La fracturation hydraulique a une fois de plus fait du bassin permien qui s'étend à travers l'ouest du Texas et le Nouveau-Mexique l'un des gisements de pétrole les plus riches au monde. Mais les réserves améliorées s'accompagnent de graves problèmes de gestion de l'eau. Le forage pétrolier utilise de l'eau en amont, et apporte de grands volumes d'eau qui doivent être gérés.

Une nouvelle recherche menée par l'Université du Texas à Austin Bureau of Economic Geology met en évidence les principales différences d'utilisation de l'eau entre les sites de forage conventionnels et les sites utilisant la fracturation hydraulique, qui se développe rapidement dans le Permien.

L'étude, Publié dans Sciences et technologies de l'environnement le 6 septembre, ont découvert que le recyclage de l'eau produite lors des opérations sur d'autres sites de fracturation hydraulique pourrait aider à réduire les problèmes potentiels associés à la technologie. Il s'agit notamment de la nécessité d'une grande utilisation initiale de l'eau, et la sismicité ou les tremblements de terre potentiellement induits, déclenchée par la réinjection dans le sol de l'eau produite lors des opérations.

"Ce qui, à mon avis, peut pousser un peu plus la réutilisation de l'eau produite, ce sont les inquiétudes concernant la surpression, et la sismicité potentielle induite, " a déclaré l'auteur principal Bridget Scanlon, chercheur scientifique principal et directeur du Programme des ressources en eau durables du Bureau. "Dans le Permien, nous avons une bonne opportunité de réutiliser ou de recycler l'eau produite pour la fracturation hydraulique."

Scanlon a co-écrit l'étude avec les chercheurs du Bureau Robert Reedy, Frank Male, et Mark Walsh. Le Bureau est une unité de recherche de l'UT Jackson School of Geosciences.

Depuis les années 1920, le bassin permien a été une zone très active pour la production de pétrole conventionnel, culminant dans les années 1970 et représentant près de 20 % de la production pétrolière américaine. La technologie de fracturation hydraulique a relancé la production dans cette région en permettant aux entreprises d'exploiter d'immenses réserves de pétrole détenues dans des formations de schiste non conventionnelles moins perméables. La nouvelle technologie transforme le jeu conventionnel en jeu non conventionnel et a presque amené la production de pétrole au sommet des années 1970. L'US Geological Survey estime que les schistes de Wolfcamp du Permian pourraient à eux seuls contenir 20 milliards de barils de pétrole, la plus grande ressource non conventionnelle jamais évaluée par l'Enquête.

L'étude a analysé 10 ans de données sur l'eau de 2005 à 2015. Les chercheurs ont suivi la quantité d'eau produite et la façon dont elle était gérée à partir de puits conventionnels et non conventionnels et ont comparé ces volumes à l'utilisation d'eau pour la fracturation hydraulique.

À l'avant, les puits non conventionnels utilisent beaucoup plus d'eau que les puits conventionnels. Le volume moyen d'eau nécessaire par puits a augmenté d'environ 10 fois au cours de la dernière décennie, selon l'étude, avec une valeur médiane de 250, 000 barils ou 10 millions de gallons d'eau utilisés par puits dans le bassin de Midland en 2015. Mais les puits non conventionnels produisent beaucoup moins d'eau que les puits conventionnels, en moyenne environ 3 barils d'eau par baril de pétrole contre 13 barils d'eau par baril de pétrole provenant de puits conventionnels.

Pour les opérations conventionnelles, l'eau produite est évacuée en l'injectant dans des réservoirs conventionnels épuisés, un processus qui maintient la pression dans le réservoir et peut aider à apporter du pétrole supplémentaire grâce à une récupération améliorée du pétrole. Les puits non conventionnels ne génèrent qu'environ un dixième de l'eau produite par les puits conventionnels mais cette « eau produite » ne peut pas être injectée dans les schistes en raison de la faible perméabilité des schistes. L'étude a révélé que l'eau produite par les puits non conventionnels est en grande partie injectée dans des formations géologiques non productrices de pétrole, une pratique qui peut augmenter la pression et potentiellement entraîner une sismicité induite ou des tremblements de terre.

L'étude souligne qu'au lieu d'injecter l'eau produite dans ces formations, les opérateurs pourraient potentiellement réutiliser l'eau des puits non conventionnels pour fracturer hydrauliquement la prochaine série de puits. Assez d'eau est produite dans les bassins du Midland et du Delaware dans le Permien pour soutenir l'utilisation de l'eau de fracturation hydraulique, et l'eau n'a besoin que d'un traitement minimal (saumure propre) pour pouvoir être réutilisée.

Marc Engle, le chef d'un programme du United States Geological Survey sur l'utilisation de l'eau associée à la production d'énergie, a déclaré que l'étude fournit un un regard basé sur les données sur la façon dont l'eau est gérée dans le bassin permien en évolution rapide.

"Ce travail de Scanlon et al., pour la première fois, fournit aux parties prenantes intéressées une vue détaillée des entrées et sorties d'eau du bassin permien, " dit Engle. " De plus, le travail capture les tendances temporelles à travers une période importante où l'industrie est passée des puits verticaux dans les réservoirs conventionnels aux puits verticaux puis horizontaux dans les réservoirs continus.

Bien qu'il y ait suffisamment d'eau produite pour être réutilisée, Scanlon a dit que l'infrastructure, questions sur la propriété de l'eau produite, et le faible coût des eaux souterraines douces ou saumâtres peut actuellement maintenir les pratiques d'élimination telles qu'elles sont. Mais à mesure que les opérations non conventionnelles dans le Permien se développent, la réutilisation de l'eau produite peut devenir plus attrayante.

"La réutilisation et le recyclage sont une option, et l'industrie sait bien s'adapter, " a déclaré Scanlon.