Pétrole de #schiste : le vernis craque
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Si le développement des forages horizontaux ou du « pad drilling » (forages multi-directionnels à partir d’un même puits) a effectivement permis des gains de productivité pendant un temps, ceux-ci ne sont pas reproductibles. En outre, les puits de pétrole de schiste ayant un taux de déplétion naturel élevé, il est nécessaire de forer régulièrement de nouveaux puits pour maintenir sa production. Aussi, les progrès techniques sont-ils à présent largement diffusés sur la production et ne permettent plus réellement d’amélioration. À titre d’exemple, 80 % des forages réalisés à présent sont horizontaux.
Les gains de productivité semblent toucher à leur fin.
En revanche, les difficultés techniques semblent se multiplier avec l’augmentation du nombre de forages sur un même site. On a ainsi vu des problèmes de pression sur des forages, liés à des capillarités entre plusieurs puits trop proches. Pour résumer, la fracturation d’un puits, en créant des fissures qui rejoignent celles déjà existantes de puits situés à proximité, crée une baisse de pression sur le nouveau puits mais aussi sur le puits voisin. C’est le phénomène dit de « frac hit ». Ce type de problème, s’il est gérable, entraîne du retard et des coûts supplémentaires pour la mise en production, entamant la rentabilité des opérations. C’est ce qui est par exemple arrivé à Pioneer Natural Resources dans le bassin permien, où certains forages ont été compliqués par des problèmes de pression sous-terraine. Pour finir, les opérations ont pu être réalisées mais cela a retardé les opérations de plusieurs mois et entraîné un surcoût de 400 000 $ pour chaque puits concerné (entre 5 et 10 % du coût total).