« Les Gaz de Schiste : C’est maintenant ou jamais » 1ère Partie, par M. Said KLOUL, Ancien directeur de la division forage et ancien conseiller du P-DG de Sonatrach


Publié le : 28 décembre 2023

Avant-propos

1- Présentation
Le but de cette contribution est d’éclairer le plus large public possible sur le gaz de schiste et d’essayer de convaincre ceux qui sont contre ce gaz qu’ils se trompent. Non pas que l’exploitation de ces schistes ne comporte aucun danger ; mais que leurs risques sont faibles, gérables et leurs effets, loin d’être catastrophiques.
Je m’excuse auprès des lecteurs qui trouveront cette contribution trop chargée de technique. S’ils vont jusqu’au bout de l’ensemble de la contribution, ils trouveront beaucoup de réponses à leurs questions.
Cet article ne prétend pas englober tout le savoir actuel sur les schistes. Il se réfère à des études publiées par des institutions sérieuses et reconnues, auxquelles nous avons eu la chance d’accéder.
Notre exposé comporte six parties :
La première présentera les schistes et les principales technologies de leur exploitation, la 2e les risques d’atteinte à l’environnement, la 3e traitera de l’impact des produits chimiques sur la santé ; à la 4e nous évoquerons la lutte contre les risques de la fracturation hydraulique. À la 5e partie nous parlerons du développement de nos schistes. La 6e partie quant à elle résumera les idées que nous avons présentées sur les risques lesquels sont pour le moins tolérables.
Ce texte peut aller à l’encontre de l’objectif qui lui est fixé. Certains pourront y trouver des raisons pour leur opposition s’ils se contentent de retenir seulement certains chiffres ou interpréter certaines sections. La lecture de l’ensemble est indispensable pour avoir une idée correcte de la question. L’avis des chimistes, biochimistes, biologistes, pétroliers et d’autres compétences est le bienvenu s’ils veulent bien contribuer au débat.

2- Nos sources d’information
J’aurais pu vous dire n’écoutez pas les Cassandre, que leur opposition n’est pas justifiée et écrire un article avec des affirmations générales. C’aurait été alors ma parole contre la leur.
J’ai préféré soutenir mes propos avec des faits et des arguments techniques et scientifiques tout en essayant de rester aussi simple que possible.
Pour rédiger ce texte nous avons consulté de nombreuses publications. Elles offrent toutes suffisamment de garantie de crédibilité. Comme l’exploitation des schistes s’est développée et répandue aux États-Unis, pionniers des schistes, l’origine principale de nos sources est américaine. Bien entendu, la Chine n’est pas en reste depuis son 13e Plan quinquennal de 2017 qui a boosté l’exploration et le développement des schistes. Ainsi la production de gaz de schiste en Chine a atteint près de 22,8 milliards de m3 en 2021, soit 21% de plus qu’en 2017. Le défi pour la Chine est de combler son déficit croissant entre ses besoins et sa production qui était d’environ de 173 milliards m3 en 2021 (EPA, Country Analysis Executive Summary : China-8 août 2022). Nous n’avons malheureusement pas rencontré de publications chinoises sur cette question.
La plus importante de nos sources d’information est l’EPA, agence de protection de l’environnement des États-Unis car elle est au cœur des problèmes qui nous préoccupent : l’impact des schistes sur l’environnement.

Première partie

A- Des schistes
Les schistes sont des roches qui ont des porosités utiles et des perméabilités très faibles car très fortement argileuses. Ils sont donc inexploitables tels quels. La majorité des ressources de pétrole et de gaz, qui s’y trouvent, sont situées dans les parties poreuses et dans les fractures et fissures naturelles lesquelles sont lentement alimentées par les parties poreuses au fur et à mesure qu’elles se vident ; ce sont ces hydrocarbures qui sont mobiles et qui sont produits. Les schistes sont en réalité ce que les pétroliers appellent «roches mères». C’est en elles que se sont formés le pétrole et le gaz des gisements conventionnels comme Hassi Messaoud ou Hassi R’mel ; après avoir été expulsés, ces hydrocarbures se sont mis en mouvement parfois sur plusieurs centaines de km sous l’effet des forces géologiques et de la gravité pour aller se piéger dans une formation qui, dans des conditions bien définies, va devenir un gisement.

B- Nos ressources estimées en gaz et pétrole de schiste :
Nous allons concentrer notre intérêt sur les gaz de schiste ; mais tout ce que nous dirons est valable aussi pour le pétrole, sauf l’hydrodynamique dans les couches, qui est spécifique pour chaque hydrocarbure et chaque couche.
Notre exemple seront les schistes de Marcellus (Appalaches, USA), 2e gisement de gaz au monde après South Pars, l’Iranien. Ses TRR sont comprises entre 220 et 489 TCF (AAPG, Appalachian Basin Marcellus gas play, W. A. Zagorski, G. R. Wrightstone, and D. C. Bowman).
Nos schistes à gaz ont des TRR de 20 000 milliards de m3 répartis sur sept bassins sédimentaires ; par ailleurs, 5,7 milliards de barils de pétrole sont répartis sur six de ces bassins (Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: Algeria, EIA September 2015). Les schistes nous étaient connus depuis longtemps mais en tant que roches mères, c’est-à-dire, non exploitables techniquement et même peu étudiées sauf pour mieux comprendre les gisements qu’elles pourraient avoir alimentés. Après les succès obtenus dans l’exploitation des schistes américains, l’EIA a, dès 2013, évalué et médiatisé les nôtres comme elle l’a fait pour toutes les parties du monde où des données géologiques suffisantes existent. Elle l’a fait pour informer les industriels, les hommes d’affaires et les grandes compagnies et les inciter à y prendre des parts.
Signalons tout de suite que les volumes annoncés pour ces ressources ne sont pas définitifs. Seuls des forages en grand nombre pourront avoir le dernier mot. Pour UTICA, schistes à gaz de Pennsylvanie USA, les TRR ont été revues 4 fois entre 2010 et 2015 pour finir multipliées par 10 et atteindre 149TCF. Entre 2009 et 2013, les TRR avaient été relevées de 205% pour l’Ukraine et -100% pour la Norvège. Pour l’Algérie, les TRR étaient de 6500 milliards de m3 avant d’être rehaussées en 2015 à 20 000 milliards m3, soit +207%. Nos ressources placent ainsi l’Algérie à la 4e place après les USA, l’Argentine et la Chine.
Sonatrach a certainement acquis depuis le milieu de la décennie 2010 une masse importante de données sur nos schistes puisqu’un grand nombre de puits conventionnels ont été forés dans ces régions. Elle a les capacités de revoir ces ressources ce qu’elle a probablement fait. Peut-on espérer qu’elle publiera les résultats sans attendre que l’EIA nous publie une mise à jour.
Précisons que les ressources techniquement récupérables ne sont pas des réserves prouvées car on ne sait pas si leur exploitation est rentable, condition nécessaire pour les déclarer «prouvées». Selon les définitions américaines, la condition est que les études géologiques et d’engineering les estiment récupérables dans le futur, avec une certitude raisonnable, sous les conditions économiques existantes. En un mot, les TRR englobent des réserves récupérables économiquement lesquelles contiennent de plus en plus de réserves prouvées.
Pour exploiter les schistes, de nombreuses technologies ont été développées et améliorées ; les deux plus importantes et les plus connues sont le forage horizontal et la fracturation hydraulique qui ont bénéficié de plusieurs avancées portées par les recherches appliquées qui ont été financées pendant plusieurs années par le Département de l’énergie des Etats-Unis, des universités et des sociétés américaines qui ont parié très tôt sur ces gisements comme Devon Energy, Chesapeake Energy Corporation, Pioneer Natural Resources…

C- Le forage horizontal
Le forage horizontal commence par une partie généralement verticale, entre horizontalement dans la couche qui contient des hydrocarbures et continue ainsi sur plusieurs kilomètres, partie appelée ici drain. Le drain «draine» les hydrocarbures qui existent en faibles quantités dans la couche.
Le forage horizontal a bénéficié d’énormes avancées technologiques, poussant plus loin chaque année les performances notamment sur la longueur du drain qui est un facteur important pour la productivité du puits. L’usage du LWD (enregistrement et transmission quasi instantanée des données géologiques et des fluides) permet de le diriger vers les parties les plus productives des schistes.
Selon Don Robinson, vice-président forage de Range Resources (Journal of Petroleum Technology, août 2018), le drain horizontal moyen a évolué sur le gisement de schiste à gaz de Marcellus de la manière suivante :
2013 : 1 212 m ; 2015 : 1 908 m ; 2018 : 3 089 m ; en 2017 des drains ont dépassé 4 500 m et même 5 500 m en 2018. C’est ce qui a permis à EQT, sur ces mêmes schistes, de réduire ses coûts de forage et de complétion de 44% entre 2013 et 2018.
Comme M. Jourdain qui fait de la prose sans le savoir, nous pratiquons le forage horizontal en Algérie depuis plusieurs siècles car les foggaras sont des forages horizontaux ! C’est en effet le même principe, la foggara, creusée à l’horizontale, collecte les eaux qui se trouvent en petite quantité dans la roche ; c’est pourquoi, plus longue est la foggara, plus grande sera la quantité d’eau drainée.
Ainsi des schistes, plus le drain est long, plus importante sera la production du puits. Par ailleurs, une meilleure connaissance de la géologie des réservoirs, notamment sa caractérisation indiquera la distribution des zones «juteuses» dans la couche, lesquelles seront fracturées.
Le Bassin des Appalaches avec ses schistes de Marcellus et de Utica produit 34% de toute la production de gaz sec américain. Celle-ci a évolué ainsi : 2018 :6,12TCF ; 2019 : 6,52TCF ; 2020 : 7,1TCF ; 2021 : 7,57TCF alors que le nombre de nouveaux puits a baissé : 777 en 2018, 615 en 2019, 476 en 2020 et 518 en 2021 (Rapports annuels de PaDEP).
Ceci montre que les puits récents démarrent avec un débit plus élevé et restent stables plus longtemps que les puits des années précédentes. De fait, chaque appareil actif moyen a généré une production de 850 000 m3/j en 2021 alors qu’un appareil actif moyen n’a généré que 28 3000 m3/j en 2015 (EIA, DPR juillet 2023). On voit donc d’année en année une nette amélioration de la production des nouveaux puits.

Photo extraite de EPA, 2016 – L’armada de pompes et accessoires –
En vert le puits en cours de fracturation.

D- Les pads
Dans certains cas, l’implantation des puits est faite sur des «pads». De superficies d’environ 30 000 m2, ce sont des pièces de terrain qui peuvent accueillir jusqu’à 20 forages espacés de quelques mètres alors qu’un seul forage conventionnel utilise 16 000 m2.
Cette avancée a permis de réduire la durée des opérations ; on gagne en effet 20% du temps de forage et le déménagement entre puits ne dure que quelques heures ! Il permet donc des économies d’échelle, de réduire l’empreinte de ces activités en augmentant le recyclage de l’eau de fracturation et au passage réduire les consommations d’eau. Les performances sont donc meilleures qu’avec le forage horizontal conventionnel. Ceci a rendu les ressources des schistes plus rentables. Cette technique demande des moyens spécifiques notamment un appareil de forage auto-glisseur et un savoir sûr de plusieurs technologies sophistiquées ; et durant plusieurs milliers de mètres à l’horizontale, sans que les drains se télescopent, est une grande prouesse technique et technologique.

E- La fracturation hydraulique
La fracturation hydraulique consiste à injecter un fluide visqueux et dense dans un puits en le forçant sous pression dans la roche supposée contenir des hydrocarbures pour la fracturer. La fracture est destinée à mettre l’intérieur du puits en communication avec la plus large partie possible des hydrocarbures mobiles de la zone du puits pour augmenter sa productivité en induisant notamment des micro-fissures qui vont rencontrer le maximum de fractures et fissures naturelles contenues dans ces schistes et mobiliser les hydrocarbures qu’elles contiennent. Au commencement de l’aventure des schistes, seul un petit nombre de segments du drain horizontal, long de 200 m à 300 m, étaient fracturés. Depuis le milieu de la décennie 2010, les drains ont parfois dépassé 5 000 m et les segments fracturés ont atteint 50.
Pour ce faire, on sélectionne dans le drain horizontal plusieurs zones prometteuses. On obtient 20 à 30 zones de ce type à fracturer l’une après l’autre. Bien d’autres améliorations ont été apportées au processus sans tenir compte de celles liées à toutes les opérations de forage. De plus en plus nombreux, ils ont permis d’obtenir des puits aux potentiels de production de plus en plus importants.
Pour maintenir ouvertes ces fractures, le fluide injecté est chargé avec des «agents de soutènement», par exemple du sable, des billes de zirconium, de bauxite ou de céramique. Pour obtenir les caractéristiques de densité et de viscosité nécessaires au maintien en suspension de ces agents de soutènement pendant tout le processus et rendre l’ensemble compatible avec les différents milieux (les roches, les fluides qu’elles contiennent et les aciers) que vont traverser les fluides injectés, on ajoute au fluide de base, généralement de l’eau, un certain nombre de produits chimiques.
Signalons que le sable n’est pas n’importe quel sable. Il doit répondre à des exigences sévères préconisées par l’API RP 19C/ISO 13503-2, «Recommended Practice for Measurement of Properties of Proppants Used in Hydraulic Fracturing and Gravel-packing Operations» : C’est de la silice quasiment pure et les exigences concernent la turbidité, les dimensions des grains, la sphéricité, la rondeur, la résistance à la compaction et la solubilité à l’acide. (USGS, 2015-1107-Frac Sand in the United States — A Geological and Industry Overview). Il doit avoir une dureté de 7 sur l’échelle de Mohs, être lavé et séché.
Ce sable (sable d’Ottawa) était vendu aux États-Unis 55$/T sortie usine en 2014 et 40 $/T en 2022. Il est extrait des mines ouvertes dans le Cambrien ou l’Ordovicien, complétées par des installations de concassage, lavage-séchage et tamisage pour fournir un sable aux caractéristiques requises.
Pour information, le Cambrien affleure dans la région de Djanet ; il serait intéressant que des sociétés privées y fassent de la prospection. Étant importé, le sable pèsera lourd dans le coût des fracturations.

F- Retrospective des activités de fracturation hydraulique
Aux États-Unis 1,8 million d’opérations de fracturation ont été réalisées sur 1 million de puits entre 1947 et 2010 (Trends in Hydraulic Fracturing Distributions… By Tanya J. Gallegos and Brian A. Varela ; USGS, 2015). Environ un sixième de ce nombre ont été fracturés entre les années 2000 et 2013-2014 (les fracturations n’ayant pas cessé depuis lors, leur nombre croît sans cesse). Approximativement, 25 000 à 30 000 puits ont été fracturés chaque année entre 2011 et 2014. En Algérie, la première opération du genre a été réalisée à Hassi Messaoud vers 1970 par la société CFPA (ancêtre de Total Energies). Sonatrach a repris ces opérations dès 1974, toujours sur Hassi Messaoud ; elle y a réalisé pendant les premières années post-nationalisation, bon an mal an, 2 à 3 fracturations. D’autres opérations ont été tentées sur d’autres champs.
Les risques évoqués plus haut existent théoriquement mais pour qu’ils soient effectifs, des conditions pratiques sont nécessaires ; nous les évoquerons plus loin. On peut d’ores et déjà avancer que si toutes les fracturations hydrauliques réalisées aux États-Unis n’ont pas provoqué une catastrophe sanitaire dans ce pays, il est difficile de penser que quelques dizaines de milliers de ces opérations vont en provoquer en Algérie.

G- Que reproche-t-on aux gaz de schiste ?
Des «cris d’alarme» contre les schistes ont retenti aux États-Unis, répercutés par des militants environnementalistes de certains pays et relayés en Algérie, pour certains de bonne foi, par des militants/sympathisants de la protection de l’environnement et les «ennemis» de la «rente pétrolière», ce qui a mobilisé les habitants de certaines villes du sud-ouest du pays.
Conséquence de cet état de fait, l’Algérie a perdu 10 années. Elle est sur le point d’être dépassée par l’avancée des énergies alternatives et l’espoir et l’engouement, justifiés, qu’elles ont suscités dans le monde, menaçant de rendre nos ressources obsolètes donc perdues, du moins dans l’état actuel de la science et de la technologie. Avant qu’elles ne soient perdues, c’est leur valeur marchande qui s’en trouvera de plus en plus réduite, pour la grande satisfaction des ennemis de la «rente pétrolière». J’espère que les informations que nous rapportons rassureront les lecteurs en montrant que l’exploitation de ces ressources présentent des risques acceptables car faibles, qui peuvent être pris. Ces richesses immenses nous donneront les moyens de développer les énergies renouvelables et de continuer le développement responsable de notre pays tout en contribuant au respect de notre planète.

Extraite, de EPA, 2016, une vue en coupe d’un puits avec plusieurs
segments fracturés et le réseau de fissures induites.

L’exploitation des schistes a donné aux États-Unis la première place de producteur mondial de pétrole et de gaz après une éclipse de toute une décennie. En effet, après avoir été importateurs net de gaz avec 107 milliards m3 en 2007, ils sont devenus des exportateurs nets avec environ 113 milliards m3 en 2021 (EIA, Monthly Energy Review, janvier 2022). Pour remplacer la Russie, ils viennent au secours de l’Europe depuis l’hiver 2022-2023, en lui vendant du GNL dont les prix ont atteint des sommets. Les schistes américains produisaient en effet moins de 169 MM m3/j de gaz entre les années 2000 et 2007 et ont atteint plus de 2,1 milliards m3/j à l’été 2023.
On a dit que le gaz lui-même était «nocif», accusation gratuite car il n’y a rien dans un gaz de schiste que l’on ne trouve pas dans d’autres gaz comme celui de Hassi-R’mel. Il existe même, dans le monde, des gaz plus nocifs à cause de leur contenu en soufre, mais ces gaz deviennent inoffensifs après traitement.
Parmi les nombreux griefs faits aux fracturations, nous citerons :
– Reduction des ressources d’eau potable disponibles par soutirage massif d’eau, ce qui aggraverait la rareté de cette ressource.
– Provocation de secousses sismiques.
– Atteinte à l’environnement :
– Apparition de gaz et de mousse dans l’eau douce des puits domestiques.
– Pollution de l’air par du méthane et d’autres produits volatiles.
– Pollution des eaux potables de surface et souterraines.
– Atteinte à la flore,
– Atteinte aux paysages en abîmant les routes pittoresques des campagnes avec de gros camions semi-remorques et équipements (Oil Price 17/9/2022).
Les ennemis des schistes et de leurs ressources en Algérie utilisaient les arguments des militants américains de défense de l’environnement et de ceux qui ont déposé plainte contre les sociétés pétrolières aux États-Unis. Ces derniers imputaient aux fracturations qui, des émanations de gaz dans leurs puits d’eau jusque et y compris leurs robinets de cuisine, qui des lézardes sur les murs de leurs maisons.
Dans certains cas, il est vrai, des pistes conduisent à incriminer les activités de fracturation. Ces cas ne sont pas nombreux, cependant. L’objectif de soutirer de l’argent aux compagnies n’est pas à écarter non plus.

H- Consommation d’eau
La consommation d’eau pour la fracturation aux USA a évolué selon les territoires et dans le temps parallèlement à l’évolution des technologies et en liaison avec les choix de ces technologies par les opérateurs et sociétés de services.
Il y a une grande hétérogénéité dans la consommation d’eau entre les bassins de schistes. D’abord entre les schistes à pétrole et les schistes à gaz mais aussi entre les schistes à gaz eux-mêmes. En 2015, elle était de 11 000 m3/puits sur Barnett et de 34 000 m3/puits sur Marcellus.
Un rapport de CERES 2016 a analysé les données fournies à Fracfocus entre janvier 2011 et janvier 2016 pour les schistes qui consomment le plus d’eau (Eagle Ford, Marcellus et le Midland du Permien). La consommation moyenne a été de 51 000 m3 (Fracfocus Milestone, Site de Fracfocus, août 2020). Des rapports de la Protection de l’environnement de l’État de New York font état de 120 000 et même 160 000 m3 en 2018. Ces derniers chiffres sont probablement atteints lors d’essais conduits sur fracturation. Nous avons vu plus haut que les drains horizontaux devenaient de plus en plus longs et comportaient un nombre de zones fracturées de plus en plus élevé, ce qui a fait augmenter les besoins en eau mais la production de gaz des nouveaux puits a été multipliée par trois alors que le nombre de puits forés a été divisé par près de 3. La consommation globale d’eau a baissé de 33% entre 2018 et 2021 (voir partie 6).
Quelques explications : les progrès des techniques de fracturation et les progrès des technologies de forage et de complétion des puits avec des drains de plus en plus longs et plus de zones fracturées (voir plus haut), l’adaptation de la composition des fluides à celle des schistes… L’ensemble de ces progrès a contribué à réduire la consommation globale d’eau et l’empreinte des opérations sur la nature avec réduction de la pollution et de son impact sur les ressources hydriques, la flore et la faune.

I- Les secousses telluriques
Dans la partie centrale des États-Unis allant d’une ligne traversant l’Ohio et la Géorgie à l’Est jusqu’à une ligne passant à l’est du Nouveau Mexique et par le Montana, l’USGS a inventorié 867 tremblements de terre d’intensité supérieure à 3 sur l’échelle de Richter entre 1973 et 2008 mais le nombre est monté à 4 085 entre 2009 et 2021 (USGS, 2015).
Ainsi, d’une moyenne annuelle de 25 incidents la première période, le nombre de tremblements de terre de mêmes niveaux d’intensité est passé à 58 par an lors de la deuxième période. Il a même atteint 100 à partir de 2013. Certaines zones de ces régions ne connaissaient pas de phénomènes sismiques avant l’ère de la fracturation hydraulique. Ceci permet d’incriminer, sans risque de se tromper, la montée en cadence des opérations utilisant cette technologie dans les zones de schiste de la grande région centrale des USA. Le pic a été atteint en 2015 avec 1010 cas. Rappelons cependant que les secousses telluriques peuvent être induites par de nombreuses activités telles que les mines et les barrages hydrauliques, bien que leur fréquence et leur intensité soient plus faibles.
USGS fait remarquer que même si la fréquence des tremblements de terre est plus élevée qu’avant les fracturations, la majeure partie des cas ne dépassent pas l’intensité de 4 et ont rarement causé des dégâts. Cependant, en 2011 celui de Prague, Oklahoma a atteint 5.6 sur l’échelle de Richter et ceux de Pawne et Cushing en Oklahoma en 2016, le premier 5,8 et le second avec 5,0.
Les secousses ont été confirmées en très grand nombre ; mais il a été prouvé qu’elles ne sont pas dues à la fracturation mais à l’injection d’eaux polluées produites avec les hydrocarbures, dans des puits dédiés à ces opérations («puits d’injection» ou «puits poubelles»).
Dans son rapport «Commodities at Glances» de 2018, l’UNCTAD cite plusieurs études qui confirment le lien entre l’injection d’eau polluée et l’accroissement de la sismicité d’intensité supérieure à 3 entre 2010 et 2015, aux USA, en Grande-Bretagne et dans l’Ouest canadien ; mais en 2011 près de Black Pool au Royaume-Uni, des forages ont été suspendus à cause de deux tremblements de terre de magnitude 2,3 et 1,5. L’une des études citées par UNCTAD souligne que, bien que rarement, ces incidents peuvent représenter des risques significatifs.
Le rapport de l’UNCTAD recommande aux pays en développement de procéder à des études précises préalablement aux opérations de fracturation hydraulique notamment dans les zones où les infrastructures immobilières et de transport sont vieilles et fragiles, notamment les zones habitées.
Sur ce point, nous avons la chance d’avoir des gisements de schiste situés en général dans des régions pratiquement inhabitées ; si nécessaire, les zones d’habitation pourraient être contournées. Ainsi, les vies humaines n’en seront pas le prix.
S. K.
(À suivre)

(*) Ancien directeur de la division forage de Sonatrach. Ancien conseiller pour l’amont du P-DG de Sonatrach.


Définitions des Unités de mesure et Acronymes

Bbl = baril ; 1m3 = 6,29Bbl
TCF : Trillion de pieds cubes
TRR : Ressources techniquement récupérables
EIA : Agence américaine de l’énergie
Pad = pièce de terre de surface allant de 2ha à 4ha pouvant recevoir jusqu’à 12 puits
PaDEP : Département de protection de l’environnement de Pennsylvanie.
EQT : EQT Corporation, compagnie de production de gaz
API : Institut américain du Pétrole
ISO : Organisation internationale de normalisation
OCDE = Organisation de coopération et de développement économiques
Mohs (échelle de) : échelle de dureté de 1 à 10.
EIA : Energy Information Administration = Agence américaine chargée de l’information sur l’énergie
UNCTAD : Conférence des Nations unies sur le commerce et le développement
WO = World Oil, revue technique de Publishing Company ; traite des questions de pétrole et de gaz.
AAPG = Association américaine des géologues pétroliers
Fracfocus = registre créé et géré par GWPC et IOGCC pour recevoir les rapports de fracturation.
GWPC : Ground Water Protection Council
IOGCC = Interstate Oil and Gas Compact Commission
EPA : Environmental Protection Agency = Agence américaine chargée de la protection de l’environnement
IOGCC = Interstate Oil and Gas Compact Commission
GWPC = Ground Water Protection Council
USGS United State Geological Survey (surveillance géologique et la terre aux États-Unis)

Source : Le Soir d’Algérie

Les gaz de schiste, c’est maintenant ou jamais