Les opérateurs de la région du Permien, à l’ouest du Texas et à l’est du Nouveau-Mexique, extraient beaucoup plus de pétrole et de gaz de chaque puits en forant des sections horizontales de plus de trois milles de long, et les données fédérales publiées le 19 août donnent une idée de la rapidité avec laquelle ce changement s’est produit. Les puits dits super-latéraux, ceux dépassant 15 000 pieds, étaient pratiquement inexistants dans le bassin avant 2020. Ils représentaient 15 % de tous les nouveaux puits du Permien achevés en 2025.
Les chiffres proviennent d’une analyse des données des puits du Permien publiée par l’Energy Information Administration des États-Unis, en utilisant les données au niveau des puits de la société d’analyse Enverus et les estimations de production du rapport d’août 2026 Short-Term Energy Outlook de l’agence.
La tendance ne se limite pas aux puits les plus longs. Les puits de courte portée mesurant moins de 5 000 pieds représentaient 43 pour cent des puits complétés en 2015, mais seulement 4 pour cent des puits horizontaux en 2025. Les puits latéraux de longueur moyenne entre 5 000 et 15 000 pieds sont passés de 57 pour cent des puits complétés en 2015 à un sommet de 90 pour cent en 2021, puis se sont stabilisés à 81 pour cent en 2025. les super-latéraux ont pris une part croissante. En moyenne sur tous les nouveaux puits horizontaux, la longueur latérale a augmenté de 77 % en une décennie, passant de 6 149 pieds en 2015 à 10 867 pieds en 2025.
La production a fortement augmenté tandis que le nombre de puits est resté stable
Le gain de productivité est la raison pour laquelle ce changement est important au-delà de l’industrie du forage. La production combinée de pétrole et de gaz naturel dans la région du Permien est passée de 2,9 millions de barils équivalent pétrole par jour en 2015 à 11,2 millions en 2025, soit une augmentation de 284 %, tandis que le nombre de nouveaux puits horizontaux achevés oscille autour de 6 000 par an depuis 2022. Mis à part les perturbations du marché de 2020 et 2021, lorsque les prix négatifs du pétrole et l’incertitude pandémique ont fortement réduit l’activité, le bassin a produit beaucoup plus sans forer davantage de puits de manière significative.
Des conduites latérales plus longues entrent en contact avec davantage de roches réservoirs par puits, ce qui explique pourquoi les exploitants peuvent augmenter la production tout en réduisant le nombre de puits et les frais généraux. Cette arithmétique implique également moins de puits, et donc potentiellement moins d’emplacements en surface, pour un volume de production donné. L’Energy Information Administration ne quantifie pas l’effet de l’empreinte de surface, et le compromis est dans les deux sens : tout ce qui est associé à un site de forage devient plus concentré sur les sites restants, y compris le trafic de camions, l’équipement, le reflux et surtout l’eau.
Les volumes d’eau augmentent plus rapidement que la capacité d’élimination
La production pétrolière et gazière du Permien génère près d’un milliard de gallons d’eaux usées par jour. Connue sous le nom d’eau de production, elle apparaît aux côtés du pétrole, souvent dans un volume plusieurs fois supérieur au pétrole lui-même, et elle peut être plusieurs fois plus salée que l’eau de mer. Il peut contenir du bromure, de l’arsenic, du strontium, du baryum, des isotopes radioactifs et des composés organiques volatils, notamment le benzène, le toluène, l’éthylbenzène et les xylènes.
Pendant des décennies, la réponse standard consistait à le réinjecter sous terre dans des puits d’élimination. Cette pratique se heurte à deux limites. Le premier est la sismicité induite. La Commission des chemins de fer du Texas a désigné des zones de réponse sismique dans l’ouest du Texas où elle restreint les volumes d’injection, a suspendu indéfiniment le stockage en profondeur dans la région de Gardendale entre Odessa et Midland, puis a suspendu les permis de stockage en profondeur dans la zone de réponse sismique nord de Culberson-Reeves après des tremblements de terre répétés, y compris plusieurs événements de magnitude 5 ou plus. Les actions de réponse sismique de l’agence documentent la séquence. La deuxième limite est la pression. Le déplacement de l’injection vers des formations moins profondes a engendré ses propres problèmes, notamment des éruptions de puits et des déformations du sol.
En mai 2025, la commission a resserré ses directives d’autorisation pour les puits d’évacuation d’eau salée dans les districts 7C, 8 et 8A, doublant la zone d’examen autour d’un site d’injection d’un quart de mile à un demi-mile, plafonnant la pression d’injection de surface en fonction des propriétés géologiques et limitant le volume d’injection quotidien en fonction de la pression du réservoir. Les nouveaux critères sont entrés en vigueur le 1er juin 2025.
Les régulateurs et l’industrie pointent désormais le même goulot d’étranglement
Lors d’une audience du Comité sénatorial des ressources naturelles du Texas à Austin ce mois-ci, le commissaire aux chemins de fer, Jim Wright, a pressé la Commission texane sur la qualité de l’environnement d’agir plus rapidement sur les permis qui permettraient à l’eau produite traitée d’être rejetée dans les rivières ou épandue sur les terres.
Wright a déclaré, selon Inside Climate News.
Michael Lozano, de la Permian Basin Petroleum Association, a déclaré au même comité que les entreprises pourraient bientôt manquer d’espace d’élimination. dit-il.
Tout le monde n’a pas insisté sur la vitesse. Julie Range, responsable politique de l’association à but non lucratif Commission Shift, a noté lors d’un commentaire public que l’agence environnementale de l’État n’a rendu publique aucune norme de qualité de l’eau pour les composés dangereux dans l’eau produite et qu’une grande partie des données qui éclairent le processus d’autorisation ne sont pas accessibles au public. dit-elle.
La base de recherche est encore mince. Un article évalué par des pairs dans Irrigation Science sur l’utilisation de l’eau produite traitée pour irriguer la luzerne a indiqué que l’approche a le potentiel de compléter les ressources d’irrigation existantes, mais ses auteurs ont décrit les résultats comme préliminaires car l’étude couvrait une seule saison de croissance et ils ont recommandé un travail pluriannuel sur les effets cumulatifs. Un article distinct publié en juillet dans Separation and Purification Technology a révélé que les expériences à court terme en laboratoire et à l’échelle du banc menées jusqu’à présent ne capturent pas de manière adéquate la variabilité opérationnelle ou la fiabilité à long terme dans des conditions réelles.
Comtés où le compromis est le plus visible
Les ménages les plus proches se trouvent dans un ensemble de lieux relativement restreint. Les comtés de Midland et d’Ector autour de Midland et d’Odessa, ainsi que les comtés de Reeves, Culberson, Loving et Ward le long du côté texan de la ligne du Nouveau-Mexique, se trouvent au centre à la fois de l’activité de forage et des restrictions d’élimination. Les comtés de Lea et Eddy, dans le sud-est du Nouveau-Mexique, sont confrontés à des pressions parallèles en vertu des règles de la division de conservation du pétrole de cet État.
Les habitants de ces comtés sont ceux qui ressentent les tremblements de terre, partagent des autoroutes à deux voies avec le trafic des camions pétroliers et dépendent des eaux souterraines dans une région où les puits de forage anciens et mal bouchés constituent une voie documentée pour la migration des fluides. Les propriétaires fonciers ruraux et les districts de conservation des eaux souterraines supportent un fardeau que les habitants de Houston ou de Dallas, qui bénéficient de la même production, n’ont pas à supporter.
Toute personne dans la région possédant un puits domestique ou de stockage qui remarque un changement dans la couleur, l’odeur ou la pression de l’eau doit contacter son district local de conservation des eaux souterraines et peut signaler une contamination suspectée ou des rejets en surface à la Commission des chemins de fer. Les résidents qui ressentent des tremblements peuvent vérifier les lieux et l’ampleur des événements grâce au programme de surveillance sismique TexNet géré par le Bureau de géologie économique de l’Université du Texas et via le catalogue des tremblements de terre de l’US Geological Survey.
Ce qui se passe ensuite s’articule autour de deux pistes. Un commissaire de la Commission texane sur la qualité de l’environnement a déclaré lors d’une conférence industrielle à Midland ce mois-ci que quelques demandes de rejet d’eau produite étaient en phase finale d’examen, mais a déclaré qu’elle ne pouvait pas les identifier. Aucun permis de rejet n’a été délivré et l’agence a refusé une demande d’interview d’Inside Climate News. La Commission des chemins de fer poursuit ses examens de sismicité dans ses zones d’intervention. Aucun des deux calendriers n’est fixe et Nature World News signalera les changements substantiels au fur et à mesure de leur publication plutôt que tels qu’ils sont prévus.
Ce que les lecteurs veulent savoir
Que montrent réellement les données fédérales ? L’Energy Information Administration a rapporté le 19 août que les puits avec des sections horizontales de plus de 15 000 pieds représentaient 15 pour cent des nouveaux achèvements du Permien en 2025, contre presque rien avant 2020. La longueur latérale moyenne de tous les nouveaux puits horizontaux a augmenté de 77 pour cent en une décennie.
Quelles zones sont concernées ? La région du Permien s’étend sur l’ouest du Texas et l’est du Nouveau-Mexique. L’activité la plus concentrée et les restrictions d’élimination les plus strictes se situent dans les comtés de Midland, Ector, Reeves, Culberson, Loving et Ward au Texas et dans les comtés de Lea et Eddy au Nouveau-Mexique.
Des puits plus longs signifient-ils plus ou moins de perturbations de surface ? Des latéraux plus longs signifient que moins de puits sont nécessaires pour la même production, ce qui laisse présager moins d’emplacements en surface. Mais l’activité, la circulation des camions et les volumes d’eau produits se concentrent davantage sur chaque site restant, et l’analyse fédérale ne quantifie pas non plus l’empreinte de surface.
Les tremblements de terre dans l’ouest du Texas sont-ils liés à l’activité pétrolière et gazière ? La Commission des chemins de fer du Texas a désigné des zones de réponse sismique et restreint l’injection au motif que l’évacuation en profondeur des eaux produites contribue probablement à l’activité sismique dans ces zones. Les recherches menées dans le cadre du programme TexNet ont également établi un lien entre certains événements et la fracturation hydraulique plutôt que l’élimination seule.
L’eau produite traitée peut-elle être rejetée en toute sécurité dans les rivières ou sur les terres agricoles ? Ce n’est pas résolu. Les régulateurs du Texas élaborent des cadres de permis et des projets pilotes sont en cours, mais les chercheurs publiant sur le sujet ont qualifié les résultats existants de préliminaires et ont appelé à des études pluriannuelles. Aucun permis de rejet n’a été délivré.
À quoi les habitants des zones rurales doivent-ils faire attention ? Changements dans la couleur, l’odeur ou la pression de l’eau des puits, rejets inexpliqués en surface ou fluide stagnant près des têtes de puits et sensations de tremblements. Les districts locaux de conservation des eaux souterraines traitent les plaintes liées à l’eau et la Commission des chemins de fer rédige des rapports sur les rejets des champs pétrolifères.
Quand y aura-t-il plus d’informations ? Un commissaire à l’environnement de l’État a déclaré que quelques demandes de rejet d’eau produite étaient proches, mais ne les a pas nommées ni donné de date. La Commission des chemins de fer poursuit les examens de sismicité dans ses zones d’intervention.
