Des techniques alternatives?
Le rôle de la pression hydrostatique pour "maintenir" le méthane dans le shale
Fuites de méthane dans les puits gaziers
A propos du facteur de réchauffement climatique du méthane
Le fluide de fracturation pénètre facilement dans les failles et autres zones géologiques à risques
Réponses à neuf questions techniques + une 10e pas technique, mais linguistique:
1) La pertinence de la solution Gaz de Schiste VS Charbon.
2) La pollution des nappes de surface.
3) Les liens entre fracturation hydraulique et contaminations des nappes.
4) Les fuites de méthane.
5) La pression dans les puits au moment de l'abandon.
6) Le contrôle de la fracturation hydraulique.
7) La réalité sur l'épaisseur de couverture pour protéger les nappes.
8) L'extension réelle de la fracturation hydraulique.
9) Les séïsmes induits par la fracturation hydraulique.
et ... 10) Gaz de shale ou gaz de schiste?
Document R-3 - Le "poids des roches"
Document R-4 - La circulation des fluides -
Document R-5 - Les failles - différence entre évidences directes et indirectes -
Document R-6 - Le pourcentage de gaz exploitable commercialement -
Document R-7 - Le volume de shale impliqué dans la fracturation hydraulique -
Document R-8 - L'ancienneté des techniques de fracturation - Le grand risque qui demeure -
Bonjour, mon nom est Jacques Ouellet, j'ai préparé une présentation pour les citoyens de ma petite municipalité de Saint-Alphonse dans la Baie des Chaleurs concernant les permis de recherche d'hydrocarbures octroyés par le MERN. On y parlera de ressource et d'extraction. Cette présentation aura lieu le 11 mars prochain. Si c'était possible, j'aimerais recevoir des précisions, car je ne suis pas géologue, concernant une étude de 2014 de M. Diego Tovar (thèse de maîtrise de l'INRS supervisée par Jean-Sébastien Marcil de Junex inc.) (version web http://espace.inrs.ca/2328/1/T000694.pdf). D'aprés les informations qu'on y trouve, certaines formations de la Baie des Chaleurs comportent des hydrocarbures. Il y a deux couches de roches-mère et deux de roche-réservoir. Celles de roche-mère (formation Dubuc) ont un COT qui varie de 0,1 % à 10,7 %. Celles de roche-réservoir « Les formations de Weir et d'Anse - Cascon sont considérées comme des réservoirs potentiels d'hydrocarbures avec une porosité intergranulaire mesurée de 1,5 à 5,1 % – pour la Formation de Weir – et de 0,6 à 6,4 % – pour la formation d'Anse - Cascon – (Marcil et al. , 2005). »
RépondreEffacerD'après vous, ces formations sont-elles intéressantes économiquement ? Sont-elles profondes et nécessiteraient-elles une fracturation hydraulique ? Même si vos réponses arrivent après le 11 mars, elles pourront être communiquées à titre de complément d'information à la soirée d'information. Je vous remercie à l'avance.
PS J'ai aussi posé une question à un autre organisme à laquelle je n'ai pas reçu de réponse, Combien reçoivent les propriétaires et les municipalités lorsqu'ils acceptent d'héberger un site de forage ?
J'ai consacré beaucoup de temps sur deux unités géologiques seulement: le shale d'Utica dans les Basses-Terres et le shale Macasty à Anticosti. Ailleurs, dans d'autres unités géologiques, il y a aussi fort probablement des hydrocarbures, mais on a moins de données pour se prononcer sur leur potentiel. Je n'ai pas lu et analysé ces autres cas avec assez de temps pour vous répondre.
RépondreEffacerJe n'ai pas de données aussi sur les montants que les propriétaires des terrains ont reçu. C'est variable et hélas ni l'ÉES ni le BAPE n'a commandé d'étude exhaustive de cela. Les ententes privées ont été conclues avec une clause de confidentialité.