Gaz naturel : Des feux anciens au combustible de l'ère moderne

Le gaz naturel est un combustible fossile composé principalement de méthane (généralement de quatre-vingts à quatre-vingt-quinze pour cent), avec des proportions plus faibles d'éthane, de propane, de butane et d'autres hydrocarbures, ainsi que de gaz non hydrocarbonés incluant l'azote, le dioxyde de carbone et parfois le sulfure d'hydrogène. Il est formé par les mêmes processus géologiques que ceux qui créent le pétrole — l'accumulation et l'enfouissement de matière organique sur des millions d'années, suivis d'une transformation sous l'effet de la chaleur et de la pression — et se trouve à la fois en association avec des gisements de pétrole (gaz associé) et dans des réservoirs contenant peu ou pas de pétrole (gaz non associé ou gaz sec).

Le gaz naturel est la source d'énergie majeure à la croissance la plus rapide dans le monde et est devenu le combustible privilégié pour la production d'électricité dans de nombreux marchés, déplaçant le charbon pour des raisons économiques et d'efficacité. Il est le combustible résidentiel dominant pour le chauffage et la cuisine dans la majeure partie du monde développé, la principale matière première industrielle pour la production d'engrais azotés, et le combustible de choix pour les centrales à cycle combiné les plus efficaces. Sa combinaison de haute teneur en énergie, de combustion propre (produisant significativement moins de dioxyde de carbone, de dioxyde de soufre et de particules que le charbon ou le pétrole par unité d'énergie), de facilité de distribution par pipelines et de coût compétitif a favorisé son essor pour devenir la deuxième ou troisième source d'énergie dans le mix énergétique primaire mondial.

La géopolitique du gaz naturel diffère de manière importante de celle du pétrole. Parce que le gaz naturel est plus coûteux à transporter que le pétrole — il est moins dense en énergie que le pétrole par volume, et nécessite soit une compression dans des pipelines, soit une liquéfaction et des méthaniers spécialisés (GNL, ou gaz naturel liquéfié) pour le transport — les marchés du gaz naturel étaient historiquement régionaux plutôt que mondiaux. Les pays européens dépendaient du gaz provenant de gisements proches en mer du Nord ou d'importations par pipeline depuis la Russie ; les pays asiatiques dépendaient des importations de GNL provenant d'Indonésie, de Malaisie, d'Australie et du Moyen-Orient. Les États-Unis étaient essentiellement autosuffisants en gaz naturel pendant la majeure partie du vingtième siècle. C'est seulement avec la révolution du schiste et l'expansion du commerce du GNL que le gaz naturel est devenu une marchandise véritablement mondiale, les prix dans différentes régions devenant plus corrélés.

L'histoire du gaz naturel en tant que source d'énergie commerciale est sensiblement plus courte que celle du charbon ou du pétrole — la production commerciale de gaz naturel n'a commencé qu'au milieu du dix-neuvième siècle — mais son utilisation dans certaines applications (feux éternels, suintements de gaz, premiers puits de gaz) remonte à des milliers d'années.

Rencontres Anciennes avec le Gaz Naturel

Le gaz naturel suinte vers la surface dans de nombreuses parties du monde où des gisements de gaz souterrains sont sous pression et peuvent trouver des voies à travers des fractures rocheuses. Ces suintements ont été observés et, dans certains cas, délibérément exploités depuis les temps anciens.

Les suintements de gaz naturel les plus culturellement significatifs de l'histoire sont ceux du Proche-Orient ancien qui ont donné naissance aux « feux éternels » de la religion zoroastrienne. Le feu éternel zoroastrien à Bakou, sur la rive occidentale de la mer Caspienne — sur le site aujourd'hui occupé par le temple du feu d'Ateshgah — a brûlé continuellement pendant des siècles, alimenté par le gaz naturel s'échappant de gisements peu profonds. Le temple était un lieu de pèlerinage pour les prêtres zoroastriens de Perse et les pèlerins hindous d'Inde qui venaient vénérer la flamme éternelle sacrée. Le feu éternel de Bakou brûlait encore lorsque les ingénieurs russes arrivèrent au dix-neuvième siècle pour commencer l'extraction commerciale de pétrole et de gaz.

L'Oracle de Delphes dans la Grèce antique est désormais considéré par de nombreux historiens et géologues comme ayant été associé au gaz naturel ou à d'autres vapeurs d'hydrocarbures. Plutarque, écrivant au premier siècle de notre ère, décrivait l'Oracle comme étant situé au-dessus d'une fissure d'où s'élevaient des gaz qui induisaient les états de transe de la Pythie (la prêtresse qui délivrait les prononciations de l'oracle). Des études géologiques du site de Delphes à la fin du vingtième et au début du vingt et unième siècle ont révélé des fractures associées à une géologie calcaire typique des environnements de suintement d'hydrocarbures. Le gaz naturel ou les vapeurs légères d'hydrocarbures (peut-être de l'éthylène) qui auraient pu s'accumuler dans la chambre de l'Oracle auraient pu vraisemblablement induire les états de conscience altérés décrits dans les récits antiques.

L'exploitation chinoise ancienne du gaz naturel dans la province du Sichuan est le cas le plus clairement documenté d'utilisation délibérée du gaz dans l'Antiquité. Des textes chinois datant d'environ le premier siècle de notre ère décrivent l'utilisation de pipelines en bambou pour acheminer le gaz naturel provenant de surfaces suintantes ou de puits peu profonds vers des bassins d'évaporation de sel, où le gaz était brûlé pour évaporer la saumure et produire du sel. Les suintements de gaz naturel du Sichuan étaient associés aux gisements de saumure utilisés pour la production de sel, et la combinaison de sel et de sources d'énergie au même endroit fit du bassin du Sichuan l'une des régions les plus industriellement développées de la Chine ancienne.

La Montagne Brûlante (Chimère) en Lycie (dans l'actuelle Turquie du Sud-Ouest) est un suintement de gaz naturel qui brûle continuellement depuis les temps anciens et qui brûle encore aujourd'hui. Les Grecs anciens croyaient que le feu éternel était le souffle de la Chimère — le monstre mythologique qui crache du feu — et le site était mentionné par Homère. Le feu de la Chimère est alimenté par du méthane et de l'hydrogène s'échappant de roches métamorphiques mésozoïques ; le gaz contient des proportions inhabituellement élevées d'hydrogène, ce qui contribue à la couleur bleue distinctive de la flamme. Le feu de la Chimère est l'un des feux naturels en combustion continue les plus anciens du monde.

La Première Industrie Gazière Commerciale : du Gaz de Houille au Gaz Naturel

Comme décrit dans l'article sur le Charbon, l'industrie du gaz manufacturé — produisant du gaz de houille en chauffant du charbon dans des cornues — fournissait du gaz par pipeline aux villes européennes et américaines pour l'éclairage, la cuisine et le chauffage depuis le début du dix-neuvième siècle. Cette industrie a créé l'infrastructure — pipelines, compteurs, appareils et familiarité des consommateurs — sur laquelle l'industrie du gaz naturel allait ensuite se construire.

La transition du gaz de houille manufacturé vers le gaz naturel s'est produite progressivement au cours de la fin du dix-neuvième siècle et du vingtième siècle, motivée par la découverte de gisements de gaz naturel proches des centres de population ou connectés à eux. Le premier pipeline de gaz naturel à longue distance aux États-Unis fut construit en 1886, acheminant le gaz depuis des puits à Murrysville, en Pennsylvanie, jusqu'à Pittsburgh. Le pipeline — environ 32 kilomètres de tuyaux en fer de deux pouces — fut construit par la société Equitable Gas Company et démontra que le gaz naturel pouvait être transporté par pipeline jusqu'aux consommateurs urbains.

Le développement de la technologie des tuyaux sans soudure et l'amélioration des techniques de soudage au début du vingtième siècle permirent la construction de pipelines de plus grand diamètre et à plus haute pression, capables d'acheminer le gaz sur de plus longues distances. Le pipeline Texas-Eastern, achevé en 1947, convertit un pipeline de produits pétroliers de temps de guerre (les pipelines « Big Inch » et « Little Big Inch » construits pour acheminer le pétrole du Texas vers le Nord-Est pendant la Seconde Guerre mondiale) au service du gaz naturel, acheminant le gaz du Panhandle du Texas vers le Nord-Est. Ce pipeline initia la transformation du gaz naturel américain, passant d'un combustible local à un combustible national.

Le réseau de pipelines de gaz naturel interétatique aux États-Unis s'est développé rapidement au cours des années 1950 et 1960, reliant les régions productrices de la côte du Golfe, du Texas, de l'Oklahoma et du Kansas aux marchés de consommation du Nord-Est, du Midwest et de la Californie. Dans les années 1960, le gaz naturel avait largement supplanté le gaz de houille manufacturé aux États-Unis, et la révolution du gaz naturel dans le chauffage résidentiel et commercial était en marche. Les propriétaires américains passèrent des chaudières à charbon aux chaudières à gaz naturel en grand nombre au cours des années 1950 et 1960, attirés par la propreté, la commodité et le coût d'exploitation inférieur du chauffage au gaz naturel par rapport au charbon.

Les Découvertes de Gaz en Mer du Nord et l'Approvisionnement Européen

La découverte de gaz naturel en mer du Nord dans les années 1960 et le développement ultérieur des champs gaziers offshore européens ont transformé l'approvisionnement énergétique du nord-ouest de l'Europe, fournissant une source abondante et nationale de gaz qui réduisit la dépendance aux combustibles importés.

La première grande découverte de gaz en mer du Nord fut faite en 1959 à Groningue aux Pays-Bas — le champ gazier de Groningue s'avéra être l'un des plus grands champs de gaz naturel au monde, avec des réserves estimées à 2,7 billions de mètres cubes. La découverte de Groningue démontra que le bassin de la mer du Nord contenait d'importantes ressources gazières et déclencha une vague d'exploration qui découvrit des champs dans les secteurs néerlandais, britannique, norvégien et danois. Le gouvernement britannique mit aux enchères des licences offshore en 1964, et le premier grand champ gazier britannique de la mer du Nord — West Sole — fut découvert en 1965.

Le développement du gaz de la mer du Nord nécessita une technologie entièrement nouvelle pour le forage et la production à des profondeurs d'eau comprises entre 50 et 200 mètres dans les conditions environnementales difficiles de la mer du Nord — des vagues de 15 mètres, de puissants courants et de fréquentes tempêtes violentes. Les premières plateformes de production étaient des structures en acier fixe installées sur le fond marin ; les développements ultérieurs utilisèrent des structures en béton à base gravitaire et finalement des systèmes de production flottants pour les champs norvégiens plus profonds.

Les exportations de gaz norvégien commencèrent en 1977 avec le champ d'Ekofisk, relié par pipeline à la côte allemande à Emden. Le réseau de pipelines de la mer du Nord s'est ensuite étendu pour inclure les pipelines Flags (Far North Liquids and Associated Gas System), Norpipe, Vesterled, Langeled et d'autres grands pipelines acheminant le gaz norvégien et britannique vers les marchés européens continentaux. Le pipeline Langeled, achevé en 2007, achemine le gaz du géant champ Ormen Lange au large des côtes norvégiennes jusqu'à Easington dans le Yorkshire, en Angleterre — à environ 1 200 kilomètres, il figure parmi les plus longs pipelines gaziers sous-marins du monde.

Le Gaz Naturel Liquéfié : le Commerce Mondial du Combustible Congelé

Le développement de la technologie du gaz naturel liquéfié (GNL) a transformé le gaz naturel, passant d'une marchandise régionale, contrainte par la portée des réseaux de pipelines, à une marchandise mondiale pouvant être échangée entre deux endroits ayant accès à une infrastructure de terminal GNL. Le GNL est du gaz naturel refroidi à environ moins 162 degrés Celsius (moins 260 degrés Fahrenheit), température à laquelle le méthane se liquéfie et occupe environ un six-centième de son volume gazeux — ce qui le rend pratique à stocker et à transporter par navire.

La première installation commerciale de GNL fut construite à Cleveland, dans l'Ohio, en 1941 par la société East Ohio Gas Company, principalement comme installation d'écrêtement des pointes — stockant le gaz sous forme liquide pendant les périodes de faible demande estivale et le revaporisant pour répondre à la demande de pointe hivernale. Une défaillance catastrophique de l'un des réservoirs de stockage de l'installation de Cleveland en octobre 1944 — lorsqu'une défaillance d'un métal cryogénique permit au GNL de fuir dans le réseau d'égouts, où il se vaporisa et s'enflamma, tuant 128 personnes et détruisant plusieurs pâtés de maisons — démontra à la fois le potentiel de la technologie GNL et l'importance critique de la sécurité du confinement. La catastrophe de Cleveland mit fin au développement du GNL pendant plus d'une décennie, le temps que l'industrie mette au point des conceptions de confinement plus sûres.

Le premier transport transoceanique de GNL au monde fut effectué en janvier 1959 par le Methane Pioneer — un cargo de la Seconde Guerre mondiale converti, équipé de réservoirs GNL en aluminium — qui prit la mer depuis Lake Charles, en Louisiane, pour arriver à Canvey Island, en Angleterre, le 20 février 1959, après une traversée atlantique de 27 jours. Ce transport pionnier démontra la faisabilité du commerce transoceanique de GNL et ouvrit la voie au développement de l'industrie internationale du GNL. Le premier contrat commercial international permanent de GNL suivit en 1964, fournissant du GNL algérien depuis le terminal d'Arzew à Canvey Island (via le méthanier dédié Methane Princess) et au terminal de Zeebrugge en Belgique, établissant le modèle commercial que les projets GNL ultérieurs allaient suivre.

L'industrie du GNL connut une croissance rapide à partir de la fin des années 1960, les services publics japonais signant des contrats d'approvisionnement à long terme avec des projets GNL en Alaska, au Brunei et en Libye pour sécuriser l'énergie nécessaire à l'économie japonaise en pleine croissance. Le Japon, qui ne dispose d'aucune production nationale de pétrole ou de gaz significative, est devenu et demeure le plus grand importateur mondial de GNL, recevant des livraisons d'Australie, de Malaisie, du Qatar, de Russie et de nombreuses autres sources. Le modèle japonais d'importation de GNL — contrats à long terme avec une tarification indexée sur le pétrole, terminaux de réception dédiés et intégration étroite avec les acheteurs du secteur des services publics — est devenu le modèle du marché asiatique du GNL qui a dominé le commerce mondial du GNL pendant des décennies.

Le Qatar est devenu le plus grand exportateur mondial de GNL dans les années 2000-2010, en tirant parti de son énorme gisement de gaz North Field (le plus grand champ de gaz naturel au monde, partagé avec le champ South Pars d'Iran) pour construire la plus grande capacité d'exportation de GNL au monde. Les usines GNL RasGas et QatarGas du Qatar, construites en plusieurs phases depuis le début des années 1990, ont donné au Qatar une capacité de production de GNL d'environ 77 millions de tonnes métriques par an — soit environ un quart du commerce mondial de GNL. Le succès du GNL qatarien a transformé l'émirat d'un État du Golfe mineur en l'un des pays les plus riches du monde en termes de PIB par habitant.

La révolution du schiste américain et le développement de la capacité d'exportation de GNL américain à partir de 2016 ont ajouté une nouvelle grande source d'approvisionnement en GNL au marché mondial. Le terminal GNL de Sabine Pass en Louisiane — construit par Cheniere Energy, le premier exportateur américain de GNL — a commencé ses exportations en 2016. En 2022, les États-Unis étaient devenus le plus grand exportateur mondial de GNL, avec une capacité aux terminaux de Sabine Pass, Corpus Christi, Freeport, Elba Island et Cove Point totalisant environ 95 millions de tonnes métriques par an. Le GNL américain, dont le prix est basé sur le Henry Hub (le point de référence américain pour le prix du gaz) plutôt que sur la base indexée sur le pétrole des contrats à long terme traditionnels, a offert aux acheteurs une plus grande diversité de prix et a contribué à créer un marché mondial du GNL plus liquide.

La Russie et le Gaz Européen : l'Histoire d'une Dépendance Stratégique

Les exportations de gaz naturel de la Russie vers l'Europe représentent l'une des relations énergétiques les plus importantes de l'histoire moderne — une relation qui a fourni à l'Europe du gaz fiable et abordable pendant quatre décennies tout en créant simultanément une dépendance stratégique qui est devenue profondément problématique lorsque les relations politiques russo-européennes se sont détériorées.

L'Union soviétique a commencé à exporter du gaz naturel vers l'Europe occidentale en 1968, lorsque le premier pipeline vers l'Autriche fut achevé. Les exportations de gaz soviétique vers l'Europe se sont régulièrement développées tout au long des années 1970 et 1980, motivées par les intérêts commerciaux des deux parties : l'Union soviétique avait besoin de devises fortes et de technologies occidentales ; les pays d'Europe occidentale (en particulier l'Allemagne de l'Ouest) voulaient une énergie abordable et étaient prêts à offrir à la fois des devises et un financement d'équipements technologiques pour l'obtenir. La relation fut controversée dès le départ aux États-Unis, qui craignaient que la dépendance européenne au gaz soviétique ne donne à Moscou un levier politique. L'administration Reagan tenta de bloquer la construction du pipeline transsibérien au début des années 1980, appliquant des sanctions aux entreprises européennes qui fournissaient des équipements ; les Européens défièrent finalement les sanctions et achevèrent le pipeline.

Au début des années 2000, la Russie approvisionnait environ quarante pour cent du gaz naturel européen à travers un réseau de grands pipelines : le pipeline Brotherhood passant par l'Ukraine, le pipeline Yamal-Europe passant par la Biélorussie et la Pologne, le pipeline Nord Stream 1 sous la mer Baltique (achevé en 2011) et plusieurs autres itinéraires. Gazprom, la société gazière contrôlée par l'État russe, était l'une des plus grandes entreprises du monde par capitalisation boursière et un instrument majeur du pouvoir d'État russe.

Les différends gaziers russo-ukrainiens de 2006 et 2009 — au cours desquels Gazprom a coupé les approvisionnements en gaz vers l'Ukraine (et donc vers l'Europe, qui recevait du gaz par les pipelines ukrainiens) lors de différends sur les prix et les paiements — démontrèrent la vulnérabilité de l'approvisionnement gazier européen aux tensions politiques russo-ukrainiennes. La coupure de 2009, qui priva plusieurs pays européens de gaz pendant une période de conditions hivernales sévères, fut un tournant dans la réflexion européenne sur la sécurité énergétique. L'Union européenne commença à élaborer des politiques pour réduire la dépendance aux importations de gaz et diversifier les voies d'approvisionnement.

L'invasion de l'Ukraine par la Russie en février 2022 et le découplage énergétique mutuel qui s'ensuivit — les pays européens choisissant de réduire leurs importations de gaz russe ; la Russie coupant ses approvisionnements en représailles — produisirent la crise énergétique la plus importante en Europe depuis les années 1970. Les prix européens du gaz ont augmenté de plus de dix fois par rapport aux niveaux d'avant la crise à leur pic, entraînant de graves perturbations industrielles, des dépenses publiques en subventions énergétiques pour les ménages et une transition accélérée vers des approvisionnements alternatifs et l'efficacité énergétique. Les pays européens ont sécurisé des approvisionnements d'urgence en GNL en provenance des États-Unis, du Qatar, de Norvège et d'ailleurs, ont réduit leur consommation de gaz grâce à des programmes d'efficacité et de substitution de combustibles, et ont diversifié leurs approvisionnements par pipeline en provenance de Norvège, d'Azerbaïdjan et d'Afrique du Nord. À l'hiver 2022-23, l'Europe avait largement remplacé ses importations de gaz russe par des sources alternatives et des mesures d'économie d'urgence.

La Révolution du Gaz de Schiste et les États-Unis

La révolution du gaz de schiste — qui fait partie du même développement technologique que celui qui a produit la révolution du pétrole de schiste — a transformé les marchés du gaz naturel aux États-Unis et, en fin de compte, à l'échelle mondiale, avec une rapidité et une exhaustivité que peu d'analystes énergétiques avaient anticipées.

La production américaine de gaz naturel était en déclin depuis son pic de 1973 pendant trois décennies lorsque le boom du gaz de schiste a renversé la tendance de façon spectaculaire. Le schiste de Barnett au Texas, où George Mitchell a été le pionnier des techniques de fracturation hydraulique qui ont rendu la production de gaz de roche économiquement viable, fut la première grande formation de gaz de schiste. La production provenant du Barnett est passée de pratiquement zéro en 2000 à plus de 5 milliards de pieds cubes par jour en 2010. Le schiste de Haynesville en Louisiane, le schiste de Fayetteville en Arkansas et le schiste de Marcellus en Pennsylvanie et en Virginie-Occidentale suivirent en rapide succession.

Le schiste de Marcellus s'avéra être l'un des plus grands champs de gaz naturel d'Amérique du Nord. Sous-jacent à de vastes portions de Pennsylvanie, de Virginie-Occidentale, de New York et de l'Ohio, le Marcellus contient un gaz récupérable estimé à 141 billions de pieds cubes — plus qu'il n'en faut pour approvisionner l'ensemble des États-Unis pendant plusieurs années. La production provenant du Marcellus est passée de quantités négligeables en 2007 à plus de 20 milliards de pieds cubes par jour au milieu des années 2010, faisant de la Pennsylvanie l'un des principaux États producteurs de gaz aux États-Unis et transformant l'économie énergétique des États du Nord-Est qui dépendaient auparavant fortement du GNL importé et du gaz canadien acheminé par pipeline.

La flambée de la production américaine de gaz de schiste a fait passer les prix du gaz naturel au Henry Hub de plus de huit dollars par million de BTU en 2008 à moins de deux dollars par million de BTU en 2012 — un effondrement des prix qui a rendu le gaz naturel considérablement moins cher que le charbon pour la production d'électricité dans de nombreux marchés américains. Les services publics d'électricité ont massivement abandonné le charbon au profit du gaz : la production américaine d'électricité à partir du charbon est tombée d'environ 2 000 térawattheures par an en 2007 à environ 700 térawattheures par an en 2020, la production à partir du gaz naturel augmentant en conséquence. Le remplacement du charbon par le gaz a significativement réduit les émissions de polluants atmosphériques dans le secteur électrique américain.

Les bas prix du gaz ont également profité aux fabricants américains, en particulier dans les industries à forte consommation d'énergie, notamment les produits chimiques, l'acier, les engrais et l'aluminium. Les entreprises chimiques américaines ont bénéficié d'éthane bon marché (un sous-produit de la production de gaz de schiste) comme matière première pour la production de plastiques. Plusieurs grands investissements dans les secteurs chimique et des engrais qui avaient précédemment été planifiés pour le Moyen-Orient ou l'Asie ont été réorientés vers les États-Unis, attirés par l'avantage du gaz bon marché.

Extraction du Gaz Naturel : des Puits Conventionnels au Schiste

Le gaz naturel est extrait de la terre par une grande variété de méthodes en fonction des caractéristiques géologiques du gisement. Le gaz conventionnel est extrait de roches réservoirs poreuses et perméables (grès, calcaire) où le gaz est maintenu sous pression et s'écoule facilement vers un puits de forage. Le gaz non conventionnel — y compris le gaz de schiste, le gaz de roche serrée (dans un grès peu perméable) et le méthane de houille — nécessite des techniques de stimulation supplémentaires pour permettre une production commerciale.

Les puits de gaz conventionnels sont forés de manière similaire aux puits de pétrole, en utilisant des équipements de forage rotatif et de la boue de forage lestée pour contrôler la pression. Lorsque le trépan pénètre dans un réservoir de gaz, la différence de pression fait que le gaz s'écoule dans le puits et remonte le tubage jusqu'à la surface. La complétion du puits comprend la perforation du tubage au niveau de l'intervalle du réservoir, la mise en place du tubage de production et l'installation d'équipements de tête de puits pour contrôler le débit de gaz et le dévier vers les installations de traitement en surface.

Le traitement du gaz — séparation du méthane des hydrocarbures plus lourds associés, de la vapeur d'eau, du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone — est nécessaire avant que la plupart des gaz naturels puissent être livrés aux pipelines. L'épuration du gaz (élimination du sulfure d'hydrogène) utilise l'absorption chimique (généralement un solvant aminé qui absorbe sélectivement le gaz acide) dans des usines de traitement qui doivent être situées à proximité des installations de production. L'extraction de liquides sépare le propane, le butane et les hydrocarbures plus lourds (liquides de gaz naturel ou LGN) du flux de méthane ; ces liquides sont des produits précieux en eux-mêmes, utilisés comme carburant GPL et comme matières premières pétrochimiques.

Le méthane de houille (CBM) est du gaz naturel adsorbé sur les surfaces des particules de charbon dans les veines de charbon souterraines. La production commerciale de CBM a commencé aux États-Unis au début des années 1980, à la suite du développement de techniques de déshydratation des veines de charbon (le gaz est libéré à mesure que la pression d'eau dans la veine de charbon est réduite) et du forage de puits horizontaux à travers le charbon. La production de CBM a contribué de manière significative à l'approvisionnement américain en gaz dans les années 1990 et 2000 ; l'Australie, la Chine et le Canada ont également développé d'importantes industries du CBM.

Principaux Pays Producteurs et Consommateurs de Gaz Naturel

La géographie de la production et de la consommation de gaz naturel reflète une distribution différente de celle du pétrole, avec de grandes réserves concentrées en Russie, au Moyen-Orient et en Asie centrale.

La Russie possède les plus grandes réserves de gaz naturel du monde et a été le plus grand ou le deuxième plus grand producteur mondial pendant des décennies. Le vaste bassin de Sibérie occidentale de la Russie — qui comprend les gigantesques champs d'Urengoy, Yamburg et Medvezhye — contient plus de gaz que to