances doit [s'appuyer sur les expériences] faites à l'étranger".
Un projet de recherches dans le bassin parisien "n'est pas nécessaire" et la Région juge qu'"il n'est pas opportun" de mettre en œuvre les expérimentations scientifiques sous contrôle public, prévues par la loi du 13 juillet 2011.

De même, l'Ile-de-France insiste sur les "dangers avérés" pour l'eau, les infrastructures et le climat. S'agissant de l'eau, le conseil général replace la question dans le cadre des problématiques franciliennes et pointe le traitement de l'eau utilisée pour la fracturation hydraulique.
Rappelant qu'il existe "déjà des tensions sur l'approvisionnement en eau", le conseil général souligne que "la part de l'assainissement a déjà dépassé la part de la production d'eau potable" dans le prix de l'eau francilienne.
En conséquence, il "estime déraisonnable" d'investir dans la voirie et le réseau d'eau pour "ajouter la contrainte supplémentaire" à la gestion de l'eau et l'amélioration de sa qualité.

Enfin, les impacts positifs sont jugés incertains. "Le potentiel d'huile de schiste estimé comme exploitable en Ile-de-France (…) se situerait entre 80 et 800 millions de tonnes, soit l'équivalent d'environ 1 à 10 années de consommation de pétrole en France actuellement (85 millions de tonnes)", avance le conseil régional, estimant que "quand bien même l'exploitation était décidée, cela ne ferait que repousser de peu la nécessité du développement de la vraie solution: la transition énergétique".
.../...

Dans ce même rapport, étaient rappelées, ce qui est toujours utile, les définitions des pétroles et gaz de schiste conventionnels ou non-conventionnels.
Voici les extraits principaux :


Extrait de http://www.iledefrance.fr/fileadmin/contrib_folder/Brochures/Hydrocarbures_-_Rapport_complet.pdf
« Risques potentiels de l’exploration et de l’exploitation des hydrocarbures
non conventionnels en Ile‐de‐France
Rapport du Conseil scientifique régional d’Ile‐de‐France
Mars 2012 
»

…/…

Les hydrocarbures naturels

1‐ Le pétrole et le gaz « conventionnels »

Les hydrocarbures naturels résultent de la lente transformation de sédiments fins riches en matière organique (roche‐mère) à une échelle de temps géologique. Ces sédiments se déposent au fond de mers ou de lacs, et sont ensuite recouverts par d’autres sédiments (environ 50 m par million d’années). Initialement la roche‐mère contient, en sus d’eau et de matériaux rocheux comme des argiles ou des sables fins, de la matière organique fossile solide, appelée kérogène, composée de gaz carbonique (CO2), de carbone, d'hydrogène et d’un peu d’oxygène, de soufre et d’azote. L’enfouissement progressif de la roche‐mère s’accompagne d’augmentation de température et de pression qui va permettre la maturation très lente des composés organiques. Cette augmentation se produit davantage au centre du bassin où pression et température peuvent atteindre des valeurs suffisantes pour la transformation du kérogène en pétrole (« fenêtre à huile », de l’ordre de 60‐90°C pour un enfouissement de 2‐3 km de profondeur) ou, encore plus élevées, pour la formation de gaz, essentiellement de méthane (« fenêtre à gaz », environ 100°C à 4‐5 km de profondeur). Les détails de ces transformations sont complexes et les relations entre les réactions de transformation et les conditions de température et de pression ainsi que leurs cinétiques sont non linéaires. D’autre part, il faut distinguer ces transformations d’origine physico‐chimique (« thermogéniques ») des transformations d’origine microbienne (« biogéniques ») qui peuvent aussi faire apparaître du méthane à la surface du sol ou à une faible profondeur. Une fois formés, les hydrocarbures liquides ou gazeux d’origine thermogénique tendent à migrer, généralement vers le haut, selon le gradient de pression, si la perméabilité de la roche environnante le permet. Cette lente migration n’est interrompue que lorsqu’elle rencontre des couches géologiques imperméables, ce qui conduit à une accumulation dans les couches sous‐jacentes, dites « roche‐réservoir ». Ce sont ces couches de roche‐réservoir qui constituent la source des hydrocarbures « conventionnels » qui font l’objet de l’exploitation habituelle du gaz ou du pétrole par forages verticaux. Il est important de réaliser que seule une faible partie (de l’ordre de 1 à 10 %) des hydrocarbures de roche‐mère s’accumule dans de telles poches. Une autre partie remonte vers la surface et est perdue (lente évaporation, diffusion, dégradation…), alors que 10 à 30% de ces hydrocarbures, parfois plus, restent dans la roche‐mère. Le qualificatif de «conventionnel » fait ainsi référence essentiellement au mode d’accumulation naturel de ces hydrocarbures et à la facilité relative d’exploitation qui en découle.


2‐ Les hydrocarbures « non conventionnels »

Des conditions géologiques favorables à la formation et à l’accumulation de pétrole ou de gaz sont rarement réunies et l’évolution des hydrocarbures de roche‐mère donne le plus souvent naissance à des hydrocarbures « non conventionnels » qui ne peuvent pas être exploités par les méthodes de forage habituelles. Ces hydrocarbures sont très abondants à l’échelle planétaire mais n’ont, jusqu’à relativement récemment, que peu attiré l’attention car ils n’étaient pas exploitables à grande échelle. La situation a évolué au cours des dernières décennies et divers types d’hydrocarbures non conventionnels présentent un intérêt actuel ou potentiel considérable dans différentes régions du monde.
 
 

A ‐ Les sables bitumineux. Il s’agit de gisements superficiels desquels les molécules de petite taille (gaz et huiles légères) ont disparu, ne laissant que des huiles lourdes mélangées à du sable, de l’eau et de l’argile. Les sables bitumineux sont très abondants en Amérique du Nord, surtout au Canada (Atabaska, au Nord‐Est de la province d’Alberta). Les huiles lourdesdu Venezuela, plus fluides dans les conditions locales de température, en sont proches.

L’exploitation industrielle de ces sables et huiles lourdes, technologiquement complexe, se fait le plus souvent par excavation et extraction de l’huile en réacteur. Elle est forte consommatrice d’eau et d’énergie, et génératrice de pollutions. Elle est néanmoins en cours, favorisée par l’élévation des cours du pétrole qui l’a rendue rentable.  

B ‐ Les « schistes bitumineux ». Ces roches sont potentiellement exploitables dans une trentaine de pays, y compris en Europe, et sont présents en quantité considérable en Amérique du Nord (Green River). Ces « schistes bitumineux » ne sont pas des schistes au sens géologique du terme, mais des roches sédimentaires dans lesquelles le kérogène n’a pas été transformé en pétrole ou en gaz. Les schistes bitumineux ne sont actuellement pas exploités en dehors de situations locales très particulières comme en Estonie. En effet, l’exploitation nécessite d’induire la transformation du kérogène en pétrole, par exemple en augmentant la chaleur par pyrolyse. Les techniques proposées dans ce but sont complexes et très coûteuses et il semble actuellement peu vraisemblable que l’exploitation des schistes bitumineux se développe à grande échelle, à court ou même à moyen terme.

C ‐ Le gaz de houille. Le méthane accumulé dans les mines de charbon (« grisou ») peut être récupéré avec un double intérêt de commercialisation et de diminution de la contamination atmosphérique. Cette exploitation connaît un développement important dans certains pays forts producteurs de charbon comme la Chine. En Australie, il est envisagé d’extraire du méthane de couches de charbon profondes et peu épaisses, qui n’ont jamais été exploitées en mines.  

D ‐ Les hydrocarbures de roche‐mère et de roches étanches ou compactes. Le gaz ou le pétrole produit à partir du kérogène dans les roches mères peut y rester, en particulier lorsque la perméabilité des couches supérieures ne permet pas leur ascension. Le gaz ou le pétrole peuvent aussi être piégés par des roches étanches (tight rock ) à proximité de la roche‐mère où ils ont été produits (pétrole de roche étanche ou compacte, tight oil ). Les problèmes techniques posés par ces hydrocarbures de roche étanche sont proches de ceux posés par les hydrocarbures de roche ‐mère. Dans un cas comme dans l’autre, les couches contenant les hydrocarbures d’intérêt sont relativement profondes (habituellement 1500‐3000 m). Il faut noter que la terminologie de « gaz » ou « huiles de schiste » est géologiquement incorrecte puisque les roches mères ne sont pas à proprement parler des schistes (roches métamorphiques d’aspect feuilleté). En fait le terme de schiste dans ce contexte est la traduction française approximative du mot anglais shale qui désigne notamment des couches sédimentaires argileuses d’aspect plus ou moins feuilleté. Huiles de schiste et pétrole de schiste sont synonymes et le premier terme est utilisé dans ce rapport.

Soulignons, en ce qui concerne le gaz et les huiles de schiste, que le caractère non conventionnel porte uniquement sur leur mode d’exploitation et non sur leur nature. En d’autres termes, le pétrole ou le méthane une fois extraits de gisements non conventionnels sont identiques à ceux qui sont extraits de gisements conventionnels. Par ailleurs, d’autres sources « nouvelles » d’hydrocarbures fossiles, non détaillées dans ce rapport, pourraient aussi faire l’objet d’exploitation à plus moins long terme (forages offshore en régions arctiques rendues accessibles par le réchauffement climatique, pétrole sous ‐marin enfoui profondément sous des couches de sel au large du Brésil, hydrates de méthane des fonds marins etc.).
…/…

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