Les enseignements du projet Géothermie Soultz

En plus de vingt ans, le site expérimental Géothermie Soultz a apporté de précieux enseignements, notamment sur la meilleure manière d'exploiter la chaleur géothermique issue d’un réservoir profond fracturé. Tantôt les idées de départ et les hypothèses scientifiques ont été confirmées ; tantôt la stratégie a dû être réorientée, proposant aux chercheurs et ingénieurs de nouveaux défis.

Les principales leçons sur le sous-sol

Forer de moins en moins profond : rêve ou réalité ?

Les résultats des forages profonds ont montré qu’il n’était plus nécessaire de forer à grande profondeur pour disposer d’énergie géothermique en surface. Ce constat a un effet immédiat sur l’économie d’un projet lorsqu’on sait que le coût des forages est non seulement dépendant de la profondeur mais aussi peut représenter plus de 50% de l’investissement initial d’une installation. En effet, les températures observées à 5 km dans la région de Soultz sont à 200°C c’est-à-dire bien en accord avec les prévisions faites lorsque les forages avaient atteint 3,6 km. Cependant, pour exploiter industriellement une ressource géothermique, la température élevé du fluide thermo-minéral est un paramètre nécessaire, mais n’est pas suffisant. En effet, il faut également pouvoir disposer d’une production d’eaux chaudes importante, ce qui détermine la puissance thermique et donc électrique d’une installation. On qualifie généralement cette aptitude du milieu hydrogéologique à produire de l’eau géothermale, de perméabilité. A Soultz, les expériences de stimulations hydrauliques et chimiques ont permis d’améliorer la perméabilité initiale du milieu granitique fracturé. La puissance brute d’une installation se détermine par le produit entre débit volumique (les m3 par heure produits en surface), multiplié par l’écart de température entre la production et la réinjection (caractéristiques hydrodynamiques du réservoir) et multiplié par un facteur correspondant à la chaleur massique et à la masse volumique de l’eau thermale. En d’autres termes, il vaut mieux pouvoir disposer de grandes quantités d’eaux plus froides qui arrivent en surface plutôt que de faibles quantités d’eau, mêmes très chaudes. La puissance thermique dégagée dans le premier cas sera plus intéressante. D’autre part, l’évolution des techniques de transformation (conversion) de l’énergie thermique en énergie électrique a permis depuis quelques années, par le biais des cycles binaires (Kalina, Rankine), de construire des centrales électriques qui valorisent de l’eau géothermale de moyenne enthalpie (100 à 150°C).

Les observations faites dans les forages de Soultz tendent à montrent que la tranche 1400-3500 m renfermerait de grandes quantités d’eau (fractures très perméables) à 160°C tandis que la partie profonde, plus chaude, serait moins perméable. Cette observation peut s’interpréter comme la résultante de l’effet du champ de contraintes (poids des terrains, compaction, tectonique) qui s’exerce sur des structures géologiques complexes 3D de type failles ou zones fracturées. Plusieurs projets industriels en cours de réalisation ou déjà en fonctionnement, ont appliqué ce constat. Il s’agit du projet de Roquette Frères localisé à Rittershoffen, environ 10 km à l’Est de Soultz, qui vise à produire de la chaleur pour le séchage industriel d’amidon dans leur usine de Beinheim. Ce projet prévoit la réalisation d’un doublet à 2,5 km de profondeur pour atteindre des températures avoisinant 170°C. Dans le Palatinat, à Landau, une centrale électrogène de 3MWe a été installée et est alimentée à partir de forages dont les profondeurs n’excèdent pas 3,3 km. Enfin, l’essor des technologies de conversion de l’énergie permet également d’envisager des ressources géothermales à des profondeurs moindres. En effet, ces technologies sont capables de produire de l’électricité avec un rendement correct par l’intermédiaire de fluides autour de 140°C, ce qui diminue sensiblement la profondeur les cibles géothermales potentielles. Enfin, forer moins profond peut également contribuer à une diminution significative des coûts d’entretien des puits. En effet, la profondeur plus faible des puits facilite la maintenance impérative de leurs cuvelages (corrosion, encroûtement). Au niveau du fonctionnement thermique du système géothermique, cela permet aussi de perdre moins de calories entre le réservoir fracturé et la surface. En effet, le trajet plus court de la boucle avec des débits plus importants implique une vitesse de remontée plus rapide et donc une déperdition thermique plus faible. Au final, les nuisances sont également réduites, puisqu’on a observé qu’il y avait moins de micro-sismicité induite au toit du granite qu’à grande profondeur.

Forage vertical versus forage dévié

Les résultats des études des forages de Soultz ont montré que de nombreuses failles et zones de fractures verticales étaient relativement perméables au toit du socle c’est-à-dire dans la tranche 1400-3500 m. Ce constat milite en faveur d’une réduction des coûts de forages dans le Fossé Rhénan, mais surtout il interroge sur les stratégies en termes de forages déviés ou verticaux. Un forage vertical aura géométriquement beaucoup moins de chance de recouper de façon optimale, un réseau de fractures lui-même vertical. Pour le projet Roquette Frères, le premier forage sera vertical car la structure fracturée (cible) observée sur les profils de sismique réflexion, est pentée vers l’ouest à 45° environ.

De ce fait, il parait judicieux de vouloir recouper un maximum de fractures en forant perpendiculairement à celles-ci avec des puits déviés. C’est ce qui a été fait dans le Palatinat dans le projet de géothermie de Landau où les deux puits géothermiques (production, réinjection) sont déviés et perpendiculaires à la direction des failles. A Soultz, les puits sont verticaux jusqu’à environ 2500 m de profondeur puis s’inclinent dans une direction qui est à la fois celle de la contrainte maximale horizontale et celle des fractures, à savoir la direction N170°E. Bien que déviés, les puits ne sont pas perpendiculaires aux fractures mais plutôt parallèles.

Des microséismes pour toujours ?

Après deux décades d’expériences hydrauliques et de test à grandes profondeurs, la principale nuisance observée avec le développement de la géothermie est la micro-sismicité induite. En effet, le développement de microséismes est inéluctable que ce soit pendant les phases de stimulation hydraulique ou de circulation avec réinjection forcée du fluide géothermal. Il s’agit donc de la mesurer en permanence par un organisme indépendant pour des raisons de transparence. La réalisation de stimulation chimique a montré une activité sismique très modérée, ce qui constitue une alternative intéressante à considérer.

A Soultz, on a appris également que le contrôle de la pression d’injection était un levier efficace pour maîtriser la sismicité induite. C’est en effet lors de l’injection du fluide géothermal que le risque est le plus grand, particulièrement lorsque celle-ci s’arrête brutalement. Il se dessine une sorte de limite de capacité d’absorption du sous-sol en-dessous de laquelle il y a peu de risque de générer des nuisances micro-sismiques. En 2010, il y a eu près de 11 mois de circulation géothermique entre les puits profonds, totalisant un volume circulé de 500 000m3 d’eau géothermale. Plus de 400 microséismes induits se sont produits pendant cette période sans qu’aucun d’entre eux n’ait été ressenti.

Les fausses bonnes idées

Que d’eau ! Qu’eau d’eau !

La transposition du concept Hot Dry Rock, développé dans les années 70 aux Etats-Unis et en Angleterre, au sous-sol alsacien a conduit à postulats erronés sur le plan de la connaissance du sous-sol, postulats qui ont fortement influencé le design de l’installation de Soultz. Le granite était réputé imperméable, surtout à grande profondeur. C’est le contraire qui a été observé, à savoir que le toit du granite, notamment l’interface sédiments-socle, se caractérisait par l’absence d’eau tandis que les puits profonds ont systématiquement recoupé des zones de fractures naturellement perméables pendant les opérations de forage.

L’anomalie thermique était très bien connue dans les sédiments d’après les anciens travaux pétroliers avec environ 100°C à un kilomètre de profondeur. Sur la base de ces informations, certains auteurs ont proposé qu’il existe des circulations importantes, à l’origine de l’anomalie, dans les grès du Buntsandstein, formations réputées poreuses. On imaginait des circulations d’eaux chaudes dans ces réservoirs sédimentaires à porosité et perméabilité matricielles qui auraient eu pour effet de chauffer le granite sous-jacent. Des évidences de perméabilité dans les grès (arrivées d’eau, parfois de pétrole) sont systématiquement associées à des zones de fractures. De grandes cellules de convection empruntent le réseau fracturé sub-vertical qui affecte à la fois le granite et sa couverture gréseuse. Cet ensemble couverture-socle, est constitué de roches dures compétentes et localement fracturées dans lesquelles les fluides thermo-minéraux naturels ayant puisé plus profondément leurs calories, circulent en transportant de la chaleur.

La source thermale des Hélions de Merkwiller-Pechelbronn, qui provient d’un captage dans les grès fracturés du Buntsandstein

Triplet ou doublet

Le fait de raisonner en concept Hot Dry Rock travaillant en boucle « fermée » (injection d’eau douce froide, pompage d’eau réchauffée) impliquait qu’il fallait être capable de limiter les pertes hydrauliques entre les puits. De ce fait, on avait imaginé qu’il fallait deux puits producteurs pour un puits injecteur pour compenser ces pertes de fluide caloporteur. On a donc choisi la technique du triplet avec deux puits producteurs périphériques, pour produire deux fois plus de fluide, qui réalimentent un puits injecteur central. On observe aujourd’hui, qu’il est plus facile de produire de l’eau chaude naturelle (puits artésien) que de la réinjecter. De ce fait, le GEIE EMC travaille avec un puits producteur (GPK2) et réinjecte dans 2 puits injecteurs (GPK1, GPK3). Cela a pour effet, de diminuer les pressions de réinjection et donc de limiter la micro-sismicité induite. Le triplet est bien utilisé mais avec un principe de fonctionnement qui est à l’opposé des idées de départ puisqu’il est plus facile de produire un fluide géothermal chaud et salé et de le réinjecter après prélèvement des calories pour maintenir la pression de gisement (avec des groupes de pompage immergés) et de se débarrasser d’une eau inutilisable en surface (salinité de 100g/L)

Qu'est-ce qui reste à explorer

Le projet scientifique de Géothermie Profonde de Soultz a démarré il y a plus de vingt ans sans véritable campagne d’exploration de surface comme cela se fait classiquement à partir des techniques géophysiques ou géochimiques de prospection. En effet, compte tenu de son passé riche en données sur le sous-sol grâce à l’exploitation pétrolière, on disposait déjà d’information qualitative et quantitative sur la géologie (forage, sismique) et les températures dans le premier kilomètre. Par ailleurs, la réinterprétation des campagnes sismiques constituait une base solide pour réaliser la coupe géologique prévisionnelle du premier forage d’exploration GPK1. Le calage entre les coupes sismiques de 1984 et les données géologiques des nombreux forages pétroliers avait permis de proposer une géologie prévisionnelle qui s’est avérée exacte au mètre près dans la couverture sédimentaire.
Sur la base du concept Hot Dry Rock, il n’y a pas eu d’exploration véritablement orientée sur la présence de fluides. Le principal objectif était de rechercher la température la plus forte à la profondeur la plus faible possible. On a donc su forer jusqu’à 5 km pour trouver les 200°C, alors qu’à 1 km, on observait une température de 100°C.

Avec les connaissances actualisées sur le sous-sol d’Alsace du Nord, pour rechercher de nouveau gisement de type réservoir fracturé, il faudrait être capable d’identifier les failles ou les zones fracturées présentes à proximité de l’interface couverture gréseuse – socle cristallin. Toutes techniques capables d’imager la géométrie de ce type de drain seraient un véritable avantage pour optimiser les travaux de foration. La reconnaissance des structures traversant les formations sédimentaires de couverture avec de nouvelles techniques de sismique pétrolière pourrait être une réponse au moins pour imager leur géométrie. En complément, l’utilisation de mesures de gaz dans les sols est également une méthode qui peut s’avérer intéressante pour mettre en évidence des transferts de gaz profonds vers la surface illustrant ainsi le rôle de drain de certaines failles. Pour cartographier la nature du socle cristallin profond, à partir de la surface, il s’agit de mettre en œuvre des techniques plus classiques de la géophysique (résistivité, magnétisme, gravimétrie, magnétotellurique), le tout couplé à des outils de modélisation 3D. Enfin, les forages d’exploration ou de reconnaissance, quoique couteux, restent la seule méthode pour prospecter les secteurs sélectionnés et d’approcher les caractéristiques physico-chimiques et hydrodynamiques des réservoirs traversés.