thumb|La première étape technique est le forage d'un puits ; ici dans un champ gazier dans une formation géologique dite Schistes de Barnet (Barnett Shale), près d'Alvarado (Texas), en avril 2008 thumb|Foreuse de type Rotary (2002)
La fracturation hydraulique est la dislocation ciblée de formations géologiques peu perméablesPerméabilité inférieure ou égale à (microdarcy) dans le contexte de l'exploitation gazière par le moyen de l'injection sous très haute pression d'un fluide destiné à fissurer et microfissurer la roche.
Cette fracturation peut être pratiquée à proximité de la surface, ou à grande profondeur (à plus de , voire à plus de dans le cas du gaz de schiste), et à partir de puits verticaux, inclinés ou horizontaux.
Cette technique relativement ancienne (1947), inventée pour les gisements d'hydrocarbures conventionnels, a vu son intérêt renouvelé par son association au forage horizontal (développé, lui, à partir de 1980). C'est la maîtrise graduelle de la rentabilité économique de cette association pour les gisements non conventionnels qui a guidé le développement récent de l'exploitation de ces derniers : elle a rendu accessibles des ressources soit auparavant inaccessibles, soit qui n'auraient été exploitables qu'à des coûts exorbitants et avec lenteur.
Elle est effectuée en fracturant la roche par une contrainte mécaniqueWilliam John Phillips, Hydraulic fracturing and mineralization, Journal of the Geological Society (Société géologique de Londres), août 1972, v. 128, , DOI:10.1144/gsjgs.128.4.0337 (Résumé en anglais) à l'aide d'un fluide injecté sous haute pression à partir d'un forage de surface, pour en augmenter la macro porosité, et de façon moindre, la microporosité. Le fluide peut être de l'eau, une boue ou un fluide technique dont la viscosité a été ajustée.
Quand la pression du fluide, injecté à la profondeur voulue, dépasse celle créée au point d'application par le poids des roches situées au-dessus, une ou des fractures s'initient ; plus exactement, quand la pression dépasse celle de l'eau interstitielle de la roche. Les fractures s'élargissant avec l'injection continue du fluide. Elles peuvent alors se propager, éventuellement sur plusieurs centaines de mètres, tant que l'apport de fluide est maintenu. La direction que peuvent prendre les fractures est l'objet d’études préalables, mais est loin d’être entièrement contrôlable.
Pour empêcher que le réseau de fractures ne se referme sur lui-même au moment de la chute de pression, le fluide est enrichi (environ 10 %) en agents de soutènement : des poudres de matériaux durs, principalement grains de sable tamisé, ou microbilles de céramique. Ceux-ci vont remplir les fractures et, une fois en place et recompressés par le poids des roches, constitueront un milieu suffisamment poreux pour permettre la circulation ultérieure des produits à extraire. Le fluide injecté contient également un mélange complexe de produits issus de l'industrie chimique (0,5 % typiquement au total), puisés dans une liste de plus de 750 références commerciales. Il s'agit notamment d'additifs adaptés à la fracturation des roches en place, et souvent des biocides. Ces derniers sont destinés à empêcher le développement d'éventuelles bactéries qui compliqueraient le processus d'extraction. (Ces bactéries se nourrissent de composés chimiques présents dans le sous-sol, hydrogène sulfuré notamment, fer dissous…)
Typiquement, une opération individuelle de fracturation est réalisée en quelques heures et de très nombreuses fracturations sont échelonnées le long d'un même forage horizontal unique. Finalement, pendant la phase d'extraction, ces zones de fissures artificielles régulièrement espacées vont permettre de drainer des volumes de roches relativement éloignées de l'axe du puits, mais guère plus : les zones extractibles restent confinées à la proximité des fissures ainsi créés, l'imperméabilité de la roche reprenant rapidement au-delà. De ce fait, la productivité d'un puits fracturé chute assez rapidement avec le temps : un quart des volumes récupérés le sont la première année, la productivité se réduisant à 10 % au bout de cinq ans.
Le principal usage de ces techniques est la stimulation de la vitesse et de l'ampleur du drainage de gaz ou de pétrole par un puits, dans des réservoirs rocheux faiblement perméables (ex : schistes) qui, sans cette technique, ne produiraient presque rien.
Quand les hydrocarbures sont piégés au sein même de la matrice rocheuse, la fracturation hydraulique facilite l'accès à une plus grande partie du gisement. Associé à d'autres techniques faisant appel à un cocktail de produits chimiques ajoutés au fluide de fracturation, il facilite aussi la désorption puis la récupération du gaz ou pétrole qui étaient depuis des millions d'années piégés dans la matrice rocheuse elle-même (schistes, schistes bitumineux au caractère feuilleté et naturellement inaptes à la percolation rapide).
Ces techniques suscitent depuis la fin des années 2000-2010 une controverse en Amérique du Nord, qui semble s'étendre dans le monde, alors que de grands opérateurs industriels se préparent à exploiter de nouveaux champs pétroliers et gaziers, dans les grands fonds marins, en Alaska, au CanadaL'ABC du gaz de schistes au Canada - Dossier énergie, consulté 2011/01/16 et dans le reste du monde.
Terminologie thumb|Tubes d'acier sans soudure (Drill pipe pour les anglophones) utilisés pour faire tourner la tête de forage et faire circuler le fluide de forage. Des outils divers peuvent y être adaptés au niveau des joints. thumb|Partie visible d'une épaisse formation géologique schisteuse dite Schistes de Marcellus (Marcellus Shale), ici le long de l'Interstate 80 (États-Unis). Cette couche s'enfonce profondément dans le sous-sol où elle fait l'objet depuis quelques années d'une intense exploitation gazière par fracturation hydraulique. On parle aussi, pour cette technique, d'« hydrofracturation » ou « fracturation hydrosiliceuse » (ou encore « frac jobs »Glossary.oilfield.slb.com, Schlumberger Oilfield Glossary, frac'ing dans l'industrieStocks.investopedia.com/stock-analysis/2010/Will-The-EPA-Crack-Down-On-Fracking , ou plus généralement « fracking »Hydraulic Fracturing (Fracking) and the HBO Movie GasLand , ou de « fracturation hydraulique massive »R.G. Agarwal, Evaluation and Performance Prediction of Low-Permeability Gas Wells Stimulated by Massive Hydraulic Fracturing ; R.D. Carter, Pollock, C.B. Journal of Petroleum Technology, Vol. 31, , mars 1979, pages 362 à 372 ; DOI:10.2118/6838-PA ; (Résumé en anglais) (Massive Hydraulic Fracturing ou MHF pour les anglophones), à ne pas confondre avec l'hydrofracturation naturelle (Cryoclastie) qui résulte, en surface, de l'effet du gel de l'eau emprisonnée dans une roche.
Histoire du concept et de ses premières applications Selon le site internet de l'entreprise Halliburton, l'un des plus gros opérateurs de ce domaine, l'idée de stimuler la productivité de forages par la fracturation sous haute pression aurait été lancée par la multinationale Halliburton elle-même dans les années 1940, avec une première expérimentation en 1947 au Kansas pour le compte de la compagnie pétrolière et gazière Stanolind Oil and Gas Corp.Présentation du Fracking, sur le site de Halliburton (consulté 2011/01/15)..
En 1957, le procédé a pu être amélioré par de nouvelles pompes et compresseurs permettant d'atteindre des pressions plus élevées. En 1972, le groupe Halliburton met au point son procédé Waterfrac. Six ans plus tard, Esso Resources Canada teste un puits horizontal au Cold Like Leming (en expérimentant un drainage par gravité thermiquement assistée de pétrole lourd très visqueux), et Arco rajeunit efficacement ses puits « à haut GOR » (High Gas/Oil Ratio Wells ; haut ratio de gaz par rapport au pétrole) en y adjoignant des puits horizontaux l'année suivanteP.A. Goode, R.K.M. Thambynayagam, Pressure Drawdown and Buildup Analysis of Horizontal Wells in Anisotropic Media, SPE Formation Evaluation, vol. 2, , décembre 1987, pages 683 à 697 ; (Résumé en anglais), réglant du même coup un problème de coning (« gasconing »)Voir « coning » dans le glossaire en bas de page.. En 1980, Texaco Canada achève un programme de forage d'exploitation de sable bitumineux non consolidés, à faible profondeur dans le gisement d'Athabasca.
En Australie, elle est utilisée pour la première fois en 1969 pour la production de gaz..
De 1979 à 1983, alors que des puits horizontaux étaient creusés dans les pays du bloc de l'Est, en Europe de l'Ouest, Elf-Aquitaine, en lien avec l'IFP fore quatre puits horizontaux dans des réservoirs pétrolifères dont trois situés sur le continent en France (Lacq 90, Lacq 91, Castera-Lou 110H en France) ; le quatrième (Rospo Mare 6D) s'étendant en Italie au large des côtes dans le réservoir karstique du champ Rospo Mare (zone italienne de la mer Adriatique). Aux premiers essais de puits horizontaux à Rospo Mare, la productivité était 20 fois supérieure aux puits verticaux des pays voisins. En 1986 et 1987, puis de 2004 à 2008, plusieurs opérations ont été effectuées en Seine-et-Marne sous le contrôle des DREAL et DRIEELe Pays Briard, Seine-et-Marne : 30 ans de fracturation hydraulique en Brie !, 15 novembre 2012.
Depuis le creusement de son premier puits horizontal, plus de 1 million d'opérations auraient été conduites par le groupe Halliburton, qui auraient permis d'extraire plus de de gaz. Mais alors que son , elle est pointée du doigt pour ses impacts sociaux-environnementaux qui semblent plus importants que prévu (pollution de l'eau, de l'air et des sols, et impacts sur la santé et le climat). En 1974, lors du vote de la nouvelle loi sur l'eau, la fracturation hydraulique et ses risques n'ont pas été pris en compte. Peu après (en 1979), l'exploration et un début d'exploitation à grande échelle commençaient au Texas (dans un gisement nommé « Barnett shale »).
Histoire technologique La première utilisation industrielle de la fracturation hydraulique a plus d'un siècle. Elle est décrite dans un bulletin du U.S. Geological Survey de 1903, selon T.L. WatsonT.L. Watson, Granites of the southeastern Atlantic states, U.S. Geological Survey Bulletin, 426, 1910.. Avant cette date, la fracturation hydraulique a déjà été utilisée (et l'est toujours) dans les carrières de Mount Airy (près du Mont Airy, en Caroline du Nord) pour faire éclater le granit et en séparer plus facilement qu’avec des explosifs des blocs du socle rocheux.
Le premier essai de fracturation hydraulique profonde (sans forage horizontal), visait à stimuler un puits de pétrole et de gaz naturel. Il aurait été testé pour la première fois aux États-Unis, en 1947, par la compagnie HalliburtonG.C. Howard et C.R. Fast (dir.), Hydraulic Fracturing, Monograph, vol. 2 in Henry L. Doherty Series, Society of Petroleum Engineers New York, 1970..
Son développement commercial a rapidement suivi, dès 1949. En raison de son efficacité, cette technique a rapidement été adoptée par d’autres compagnies, pour être aujourd’hui utilisée dans le monde entier, dans des dizaines de milliers de forages pétroliers et gaziers chaque année.
Les nombreux géologues qui travaillaient pour les pétroliers à la période dite de lor noir connaissent déjà des exemples naturels de fracturation par pression ou dépression interne, dans le socle rocheux. Dans une faille naturelle, l'introduction d'une solution hydrothermale sous une pression dépassant celle de l'eau interstitielle (ici contenue dans les pores de la roche) provoque une fracturation. De tels phénomènes peuvent être d'origine volcanique, eustatique, tectonique, ou résultent de mouvements et rééquilibrages géologiques. Ils sont des phénomènes de fracturations naturelles « hydrauliques » (au sens général et mécanique du mot hydraulique, ou la pression hydraulique peut ne pas provenir d'eau, mais aussi de boue, de lave ou roche magmatique).