Ces roches sédimentaires à grains fins, déposées dans des milieux marins ou lacustres anoxiques, contiennent des matières organiques importantes, principalement kérogènes, qui leur confèrent des propriétés chimiques et physiques uniques. Au-delà de leur rôle traditionnel de roches de source et de réservoirs non conventionnels pour le pétrole et le gaz, les schistes riches en matières organiques offrent un potentiel considérable de piégeage du carbone géologique. Lorsque le dioxyde de carbone supercritique (CO2) est injecté dans ces formations, la matière organique peut adsorber le gaz, la microporosité naturelle peut le piéger et, au fil du temps, la minéralisation peut l'immobiliser de façon permanente. Simultanément, l'injection de CO2 peut améliorer la récupération du pétrole (CO2-EOR) en en enflammant le pétrole, en réduisant sa viscosité et en répressurisant le réservoir. Cette approche à double usage – le piégeage du CO2 tout en récupérant d'autres hydrocarbures – crée une voie économiquement intéressante pour décarboniser la production d'énergie.

Comprendre les formations de schistes organiques

Les schistes riches en matières organiques sont définis par le carbone organique total (CTO) qui dépasse généralement 2 % en poids et qui atteignent souvent 10 à 20 % en poids dans des formations prolifiques telles que le Marcellus, Barnett ou Eagle Ford. La matière organique est principalement constituée de kérogène, un mélange macromoléculaire complexe qui est insoluble dans des solvants organiques. Pendant la maturation thermique, le kérogène génère des hydrocarbures, laissant derrière un réseau poreux de pores organiques (parfois appelés porosités « hôtes du kérogène ») qui peuvent servir de sites d'adsorption pour le CO2. Minéralogiquement, les schistes sont dominés par des minéraux argileux (illite, smectite, kaolinite), quartz, calcite et pyrite, avec une porosité allant de 2 à 15 % et une perméabilité dans la gamme nanodarcy.

Mécanismes de séquestration du carbone dans les schistes

Le CO2 est stocké dans des schistes riches en matières organiques par une combinaison de mécanismes physiques et chimiques qui agissent à différentes échelles de temps.

Traçage physique dans la microporosité et les fractures

Lorsque le CO2 est injecté dans une formation de schiste, il remplit d'abord l'espace interstitielle existant, à la fois les microfractures naturelles et la porosité interparticulaire entre les grains minéraux. La perméabilité du schiste étant extrêmement faible, le CO2 injecté se déplace lentement et les forces capillaires peuvent l'immobiliser dans les pores.

Adsorption sur les surfaces de Kérogen et d'argile

Les minéraux kérosènes et argileux ont une forte affinité pour les molécules de CO2 due aux forces de van der Waals et, dans le cas des argiles, aux interactions électrostatiques. Le processus d'adsorption est exothermique et réversible, mais dans des conditions de réservoir (haute pression, température modérée), les molécules de CO2 deviennent étroitement liées à la surface organique. Des études expérimentales montrent que le schiste peut adsorber 5 à 30 fois plus de CO2 qu'un volume équivalent de grès ou de roche carbonatée. De plus, le CO2 est préférablement adsorbé sur le méthane, ce qui signifie que l'injection peut déplacer le méthane adsorbé – phénomène exploité dans le cadre d'une récupération améliorée du gaz (EGR) et également pertinent pour le stockage du CO2 dans des réservoirs de gaz de schiste appauvri.

Minéralisation (Trappage géochimique)

À long terme, le CO2 dissous réagit avec l'eau de formation pour former de l'acide carbonique, qui peut alors réagir avec des minéraux calcium, magnésium et ferron (par exemple, calcite, dolomite, ankerite) pour précipiter les minéraux carbonés. Ceci immobilise en permanence le carbone sous forme solide. Bien que la cinétique de réaction dans les schistes soit plus lente que dans les basaltes ou les grès en raison de la faible perméabilité et de la superficie réactive limitée, la minéralisation peut contribuer de façon significative à la sécurité du stockage.

Solubilité dans le piégeage

Une partie du CO2 injecté se dissout dans la saumure présente dans les pores de schiste. La saumure riche en CO2 est plus dense que la saumure environnante, donc elle s'enfonce, réduisant le risque de migration vers le haut. Le piégeage de la solubilité est particulièrement efficace dans les formations à forte saturation en eau, bien que dans de nombreux schistes producteurs de gaz, la saturation en eau soit faible, limitant ce mécanisme.

Récupération améliorée du pétrole dans les réservoirs de schistes

La récupération accrue d'huile (EOR) dans les schistes riches en matières organiques a toujours été difficile en raison de la perméabilité ultra-faible et du fait que la plupart des huiles de schiste sont produites à partir de la matrice par de longs puits horizontaux avec des fractures hydrauliques à plusieurs étages.

Mécanismes de CO2-EOR dans les écuries

D'abord, le CO2 se dissout dans l'huile, ce qui fait gonfler l'huile de 10 à 30 %, ce qui aide à expulser l'huile des pores et des fractures. Ensuite, le CO2 dissous réduit la viscosité de l'huile, parfois par ordre de grandeur, permettant à l'huile de s'écouler plus facilement dans les gorges étroites des pores. Troisièmement, l'extraction du CO2 des hydrocarbures légers crée un front miscible qui peut balayer efficacement l'huile vers les puits de production. Dans les schistes, la stratégie d'injection préférée est cyclique (huff-n-puff): le CO2 est injecté à haute pression, le puits est fermé pendant une période de stabilisation (habituellement jours à semaines), puis le puits est produit. Pendant le trempage, le CO2 se diffuse dans la matrice, gonfle l'huile et diminue sa viscosité. Le cycle est répété pour récupérer progressivement l'huile incrémentale.

Comparaison avec les crues

L'inondation est inefficace dans les schistes en raison de l'hydratation des argiles (qui peuvent gonfler et bloquer les pores) et de la forte pression capillaire qui piège l'eau. Le CO2, qui est une phase non humide dans les schistes humides, peut accéder plus facilement à la microporosité. De plus, le CO2 ne provoque pas de gonflement de l'argile et peut même réduire le risque de dommages à la formation.

Synergy of Carbon Sequestration and Enhanced Recovery

Dans un projet typique de CO2‐EOR, une grande partie du CO2 injecté reste piégée dans le réservoir après la cessation de la production. Lorsque le réservoir est géré spécifiquement pour le stockage — en optimisant la pression d'injection, le placement du puits et les taux de production —, le CO2 stocké net peut dépasser 100 % de la quantité injectée (si le CO2 produit est réinjecté) ou au moins approcher 90 à 95 % de la rétention. Cela fait du CO2‐EOR dans les schistes une option à court terme et peu coûteuse pour le stockage géologique tout en générant des revenus provenant d'huiles supplémentaires. L'analyse du cycle de vie de ces projets montre que l'intensité nette en carbone du pétrole produit peut être sensiblement inférieure à celle du pétrole produit conventionnellement et, dans certains cas, le processus global peut être négatif au carbone si le CO2 stocké dépasse les émissions de combustion pétrolière.

Avantages et possibilités

Les formations de schistes riches en bio offrent plusieurs avantages distincts pour la CCS‐EOR intégrée :

  • Capacité d'adsorption élevée: Les minéraux kérogènes et argileux peuvent stocker de grands volumes de CO2 par unité de volume de roche, dépassant souvent la capacité de stockage des aquifères salins en masse.
  • Risque de fuite faible:[ La perméabilité de la matrice à l'échelle nanodarcy, combinée à la nature ductile des schistes (comparativement aux grès fragiles), réduit la probabilité de libération soudaine de CO2 par des failles ou des fractures.
  • Synergie avec infrastructure existante:[ De nombreux schistes riches en matières organiques sont déjà fortement forés et produits; les puits, pipelines et installations de surface existants peuvent être rénovés pour l'injection et la surveillance.
  • Deuxième avantage économique: Les revenus de la production pétrolière progressive compensent les coûts de captage, de transport et d'injection du CO2, rendant l'économie plus favorable que le stockage dédié dans les aquifères salins.
  • Potentiel pour l'huile négative de carbone:[ Avec une surveillance rigoureuse et l'utilisation de l'énergie à faible teneur en carbone pour l'injection, le bilan global en CO2 peut être négatif.
  • Distribution géographique:[ Des schistes riches en matières organiques sont présents dans presque tous les grands bassins sédimentaires, réduisant ainsi les distances de transport pour le CO2 capturé.

Défis et risques

Malgré cette promesse, il faut surmonter plusieurs obstacles techniques, économiques et réglementaires avant que le déploiement à grande échelle ne devienne une pratique courante.

Injectivité et propagation de la fracture

La perméabilité ultra-faible des schistes rend difficile l'injection de CO2 aux vitesses nécessaires pour l'EOR commerciale ou le stockage. La stimulation par fracturation hydraulique peut créer l'injectivité nécessaire, mais la fracturation elle-même peut ouvrir des voies involontaires de migration du CO2 hors de la zone cible. La surveillance microsismique et la gestion de la pression sont essentielles pour contenir le réseau de fractures dans le réservoir.

Réactions géochimiques et intégrité des puits

Dans les schistes, la présence de minéraux réactifs tels que les carbonates ou les oxydes de fer peut entraîner des précipitations d'échelle de carbonate ou la dissolution de ciments, ce qui compromet l'étanchéité. L'intégrité à long terme des puits abandonnés est une préoccupation majeure, car de nombreux puits hérités de jeux de schistes matures n'ont pas été conçus pour l'exposition au CO2.

La sismicité induite

L'injection à grande échelle de CO2 dans des formations profondes, y compris les schistes, peut augmenter la pression interstitielle et réactiver les défauts, provoquant des événements microsismiques. Bien que la plupart des événements soient inférieurs à M2 (pas ressentis à la surface), il y a un risque de déclencher des événements plus importants si l'injection survient près de failles stressées.

Utilisation de l'eau et dommages causés par la formation

Pour le CO2-EOR, l'empreinte hydrique est réduite parce que le CO2 remplace l'eau comme fluide d'injection, mais l'eau de fracturation initiale demeure préoccupante. De plus, si l'eau de formation est produite, elle doit être traitée ou éliminée, ce qui ajoute des coûts. L'interaction du CO2 avec les minéraux argileux peut également entraîner un gonflement ou une migration fin, réduisant la perméabilité, phénomène appelé dommage de formation.

Viabilité économique et offre de CO2

Pour un projet de CO2‐EOR, les prix du pétrole doivent être suffisamment élevés (généralement supérieurs à 60–70$ le baril) et le facteur de récupération différentiel doit être important. De plus, un approvisionnement fiable et ininterrompu en CO2 est nécessaire pour des cycles de huff‐n‐puff optimaux. Les mesures incitatives gouvernementales comme le crédit d'impôt américain 45Q (85$ la tonne pour le stockage géologique, 60$ la tonne pour la ROE) ont amélioré l'économie du projet, mais l'incertitude politique demeure un obstacle.

Innovations technologiques

La recherche en cours vise à relever ces défis grâce aux nouvelles technologies :

  • Mousses et gels stabilisés par nanoparticules: Ils peuvent être injectés avec du CO2 pour réduire la mobilité, améliorer l'efficacité du balayage et bloquer les stries à haute perméabilité dans les schistes fracturés.
  • La machine d'apprentissage pour l'optimisation des réservoirs:[ Les réseaux neuronaux formés sur les données de production et d'injection peuvent prédire une pression d'injection optimale, un temps de stabilisation et un espacement des puits pour le CO2‐EOR dans les schistes hétérogènes.
  • In situ, les accélérants de minéralisation du carbone:[ L'injection de petites quantités de produits chimiques (p. ex., enzymes anhydrase carbonique ou cadres métal-organiques) peut accélérer la minéralisation du CO2, le verrouillant plus rapidement dans des minéraux carbonés stables.
  • La détection sismique avancée et la surveillance microsismique: La détection sismique et la détection acoustique répartie par fibre optique (DAS) permettent aux opérateurs de suivre le panache de CO2 et d'identifier les fuites potentielles en temps réel.
  • Fracturation supercritique du CO2 :[ L'utilisation du CO2 comme fluide de fracturation (au lieu de l'eau) réduit l'utilisation de l'eau et laisse le CO2 dans la formation, éliminant ainsi le besoin de retour et réduisant les dommages à la formation.

Projets mondiaux et études de cas

Plusieurs projets pilotes et commerciaux ont démontré la faisabilité du stockage du CO2 et de la DRE dans les schistes riches en matières organiques.

Shale Bakken, Dakota du Nord (États-Unis)

Le Bakken Shale est la plus importante accumulation continue d'huile aux États-Unis. Les exploitants ont effectué de nombreux essais de huff-n-puff CO2 avec des récupérations progressives de 5 à 15 % de l'OOIP. Le Energy & Environmental Research Center (EERC) de l'Université du Dakota du Nord a mené des études majeures sur le potentiel de stockage du CO2 dans le Bakken, estimant une capacité de stockage de 10 à 20 milliards de tonnes de CO2 dans la formation.

Eagle Ford Shale, Texas (États-Unis)

Les opérateurs ont signalé des facteurs de récupération de 10 à 20 % supplémentaires d'huile par injection cyclique de CO2. Le Texas Bureau of Economic Geology mène une caractérisation détaillée de la capacité de stockage de CO2 d'Eagle Ford, avec des estimations initiales dépassant 30 milliards de tonnes. Les résultats du projet pilote montrent que l'adsorption du CO2 sur le kérogène est le mécanisme de stockage dominant, jusqu'à 60 % du CO2 injecté étant conservé après la production.

Formation Montney, Colombie-Britannique (Canada)

Le Montney est un hybride de siltstone/shale avec des gaz riches en liquides importants. Les entreprises ont testé l'injection de CO2 pour améliorer la récupération de gaz (EGR) et le stockage. La formation d'une teneur élevée en argile augmente la capacité d'adsorption mais augmente également le risque de gonflement de l'argile.

Mer du Nord Sud (Royaume-Uni)

Au Royaume-Uni, le projet CarbonNet évalue l'utilisation de formations de gaz de schiste appauvries dans le schiste de Bowland carbonifère pour le stockage du CO2. Bien qu'il en soit encore au stade de préfaisabilité, les schistes épais et les infrastructures existantes des champs de gaz de la mer d'Irlande orientale en font un site potentiel pour le CSC à grande échelle relié aux émetteurs industriels dans le nord-ouest de l'Angleterre.

Cadres réglementaires et politiques

Aux États-Unis, les règles de la catégorie VI du programme de contrôle des injections souterraines (CUI) de l'Agence de protection de l'environnement (EPA) s'appliquent aux puits de stockage de CO2, tandis que les règles de la catégorie II s'appliquent aux puits de la catégorie EOR. Le crédit d'impôt de 45Q a été le principal moteur de l'investissement, mais sa permanence au-delà de 2032 est incertaine. Au Canada, la province de l'Alberta dispose d'un cadre réglementaire pour le CSC qui comprend le transfert de responsabilité au gouvernement après la fermeture du site et un minimum de 15 ans de surveillance.

Perspectives d'avenir

Les formations de schistes riches en matières organiques sont en passe de devenir une pierre angulaire du portefeuille d'options de stockage géologique. Leur capacité d'adsorption élevée, leur faible risque de fuite et leur synergie avec les opérations pétrolières et gazières existantes les rendent particulièrement aptes à des projets intégrés de CSC‐EOR. À court terme (2025-2035), l'accent sera mis sur l'expansion des projets pilotes, la validation de la permanence du stockage par une surveillance avancée et l'extension des infrastructures de captage et d'injection de CO2. À moyen terme (2035-2050), à mesure que les prix du carbone et les coûts technologiques diminueront, les grands projets commerciaux pourraient stocker des milliards de tonnes de CO2 par an dans les schistes du monde entier, en particulier dans le bassin de Permian, le Moyen-Orient et l'Asie de l'Est.