Formation de Bakken

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Sites d'exploitation d'hydrocarbures de la formation de Bakken au 22 mars 2011. Les rectangles bleus nomment les sites présentant des quantités appréciables d'hydrocarbures. La ligne rouge indique la limite de la formation. Les points verts sont des puits de pétrole en exploitation.

La formation de Bakken ( parfois nommée « Bakken shale »), est une formation géologique riche en hydrocarbures non-conventionnels (pétrole et gaz en partie d'origine biogénique[1]), entièrement situé sous le niveau du sol (elle ne présente aucun affleurement). La partie du bassin située dans le Dakota du Nord serait le champ pétrolier le plus important restant libre pour l'exploitation aux Etats-Unis[2].

Elle est ainsi nommée en l'honneur d'Henry Bakken, un agriculteur du Dakota du Nord et propriétaire du terrain où a été découverte la formation, pendant un forage exploratoire pour le pétrole[3].

Géologie[modifier | modifier le code]

Cette formation géologique est apparue pendant le Dévonien supérieur et s'est formée jusqu'au Mississippien inférieur.

Elle a été décrite pour la première fois par le géologue J. W. Nordquist en 1953[4].

Géographie[modifier | modifier le code]

Elle recouvre environ 520 000 km2 du bassin de Williston (en), qui se trouve sous le Montana, le Dakota du Nord , la Saskatchewan et le Manitoba en Amérique du Nord[5].

Hydrocarbures[modifier | modifier le code]

C'est une roche mère riche en hydrocarbures non-conventionnels (hydrocarbures de roche-mère dans ce cas) qui a commencé à livrer des quantités importantes d'un pétrole assez léger[6].

Pétrole[modifier | modifier le code]

Du pétrole y a été découvert en 1951, mais les techniques et efforts de l'époque n'ont pas permis de l'extraire à un coût compétitif. Récemment, les techniques de stimulation et de fracturation de la roche ont rendu possible une production rentable pour et par l'Industrie pétrolière.

Les réserves sont jugées significatives ; un rapport de l'USGS d'avril 2008 a estimé que la quantité de pétrole pouvant en être extraite avec les technologies courantes (fin 2007) était de 3,0 à 4,3 Gbbls (680 000 000 m3), avec une moyenne de 3,65 Gbbls[7]. Le même mois, un autre rapport, du gouvernement du Dakota du Nord, estimait les réserves exploitables à 2,1 Gbbls (330 000 000 m3)[8]. D'autres estimations vont jusqu'à 24 Gbbls avec les technologies courantes[9].

L'usage de la fracturation hydraulique (à partir de 2008) a provoqué un boom d'exploitation de la formation de Bakken. À la fin de 2010, le volume de pétrole extrait a atteint 458 000 bbls par jour (72 800 m3/jr), quantité qui excède largement les capacités de transport des oléoducs localement disponibles[10],[11], le pétrole étant alors transporté par train et camion. En 2013, la production est de 780 000 bbls par jour et pourrait atteindre 1 600 000 bbls en 2020[12].

Alors que 31 nouveaux puits ont été mis en place en 2005, ils ont été 74 en 2006 puis 163 en 2007, 433 en 2008, 468 en 2009, 728 en 2010 et 900 en 2011[2].

L'ensemble du bassin n'est pas propice à l'exploitation[13]. Dans le bassin de Bakken, 75 % de la zone thermiquement mûre (qui produit les hydrocarbures les plus recherchés) est basée dans le Dakota du Nord, de même que 97 % des zones "marginalement mûres"

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Des quantités importantes de gaz naturel non conventionnel sont désorbées des schistes concomitamment au pétrole.

Mais en raison d'une forte demande en pétrole et d'une chute des prix du gaz aux États-Unis depuis l'exploitation intensive des gaz de schiste et gaz de couche les industriels n'ont pas construit à temps des gazoducs supplémentaires. Ce gaz (énergie fossile) est donc brûlé en torchère, contribuant aux émissions de gaz à effet de serre et à un gaspillage énergétique (Une étude a chiffré à 100 millions de dollars la valeur du gaz brûlé chaque mois dans cette seule région). En 2013, des pipelines sont en cours de construction pour limiter ces pertes[14].

Acheminement vers les marchés[modifier | modifier le code]

Ce bassin est enclavé au centre du continent. L'accès le plus facile et rapide aux marchés est le train, solution jugée la plus flexible et n'exigeant pas d'investissements coûteux ni des délais pouvant atteindre des années comme dans le cas de la construction d'un pipeline.

Le chemin de fer a donc été massivement adopté par les pétroliers depuis 2005 environ, à tel point qu'en 2013, BNSF, numéro 2 du transport ferroviaire aux États-Unis, transportait quotidiennement 650 000 barils de brut, dont une grande partie provient de cette formation[15].

Ce pétrole pourrait aussi être acheminé aux raffineries de Montréal, Québec et Saint-Jean par l'oléoduc Énergie Est[12].

Aspects sécuritaires et environnementaux[modifier | modifier le code]

Le transport par trains et camions est plus énergivore, polluant et dangereux que par oléoducs, mais les oléducs nord-américains n'ayant pu absorber la rapide augmentation de production, une partie importante de ce pétrole est depuis 2008 acheminée vers les raffineries de l'est par wagon-citerne DOT-111. En 2013-2014, deux convois ferroviaires de wagons de pétrole ont déraillé en 6 mois aux Etats-Unis (en Alabama en nov 2013 et dans le Dakota du Nord début 2014) et un au Canada, causant de graves incendies et en juillet 2013 dans la ville de Lac-Mégantic (Québec) a tué 47 personnes et imposé l'évacuation de 2 000 résidents. En septembre 2013, les autorités américaines avaient alerté sur la qualité particulière du pétrole qui a brûlé/explosé à Lac-Mégantic ; il aurait dû être signalé comme produit dangereux et non pas seulement inflammable[16].

À la suite de l'accident ferroviaire de Lac-Mégantic, où le train transportait du pétrole de cette formation, les autorités ont entrepris de revoir la règlementation entourant ce mode de transport.

Les autorités s'inquiètent de la sécurité du transport par rail de pétrole en provenance du nord des Etats-Unis, notamment de la formation de Bakken. Selon le département des transports américain (communiqué 2014-01-02), la composition du pétrole extrait des gisements de schiste du bassin de Bakken (nord des Etats-Unis,) le rend probablement « plus inflammable que le pétrole brut traditionnel » ; Il semble notamment que ce pétrole léger extrait en même temps que du gaz ou des condensats de gaz naturel ait un point d'éclair très bas, qui le classerait parmi les produits dangereux à transporter[17].

Des inspections préliminaires ont été faites après les récents déraillements dans le Dakota du Nord, en Alabama », et au Québec, impliquant du pétrole brut du gisement de Bakken. Suite à ces enquêtes, l'« agence de sécurité des oléoducs et des matériaux dangereux » (PHMSA) « requiert de tester correctement, signaler et classifier, et, quand c'est nécessaire, de dégazéifier suffisamment les matériaux dangereux avant leur transport ».

IL a aussi été observé suite à l'accident de Lac-Mégantic, que ce pétrole se dissocie dans l'eau, et que des particules lourdes se déposent sur les sédiments (dont en rivière), rendant le nettoyage extrêmement difficile[18].

Comme dans le bassin de Marcellus, les schistes noirs du dévonien sont connus pour avoir accumulé des quantités significatives de radionucléides (uranium et surtout radium, source de radon), d'autant plus qu'ils sont noirs et à haute teneur en COT (carbone organique total)[19],[20] et en particulier de ceux du bassin de Marcellus[21].

Notes et références[modifier | modifier le code]

(en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Bakken formation » (voir la liste des auteurs)

  1. Price, L. C. (1995). Origins, characteristics, controls, and economic viabilities of deep-basin gas resources. Chemical Geology, 126(3), 335-349.(résumé)
  2. a et b Mason, J. (2012) Oil Production Potential of the North Dakota Bakken. Oil & Gas Journal (2012-02-10), PDF, 12p
  3. CBC, Bakken Formation: Will it fuel Canada's oil industry?, CBC News, 27 juin 2008.
  4. (en) J. W. Nordquist, « Mississippian stratigraphy of northern Montana », dans 4th Annual Field Conference Guidebook, Billings Geological Society,‎ 1953, p. 68–82
  5. Dobb et Richards 2013, p. 64.
  6. [PDF] Technology-based oil and natural gas plays: Shale shock! Could there be billions in the Bakken?, US Energy Information Administration, novembre 2008. Consulté le 16 janvier 2009.
  7. (en) « 3 to 4.3 Billion Barrels of Technically Recoverable Oil Assessed in North Dakota and Montana’s Bakken Formation—25 Times More Than 1995 Estimate », U.S. Geological Survey,‎ avril 10, 2008 (consulté le 11 avril 2008)
  8. Bismark Tribune, 28 avril 2008, N.D. study estimates 167 billion barrels of oil in Bakken
  9. [PDF] Bakken Formation Reserve Estimates, gouvernement du Dakota du Nord, reprenant l'évaluation : d'OGJ Editors. 2011. Continental: Bakken’s giant scope underappreciated. Oil & Gas Journal 2011-02-16
  10. (en) « New Drilling Method Opens Vast U.S. Oil Fields », FoxNews.com,‎ 7 avril 2010 (consulté le 23 février 2011)
  11. (en) « Producers turn to railroads for shipping Bakken crude », Tulsa World,‎ 28 janvier 2011 (consulté le 23 février 2011)
  12. a et b (en) Edmonton Journal, 2 août 2013, Cost of shipping oil from Saint John to India: about 4 bucks
  13. Continental Resources. 2011. Bakken field recoverable reserves. Assessment prepared by Continental Resources, Inc., Enid, Oklahoma, 14 February 2011
  14. http://www.pennenergy.com/articles/pennenergy/2013/07/bakken-shale-natural-gas-flaring-tops-100-million-each-month.html?cmpid=EnlDailyPetroJanuary12014
  15. (en) Matthew Philips et Asjylyn Loder, « Amid U.S. Oil Boom, Railroads Are Beating Pipelines in Crude Transport », Bloomberg,‎ 13 juin 2013 (consulté le 27 août 2013)
  16. Le Monde Etats-Unis : inquiétudes sur l'inflammabilité du pétrole de schiste, Le Monde, avec l’AFP, AFP | 03.01.2014
  17. (en) The Globe and Mail, 30 août 2013, U.S. officials were probing safety of Bakken oil route months before Lac-Mégantic
  18. Toronto Star, 1er septembre 2013, « Lac Megantic Tragedy : On the fouled Chaudière River, no stone is being left unturned », p. A6-A7
  19. Leventhal JS (1981) "Pyrolysis gas chromatography ‐ mass spectrometry to characterize organic matter and its relationship to uranium content of Appalachian Devonian black shales Geochim Cosmochim Acta 45 p relationship to uranium content of Appalachian Devonian black shales", GCA 45 p883 ‐ 889
  20. LM.Cathles Why radium in shales and how to process ; Cornell University
  21. Resnikoff M (2010) Radioactivity in Marcellus Shale, Report prepared for Residents for the Preservation of Lowman and Chemung (RFPLC), http://www.rwma.com/Marcellus%20Shale%20Report%205‐18‐2010.pdf

Bibliographie[modifier | modifier le code]

  • Edwin Dobb (rédacteur) et Eugene Richards (photographe), « Nouvelle ruée vers l'or noir en Amérique : La fracturation hydraulique enflamme le Dakota du Nord et stimule la production pétrolière américaine. Mais à quel prix ? », National Geographic France,‎ mars 2013, p. 56-83
  • Webster, R. L. (1984). Petroleum source rocks and stratigraphy of Bakken Formation in North Dakota. Am. Assoc. Pet. Geol., Bull.;(United States), 68(CONF-8408161-).
  • Mason, J. (2012). Oil Production Potential of the North Dakota Bakken. Oil & Gas Journal February, 10 (PDF, 12p).
  • Nordeng, Stephan. 2011. First 60-90 Day Average Bakken Pool Production by Well. Datacompiled and presented by the North Dakota Geological Survey(NDGS), North Dakota Department of Mineral Resources(NDMR), Bismarck, North Dakota.
  • Creaney, S., & Allan, J. (1990). Hydrocarbon generation and migration in the Western Canada Sedimentary Basin. Geological Society, London, Special Publications, 50(1), 189-202.