Les hydrocarbures non conventionnels représentent une part croissante de la production mondiale d’huile et de gaz. Leur potentiel se chiffre en centaines de milliards de barils équivalents pétrole. Mais qu’ils soient d’ordre technique, économique, environnemental ou sociétal, les défis posés par leur valorisation n’en demeurent pas moins importants. Nous nous positionnons aujourd’hui sur différents types d’actifs, avec un objectif : les développer à grande échelle pour être un acteur majeur du non conventionnel. Pour ce faire, nous disposons de nombreux atouts : des expertises de pointe, une R&D active, sans oublier notre approche durable et responsable pour l’exploitation de ces ressources.

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Christophe Amadeï

Ressources Non Conventionnelles

Relever des défis importants pour des ressources de taille

Longtemps inexploités, les hydrocarbures non conventionnels offrent un immense potentiel, au moins du même ordre de grandeur que celui de tous les gisements conventionnels exploités depuis les débuts de l’industrie pétrolière. D’ici 2030, ils devraient ainsi peser pour 25 % de la production gazière, et 15 % de la production pétrolière dans le monde, en volume.

Un tel bouleversement trouve son origine dans la révolution du non conventionnel aux États-Unis, ainsi devenus exportateur de gaz et premier producteur mondial de pétrole. En effet, le pays a réduit de moitié sa dépendance aux importations pétrolières, et devrait générer à lui seul 40 % de la croissance de la production globale d’ici à 2022. Cette nouvelle donne énergétique a un impact majeur et durable sur l’ensemble des marchés, comme le souligne l’Agence Internationale de l’Energie : augmentation des pays importateurs de GNL, réarbitrage vers le gaz au détriment du charbon, …

Bien qu’il n’existe pas de définition officielle pour les hydrocarbures non conventionnels, sont communément regroupées sous cette appellation les ressources qui proviennent de formations ne possédant pas les caractéristiques pétro-physiques d’un réservoir. Soit les cinq domaines suivants : les shale gas et shale oil (gaz et pétrole de schiste ou de roche-mère), les tight gas et tight oil (formations compactes à gaz et pétrole) et le coal bed methane (ou encore CBM, à savoir le gaz de charbon).

Les roches qui les contiennent ont une très faible perméabilité. Les shale gas et shale oil sont restés piégés dans la roche-mère où ils se forment. Les tight gas et les tight oil ont migré dans des formations compactes qui limitent fortement leur circulation. Quant au CBM, il est emprisonné dans la matrice de charbon. D’où la nécessité de créer les conditions de circulation de ces hydrocarbures pour atteindre des débits économiques. La fracturation hydraulique est la technique de stimulation des formations shale et tight. Pour le CBM, il faut désaturer les veines de charbon de l’eau qu’elles contiennent avant de pouvoir produire le méthane adsorbé.

La valorisation des hydrocarbures non-conventionnels pose donc trois défis majeurs :

  • Réussir à transformer les ressources en réserves et optimiser le volume de roche stimulé (Stimulated Rock Volume, SRV). L’identification des zones qui possèdent des propriétés de stimulation, ainsi qu’un contenu en fluides favorable, est essentielle. D’où l’importance d’optimiser la géométrie du volume de roche stimulé pour maximiser la productivité et les réserves.
  • Assurer la rentabilité économique de leur développement. Plus des trois quarts des coûts d’un champ non conventionnel sont concentrés dans le forage de centaines, voire milliers, de puits horizontaux, sur de grandes étendues. Dans un contexte de volatilité des prix du pétrole, la capacité à industrialiser les projets - en rationalisant le nombre de puits, les équipements et les installations - réduit drastiquement ces coûts.
  • Intervenir d'une manière responsable et socialement acceptable, en limitant nos impacts sur l’environnement au strict minimum. Un dialogue transparent et le respect de processus extrêmement rigoureux sur le plan HSE sont indispensables pour produire ces ressources avec l’aval de toutes les parties prenantes.

Dans ce contexte, nous sommes prêts à exploiter ces ressources à grande échelle, avec l’objectif de devenir un leader du secteur. Et ce notamment pour le gaz non conventionnel, qui représente une part importante des ressources mondiales de gaz. Cela s’inscrit dans notre stratégie de développer notre portefeuille gazier, avec l’objectif de 60% de notre production en 2035. En contribuant à la diminution des émissions de gaz à effet de serre et à la lutte contre le réchauffement climatique, le gaz est une énergie essentielle pour répondre aux besoins énergétiques de demain et baisser l’intensité carbone du mix énergétique.

Se positionner sur l'ensemble des ressources non conventionnelles

  • Vaca Muerta, Argentine - Ressources non conventionnelles - Exploration Production - Total
    A la suite des bons résultats du pilote d’Aguada Pichana et d’une réduction des coûts de forage, la première phase de développement de la formation géante non conventionnelle de Vaca Muerta a été lancée en juillet 2017. Notre filiale argentine est opératrice, avec 27% de participation.
  • Gladstone LNG, Australie - Ressources non conventionnelles - Exploration Production - Total
    En Australie, nous sommes partenaires de Gladstone LNG (27,5%). Il s’agit d’un projet intégré de production à partir des champs Fairview, Roma, Scotia et Arcadia, de transport et de liquéfaction de gaz d’une capacité annuelle de 7,8 Mt/an.
  • Sulige Sud, bassin de l'Ordos - Mongolie intérieure, Chine - Ressources non conventionnelles - Exploration Production - Total
    En Chine, nous sommes présents (49%) sur le bloc Sulige Sud, dans le bassin de l’Ordos en Mongolie intérieure. Alors que le forage des puits de développement de tight gas se poursuit, notre production a atteint le seuil des 15 kbep/j en 2017.
  • Chesapeake, bassin de l'Utica - Etats-Unis - Ressources non conventionnelles - Exploration Production - Total
    Aux Etats-Unis, nous avons repris l’ensemble des intérêts détenus par Chesapeake dans notre joint venture opérant dans le Barnett. Soit une production opérée autour de 600 Mpc/j en 2017. Nous détenons également 25% d’intérêt d’une joint venture opérée par Chesapeake dans le bassin de l’Utica.
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Nous avons acquis une maîtrise des différentes techniques de production industrielle en non conventionnel, grâce à notre expérience de longue date dans des projets emblématiques, comme en Amérique du Sud. Notre ingénierie en fracturation hydraulique par intégration de technologies nouvelles est ainsi reconnue dans l'industrie. Nous avons ainsi été les pionniers des puits horizontaux multi-fracturés en Argentine.

Pour accélérer et consolider cette expertise, nous avons noué plusieurs partenariats avec des acteurs reconnus du non conventionnel, notamment :

  • Avec le producteur américain Chesapeake sur la formation shale gas & condensate d’Utica (États-Unis).
  • Avec PetroChina sur le champ tight gas de South Sulige (Chine).
  • Avec Santos, producteur australien de gaz de charbon, avec lequel nous participons au projet Gladstone LNG (coal bed methane).

Nous renforçons notre positionnement international en poursuivant notre développement en qualité d’opérateur. C’est le cas avec les actifs de shale gas du Barnett, au nord du Texas (États-Unis), que nous avons acquis auprès de Chesapeake. En Argentine, dans la formation de la Vaca Muerta, nous devrions doubler notre production d’hydrocarbures non conventionnels d’ici les 5 prochaines années, avec le champ de tight gas d’Aguada Pichana, le nouveau développement du champ de shale gas d’Aguada Pichana Est, sans oublier les projets de développement shale oil sur les permis prometteurs de San Roque, La Escalonada et Rincon La Ceniza.

Développer notre leadership grâce à de nombreux atouts

Un positionnement agile

Notre stratégie s’appuie sur notre expertise dans la gestion intégrée de grands projets, en termes de délais, de coûts et de performance. Elle repose sur la prise de nombreux permis d’exploration et sur la participation dans une grande variété d’actifs, couvrant l’ensemble des ressources non conventionnelles, avec une importante diversité géographique.

Nous adaptons également notre culture « scientifique » aux défis posés par ces ressources en adoptant une gestion de projet « Try & Learn ». Cette méthode agile combine approche analytique et pragmatisme opérationnel. Elle privilégie le déploiement à petite échelle sur le terrain de nouvelles solutions, pour progresser rapidement par apprentissage itératif et amélioration continue. Notre objectif : aborder le non conventionnel en pensant différemment, avec un regard neuf qui s’appuie sur l’expérience acquise dans la valorisation des hydrocarbures classiques.

Un savoir-faire intégré en SRV

Nos spécialistes en géosciences sont en pointe dans la caractérisation pétro-physique et géo-mécanique des formations non conventionnelles, avec une compréhension fine des phénomènes de déformation des roches, de maturation du kérogène, de porosité, de perméabilité et d’écoulement des fluides en milieu nano-poreux. Couplé à un workflow intégré de modélisation de récupération des hydrocarbures et de prédiction des profils de production, ce savoir-faire permet de qualifier les zones au meilleur potentiel et d’optimiser le positionnement de la fracturation tout au long de l’exploitation d’un champ, en collaboration étroite avec les équipes d’exploitation.

Il repose sur plusieurs solutions performantes que nous avons développées. L’intégration de la composante géomécanique dans la plateforme de modélisation Total Seismic to Reservoir Modeling (T-StoRM®) est un élément clé pour augmenter le SRV et le potentiel global de réserves récupérables par puits. Autre exemple, le Laser Induced Pyrolysis System (LIPS) permet d’analyser la teneur en carbone organique total (COT) dans les formations cibles par pyrolyse laser sur carotte de forage avec une précision unique au monde. Quant au Mrsat®, technologie brevetée, il apporte une mesure dix fois plus précise que les techniques actuelles pour mesurer la saturation en huile dans les schistes grâce à la résonance magnétique nucléaire. Autre avancée, la microscopie électronique à balayage à faisceau d’ions focalisés (FIB-SEM, Focused Ion Beam Scanning Electron Microscope) qui permet d’explorer la porosité des roches mères à l'échelle nanométrique.

L’apport du smart data

Améliorer l’économie de nos projets non conventionnels passe par l’optimisation des puits. Notre filiale américaine a ainsi développé un outil exclusif, qui renforce la prédiction de leur performance. Adossé à des algorithmes de machine learning et à notre puissance de calcul haute performance (Pangea), Smart Predictive Analytics (SPA) génère en moins d’une minute des milliers de profils de puits futurs et détermine les meilleurs endroits à forer. Cette application nous permet ainsi de prédire la production d’un champ avec une précision de 90% par rapport à la production réelle, alors que la précision affichée par les types curves n’est que de 50%.

La construction en Argentine d’un centre d’opérations à distance va également nous permettre de piloter simultanément les opérations menées sur différents puits dans la formation de la Vaca Muerta, d’exploiter en temps réel les données recueillies et d’optimiser instantanément les paramètres de forage et de fracturation.

Des solutions adaptées au contexte

Nous œuvrons également à optimiser nos schémas de développement. L’enjeu ? Réduire les coûts et les délais pour renforcer la rentabilité. Cette approche repose sur l’adoption d’un référentiel simple et adapté au contexte du non conventionnel. Un dimensionnement minimal des architectures et des installations strictly fit for purpose, adaptées à l’usage prévu, génèrent des économies d’échelles et un gain de temps importants.

Pour y parvenir, les architectures de puits sont standardisées, avec l’emploi de solutions de forage et de complétion identiques (tubages, packers, etc) et la généralisation du forage de puits avec trou en diamètre réduit (slimhole). Le nombre des installations de surface est réduit, en regroupant potentiellement jusqu’à trente puits sur les plateformes de production. Ces pads sont équipés de modules identiques. La construction d’usines modulaires permet d’échelonner l’augmentation de capacité de traitement des hydrocarbures. Sans oublier une simplification de la logistique. Par exemple en Argentine, l’eau de production est acheminée avec le gaz par pipeline vers l’usine de traitement, et l’eau de fracturation sera à terme transportée par aqueduc. Quant aux propants injectés dans la roche, ils sont remplacés par du sable naturel d’origine locale : l’impact environnemental sera bien moindre avec cette solution, également moins coûteuse.

Notre outil interne de modélisation Unconventional Factory Development Simulator (UFDsim) permet d’optimiser les séquences et le phasage des travaux, par agrégation et interprétation des profils de production des puits, à l’échelle d’un développement. Son emploi fiabilise le lancement d’opérations simultanées (Simops) de fracturation et de forage sur différentes couches géologiques.

Une gestion durable et responsable

Opérateur responsable, nous nous engageons à maîtriser les impacts négatifs de la valorisation des hydrocarbures non conventionnels, pour assurer l’acceptabilité de nos activités.

  • Nous menons un dialogue ouvert avec l’ensemble des parties prenantes, dès la prise de permis d’exploration, afin d’expliquer et adapter nos opérations.
  • Nous développons des additifs de fracturation respectueux de l’environnement, aux teneurs très basses en composés organiques volatils et en hydrocarbures aromatiques polycycliques.
  • Nous réalisons des mesures régulières qui assurent le contrôle des émissions fugitives de gaz.
  • Nous réduisons le nombre de clusters et ainsi l’empreinte au sol de nos opérations, avec des pads pouvant contenir jusqu’à des dizaines de puits.
  • Les eaux de fracturation et de production sont récupérées et purifiées par des traitements innovants, puis réutilisées pour minimiser les prélèvements.

Pour en savoir plus sur notre responsabilité environnementale et sociétale.

Prendre une longueur d' avance technologique

Une Recherche & Développement prometteuse

Nos chercheurs développent de nombreuses solutions pour rester en pointe du savoir-faire qui permet de sélectionner et de produire efficacement les zones au meilleur potentiel. Le projet STEMS (Stanford Total Enhanced Modeling of Source rock) en partenariat avec l’Université de Stanford en Californie étudie le fonctionnement des roches mères et les mécanismes de génération des hydrocarbures de schiste. Unique au monde, la cellule triaxiale HP/HT transparente aux rayons X mise au point dans le cadre de ces travaux permet de visualiser les phénomènes mécaniques des roches mères à l’échelle du voxel. Autre avancée, un nouvel algorithme de résolution de systèmes linéaires couplant simulations réservoir et géo-mécanique va accélérer le temps de modélisation de l’écoulement des fluides et de déformation de la roche.

Nous explorons également des méthodes de modélisation des effets de la stimulation mécanique des roches, pour optimiser le SRV et la récupération. A ce titre, nous participons dans le cadre du GTI (Gas Technology Institute) au programme d’étude de la fracturation hydraulique Hydraulic Fracturing Test Site depuis 2015. Cette étude, qui confirme la sûreté et de la fiabilité de cette technologie, permettra de cartographier finement le réseau de fractures. Par ailleurs, nous venons de réaliser un saut qualitatif important avec le MIT (Massachusetts Institute of Technology) : l’adaptation de la méthode de calcul sans maillage SPH (Smoothed Particle Hydrodynamics) à la modélisation de la propagation de la fracturation hydraulique et de son interaction avec la fracturation naturelle.

Pour en savoir plus sur le programme R&D sur le non conventionnel.

Deux nouveaux pilotes en Argentine

La formation de la Vaca Muerta va être le théâtre cette année d’importants déploiements pour Total :

  • Le pilote industriel de WTLog, une méthode de test de puits par acquisition de données à bas coût, destinée à fournir le profil d’injectivité tout au long du puits à partir de mesures réalisées en surface. Plus rapide et dix fois plus économique qu’un Production Logging Tool, WTLog repose sur la circulation en continu de fluides de viscosités différentes dans l’espace annulaire du puits. WTLog maximise aussi la quantité de données acquises, optimisant le positionnement et l’efficacité des fracturations.
  • Le pilote de continuous pumping, une technique nouvelle bien plus performante que le perf & plug. Elle permet en effet de stimuler en continu plusieurs niveaux de roche le long du drain horizontal, avec une seule bille, grâce à l’emploi de chemises coulissantes, sans plug ni wireline. Elle réduit ainsi drastiquement la durée des opérations et leur coût, tout en améliorant la connectivité et la productivité du SRV.

Non conventionnel

Vaca Muerta : un développement ambitieux

Gisement

LIPS : traquer le carbone au centimètre près