Guy Nesen montre que l’Arabie Saoudite, bien que 8ème mondial est, avec 4.3 Tcf/an un producteur secondaire (3% de la production mondiale) en comparaison avec les deux géants que sont les USA et la Russie (respectivement 37 et 22 Tcf/an). Le pays consomme toute sa production et ses réserves en gaz de schiste n’étaient pas prises en compte dans le rapport de l’EIA 2013. Pourtant, après la découverte sur Al Jalamid en 2010 le pays a lancé un plan d’inventaire du gaz non conventionnel en 2011, puis en 2016 après la découverte de Jafurah, son plan ‘’Vision 2030’’ qui vise à substituer un maximum de ressources gazières au pétrole (500 000b/j), avec 3 objectifs : utiliser le gaz pour la génération électrique afin de développer des capacités de génération d’hydrogène et doubler les capacités de dessalement d’eau de mer, libérer des productions pétrolières à l’exportation, enfin bénéficier d’une rente gazière en devenant exportateur de GNL. Concrètement, le pays souhaite produire 16,8 bscf/j en 2030 contre 12,8 bscf/j en 2025, dont 3 bscf/j de gaz de schiste. Trois régions ont été identifiées.

Le bassin de Widyan au nord, avec la zone d’Al Jalamid, dont la roche-mère silurienne régionale Fm Qusaiba est celle qui alimente le réservoir Khuff du Permien plus à l’est (Qatar, Iran). Elle est très riche localement (TOC > 5%). Par contre, sa maturité est variable latéralement et peut générer soit un gaz très sec ou un gaz à condensat. De plus, sa nature argileuse la rend peu favorable à la fracturation hydraulique mais la présence de « sweet spots » (chenaux gréseux sous-jacents d’origine glaciaire) rend la production commerciale. Celle-ci est utilisée localement pour la génération d’électricité pour l’exploitation du phosphate et du lithium. Le développement est décentralisé sur 3 sites avec 50 puits producteurs, mais la zone souffre d’une absence d’infrastructures d’évacuation pour accroître son potentiel.

Le bassin synclinal de Jafurah, à proximité des gisements de Ghawar est la zone la plus prospective avec une superficie de 17 000 km2. Ses ressources sont estimées à 229 Tcf de gaz +75 Bbl de NGL et condensats. Les réserves prouvées actuelles sont de 15 Tcf et 2 Bbl de liquides associés. En 2025, il a produit 0,45 bscf/j et 150 000 b/j de condensats. La roche mère principale est jurassique (Fm Tuwaiq et Jubaila), très riche en M.O. avec une maturité en début de fenêtre gaz qui explique la production simultanée de liquides. Le réservoir principal sont les carbonates du Tuwaiq avec la présence de ‘’sweet spots’’ à sa base (Tier 1), puis les réservoirs secondaires du Jubaila et Hanifa. Le développement qui s’inspire de concepts venant des USA (bassin de Eagle Ford-Texas) repose sur un découpage du bassin en unités de 2,6 km2 traversées par des drains horizontaux de 3000 m, espacés de 380 m, pour un nombre total estimé de 10 000 drains, soit 500 puits/an sur 20 ans ou 1000 puits/an sur 10 ans. L’objectif du plan « Vision 2030 » est de produire 2 bscf/j de gaz à cette échéance.

Le bassin sud-Ghawar. selon Aramco il s’agit de 5 champs découverts entre 2022 et 2024 produisant du gaz à condensats à partir des ‘’hot shales’’ de la base du Silurien (Fm Qusaiba). En fait, il s’agit de tight gas et non shale gas car le gaz est piégé dans les mêmes réservoirs que le gaz conventionnel, soit les grès tight de la Fm Jauf (Dévonien), et ceux de la Fm Unayzah (Permien). Aucun chiffre de réserves n’est disponible pour cette région mais la production serait en croissance à 0,75 bscf/j et 38 000 b/j de condensats en 2025.