Le Sahara Algérien est, d'après le Pr Bentel lis, géophysicien et spécialiste des réservoirs pétroliers, coupé par une longue dorsale en deux parties (Est et Ouest). A l'Est, note-t-il, on retrouve beaucoup d'huile et du gaz humide alors que la partie Ouest, précise-t-il, renferme pratiquement que du gaz, comme c'est le cas à «Ahnet ?Timimoune». Dans ces régions, le gaz a deux particularités, affirme le spécialiste : «c'est un gaz sec avec un fort taux de CO2».

Dans ce sens, un travail, qui se veut comme une réflexion au vu des résultats obtenus qui ne sont que préliminaires, vient d'être initier par le Pr Bentellis et son équipe composée d'enseignants chercheurs et de doctorants.

Sur la base de données de puits, cette équipe de scientifiques de l'USTHB travaille à l'aide des diagraphies et des corrélations dans les argiles du Dévonien moyen et celles du Silurien inférieur qui reste le principal réservoir de gaz de schiste. Une approximation des réserves à l'aide de la modélisation géochimique fait ressortir une évaluation d'environ 750 TCF soit (26 à 27.000 milliards de mètres cubes).

Concernant les zones à fracturer, le Pr Bentellis propose les différentes méthodes géophysiques (sismique et diagraphies : module de Young, coefficient de Poisson et la spectrométrie des rayons gammas de capture) pour déterminer les zones susceptibles d'être fracturer. M. Bentellis propose de minimiser et surtout de rationaliser la fracturation en choisissant des zones loin des failles et potentiellement intéressantes. Dans son étude, il signale également que la zone la plus perspective reste la partie Ouest du Sahara qui par ailleurs fait l'objet d'une étude sur l'origine du gaz «sec» avec ce fort taux de CO2.

Dans cette optique, une autre étude, cette fois-ci géothermique est menée par une deuxième équipe, spécialisée dans ce domaine. Pour cela, l'équipe composée de plusieurs doctorants en géophysique se base sur l'élaboration d'une carte du flux thermique complétée par des hypothèses de la géodynamique des bassins de cette zone qui montrent donc les grandes perspectives en gaz de schiste dans cette région.

Cette étude est complétée par la présentation d'une proposition de fracturation «pneumatique» (à l'aide du CO2) et non pas hydraulique, ainsi qu'un suivi de cette fracturation à l'aide du «STIM MAP» ou de la micro-sismique en 3 D, nous confie M. Bentellis. L'avantage de la fracturation pneumatique, souligne-t-il, est qu'elle peut être moins polluante mais elle reste encore en expérimentation. A noter que pour le fort taux de CO2, le Pr Bentellis propose sa séquestration, entre autre dans les aquifères salins (ces recherches sont réalisées actuellement dans le cadre d'une thèse de doctorat). Pour cela, il indique qu'il faut réaliser un forage de deux puits d'eau pour le suivi des concentrations en CO2 de l'aquifère, le cas échéant enregistrer des diagraphies CHFR, TDT) pour suivre le contact gaz-eau. Pour les perspectives, il préconise d'étudier la transformation de ce CO2 par des procédés chimiques pour une éventuelle utilisation économique.

Enfin, puisque l'étude tiens compte aussi des coûts et des dépenses, l'expert souligne qu'il ne faut pas perdre de vue « que la durée de vie d'un puits horizontal pour le non conventionnel est de 4 à 5 ans alors qu'elle est de 25 à 30 ans pour le conventionnel».

Quelques chiffres sur les réserves prouvées et probables

Réserves conventionnelles

Gaz (naturel) = 4500 milliards de m3 prouvées ; possible encore entre 2000 et 7000 milliards de m3

Pétrole : 12 milliards de barils prouvés : environ 23 milliards barils possibles

Réserves non conventionnelles

Gaz (de schiste) : Sonatrach, Alnaft -> 120 000 milliards m3 estimation faite sur une base de modélisation géochimique, alors que sur la base d'une modélisation géophysique (données de diagraphies et sismiques c'est-à-dire zones techniquement intéressantes à fracturer), l'évaluation faite par l'équipe du Pr Bentellis est de l'ordre de 25 000 milliards m3.

Oil (pétrole) non conventionnel : Surtout à l?Est de la plateforme : 200 milliards barils en place alors que 20 milliards barils sont potentiellement récupérables mais très difficilement de nos jours ; par conséquence, la rentabilité économique est incertaine, conclut le rapport du Pr Abdelhakim Bentellis.

Le rapport d'investissement conventionnel/ non conventionnel

10 puits non conventionnels = 1 puits conventionnel

1 puits = 18 millions de dollars ( $)

10 puits = 180 millions de dollars ( $) pour la même quantité de gaz récupéré

En moyenne 10 frac par puits

1 frac -> 150 à 250 000 $

10 à 15 000 m3/ frac soit 150 000 m3 /puits (10 frac)

Le nombre de puits est important : 3 puits/km²