Formation de Bakken - Bakken Formation

Gamme stratigraphique de la Formation de Bakken : Dévonien supérieur - Mississippien inférieur ~

380–340  Ma
Couper les échantillons de noyau Bakken.jpg
Couper des échantillons de carottes Bakken
Taper Formation géologique
Unité de Groupe Trois Fourches
Sous-jacents Le calcaire de Madison
Superpositions Formations de Wabamun , Big Valley et Torquay
Surface 200 000 milles carrés (520 000 km 2 )
Épaisseur jusqu'à 40 mètres (130 pieds)
Lithologie
Primaire Schiste , dolomie
Autre Grès , siltstone
Emplacement
Coordonnées 48°23′34″N 102°56′24″O / 48.3929°N 102.9399°W / 48.3929; -102.9399 Coordonnées : 48.3929°N 102.9399°W48°23′34″N 102°56′24″O /  / 48.3929; -102.9399
Région Amérique du Nord centrale
Pays  Canada États-Unis
 
Le degré Bassin Williston
Section de type
Nommé pour Henri Bakken
Nommé par JW Nordquist
Année définie 1953
Champs du réservoir Bakken dans le bassin de Williston.jpg
Carte des réservoirs de la formation Bakken dans la partie américaine du bassin de Williston (la Saskatchewan est la frontière nord). Avant 2007, la plupart du pétrole provenait du champ pétrolier d'Elm Coulee
Coupe schématique nord-sud montrant le Bakken et les formations adjacentes (USGS, 2013)
Carte des puits de Bakken aux États-Unis en 2008, largement limitée au pinchout sud-ouest et à l'anticlinal de Nesson (USGS, 2013)
Puits américains Bakken et Three Forks à partir de 2013

La formation de Bakken ( / b ɑː k ən / ) est une unité de roche du Dévonien supérieur à Mississippien précoce âge occupant environ 200.000 miles carrés (520 000 km 2 ) du sous - sol du bassin de Williston , sous - jacentes parties du Montana , le Dakota du Nord , Saskatchewan et Manitoba . La formation a été initialement décrite par le géologue JW Nordquist en 1953. La formation est entièrement souterraine et n'a pas d'affleurement en surface. Il porte le nom d'Henry Bakken, un agriculteur de Tioga, dans le Dakota du Nord , qui possédait le terrain où la formation a été initialement découverte lors d'un forage pétrolier.

En plus de la formation de Bakken étant une roche mère prolifique répandue pour le pétrole lorsqu'elle est thermiquement mature, des réserves importantes de pétrole productible existent dans l'unité rocheuse elle-même. Le pétrole a été découvert pour la première fois dans le Bakken en 1951, mais les efforts passés pour le produire se sont heurtés à des difficultés techniques.

En avril 2008, un rapport de l'USGS a estimé la quantité de pétrole récupérable en utilisant la technologie facilement disponible à la fin de 2007 dans la formation de Bakken à 3,0 à 4,3 milliards de barils (680 000 000 m 3 ), avec une moyenne de 3,65 milliards. Simultanément, l'État du Dakota du Nord a publié un rapport avec une estimation basse de 2,1 milliards de barils (330 000 000 m 3 ) de pétrole techniquement récupérable dans le Bakken. Diverses autres estimations placent les réserves totales, récupérables et non récupérables avec la technologie actuelle, à 24 milliards de barils. Une estimation récente place le chiffre à 18 milliards de barils. En avril 2013, le US Geological Survey a publié un nouveau chiffre pour la récupération ultime attendue de 7,4 milliards de barils de pétrole.

L'application des technologies de fracturation hydraulique et de forage horizontal a provoqué un boom de la production pétrolière de Bakken depuis 2000. À la fin de 2010, les taux de production de pétrole avaient atteint 458 000 barils (72 800 m 3 ) par jour, dépassant ainsi la capacité du pipeline à expédier le pétrole. des Bakken. Il existe une certaine controverse sur la sécurité de l'expédition de ce pétrole brut par chemin de fer en raison de sa volatilité.

Cela a été illustré par la catastrophe ferroviaire de Lac-Mégantic en 2013 , au cours de laquelle un train-bloc transportant 77 wagons-citernes remplis de pétrole Bakken hautement volatil à travers le Québec du Dakota du Nord à la raffinerie de pétrole Irving au Nouveau-Brunswick a déraillé et explosé dans le centre-ville de Lac-Mégantic. Mégantic. Il a détruit 30 bâtiments (la moitié du centre-ville) et tué 47 personnes. L'explosion a été estimée à un rayon d'un kilomètre (0,62 mi).

En janvier 2015, les estimations variaient sur le seuil de rentabilité du pétrole pour le forage des puits de Bakken. Le ministère des Ressources naturelles du Dakota du Nord a estimé que le seuil de rentabilité global était légèrement inférieur à 40 $ US le baril. Un analyste de Wood Mackenzie a déclaré que le prix d'équilibre global était de 62 $ US/baril, mais dans les zones à forte productivité telles que Sanish Field et Parshall Oil Field , le prix d'équilibre était de 38 à 40 $ US le baril.

Géologie

La formation rocheuse se compose de trois membres : le schiste inférieur , la dolomie moyenne et le schiste supérieur. Les schistes se sont déposés dans des conditions marines anoxiques relativement profondes , et la dolomie s'est déposée sous forme de banc carbonaté côtier pendant une période d'eau moins profonde et bien oxygénée. Le membre de dolomie du milieu est le principal réservoir de pétrole, à environ 3 km sous la surface. Les membres supérieurs et inférieurs du schiste sont des schistes marins riches en matières organiques.

Pétrole et gaz

La formation de Bakken est devenue ces dernières années l'une des sources les plus importantes de nouvelle production de pétrole aux États-Unis. La plupart des forages et de la production de Bakken ont eu lieu dans le Dakota du Nord, bien que la formation s'étende également au Montana et aux provinces canadiennes de la Saskatchewan et du Manitoba. En 2013, le Bakken était la source de plus de dix pour cent de toute la production pétrolière américaine. En avril 2014, la production de Bakken dans le Dakota du Nord et le Montana dépassait 1 million de barils par jour (160 000 m 3 /j). En raison de l'augmentation de la production des Bakken et des baisses de production à long terme en Alaska et en Californie , le Dakota du Nord était en 2014 le deuxième État producteur de pétrole aux États-Unis, derrière le Texas en volume de pétrole produit.

La production de Bakken a également augmenté au Canada , bien que dans une moindre mesure qu'aux États-Unis, depuis la découverte en 2004 du champ pétrolier Viewfield en Saskatchewan. Les mêmes techniques de forage horizontal et de fracturation hydraulique massive à plusieurs étages sont utilisées. En décembre 2012, 2 357 puits Bakken en Saskatchewan ont produit un record de 71 000 barils par jour (11 000 m 3 /j). La formation de Bakken produit également au Manitoba, mais le rendement est faible, en moyenne moins de 2 000 barils par jour (300 m 3 /j) en 2012.

Forage et complétion

Transition des fourches inférieures Bakken-3

La plupart des puits Bakken sont forés et complétés dans le membre intermédiaire. De nombreux puits sont actuellement forés et complétés dans le membre basal Sanish/Pronghorn et dans la formation sous-jacente de Three Forks, que le Département des ressources minérales du Dakota du Nord considère comme faisant partie du Bakken à des fins statistiques de production de pétrole.

Les porosités dans le Bakken sont en moyenne d'environ 5 % et les perméabilités sont très faibles, en moyenne de 0,04 millidarcys, ce qui est bien inférieur à celui des réservoirs pétroliers typiques, en termes actuels, un gisement de pétrole léger et étanche. Cependant, la présence de fractures naturelles verticales à subverticales fait du Bakken un excellent candidat pour les techniques de forage horizontal dans lesquelles un puits est foré horizontalement le long des plans de stratification, plutôt que verticalement à travers eux. De cette façon, un trou de forage peut entrer en contact avec plusieurs milliers de pieds de roche réservoir de pétrole dans une unité d'une épaisseur maximale de seulement environ 140 pieds (40 m).

La production est également améliorée en fracturant artificiellement la roche, pour permettre au pétrole de s'infiltrer dans le puits de pétrole .

Le sulfure d'hydrogène (H 2 S, également connu sous le nom de gaz acide ) se trouve à des degrés divers dans le pétrole brut . Le gaz est inflammable, corrosif, toxique et explosif ; ainsi, le pétrole avec des niveaux plus élevés de H 2 S présente des défis tels que "des risques pour la santé et l'environnement, la corrosion du puits de forage, des dépenses supplémentaires en ce qui concerne la manutention des matériaux et l'équipement de pipeline, et des exigences de raffinage supplémentaires". Le pétrole de Bakken a historiquement été caractérisé comme « doux », ce qui signifie qu'il contient peu ou pas de H 2 S. Cependant, une concentration accrue de H 2 S au fil du temps a été observée dans certains puits de Bakken, ce qui serait dû à certaines pratiques de complétion, telles que comme la fracturation hydraulique dans les formations voisines, qui peuvent contenir des niveaux élevés de H 2 S. Certaines autres formations dans le bassin de Williston ont toujours produit du pétrole brut « acide » (haute teneur en H 2 S), et parce que le pétrole doux apporte un prix plus élevé, les transporteurs de pétrole soupçonnent que de l'huile acide est mélangée au brut Bakken doux. Le H 2 S dans le pétrole brut est à l'étude comme cause possible de la nature explosive de la catastrophe ferroviaire de Lac-Mégantic. Les exploitants de pipeline Tesoro et Enbridge n'acceptent plus de brut contenant plus de cinq parties par million de H 2 S, invoquant des problèmes de sécurité.

L'augmentation de la production de pétrole aux États-Unis à partir de puits de pétrole étanches fracturés hydrauliquement dans des formations telles que le Bakken était principalement responsable de la baisse des importations de pétrole américain depuis 2005. Les États-Unis ont importé 52 % de leur pétrole en 2011, contre 65 % en 2005. Puits fracturés hydrauliquement dans le Bakken, Eagle Ford et d'autres cibles strictes de pétrole ont permis à la production américaine de pétrole brut d'augmenter en septembre 2013 pour atteindre la production la plus élevée depuis 1989.

Historique des estimations des ressources pétrolières de Bakken

Huile en place

Un document de recherche du géochimiste de l' USGS Leigh Price en 1999 a estimé que la quantité totale de pétrole contenue dans le schiste de Bakken allait de 271 à 503 milliards de barils (43,1 à 80,0 milliards de mètres cubes), avec une moyenne de 413 milliards de barils (65,7 milliards de mètres cubes) . Alors que d'autres avant lui avaient commencé à se rendre compte que le pétrole généré par les schistes de Bakken était resté dans le Bakken, c'est Price, qui avait passé une grande partie de sa carrière à étudier le Bakken, qui a particulièrement insisté sur ce point. S'il avait raison, les grandes quantités de pétrole restant dans cette formation en feraient une cible de choix pour l' exploration pétrolière . Price est décédé en 2000 avant que ses recherches ne puissent être évaluées par des pairs et publiées. Les succès de forage et de production dans une grande partie du Bakken, à commencer par la découverte du champ pétrolifère d'Elm Coulee en 2000, ont prouvé à juste titre son affirmation selon laquelle le pétrole généré par le schiste de Bakken était là. En avril 2008, un rapport publié par le département des ressources minérales de l'État du Dakota du Nord estimait que la partie du Dakota du Nord du Bakken contenait 167 milliards de barils (26,6 milliards de mètres cubes) de pétrole en place.

Huile récupérable

Bien que la quantité de pétrole en place soit une ressource pétrolière très importante, le pourcentage qui peut être extrait avec la technologie actuelle est une autre affaire. Les estimations du facteur de récupération de Bakken ont varié d'aussi peu que 1% - parce que le schiste de Bakken a généralement une faible porosité et une faible perméabilité, ce qui rend le pétrole difficile à extraire - à l'estimation de Leigh Price de 50% récupérable. Les rapports publiés par l'USGS et l'État du Dakota du Nord en avril 2013 estiment que jusqu'à 7,4 milliards de barils de pétrole peuvent être récupérés des formations Bakken et Three Forks dans les Dakotas et le Montana, en utilisant la technologie actuelle. La vague d'activités de forage dans le Bakken, associée au large éventail d'estimations du pétrole en place et récupérable, a conduit le sénateur du Dakota du Nord Byron Dorgan à demander à l'USGS de mener une étude sur le pétrole potentiellement récupérable du Bakken. En avril 2008, l'USGS a publié ce rapport, qui estimait la quantité de pétrole techniquement récupérable et non découvert dans la formation de Bakken à 3,0 à 4,3 milliards de barils (480 à 680 millions de mètres cubes), avec une moyenne de 3,65 milliards. Plus tard dans le mois, le rapport de l'État du Dakota du Nord a estimé que sur les 167 milliards de barils (26,6 milliards de mètres cubes) de pétrole en place dans la partie Dakota du Nord du Bakken, 2,1 milliards de barils (330 millions de mètres cubes) étaient techniquement récupérables avec les La technologie.

En 2011, un cadre supérieur de Continental Resources Inc. (CLR) a déclaré que « la zone de Bakken dans le bassin de Williston pourrait devenir la plus grande découverte au monde au cours des 30 à 40 dernières années », car la récupération ultime de la zone globale est maintenant estimée à 24 milliards de barils (3,8 milliards de mètres cubes). (Remarque : les récentes découvertes au large des côtes du Brésil devraient être plus importantes, avec des réserves prouvées de 30 milliards, et un potentiel de 50 à 80.) Cette augmentation considérable a été rendue possible par l'utilisation combinée du forage horizontal , de la fracturation hydraulique , et un grand nombre de puits forés. Alors que ces technologies sont utilisées de manière constante depuis les années 1980, la tendance Bakken est le lieu où elles sont le plus fortement utilisées : 150 plates-formes actives dans le jeu et un rythme de 1 800 puits ajoutés par an.

Une estimation d'avril 2013 de l'USGS prévoit que 7,4 milliards de barils (1,18 milliard de mètres cubes) de pétrole non découvert peuvent être récupérés dans les formations de Bakken et de Three Forks et 6 700 milliards de pieds cubes de gaz naturel et 530 millions de barils de liquides de gaz naturel en utilisant la technologie actuelle. .

L' Energy Information Administration (EIA), le service de statistiques du ministère de l'Énergie, a estimé en 2013 qu'il y avait 1,6 milliard de barils et 2,2 billions de pieds cubes (tcf) de pétrole et de gaz naturel techniquement récupérables dans la partie canadienne de la formation de Bakken. Crescent Point Energy et d'autres exploitants mettent en œuvre des inondations dans la formation Bakken du champ pétrolifère Viewfield en Saskatchewan. Certains pensent que les inondations peuvent augmenter le facteur de récupération à Viewfield de 19 % à plus de 30 %, ajoutant 1,5 à 2 milliards de barils de pétrole supplémentaires.

Réserves prouvées

L'EIA des États-Unis a indiqué que les réserves prouvées de Bakken/Three Forks étaient de 2,00 milliards de barils de pétrole en 2011.

Histoire de l'huile de Bakken

Puits de pétrole en production de la Formation de Bakken, États-Unis et Canada en 2011

La formation Bakken produit du pétrole depuis 1953, lorsque le Woodrow Starr n°1 a été achevé dans le Dakota du Nord par Stanolind Oil and Gas.

Pincement sud-ouest

Une avancée majeure dans l'extraction du pétrole du Bakken est survenue en 1995, lorsque le géologue Dick Findley s'est rendu compte que le membre dolomitique moyen de la formation de Bakken était une meilleure cible d'exploration que les membres supérieurs ou inférieurs. Bien que le membre du milieu retienne moins de pétrole en place que les schistes organiques au-dessus et au-dessous, il est capable de maintenir plus de fractures ouvertes que les schistes. Des puits horizontaux au centre de Bakken ont été utilisés avec succès pour développer le champ Elm Coulee dans le Montana.

La découverte en 2000 du champ pétrolifère d'Elm Coulee , dans le comté de Richland, dans le Montana , où la production devrait finalement totaliser 270 millions de barils (43 000 000 m 3 ), a beaucoup attiré l'attention sur la tendance où le pétrole était piégé le long du pincement de Bakken . En 2007, la production d'Elm Coulee était en moyenne de 53 000 barils par jour (8 400 m 3 /j), soit plus que l'ensemble de l'État du Montana quelques années plus tôt. Le champ Mondak au sud-est d'Elm Coulee a prolongé la tendance de pincement productif dans le Dakota du Nord. Elm Coulee a joué un rôle clé dans le développement ultérieur de Bakken, car il combinait puits horizontaux et fracturation hydraulique et ciblait le membre dolomitique moyen de Bakken plutôt que les schistes du Bakken supérieur ou inférieur.

piège côté est

Sortir le noyau Bakken du carottier
Noyau Bakken

Un nouvel intérêt s'est développé en 2006 lorsque EOG Resources a signalé qu'un seul puits qu'elle avait foré dans une couche de schiste riche en pétrole près de Parshall, dans le Dakota du Nord , devait produire 700 000 barils (110 000 m 3 ) de pétrole. À Parshall, la limite orientale abrupte du champ est formée par l'étendue des schistes de Bakken thermiquement matures; le schiste plus à l'est est thermiquement immature et improductif.

La découverte du gisement de pétrole de Parshall , combinée à d'autres facteurs, notamment un allégement fiscal pour le forage pétrolier adopté par l'État du Dakota du Nord en 2007, a déplacé l'attention du Bakken du Montana vers le Dakota du Nord. Le nombre de puits forés dans le Dakota du Nord Bakken est passé de 300 en 2006 à 457 en 2007.

La viabilité de la zone dans le Dakota du Nord à l'ouest de l'anticlinal de Nesson était incertaine jusqu'en 2009, lorsque Brigham Oil & Gas a réussi avec des traitements de fracturation hydraulique plus importants, avec 25 étapes ou plus.

Selon le Département des ressources minérales du Dakota du Nord, la production quotidienne de pétrole par puits a atteint un plateau à 145 barils en juin 2010. Bien que le nombre de puits ait triplé entre juin 2010 et décembre 2012, la production de pétrole par puits est restée pratiquement inchangée. Cependant, à mesure que de plus en plus de puits ont été mis en service, le total de pétrole produit a continué d'augmenter jusqu'à atteindre un pic à la mi-2015 à 1,15 million de barils par jour. L'augmentation a pris fin en raison d'une lente baisse de la production quotidienne par puits qui a commencé en 2013, jusqu'à 115 barils à la mi-2015. La valeur de production de pointe signalée par l'EIA est d'environ 9 % plus élevée. L'EIA rapporte également que le nombre de plates-formes de forage de Bakken a chuté d'environ 60 % au cours de l'année se terminant en octobre 2015 en réponse à l'effondrement du prix du pétrole, tandis que la production de pétrole des nouveaux puits (initiale) par plate-forme a augmenté de 40 %, les deux placant apparemment à ce temps. (Le taux de production des puits fracturés diminue plus rapidement que celui des puits conventionnels forés dans une roche plus perméable.)

Région de Bakken : production de nouveaux puits de pétrole et de gaz par plate-forme et nombre de plates-formes
Région de Bakken dans le Dakota du Nord : taux de production de pétrole et de gaz (États-Unis uniquement)

L'exploration et la production

Plusieurs entreprises publiques ont des plates-formes de forage dans la tendance Bakken. Ceux-ci incluent EOG Resources , Continental Resources , Whiting Petroleum , Marathon Oil Corporation , Diamondback Energy , Hess Corporation et Samson Oil and Gas Ltd. Au Canada, les opérateurs incluent Lightstream Resources (anciennement PetroBakken Energy ), Crescent Point Energy et Tundra Oil & Gas Partenariat . LIG Assets, Inc. a également annoncé que la société avait récemment choisi de participer à une position de 10 % dans l'industrie dans un groupe de concessions pétrolières situées dans la formation de Bakken dans le Dakota du Nord. Les baux comprennent environ 1 280 acres (520 ha) dans le comté de McKenzie , le comté producteur de pétrole le plus productif de l'État.

Il existe plusieurs sociétés dont les participations de Bakken et l'expertise en pétrole de réservoir étanche pourraient en faire des cibles de rachat attrayantes. XTO Energy a été racheté par ExxonMobil en 2010. La société norvégienne Statoil a racheté Brigham Exploration en 2011.

Les analystes s'attendaient à ce que 16 milliards de dollars soient dépensés pour développer davantage les champs de Bakken en 2015. La forte augmentation de la production de pétrole en réservoir étanche est l'une des raisons de la baisse des prix fin 2014. D'autre part, à la fin de 2015, la faiblesse des prix du pétrole persistant en dessous de 50 $ US, certaines entreprises ont déménagé leurs opérations dans le bassin permien au Texas, en partie à cause du coût plus élevé du transport vers les principaux marchés plus proches de la marée avec un accès peu coûteux au pétrole étranger.

L'extraction de pétrole dans le champ de Bakken a diminué d'environ 20 % de mi-2015 à mi-2016, puis est restée plutôt stable jusqu'à mi-2017.

Sécurité des travailleurs versus productivité

Avec le prix toujours bas du pétrole en 2015, il y avait une pression sur les plates-formes pour maximiser la vitesse de forage, avec des risques supplémentaires associés pour les équipages. Il a été rapporté qu'en moyenne, un travailleur du pétrole mourait dans le Bakken toutes les six semaines. Une entreprise offrait aux travailleurs des primes quotidiennes de 150 $ pour un forage rapide, tandis que ceux qui procédaient plus lentement, en faisant preuve de prudence, ne recevaient que 40 $ par jour. Le propriétaire du puits peut éviter la responsabilité des accidents si le blâme peut être attribué au sous-traitant de l'installation de forage. Des statuts ont été établis pour empêcher cela dans quatre autres États producteurs de pétrole : le Texas , la Louisiane , le Nouveau-Mexique et le Wyoming .

Infrastructures pétrolières et gazières

Les fortes augmentations de la production de pétrole et de gaz ont dépassé la capacité des pipelines de la région à transporter les hydrocarbures vers les marchés. Il n'y a qu'une seule raffinerie dans la région. Par conséquent, les prix du pétrole et du gaz reçus ont été bien inférieurs aux prix indiciels nord-américains normaux de West Texas Intermediate pour le pétrole et de Henry Hub pour le gaz.

La pénurie de capacité de pipeline a amené certains producteurs à expédier du pétrole hors de la région par des méthodes plus coûteuses de camion ou de chemin de fer. C'est le pétrole brut Bakken transporté par train qui a pris feu lors de la catastrophe ferroviaire meurtrière de Lac-Mégantic en 2013 au Québec . Une partie de la catastrophe à Lac-Mégantic a été imputée au fait qu'une grande partie du pétrole hautement volatil de Bakken a été étiqueté à tort comme du pétrole à faible risque et était expédiée dans des wagons-citernes de qualité inférieure non conçus pour le contenir. En raison de la pénurie de capacité pipelinière au départ du Dakota du Nord, plus de la moitié de sa production est acheminée vers le marché par chemin de fer. Le chemin de fer BNSF et le chemin de fer Canadien Pacifique ont signalé aux responsables du Minnesota qu'environ 50 trains pétroliers Bakken traversaient l'État chaque semaine, principalement à travers les villes jumelles de Minneapolis-Saint Paul . Au moins 15 accidents majeurs impliquant des trains de pétrole brut ou d' éthanol se sont produits aux États-Unis et au Canada depuis 2006, et la plupart des petites villes comme Lac-Mégantic ne sont pas préparées aux explosions et incendies de trains de pétrole.

En mars 2013, la société pipelinière canadienne Enbridge a achevé un pipeline pour transporter le pétrole du Dakota du Nord vers le nord du Canada, où il se raccorde au principal pipeline d'Enbridge livrant du pétrole de l'Ouest canadien aux raffineries du Midwest américain . Contrairement au pipeline transfrontalier Keystone XL rejeté , le projet de pipeline pour transporter du brut américain à travers la frontière a été approuvé par le gouvernement américain sans controverse.

En l'absence d'infrastructures pour produire et exporter du gaz naturel , il est simplement brûlé sur place ; une étude de 2013 a estimé le coût à 100 millions de dollars par mois.

Effets du boom

Le boom pétrolier du Dakota du Nord a procuré aux détenteurs de droits miniers d' importants revenus provenant des primes de location et des redevances. Le boom a réduit le chômage et donné à l'État du Dakota du Nord un excédent budgétaire d'un milliard de dollars. Le Dakota du Nord, qui se classait au 38e rang du produit intérieur brut (PIB) par habitant en 2001, a augmenté régulièrement avec le boom de Bakken et a maintenant un PIB par habitant supérieur de 29 % à la moyenne nationale.

L'industrialisation et le boom démographique ont mis à rude épreuve l'approvisionnement en eau, les systèmes d'égouts, les logements disponibles et les services gouvernementaux des petites villes et des ranchs de la région. La prospérité économique croissante a également entraîné une augmentation de la criminalité et des problèmes sociaux.

Voir également

Les références

Liens externes