La révolution du gaz et du pétrole de schiste aux États-Unis : enjeux technologiques, territoriaux et géostratégiques

Pour comprendre le caractère structurel des mutations actuelles, il convient de les réinscrire dans la longue durée en partant du début du XX^e siècle. Apparaissent alors trois périodes historiques successives qui répondent à trois cycles spécifiques – associant technologies, économie, géopolitique et géostratégique – participant de l'intégration des États-Unis dans la mondialisation.

Entre 1900 et 1970 se déploie le grand boom initial durant lequel la production états-unienne d'hydrocarbures connait une envolée spectaculaire (pétrole : × 55, gaz : × 171). Il est le socle du développement économique et social exceptionnel du pays et de son affirmation comme puissance impériale. Rappelons ainsi qu'à la veille de la Seconde Guerre mondiale les États-Unis produisent encore plus de 60 % du pétrole mondial et que l'embargo décrété le 26 juillet 1941 sur le pétrole et l'acier étrangle le Japon et sa marine de guerre, qui y répondent en retour par l'attaque de Pearl Harbor le 7 décembre 1941. Lorsqu'on étudie la valorisation d'une ressource non-renouvelable, il importe de garder à l'esprit certains ordres de grandeur : ce sont 259 millions de barils par jour qui sont extraits en 70 ans des gisements conventionnels (les plus accessibles et les moins chers du pays).

Source - © 2022 D’après données de Agence d'information sur l'énergie des États-Unis (U.S.EIA) Figure 1. La production de pétrole des États-Unis de 1900 à 2021

Source - © 2022 D’après données de Agence d'information sur l'énergie des États-Unis (U.S.EIA) Figure 2. La production de gaz des États-Unis de 1900 à 2021

Entre 1970 et 2008 vient le temps du recul et de la dépendance. Le pays bascule dans un nouveau système énergétique avec l'effondrement, à hauteur de 47 %, de sa production de pétrole. Le prélèvement de 280 millions de barils par jour en seulement 38 ans accélère en effet d'autant l'épuisement des ressources conventionnelles disponibles. Face aux énormes besoins d'une économie particulièrement énergivore, le pays importe de plus en plus, en particulier du Proche et Moyen-Orient. Son taux de dépendance énergétique passe de 5 % en 1960 à 30 % en 2006. Sa puissance et ses capacités hégémoniques en sortent fragilisées, comme en témoigne l'embargo pétrolier arabe de 1973-1974 décidé à la suite de la Guerre du Kippour. Washington prend alors conscience de sa dépendance énergétique et ouvre en urgence à l'exploitation des champs conventionnels toujours plus difficiles d'accès alors que les prix mondiaux explosent (c'est le « choc pétrolier ») : Prudhoe Bay en Alaska via le Project Independance de Richard Nixon de novembre 1973, les eaux du Golfe du Mexique grâce aux progrès technologiques dans l'offshore profond (comme en Mer du Nord en Europe à la même époque).

Depuis 2009 prévaut le retour à l'autonomie puis à l'indépendance, grâce cette fois à une innovation de rupture majeure : le boom spectaculaire du gaz de schiste et du pétrole de schiste. Entre 2009 et 2021, la production de pétrole est multipliée par 2,2 et celle de gaz augmente de 71 % : jamais dans son histoire la première puissance mondiale n'a produit autant d'énergie. Ces hydrocarbures non-conventionnels représentent dorénavant plus de 60 % de la production nationale de pétrole et 70 % de la production de gaz naturel. Cet essor a un impact certain sur le mix énergétique états-unien : en 2020, le pétrole (37 %) et le gaz (34 %) jouent un rôle majeur dans la consommation énergétique (71 %), largement devant le charbon en déclin (10,4 %), le nucléaire en difficulté (8,4 %) et des énergies renouvelables encore bien confidentielles.

Source - © 2022 D’après données de Agence d'information sur l'énergie des États-Unis (U.S.EIA)

Figure 3. Les mutations du système pétrolier états-unien : la conquête de l'autonomie

Depuis 2017, les États-Unis sont ainsi devenus le premier producteur mondial de pétrole et de gaz. Avec 712,7 millions de tonnes de pétrole en 2020 (17 % de la production mondiale), ils arrivent largement en tête en produisant 36 % de plus que la Russie (524,4 Mt, 12,6 %) et 70 % de plus que l'Arabie saoudite (419,6 Mt, 12,5 %), et marginalisent l'Irak (4^e rang, 6 %) ou le Canada (5^e rang, 5 %). Pour le gaz, le choc est encore plus net puisque le pays réalise 23,7 % de la production mondiale en 2020, largement devant la Russie (2^e avec 16,3 %).

Source - © 2022 D’après données British Petroleum (BP) Figure 4. Les six principaux producteurs mondiaux de pétrole, de 1985 à 2020

Source - © 2022 D’après données British Petroleum (BP) Figure 5. Les six principaux producteurs mondiaux de gaz, de 1985 à 2020

Cet essor a des conséquences géopolitiques et géostratégiques considérables. Non seulement les États-Unis sont devenus indépendants car auto-suffisants – une clé majeure de leur sécurité nationale à l'intérieur et de leur indépendance d'action à l'extérieur – mais ils sont devenus exportateurs nets. En 2020, pour la première fois depuis 1949, les États-Unis ont en effet exporté plus de produits pétroliers (pétrole, essence, mazout, diesel...) qu'ils n'en ont importé. De plus, afin de compléter sa sécurité d'approvisionnement le pays s'est recentré autour de l'ACEUM (ex-ALENA) : le Canada lui fournit 52 % de ses importations de pétrole et le Mexique 11 %. Ses autres fournisseurs, parmi lesquels l'Arabie saoudite (7 %), la Colombie (4 %) ou la Russie (7 %), sont marginaux, alors que de timides tentatives d'ouverture sont faites vers le Venezuela, aux énormes ressources potentielles dans les pétroles lourds, mais toujours sous embargo.

C'est dans ce contexte qu'il convient de replacer l'évolution des prix mondiaux, qui sont le résultat d'un rapport entre l'offre et la demande, lui-même conditionné par les équilibres instables entre les besoins, les technologies disponibles, le marché et les rivalités géopolitiques entre puissances. Ainsi, entre 2015 et 2020, les prix baissent fortement, du fait de la bataille pour les parts de marché et la fixation des prix mondiaux entre puissances rivales : le duopole Russie/Arabie saoudite cherche alors à briser l'essor du gaz et du pétrole de schiste états-unien en tentant d'amener les prix sous le seuil de rentabilité (40 à 50 $/baril). Puis le marché mondial est ensuite profondément bouleversé par l'effondrement de la demande avec la pandémie de covid-19 de 2020-2021.

Enfin, la relance post-covid et l'invasion de l'Ukraine par la Russie en février 2022 viennent à nouveau bouleverser les équilibres mondiaux. Globalement, de nombreux acteurs économiques et politiques, dans les pays producteurs de matières premières minérales, énergétiques ou agricoles, profitent à nouveau de l'envolée des prix mondiaux. Malgré les fortes pressions des États-Unis et des pays occidentaux, la Russie bénéficie ainsi au printemps 2022 d'une certaine compréhension – relative et indirecte, mais réelle – de l'Arabie saoudite et des pays de l'OPEP.

Source - © 2022 D’après données de Agence d'information sur l'énergie des États-Unis (U.S.EIA)

Figure 6. Les prix du pétrole sur le marché libre (ou Spot) aux États-Unis de janvier 1986 à janvier 2022 : rapport demande/offre entre besoins, technologie, marché, rivalités

La guerre en Ukraine bouleverse la géographie énergétique, tout particulièrement gazière, du continent européen et, au-delà, du monde. Moscou se heurte en effet, en réaction, à une série de sanctions politiques, économiques et financières, en particulier dans l'énergie, qui constitue un des vecteurs majeurs d'intégration et d'interdépendance entre les différentes parties du continent européen depuis des décennies. Le 21 mars 2022, un mois après le début de l'invasion russe et en lien avec le sommet européen, les États-Unis et l'Union européenne annoncent ainsi symboliquement un vaste accord énergétique sur le gaz naturel liquéfié (GNL).

Or la Russie demeure une économie rentière, largement financée par l'exportation de matières premières ou de produits semi-finis ; elle est essentiellement tournée vers l'Europe centrale et occidentale, qui arrive sensiblement devant la Chine (gaz : 10 % des exportations, charbon : 25 %, pétrole : 31 %), à comparer avec les chiffres pour l'Europe ci-dessous.

Pour autant, la dépendance énergétique de l'Europe à la Russie, bien que fort variable selon les pays, est telle que ce découplage est difficile à réaliser dans l'immédiat, c'est-à-dire avant trois à quatre ans, sous peine de dislocation complète du marché. En 2021, Moscou a fourni 40 % des importations européennes de gaz, soit 10 % de la consommation totale d'énergie. Dans ce contexte tendu dont la résolution prendra des années, l'Union européenne se tourne vers la Norvège, l'Algérie, l'Azerbaïdjan ou les États-Unis… Mais beaucoup de ces fournisseurs sont déjà aux limites de leurs capacités de production. Face à la saturation des gazoducs existants, l'Europe est contrainte de se tourner vers le gaz naturel liquéfié (GNL) livré à travers les océans par les navires méthaniers, mais il coute sensiblement plus cher.

Comme l'illustre le cas du Texas (encadré ci-dessus), il faudra plusieurs années avant que les États-Unis, s'ils y arrivent un jour, remplacent la Russie sur le marché européen. En effet, si elles sont attirées par la forte hausse des prix en Europe, les compagnies états-uniennes doivent d'abord réinvestir massivement sur leur territoire : dans la production, dans la suppression des goulets d'étranglement logistiques dus à l'insuffisance des réseaux de gazoducs vers les terminaux portuaires, dans le renforcement des capacités des systèmes techniques d'exportation (usines de liquéfaction et terminaux maritimes) dans le Golfe du Mexique et en Europe (terminaux méthaniers flottants de GNL à Klaïpeda en Lituanie, au Havre…)… Pour l'Europe, ces tensions s'accompagnent d'une forte hausse des prix, bien évidemment sur les marchés libres dits Spot, mais tout autant lors des (re)négociations de contrats de fournitures pluriannuels qui dominent sur le marché mondial du gaz. L'Europe entre en effet en concurrence frontale, sur un marché mondial déjà très tendu, avec les grands pays asiatiques comme le Japon, la Corée du Sud et Chine qui sont les plus grands consommateurs de GNL au monde.

Source - © 2022 D’après données de Agence d'information sur l'énergie des États-Unis (U.S.EIA) Figure 7. L'essor du gaz naturel liquéfié – Importations et exportations de gaz des États-Unis de 1973 à 2021	Source - © 2022 D’après données de Agence d'information sur l'énergie des États-Unis (U.S.EIA) Figure 8. L'essor du gaz naturel liquéfié – L'essor foudroyant du GNL face au gazoduc entre 1985 et 2021
Source - © 2022 D’après données de Agence d'information sur l'énergie des États-Unis (U.S.EIA) Figure 9. L'essor du gaz naturel liquéfié – Le boom des exportations de GNL états-unien de 2018 à 2021 : vers un duel Asie/Europe ?

Si les gisements classiques sont historiquement mis en valeur par des puits verticaux et s'ils font, eux aussi, dorénavant largement appel aux forages dirigés (en Alaska par exemple), la technique de la fracturation hydraulique repose par contre sur le développement de forages inclinés ou dirigés. Une fois la couche de la roche-réservoir atteinte à la bonne profondeur, ces forages vont déployer des tubes horizontaux, pouvant atteindre parfois jusqu'à 10 à 12 kilomètres dans la couche riche en méthane. Cette technique est beaucoup plus économe, puisqu'elle permet à un seul puits d'exploiter une couche géologique sur une surface beaucoup plus importante. Une fois le forage des puits et la mise en place des réseaux de tubes terminés, les opérations de fracturation vont disloquer la roche puis drainer par refoulement et pompage les hydrocarbures ainsi libérés.

Cette technologie est historiquement récente puisqu'elle est développée seulement entre 1980 et 1990 par la petite compagnie de George Mitchell, ingénieur dans le pétrole, dans le Barnett Shale du Texas, avant de se diffuser rapidement dans le monde pétrolier. L'opération de fracturation, ou fracking, vise à développer un important réseau de fractures dans la roche-réservoir afin de libérer localement les hydrocarbures emprisonnés en injectant de l'eau à très haute pression, par exemple 300 bars à 2 500 mètres de profondeur.

Mais il faut ensuite pouvoir récupérer les produits libérés. Il faut pour cela créer puis entretenir de multiples micro-fractures rendant la roche poreuse, afin de permettre aux hydrocarbures de rejoindre par migration des fluides un puits de pompage. L'eau injectée est donc complétée d'additifs – produits chimiques, sable et autres agents de soutènement pour maintenir les voies ouvertes, vapeur d'eau ou dioxyde de carbone – améliorant la fracturation puis la circulation et l'écoulement des hydrocarbures vers les puits de récupération. On doit ainsi bien distinguer et hiérarchiser deux types de puits : les puits de pompage, le production well, et les puits d'injection, beaucoup plus nombreux. Afin de limiter les emprises au sol, les têtes de puits sont souvent regroupées sur un site central pouvant juxtaposer plusieurs dizaines de puits.

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Figure 10. Réseau de bassins d'eau pour la fracturation hydraulique dans le Bassin permien, États-Unis

Chaque bassin sédimentaire – et, à l'intérieur, chaque champ spécifique – présente ses propres caractéristiques géologiques, tectoniques et géophysiques. Aux États-Unis, le Bassin permien (Texas et un peu Nouveau Mexique) comprend ainsi très majoritairement du pétrole, alors que le gaz domine largement dans le Bassin de Marcellus (Pennsylvanie, Virginie occidentale). De même, le Bassin permien occupe une place exceptionnelle car c'est une véritable “éponge”, du fait de la superposition de nombreuses couches-mères potentielles sur des milliers de mètres de profondeur, alors que dans d'autres bassins le nombre de couches est sensiblement plus réduit.

Chaque territoire présente ses propres logiques techniques d'organisation à l'échelle locale et régionale : profondeur des puits, longueurs des canalisations latérales, nombre d'étages géologiques traités et espacement des étages de fracturation, intensités des agents de soutènement nécessaires lors des injections... Enfin, le nombre de puits, l'organisation spatiale des systèmes techniques, l'équilibre entre puits d'injection et puits de pompage dépendent étroitement des structures du champs exploité. Elles sont donc très variables dans l'espace comme dans le temps au cours de la durée de vie de l'opération de production.

Dans tous les cas, le paysage et l'organisation de l'espace – aux échelles locales et régionales – sortent profondément transformés par de telles opérations, comme l'illustre, par exemple, une vue satellite du Wasson Oil Field autour de Denver City, au Texas, dans le Bassin permien où s'alignent en gigantesques grappes les puits et la trame dense des pistes et des routes d'accès. Le contraste avec les espaces agricoles alentour (visible par la forme circulaires des champs irrigués par pivot) est saisissant (figure ci-dessous). L'agriculture a cédé le pas à la production énergétique, inaugurant un nouveau cycle et impliquant peut-être autant de bouleversements que lorsque l'agriculture avait remplacé ici l'élevage extensif au XIX^e siècle.

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Figure 11. Organisation géométrique et hiérarchisée du Wasson Oil Field autour de Denver City (Texas) dans le Bassin permien, États-Unis

Denver City est une petite ville du Texas d'environ 5 000 habitants, sans lien avec Denver, la capitale du Colorado.

Les images parlent d'elles-mêmes pour décrire l'ampleur de l'emprise spatiale du cycle pétrolier dans la plaine agricole texane et néo-mexicaine (Figures 10 et 11). Spatialement, le motif est celui du front pionnier. Économiquement, le modèle est celui du boom économique avec ses faillites, ses enrichissements rapides, et une concentration rapide de la production d'un grand nombre de petits acteurs vers un nombre restreint de grands groupes qui accaparent la production et qui peuvent financer de puissants lobbies politiques à toutes les échelles de la prise de décision. Sur le plan environnemental, le paradigme est celui de l'extractivisme : le milieu est une réserve de ressources qu'on prélève pour produire, dans une recherche continue de croissance économique. Les espaces ainsi exploités deviendront des wastelands, des espaces-déchets, inexploitables pour toute autre activité. Les conséquences écologiques des techniques non conventionnelles sont développées dans l'article consacré au Bassin permien (cf. Le boom des hydrocarbures non conventionnels dans le Bassin permien (Texas et Nouveau-Mexique, États-Unis)).