Présentation générale du site

             N'oubliez pas de lire chaque mois mon nouveau billet    

Vous trouverez avec les onglets en haut de cette page, des liens ordonnés vers mes documents techniques, qui sont également mis en file chronologique ainsi qu'en liste par sujet (dans la colonne de droite sur cette page, plus bas après la liste des pages les plus consultées).  L'accès par les onglets offre une présentation différente, qui  vise à rendre plus conviviale et plus logique l'accès à ces documents. J'expose dans ces écrits les résultats des analyses que je fais avec une approche totalement indépendante. Il n'y a que la vérité des faits scientifiques qui me motive; je n'ai pas d'intérêts personnels, ni de lien direct ou indirect avec quelque partie liée à ces sujets.

N'hésitez pas à ajouter des commentaires et/ou des questions, directement sur ces pages si c'est d'intérêt général. Si par contre vous souhaiter me contacter plus directement, vous pouvez m'envoyer un courriel: -->   durand.marc@uqam.ca.  Mon profil scientifique se retrouve sur Research Gate.

J'ai commencé en décembre 2010 à analyser la question de ce qui est communément appelé "le gaz de schiste".  Je ne rejette pas cette appellation qui est entérinée dans le langage courant, ainsi que dans la dénomination des commissions d'enquête que le gouvernement a créées pour ce sujet (ÉES, BAPE, etc.). Il y a cependant une expression plus scientifiquement juste: les gisements d'hydrocarbures de roche mère, que j'emploi pour le nom de ce site et pour la majorité de mes documents.

On désigne ces nouvelles ressources comme des gisements non conventionnels de pétrole et de gaz, car tant par leur nature géologique que par la méthode d'extraction employée (la fracturation artificielle requise), ils sont bien distincts des gisements conventionnels d'hydrocarbures. Les impacts économiques et environnementaux très négatifs qui en résultent sont également très différents.

Je tiens à remercier tous mes fidèles lecteurs. J'ai créé ce site spécialisé le 1er août 2014 en espérant qu'il soit utile à la compréhension des questions techniques reliées aux gisements de roche mère. Je suis heureux de voir qu'il remplit ce rôle auprès d'un nombre toujours croissant. En août 2015, un an après son ouverture, il y avait eu 20 000 vues. Après deux ans, la fréquentation a augmenté de façon significative, notamment en 2016 où il y a eu 10 000 vues par mois comptabilisées sur ce site. Le total cumulatif a dépassé 200 000 en mai 2017, puis 345 000 en juillet 2021. Par la suite, grâce notamment à l'outil de traduction en haut à droite de la page, la fréquentation oscille entre 1000 et 2000/mois, ce qui a permis au site de franchir en 2025 la barre des 400,000 vues cumulées.

Au Québec la fracturation hydraulique est maintenant interdite dans le schiste des Basses-terres du St-Laurent et la menace sur Anticosti a également été écartée; ces deux sujets ne sont plus dans l'actualité. En 2020 moins de lecteurs du Québec fréquentent ces pages, mais mon site rejoint maintenant des lecteurs de partout dans le monde. Les problèmes techniques et environnementaux reliés à la fracturation des gisements d'hydrocarbures disséminés dans leur roche mère sont universels. L'expérience d'ici peut servir aussi ailleurs. Mon "billet mensuel" a été très populaire entre 2014 et 2021; ensuite ces publications ont été plus espacées; les billets ne sont pas interrompus et ils seront encore publiées à l'occasion pour intervenir spécifiquement sur des sujets précis.

La question de la fracturation hydraulique et de l'exploration pour la recherche d'hydrocarbures a finalement été réglée au Québec en 2022. La dernière tentative des promoteurs a été présente le dossier de GNL au Saguenay en 2020 et 2021. Il reste encore dans le paysage d'ici des poursuites intentées devant les tribunaux par des promoteurs déçus.

La capture et le stockage géologique du gaz carbonique

Pour ce billet, je dois avouer que je suis cette fois-ci devenu un peu paresseux; je n’ai écris moi-même que les parties du texte qui sont en vert. Le reste du texte, vous l’aurez compris, est le résultat d’une discussion que j’ai amorcée avec l’IA. Je me suis mis au goût du jour. J’ai prudemment évalué et édité à l’occasion la partie du texte produit par l’IA.

Le sujet de la capture/stockage du CO₂ (carbon capture and storage -CCS- en anglais) se pointe de plus en plus dans l’actualité. Ce n’est plus simplement une proposition théorique, car déjà les promoteurs du CCS quêtent et obtiennent partout dans le monde des subventions. Ces fonds publics sont très souvent soutirés aux fonds verts, etc.

Les promoteurs du CCS sont en fait des acteurs de l’industrie des hydrocarbures. Ils promettent la main sur le coeur que les futures expansions de leur industrie vont se faire en « éliminant » le CO₂ qui sera encore ajouté au bilan mondial. La mise en avant des promesses du CCS visent avant tout à installer pour l’industrie pétrolière une possibilité, non seulement de poursuivre leurs activités extractives, mais également de permettre une expansion durant encore quelques décennies.

Toutes les techniques actuelle de CCS sont bien incapables de faire cela; les seules installations actuelles et les suivantes envisagées ne pourront traiter qu’une infime partie du CO₂ rejeté annuellement dans l’atmosphère. Leurs projets actuels sont tous très loin de la rentabilité, ce qui fait que les promoteurs sont activement à la recherche de fonds publics. Des projets-pilotes sont souvent réalisés en association avec des universités ou des instituts de recherche, ce qui facilite justement l’obtention d’investissements publics. Par citer un exemple local, l’INRS vient d’obtenir 5M$ du fédéral plus $426,500 du Québec pour une étude de CCS dans la région de Bécancour. Comme ancien professeur-chercheur, je n’ai rien contre la recherche évidemment; seulement j’ai de forts doutes sur la pertinence du choix de la région de Bécancour et de la faisabilité éventuelle d'un projet réaliste de CCS. Bref, je n’aurais pas peut-être pas recommandé l’utilisation de fonds publics pour ce projet. Il y a de multiples façons de mieux utiliser ces fonds dans la lutte au réchauffement climatique.

Revenons au stockage du gaz CO₂ dans le substratum profond, ce que je désigne dans le reste du texte par CCS. Au départ cette idée vient des pétrolières. Injecter d’énormes volumes de gaz dans les strates poreuses des gisements épuisés leur est apparu comme une excellente initiative, « win-win » comme on dit dans ces milieux. D’une part on se débarrasse du gaz CO₂, d’autre part ça remet en pression les poches résiduelles d’hydrocarbures dans des gisements vieillissants qui peuvent alors être extraites par les puits voisins encore actifs. C'était très pratique et peu coûteux de réutiliser les anciens puits dans des gisements épuisés, mais aussi très dangereux, car le gaz peut alors fuir par des centaines de vieilles structures qui souvent ne sont même pas inventoriées. L'aternative consiste maintenant à identifier des nouveaux emplacements poreux dans la géologie profonde pour implanter des puits dédiés au CCS.

Je publie ce texte, qui a priori ne semple pas être un sujet relié aux gisements non conventionnels d'hydrocarbures, mais en réalité, la gestion des puits de stockage CCS soulève les mêmes interrogations que j'ai analysées dans ces pages sur les gisements non conventionnels. Il y a plusieurs questions techniques reliées au CCS. Dans ce billet, je ne vais m’attarder que sur une seule de ces questions. Elle est identique à celle que j’ai posée, il y a une décennie, à propos de l’industrie du gaz de schiste: la gestion à moyen et long termes des puits une fois achevés.

Voici le libellé de la question que j’ai posée à l’IA: « Étant donné la dégradation probable des puits dans le temps, quelle doit être la durée de monitoring de ces puits qui seront implantés dans le substratum pour y stocker d’importants volumes de gaz CO₂ ? Des décennies? Des siècles? Des millénaires ? »

La surveillance des puits de capture et de stockage de carbone (CCS) doit généralement être maintenue pendant plusieurs décennies, l'objectif étant d'assurer la permanence du stockage pendant des siècles, voire des millénaires.

Voici une ventilation des délais :

Période de surveillance réglementaire (décennies) : Les réglementations, telles que les règles américaines de l'EPA (Environmental Protection Agency) pour les puits de classe VI, exigent généralement une période de surveillance post-injection d'au moins 50 ans, à moins que les régulateurs n'approuvent un calendrier alternatif basé sur des données spécifiques au site. Dans d'autres juridictions comme l'Alberta, la phase initiale de surveillance post-fermeture requise avant le transfert de responsabilité au gouvernement peut être aussi courte que 10 ans, suivie d'une intendance gouvernementale pendant des décennies supplémentaires.

Permanence ciblée (siècles à millénaires) : L'objectif ultime du stockage géologique est le confinement permanent pour atténuer efficacement le changement climatique. Les modèles climatiques et les normes scientifiques soulignent souvent que le CO₂ stocké doit rester séquestré pendant des centaines, voire des milliers d'années (siècles à millénaires) pour atteindre les objectifs climatiques.

Cycle de vie du projet : L'ensemble du cycle de vie du projet, de la sélection du site et de l'injection à la surveillance post-fermeture, peut s'étendre sur de nombreuses décennies, ce qui est un facteur majeur dans la planification du projet et les considérations financières.

La surveillance à long terme est cruciale pour confirmer que le panache de CO₂ se comporte comme prévu par les modèles et qu'il n'existe aucune voie de fuite susceptible de présenter un danger pour les sources souterraines d'eau potable ou l'atmosphère.

La création des sites de CCS est déjà extrêmement coûteuse. À quel pourcentage des coûts initiaux se situeront les coûts de monitoring sur une période de 100 ans?

Les coûts de surveillance (monitoring) à long terme pour les sites de capture et de stockage de carbone (CCS) ne représentent généralement pas une proportion fixe ou majeure des coûts d'investissement initiaux, mais sont plutôt considérés comme une partie gérable des coûts d'exploitation totaux sur la durée de vie du projet. Voici quelques points clés concernant ces coûts :

Faible proportion des coûts d'exploitation : Les programmes de surveillance ne représentent généralement pas une proportion significative des coûts d'exploitation totaux du site.

Les coûts initiaux sont dominants : La majorité des coûts totaux d'un projet CCS proviennent de la phase de capture (la plus chère) et de l'investissement initial dans les infrastructures de transport et d'injection.

Objectif de réduction des coûts de surveillance : Les projets commerciaux ont tendance à mettre en œuvre le minimum d'exigences réglementaires pour la surveillance afin de maîtriser les coûts, par rapport aux projets de recherche qui investissent souvent davantage  (mesure, surveillance et vérification).

Variabilité selon les technologies : Le coût des différentes technologies de surveillance varie. Par exemple, l'InSAR (radar interférométrique à synthèse d'ouverture) a des coûts unitaires plus élevés que la surveillance des eaux souterraines et le GPS, cette dernière étant une méthode plus mature et moins coûteuse.

Mécanismes financiers pour la post-fermeture : Pour couvrir les coûts de surveillance et d'éventuelles mesures correctives après la fermeture du site (pendant les décennies ou siècles requis), il est souvent recommandé aux promoteurs de projets d'établir des mécanismes financiers, tels que des comptes fiduciaires ou des assurances, garantissant que des fonds adéquats sont disponibles. 

Il est difficile de fournir un pourcentage précis pour une période de 100 ans, car les coûts spécifiques dépendent fortement des caractéristiques géologiques du site, des exigences réglementaires locales et des technologies de surveillance choisies. Cependant, l'industrie et les régulateurs s'efforcent de faire en sorte que ces coûts à long terme soient gérables et prévisibles grâce à une planification initiale rigoureuse et des mécanismes financiers appropriés. 

Ce que est chiffré ci-dessus ne se rapporte bien évidemment qu’aux seuls coûts de surveillance, mais qu'en est-il des coûts d'intervention sur les puits lorsque la surveillance détectera des fuites, des détériorations des aciers, etc.?. La technologie des puits a été développée pour l'extraction des hydrocarbures. Selon une étude de Schlumberger (Brufatto et al 2003. From Mud to Cement—Building GasWells, Oilfield Review Sept 2003, pp 62-76), environ 50% des puits développent des problèmes de perte d'étanchéité après 25 ou 30 ans. Qu'en sera-t-il pour les puits de stockage CCS, qui sont très souvent implantés dans les mêmes strates géologiques (gisements d'hydrocarbures épuisés) ?

La question des coûts d'intervention et de réparation des puits de CCS en cas de fuite est cruciale et représente l'un des principaux défis et risques financiers du secteur. La comparaison avec la statistique de Schlumberger est pertinente, mais il existe des différences fondamentales dans la conception des puits de CCS qui visent à atténuer ces risques.

1. Coûts d'intervention et de réparation

Les coûts d'intervention pour réparer une fuite de puits de CCS peuvent être très élevés et potentiellement imprévisibles :

2. Absence de données précises publiques : Étant donné le nombre encore limité de projets CCS commerciaux à grande échelle en phase de post-injection prolongée, il existe peu de données publiques sur les coûts réels des interventions de réparation de fuites de CO₂.

3. Complexité de la remédiation : Les coûts dépendraient de la nature, de l'emplacement et de la gravité de la fuite (par exemple, une simple réparation de cimentation de surface par rapport à une opération complexe en profondeur). Les réparations peuvent impliquer des opérations lourdes similaires à celles de l'industrie pétrolière et gazière (re-cimentation, installation de nouveaux tubages, etc.).

4. Risques financiers majeurs : Le risque d'intervention imprévue est une préoccupation majeure pour les opérateurs et les régulateurs, car ces coûts peuvent rapidement dépasser les budgets de surveillance annuels. C'est pourquoi la planification financière (fonds fiduciaires, assurances) est essentielle pour couvrir ces éventualités sur le long terme. 

Pertinence de l'étude Schlumberger et différences CCS :

La statistique de Brufatto et al. (2003) selon laquelle environ 50 % des puits pétroliers/gaziers développent des problèmes d'étanchéité après 25-30 ans est un fait bien connu de l'industrie et souligne les risques inhérents à l'intégrité des puits. Cependant, l'industrie du CCS se base sur ces leçons pour concevoir des puits spécifiquement adaptés au stockage permanent :

- Matériaux spécialisés : Contrairement aux anciens puits d'hydrocarbures où le ciment standard était conçu pour des opérations à court terme, les puits de CCS utilisent des matériaux de cimentation et d'étanchéité avancés (comme le CorrosaCem™ mentionné précédemment) et des aciers résistants à la corrosion. L'acide carbonique formé par le mélange de CO₂ et d'eau peut dégrader le ciment Portland standard, ce qui nécessite des formulations spécifiques pour une stabilité chimique et mécanique à long terme.

- Conception rigoureuse et réglementation : Les puits de CCS (notamment les puits de classe VI aux États-Unis) sont soumis à des exigences réglementaires beaucoup plus strictes en matière de sélection des matériaux, de protocoles de cimentation et de tests d'intégrité initiaux que la plupart des puits historiques d'extraction d'hydrocarbures.

- Surveillance continue : La surveillance à long terme, absente de la plupart des puits pétroliers abandonnés, permet une détection précoce des problèmes, permettant des interventions avant qu'une fuite ne devienne majeure ou catastrophique.

Puits neufs vs existants : Les projets de CCS privilégient souvent le forage de nouveaux puits d'injection conçus dès le départ pour le stockage plutôt que la conversion de vieux puits "hérités", dont les matériaux et l'état sont souvent incertains. 

Conclusion : Le risque de fuite et les coûts d'intervention associés sont des préoccupations très réelles. Bien que l'historique des puits d'hydrocarbures mette en évidence un risque significatif de défaillance de l'intégrité, l'industrie du CCS vise à réduire ce risque grâce à des normes de conception, des matériaux et des protocoles de surveillance nettement supérieurs. Le coût d'une intervention majeure reste un facteur de risque important qui doit être géré par une planification financière rigoureuse et des mécanismes de transfert de responsabilité.

J’ai arrêté ici la discussion avec l’IA, car l’intelligence artificielle puise évidemment ses infos et ses conclusions dans la littérature qui a été publiée ces dernières décennies sur la question de la détérioration des puits à moyen et à long termes. Je retrouve dans son exposé les mêmes énoncés que j’ai déjà lus quand je posait ces mêmes questions par rapport aux puits de gaz de schiste. L’industrie avance alors un bla-bla où se retrouve pêle-mêle des voeux pieux du type « On va tirer parti des leçons …», « On va utiliser des aciers résistant à la corrosion… », « Il va y avoir une réglementation rigoureuse … », etc.

Dans la réalité, les compagnies se font une concurrence et celles qui ont des coûts plus élevés disparaissent laissant les puits à l'abandon. Aucune ne sera là des siècles et des millénaires évidemment. J'ai souligné ci-dessus le phrase où l'IA admet que la surveillance est absente dans la plupart des puits. Son dernier paragraphe indique aussi que le risque de défaillance sera significatif. Pour un exposé de ce que tout cela implique, je voie renvoie à mon mémoire sur le gaz de schiste. La figure 6 y analyse le diagramme de Schlumberger sur la détérioration des puits dans le temps.

Ma conclusion toute personnelle est qu'en raison des bugs technologiques liés à la détérioration dans le temps des puits, tout le gaz CO₂ qu'on injectera dans des strates géologiques poreuses et perméables y restera peut-être le temps de deux ou trois générations. Mais nous lèguerons ainsi à nos descendants de gros réservoirs qui vont progressivement laisser remonter ce CO₂ dans leur atmosphère. Les seules techniques qui seraient éventuellement acceptables seraient celles où le CO₂ sera minéralisé chimiquement en composés stables (lié au calcium ou magnésium par exemple); c'est possible en théorie et même en pratique en laboratoire, mais cela demande une très grande quantité d'énergie et c'est plus coûteux encore que le CCS.

Le projet de l'INRS semble bien viser la modélisation de réservoirs pour de l'injection conventionnelle; c'est pour cela que je ne crois pas que cela sera bien utile et que cela risque à nouveau d'être une perspective cul-de-sac; et comme le gaz de schiste au Québec, un gaspillage de fonds publics. L'injection massive dans le substratum est associé à très grand risque de séismicité induite. La géologie et la tectonique des Basses-terres du St-Laurent, imposerait alors avec du CCS un risque significatif dans ces zones densément habitées. C'est à rejeter dès maintenant.

La biosphère sait très bien comment convertir le CO₂ en composés stables; elle le fait depuis des millions d'années dans les mers (récifs, CaCO3), sur terre (plantes, bois, etc). Laissons lui la chance de réparer ce que l'humanité détruit sans vergogne. Ou mieux, investissons dans des recherches qui viseront à favoriser l'action de ces processus de biotechnologies naturelles, plutôt que d'investir dans encore plus de trous de forages.

Les pétrolières et gazières perdent leur dernier recours

Dans une décision rendue le 9 octobre 2025, la Cour Suprême du Canada rejette la requête Demande d'autorisation, déposée conjointement par les douze compagnies d'exploration pétrolières et gazière:    

- Gaspé Énergies inc.  - Resources Utica inc. - Resources Utica Nord-Est inc. - Resources Utica Sud-Ouest inc. - Resources Utica Joly inc.  - Gestion Bernard Lemaire inc.  - Société d’Énergie Questerre   - Développement Pieridae Québec - Énergie Pieridae, - Ressources et énergie Squatex inc. - Pétrolympia inc. - Pétrolympic ltd.  

Ces demandeurs contestaient l'arrêt de la Cour d'Appel du Québec qui a rendu le 22 mai une décision donnant raison à la partie adverse: le Procureur général du Québec, le Ministère de l'économie de l'innovation et de l'énergie et le Gouvernement du Québec.

Cette décision marque l'étape ultime des tentatives des compagnies gazières et pétrolières qui refusaient obstinément de se conformer aux exigences de la loi 21; cette loi promulguée le 12 avril 2022 visait à mettre un point final à l'exploration des hydrocarbures au Québec.

L'exploration des hydrocarbures au Québec, c'est vraiment terminé, il n'y en aura plus, mais les problématiques engendrées par les travaux d'exploration passés demeurent. Le principal problème qui subsistera encore durant des décennies est celui créé par la présence des puits d'exploration. Même quand ils seront finalement fermés, les problèmes de fuites vont persister.

Un rapport du Conseil des droits de l’homme de l'Organisation des Nations Unies

L'ONU vient de publier un très important rapport sur la nécessité absolue de mettre fin à l'exploitation des hydrocarbures : The imperative of defossilizing our economies. 

La version française de ce rapport est aussi présente sur le site de l'ONU. Elle porte un titre très simple mais absolument limpide: Défossiliser nos économies − un impératif.

J'ai peu de commentaires à ajouter, sinon de vous inciter à lire ce texte d'une grande clairvoyance.

Je souligne également l'article 59: 

59. Les États devraient interdire immédiatement :

  a)  La fracturation hydraulique, les sables bitumineux et le brûlage de gaz à la torche;

  b) La prospection et l’exploitation en mer

  c) La prospection ou l’exploitation dans les aires protégées et les zones riches en biodiversité.

Fuites dans les puits d'hydrocarbures en France

J'aime bien personnellement la France; j'y ai vécu trois ans pour y compléter mes études de doctorat et ensuite, j'y ai fait de très nombreux voyages. Les trois derniers séjours (en février 2012,  en octobre 2013 ainsi qu'en juin 2016) ont été fait dans le cadre de rencontres sur la fracturation hydraulique et l’exploration pour les hydrocarbures non conventionnels. À chacun de ces trois déplacements, je répondais à des invitations pour participer à des colloques et pour donner des conférences.

La loi du 30 décembre 2017 a mis fin à l’exploration et à l’exploitation des hydrocarbures. Six ans plus tôt, la loi du 13 juillet 2011 interdisait déjà la fracturation hydraulique; cela consistait en fait à interdire l’exploration pour les gisements non conventionnels de pétrole ou de gaz. La loi de 2011 abrogeait aussi tous les permis déjà émis pour les projets comportant un recours à la fracturation hydraulique. Entre ces deux dates 2011 et 2017, il y a eu en France d’intenses discussions et des débats entre experts aux visions opposées*. On m’a invité à m’impliquer dans ces débats à titre d’expert indépendant.

Lors du premier colloque du 7 février 2012, un expert local a réagi à ma présentation sur les risques de fuite des puits; il a indiqué péremptoirement qu’en France les puits d’hydrocarbures n’avaient pas de fuite car ils étaient tous « scellés ». À cette époque en réalité, il n’y avait pas de programme d’inventaire et de surveillance systématique de tous les puits en France; c’est sans doute pourquoi les responsables locaux pouvaient affirmer qu’aucun rapport n’indiquait que les puits d’hydrocarbures dans l’hexagone avaient des fuites.

Les débats ont peut-être contribué à la prise de conscience qui est survenue durant les années suivantes car par la suite, je n'ai plus vu ce type d'affirmation. L’Accord de Paris en 2015 a également contribué à changer les mentalités et certaines approches pour l’exploration et l’exploitation des gisements d’hydrocarbures.

En 2015 l’INERIS a entrepris la compilation d’un inventaire des puits anciens. L’INERIS a ajouté en 2018 un autre volet: l’étude des risques et des impacts pouvant résulter de la reconversion des puits d’hydrocarbures en puits géothermiques. La géothermie profonde est largement utilisée en France pour le chauffage de complexes d’habitation notamment.

Le rapport final de l'INERIS a été publié récemment en 2024. C’est un document détaillé et très pertinent pour toute personne qui s’intéresse à la question des fuites dans les puits d’hydrocarbures. Il analyse avec beaucoup de justesse l’évaluation et la catégorisation des divers risques. Il énumère et commente aussi les principaux cas de fuites qui sont survenus dans certains des 12154 puits que comporte l’inventaire. Je n’ai qu’un commentaire critique: le document n’analyse pas le « devenir » des puits, il se limite à une évaluation de l’état actuel de la situation. C’est certes valable et utile comme étude, mais on devrait aussi analyser ce qui sera légué aux prochaines générations comme problèmes pour ces 12154 puits, notamment la gestion des ouvrages légués à l’État et les coûts probables pour le contrôle et la remédiation des fuites.

Le Conseil des Académies Canadiennes dans son rapport de 2014 a  intégré dans ses recommandations ma propre évaluation du fait que ces puits devront être gérés à très long terme, qu’ils devront être réparés et que cela implique «la nécessité d’une surveillance à perpétuité, car même après qu’on ait réparé d’anciens puits présentant des fuites, les réparations du ciment pourraient elles-mêmes se détériorer. » CAC 2014 p. 228. Cet aspect de la problématique est absent du rapport de l’INERIS. C’est peut-être du au fait que l’INERIS a reçu le mandat d’analyser aussi l’option de la reconversion en puits géothermiques. Cependant une très faible proportion des puits existants pourraient éventuellement être reconvertis en ouvrages géothermiques permanents; quoi faire avec les autres?

Voici quelques données du rapport sur les puits anciens de France.

La carte montrant la localisation de puits d'hydrocarbures en France (en réalité 26% des 12154 puits de l'inventaire n'ont pas pu être localisés)

Sur la carte de France, on voit qu'il y a quatre régions distinctes:

- 52% des puits sont dans le bassin d'Alsace qui est la région d'exploitation la plus ancienne (Pechelbronn, notamment qui a démarré au 18e siècle).

- 31% des puits dans le grand bassin parisien où a subsisté une exploitation résiduelle ces dernières années.

- 13% des puits pour l'exploitation gazière dans le bassin dAquitaine.

- 4% pour d'autres petits gisements marginaux en Provence, en Lorraine, dans le massif Armoricain et au large en mer (62 puits).

Lors de l'étude, il y avait encore 64 puits en exploitation, un nombre estimé entre 200 et 300 de puits non fermés, mais sans activités. Dans le reste des puits il y a un quart de l'inventaire où il n'y a pas de données; ils sont comptés dans la catégorie puits fermés ou abandonnés. Plus de 2000 de ces puits sont classés orphelins, car aucun propriétaire ou responsable n'a été identifié.

Les auteurs de l'inventaire écrivent qu'entre 5 à 10% des puits identifiés seraient à risque de fuites. C'est un estimé et non pas un bilan d'observations de l'ensemble des puits sur le terrain. Il n'y a eu que quelques rares campagnes d'inspection et elles portaient sur des petits échantillons:

- 60 puits pour l'INERIS de 2007 à 2028; fuites détectées sur 13% des puits

- 41 puits en Alsace par le BRGM en 2015; fuites détectées sur 12% des puits 

- fuites mesurées par autocontrôle de certains opérateurs !  %?

C'est selon moi une sous-estimation du pourcentage réel. Les auteurs notent, avec raison, que "L’absence de données de surveillance ne peut en aucun cas être assimilée à l’absence de fuite". De plus les mesures actuelles sont très fragmentaires et elles ne tiennent pas compte du vieillissement des structures et de la corrosion progressive des aciers dans le temps. Les puits affectés par des fuites vont augmenter dans le futur, en nombre et en gravité. La nécessité d'un programme de surveillance et d'intervention serait primordiale pour l'ensemble des puits.

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* Pour illustrer les divergences de politiques dans cette période, je peux donner l'exemple assez révélateur du rapport de l'étude pilotée par le sénateur J-C Lenoir et le député C. Bataille mandatés de l'Office Parlementaire d'Évaluation des Choix Scientifiques et Technologiques (OPCEST). Cette commission a interrogé en 2013 à peu près tout les promoteurs de l'exploitation de gisements non conventionnels et elle a fait un catalogue optimiste de toutes les techniques, y compris les plus farfelues,  qui  pourraient contourner la fracturation avec de l'eau interdite par la loi de 2011. J'ai été auditionné par cette commission à la toute fin des entrevues, juste avant la rédaction du rapport final. Mon intervention y est résumée en une demi-page (p. 80) dans le chapitre des "Risques Maitrisables", alors que j'avais exposé exactement le contraire pendant une heure quinze: ces risques sont inhérents aux puits et ne sont pas du tout maitrisables.

Des irresponsables à tous les niveaux

Le Devoir publie ce matin un article  Les puits de gaz de schiste forés et fracturés au Québec laissent toujours fuir du méthane. J'ai placé un commentaire très écourté vu les restrictions du journal relatives à la longueur des lettres acceptées. Voici le texte entier que j'ai rédigé suite à la lecture de cet article.

Voici un bref résumé de la gestion locale du dossier « gaz de schiste » depuis 15 ans. Au début on a un petit groupe de promoteurs qui sont encouragés et aidés par des fonctionnaires à Québec (octroi de permis à prix ridicule, contributions financières directes d’Investissement Québec, etc.). Il n’y a là que pure spéculation car aucun des puits ne démontre qu’il peut être rentable, ni dans le shale d’Utica (Basses-terres du St-Laurent), ni à Anticosti. Deux BAPE, deux ÉES plus tard, les études et leurs conclusions évidentes démontrent qu’il n’y a aucune rentabilité possible pour la société au Québec dans ces projets d’un autre siècle. C’est finalement en avril 2022 que le gouvernement prend le virage à 180 degrés qui met fin à l’octroi de tout nouveau développement d’exploration et de forages. Les promoteurs se disent floués et intentent des poursuites qui bloquent actuellement toutes les interventions sur les dizaines de puits existants, dont les 18 puits fracturés. 

La loi 21 du 12 avril 2022, ne règle qu’une partie du dossier : elle change la politique d’avant qui encourageait le développement d’un illusoire filière d’exploitation d’hydrocarbures sur le territoire du Québec; c’est maintenant une interdiction pure et simple. Mais ce dossier n’est pas clos pour autant. Outre les poursuites qui ne sont que de l’esbrouffe temporaire, le vrai problème demeure l’existence des puits forés. J’ai écrit de nombreux textes depuis 2010 pour expliquer qu’un puits fracturé ne disparaît jamais une fois foré. Il est impossible de remettre le massif rocheux, rendu perméable par la fracturation, à l’état de très faible perméabilité qu’il avait dans son état antérieur. Même bouchés, ou fermés « définitivement » ces puits se détériorent dans le temps et le méthane et les autres composés présents vont trouver des chemins vers la surface. C’est très facile et peu couteux de casser un œuf, mais c’est extrêmement couteux, donc en pratique impossible, de recoller les fragments de coquilles pour le remettre à l’état d’avant. La problématique est comparable avec le shale fracturé.

Dans le texte de l’article, M. Brullemans souligne à juste titre qu’il y a deux types de fuites : a) celles qui sont dans le puits lui-même et qu’on mesure au tube d’évent;  b) celles qui migrent dans les fractures du roc en dehors du puits. Des travaux de fermeture « définitive » d’un puits peuvent pour un temps réduire ou stopper les fuites que le ministère mesure avec l’installation de débitmètres à l’évent, mais il est à toutes fins utiles impossible d’intervenir sur les autres fuites, autour et entre les puits. Leur simple détection et mesure est déjà très problématique. Cela implique que les mesures des fuites quand on se limite à la technique des inspecteurs du gouvernement, sous-estiment grandement le volume réel des fuites. Cette grande sous-estimation a été démontrée par des survols avec détecteurs des vastes champs d’exploitation aux USA.

 

 J’indique fermeture « définitive » avec des guillemets pour le mot « définitive », car on intervient pour fermer un puits que sur une petite section de son tubage. Le bouchon dans le tube en profondeur, la soudure d’une plaque d’acier sur un tubage scié à un mètre sous la surface du sol, le tout recouvert de terre fait certes disparaître la partie visible de l’ouvrage, mais un puits fracturé c’est plus de mille mètres de long. Une fois bouché, le puits n’est plus inspectable, ni entretenu; il se corrode avec le temps. Ces obturations ne dureront qu’un temps; les fuites reprendront périodiquement après chaque réparation de réparation. Tant qu’il restera du gaz mal contenu dans le grand volume de shale fracturé, il y aura des fuites. La loi 21 règle le cas des puits futurs qui ne seront donc pas forés, mais elle ne règle en rien le cas des puits du passé. Après avoir lancé de façon irresponsable l’octroi de permis de forages il y a quinze ans suite aux évaluations trompeuses des développeurs privés, le gouvernement se fourvoie actuellement avec deux autres erreurs : la plus évidente est d’offrir des compensations financières à ceux qui ont créé ces problèmes. Quand les gouvernements partout dans le monde ont compris que les cigarettiers avaient menti quant aux liens entre leur produit et les cancers du poumon des fumeurs, ils ont poursuivi en dommage les compagnies responsables et leurs dirigeants; ils n'ont évidemment pas offert des compensations pour les restrictions imposées.

La deuxième erreur est de continuer à croire que les fuites des puits disparaitront avec leur fermeture « définitive ». Au contraire, le cout de gestion des puits va se poursuivre et sans doute croitre dans le temps. J’estime que chaque puits va couter plus cher à la société que son cout initial de construction. Il est impératif d’inscrire au passif de l’État un minimum de $10M /puits, si le gouvernement accepte le transfert du puits à son bilan. Idéalement il faudrait que l’exploitant de chaque puits demeure responsable des couts de gestion pour toujours. Ce n’est évidemment pas le modèle économique réel de cette industrie qui est plutôt : take de money and run away.

Au bas de l'article il y a dans un encart un paragraphe qui évoque la possibilité que le gouvernement accorde une exception à l'obligation de fermeture dans le cas où un de ces puits serait proposé pour y faire du stockage de CO₂. Le type de roc où il serait envisageable de faire du stockage de CO₂ est tout à fait à l’opposé des caractéristiques du roc où on a ciblé le shale. Il s’agit là d’une manoeuvre dilatoire d’un promoteur bien connu qui a déposé au ministère cette proposition de projet pilote laquelle n'a scientifiquement aucun sens.

Dans ce texte A. Shields indique que le MEIE a refusé d'identifier le promoteur en question par mesure de confidentialité. Depuis quinze ans dans tous les dossiers de forages les fonctionnaires des ministères impliqués ont diligemment maintenu eu en très haute priorité la protection de confidentialité des actions et demandes des intérêts privés qui ont créé ces immenses gâchis. Protéger les intérêts privés au détriment de l'intérêt public demeure encore leur politique. Ils font cela parfois bien au-delà de ce que le client demande, car Questerre a depuis des mois annoncé ce projet; il est donc risible que le MEIE refuse cette information au journaliste.

Le titre de mon texte contient le mot irresponsables qui à prendre dans tous ses sens, à commencer par le fait que les hauts fonctionnaires qui ont géré le gâchis du dossier gaz de schiste au gouvernement du Québec ont droit le plus souvent à l'anonymat et ne seront jamais tenus responsables de quoi que ce soit.

L'interdiction de l'exploitation du gaz de schiste

Le Québec a opté en 2022 pour une interdiction généralisée de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures sur son territoire. C'était là un aboutissement d'un processus législatif qui s'est amorcé en 2011 ailleurs dans le monde. Je crois opportun de faire un rappel des lois et règlements qui ont été adoptés ailleurs dans le monde. C'était parfois un moratoire (temporaire et donc non définitif), c'était parfois une interdiction. Le plus souvent ces moratoires et interdictions touchaient la fracturation hydraulique, qui est toujours la méthode indispensable pour arriver à exploiter des gisements de roche-mères.

En Europe

- 2011. La France a été le premier pays à interdire l'exploitation du gaz de schiste par la technique de la fracturation hydraulique (loi Jacob,  13 juillet 2011) qui a évoqué le principe de précaution pour justifier cette interdiction. Ensuite suite à la nécessité de réduire l'exploitation des combustibles fossiles, la France en 2017 a banni tout nouveau projet d'hydrocarbure, ainsi que la fin d'ici 2040 de tout les projets déjà en cours.

- l'année suivante en 2012 la Bulgarie a interdit la fracturation hydraulique en janvier 2012, suite à une forte opposition publique après l'octroi de permis à la cie Chevron.

- 2012. Le Danemark a imposé un moratoire sur la fracturation hydraulique en 2012, ce moratoire est encore en vigueur. En décembre 2020 le pays a aussi annoncé la fin de l'octroi de tout nouveau permis de forage dans la mer du Nord.

2013. Espagne région de la Cantabrie, interdiction de la fracturation hydraulique.

- 2015. Pays-Bas. Le gouvernement néerlandais a décidé de ne pas délivrer de permis pour l'exploration et l'exploitation du gaz de schiste jusqu'à 2020, décision prolongée par la suite.

- 2017. Irlande. En juillet 2017, l'Irlande a adopté une loi interdisant la fracturation hydraulique sur son territoire. 

- L'Allemagne qui a mis en place un moratoire sur la fracturation hydraulique en 2011, a ensuite transformé ce moratoire en interdiction partielle en 2017, avec une exception pour des projets de recherche, limité à quatre forages pour tout le pays.

- Écosse. Le gouvernement écossais a imposé un moratoire sur la fracturation hydraulique en 2015, suivi d'une interdiction de facto en 2019.

- 2015. Le Pays de Galles (Royaume-Uni)Le Pays de Galles a imposé un moratoire sur la fracturation hydraulique.

Aux États-Unis

En 2012. Le Vermont est devenu le premier État américain à interdire la fracturation hydraulique en 2012. Il est reconnu cependant que cette interdiction est relativement théorique vu q'il n'y a pas de ressources connues de gaz de schiste dans cet État.

En 2014. l'État de New York a officiellement interdit la fracturation hydraulique, après plusieurs années de moratoire. Il y a dans l'État de New-York des réserves liées à la formation de shale du Marcellus, intensivement exploitées dans l'État voisin de Pennsylvanie. Le bannissement de 2014 touchait l'emploi de l'eau (fracturation hydraulique). L'industrie s'est tournée vers une technique alternative encore plus controversée: la fracturation au CO2, un gaz à effet de serre notoire. En 2024, l'État de New-York envisage aussi d'interdire la fracturation au CO2.

Au Canada

- 2011. Le Québec impose un moratoire de facto sur des nouveaux forages dans l'Utica, qui sera suivi en 2018 d'une interdiction de la fracturation dans le shale. Cependant en 2016 le gouvernement avait aussi émis des permis de forage et de fracturation pour trois puits dans l'Île d'Anticosti, qui ne seront heureusement jamais forés; en août 2017 un arrêté ministériel met un point final à cette aventure cul-de-sac à Anticosti.  En avril 2022, la loi 21 promulgue l'interdiction totale de l'exploration et de l'exploitation de tous les gisements potentiels d'hydrocarbures sur l'ensemble du territoire du Québec, avec la révocation/rachat des permis encore existants. Cette loi a au final un impact surtout théorique, car aucune des régions du Québec ne recèle véritablement de gisement notable. L'avantage de la loi 21 est de mettre fin au gaspillage de fonds publics dans diverses aventures non fondées élaborées par des spéculateurs quêteurs de subventions.

- 2014. La Nouvelle-Écosse a interdit la fracturation hydraulique en 2014.

- 2013. Le Nouveau-Brunswick a imposé un moratoire sur la fracturation hydraulique, suite a d'importantes manifestations dont celles de la nation Elsipogtog. En 2023 la province envisage de déposer une loi comme celle du Québec qui interdirait tout projet d'extraction d'hydrocarbures sur son territoire.

La situation législative autour de l'exploitation du gaz de schiste évolue constamment. Plusieurs autres régions et pays ont mis en place des moratoires temporaires ou des interdictions locales en réponse à des préoccupations environnementales et sanitaires. Ces interdictions en en grande majorité, ont été adoptées après qu'une commission scientifique et parlementaire ait remis un rapport défavorable envers l'industrie.

Fuites des puits d'hydrocarbures au Québec

J'ai publié un premier texte sur le sujet des fuites des puits d'hydrocarbures au Québec en septembre 2014. La loi 21 a mis fin en avril 2022 à l'activité et aux permis pour ce type d'industrie, mais comme je l'ai constamment écrit depuis 2010, la question des puits abandonnés va encore très longtemps demeurer préoccupante, car les puits ne disparaissent pas par magie quand on procède à leur fermeture.

Ce qui demeure préoccupant dans le cas des puits d'hydrocarbures, ce sont les défauts liés à la conception des ouvrages dans des contextes géologiques mal évalués, à leur construction prévue pour une extraction temporaire de gaz, à leur entretien à long terme, ainsi qu'à la dégradation inévitable dans le temps. Il en résulte inévitablement des fuites de méthane et d'autres composés encore bien plus nocifs pour l'environnement; on pense ici à la contamination des nappes souterraines, aux émanations directe dans l'atmosphère par les évents des puits et aussi par des émanations qui traversent les sols sur le pourtour et sur l'emprise souterraine des puits. Le gouvernement se doit se suivre de près ces fuites qui sont des menaces directes à la santé et à la sécurité. Le tableau ci-dessous donne un aperçu des fuites récentes dans 18 des puits des Basses-terres du St-Laurent; il s'agit des puits où il y a eu de la fracturation hydraulique:

Les puits forés durant la décennie où des permis d'exploration pour le gaz de schiste ont été en vigueur ne sont pas les seuls puits forés pour le recherche d'hydrocarbures; il y en a eu d'autres forés en Gaspésie et à Anticosti pour le recherche de gisements pétroliers. Plus de 900 puits plus anciens datent du 19e et du 20e siècle. Le gouvernement a tardivement entrepris un programme d'inventaire, une première étape devant mener à un suivi des puits abandonnés et ultimement à un coûteux travail d'obturation/remédiation des puits problématiques. Répertorier les anciens puits abandonnés s'est avéré bien plus complexe que prévu. 

Les deux puits mentionnés dans mon premier texte de septembre 2014, le puits A-190- Ste-Françoise foré en 1978, ainsi que le A-216 Soquip Villeroy No-1, ont été les deux puits sur lesquels le gouvernement a tout d'abord porté son attention pour tenter de colmater leurs fuites de gaz. Il a dépensé $12 millions pour des travaux de fermeture. Mais cela ne s'est pas passé comme le prévoyait le ministère de l'Économie, de l'Innovation et de Énergie: les fuites de gaz sont toujours présentes comme l'indiquent des rapports d'inspection en 2020 et 2021. D'autres frais importants vont survenir.

J'ai toujours expliqué depuis 2010 que la "fermeture" des puits ne ferait aucunement disparaitre le problème des fuites. Malgré les millions dépensés pour fermer les deux premiers puits d'une liste de 87 puits problématiques, le ministère de l'Économie, de l'Innovation et de Énergie, a dû octroyer le 15 novembre 2023 un nouveau contrat à FIG Services-Conseils pour "la conception  de programmes de travaux de remédiation de puits inactifs et la surveillance des travaux".  Ce mandat d'étude touche une douzaine de puits dont les puits A-190 et A-216. Les coûts de l'exécution des travaux de remédiation, ainsi que de la réhabilitation des lieux, s'ajouteront à la facture finale; ils ne sont pas inclus dans le contrat du 15 novembre 2023.

Ci-dessous la liste de. 87 puits jugés problématiques par le de l'Économie, de l'Innovation et de Énergie. À noter que cette liste ne comporte aucun des puits forés après 1985, et évidemment aucun des 18 puits qui ont été complétés avec la fracturation hydraulique durant la période 2007 et années suivantes. Ce sont pourtant ces derniers puits dont les fuites ont grandement préoccupé le public. Il y aura très certainement un addendum à la liste ci-dessous avec une grosse facture de frais afférents de remédiation. 

La fermeture des puits qui ont un propriétaire encore actif devraient normalement être réalisés à la charge de ces propriétaires; mais le gouvernement s'est engagé à payer les trois-quarts des coûts de fermeture de 62 puits. La facture, encore inconnue, risque d'être salée. Le coût de 12 millions de dollars pour fermer de façon temporaire car incomplète seulement deux anciens puits ne représente pas nécessairement un bon échantillon. Ces deux puits A-190 et A-216 sont des puits conventionnels. Des puits plus récents plus longs et plus profonds, où il y a eu de la fracturation hydraulique vont être plus complexes et donc plus coûteux pour leur gestion sécuritaire à long terme.