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.

Marinvest Energy: un projet à la Northvolt ? ou pire ?

Nos politiciens locaux sont malheureusement bien souvent prêts à donner une écoute attentive pour des projets soumis par des promoteurs externes. On ne devrait pas si automatiquement croire toutes les belles promesses quand il s'agit de promoteurs qui n'ont pas les reins très solides. Marinvest Energy est une jeune entreprise créée à Bergen en Norvège en 2020, une société par actions. Est-ce un peu comme Northvolt qui avait lancé un gros projet d'usine de batterie au Québec, mais qui s'est révélée insolvable; le projet d'usine Northvolt a avorté. J'ai demandé à l'IA si cette nouvelle aventure avec Marinvest Energy peut poser un risque semblable. Voici les infos que l'IA a résumées en quelques points importants.

Marinvest Energy AS n’est pas une grande compagnie énergétique classique (comme Equinor), mais plutôt un développeur de projets énergétiques internationaux, avec un focus sur le LNG et la transition énergétique.

Voici une analyse complète et critique de Marinvest Energy AS basée sur les informations les plus récentes disponibles.

Chiffre d’affaires (estimé)

Aucun chiffre d’affaires public disponible, mais on peut estimer :

Indices concrets

• Entreprise créée en 2020 à Bergen, Norvège Numéro d’enregistrement : 925 067 01
• → phase développement uniquement 
• Aucun actif opérationnel connu (pas de terminal construit)
• Activité = développeur de projets, pas un opérateur
• Filiale canadienne :  quasi aucun employé (1 seul identifié) 

Estimation réaliste

• CA actuel : probablement proche de 0 à quelques millions $ max
• Revenus possibles :
• études de faisabilité
• partenariats / financement
• advisory technique

Donc ce n'est pas une entreprise générant du cash-flow industriel. C'est plutôt une structure “promoteur de mégaprojets”

Projets en cours (connus)

- Projet majeur : Baie-Comeau (Québec)

   Le cœur de leur stratégie actuelle

  Composantes :

• Usine de liquéfaction de gaz (LNG)
• Terminal maritime d’export
• Pipeline d'environ ~1000 km
• Approvisionnement en gaz de l’Ouest canadien (gaz produit par la fracturation hydraulique)

  Taille :

• Jusqu’à ~10 millions de tonnes LNG/an
• Potentiellement 3e plus gros projet LNG au Canada

  Statut :

• Très préliminaire :
• pas de dépôt officiel complet 
• discussions confidentielles avec Ottawa (NDA) 
• consultations autochtones en cours 

Autres projets ?

Aucun projet concret confirmé ailleurs

• Pas de projets opérationnels en Europe ou ailleurs
• Aucun terminal LNG construit à ce jour
• Positionnement :
• développeur international
• mais pipeline de projets très opaque

Donc le projet du Québec est leur projet principal (voire unique)

Analyse de crédibilité

Points positifs: 

Direction issue du secteur (pipeline, LNG)

Positionnement stratégique cohérent (demande européenne LNG)

Soutien exploratoire :

• discussions fédérales
• intérêt politique local 

Signaux de risque importants

1. Structure extrêmement légère,  typique des “project developers” sans capacité interne

• Filiale canadienne : 1 employé connu
• Aucun effectif significatif public

2. Absence de capacité financière démontrée

• Aucun chiffre d’affaires
• Aucun financement annoncé
• Aucun partenaire industriel majeur connu

  Un projet LNG de cette taille = 10 à 20+ milliards $ - énorme écart entre ambition et moyens

3. Opacité inhabituelle

• NDA avec le gouvernement fédéral 
• Très peu d’informations publiques
• Pas de documentation technique accessible

      Ce type d'opacité est en fait rare pour un projet d’infrastructure majeur

4. Historique de projets similaires échoués

• Le projet ressemble fortement à :
• GNL Québec (rejeté)
• autres projets LNG annulés

 mêmes enjeux :

• environnement
• acceptabilité sociale
• rentabilité

5. Risques réglementaires majeurs

• Opposition politique et environnementale forte 
• Enjeux autochtones importants 
• Processus d’évaluation non commencé
• probabilité élevée de blocage

Comparaison avec Northvolt (très pertinent)

Tu fais une excellente analogie — mais il y a une différence clé :

Facteur	Northvolt	Marinvest Energy
Financement	milliards levés	❌ inconnu
Partenaires	VW, Goldman Sachs	❌ aucun majeur
Revenus	précommandes batteries	❌ aucun
Capacité technique	usine en construction	❌ aucun actif
Transparence	élevée	❌ faible

Conclusion :
 Marinvest est beaucoup plus risqué que Northvolt à ses débuts

Est-ce qu’il y a un risque similaire (voire pire) ?

       Oui — et probablement plus élevé.

 Raisons clés :

1. Entreprise beaucoup plus petite et opaque
2. Aucun financement structuré connu
3. Projet extrêmement capitalistique
4. Acceptabilité sociale très incertaine
5. Historique négatif au Québec pour ce type de projet

Verdict final

Marinvest Energy = promoteur de mégaprojet à stade très précoce, avec faible capacité démontrée

Probabilité réaliste (ordre de grandeur) :

• Projet réalisé : faible à modérée
• Retards majeurs : très probable
• Abandon / transformation : probable

Conclusion claire

-  Le risque d’un scénario type Northvolt (ou pire) est réel
- Même possiblement plus élevé, car :

• moins structuré
• moins financé
• moins avancé

J'ajoute à cette évaluation une dernière question: il y a des centaines d'installations dans le monde, des terminaux de liquéfaction GNL, répartis dans 25 pays, principalement dans le golfe persique. Comment se fait-il que Marinvest Energy ne soit lié à aucun projet, sauf celui proposé au stade très préliminaire à Baie-Comeau? Si sa technologie est si prometteuse, comment se fait-il que jusqu'ici aucun autre projet récent n'y soit associé?

- En opération en 2024, il y a 90 usines GNL d'une capacité combinée de 490 millions de tonnes/an.

- En construction: 18 projets avec une capacité totale annuelle de plus de 200 millions de tonnes.

- En projet: 150 à 300 projets étudiés dans le passé ou en cours d'étude dans le monde.

Aux États-Unis seulement, il y en a 28. dont 25 proposés pour la courte période 2020-2024. Ils sont donc très nombreux mais il faut dire qu'historiquement moins de 20% des projets sont réalisés. La période actuelle indique une surchauffe, une vague historique dans le nombre d'installations GNL projetées depuis le début de la guerre en Ukraine. Cela amène un risque de surcapacité par rapport à la demande mondiale après 2030; la proportion historique de projets avortés va très probablement passer à une valeur bien plus faible que 20%. 

Le Québec n'a pas renoncé à de la richesse en renonçant à des gisements non rentables.

Le gaz de schiste (du shale d’Utica) revient dans l’actualité de ce mois de mars 2026 suite à la prise de position de Christine Fréchette. J’écoute les entrevues données dans les médias avec un grand intérêt mais aussi avec une déception. Il y a un élément de la discussion qui m’interpelle, car il est omniprésent et inexact: plusieurs intervenants abordent ce dossier comme si le Québec aurait renoncé aux richesses souterraines d’hydrocarbures pour des raisons d'environnement, de risque à la santé, de manque d'acceptabilité sociale, etc. Cela suppose dans l’argumentaire que les ressources exploitables existeraient, mais qu'on y aurait renoncé pour X raisons.  Or, il y a eu suffisamment d’exploration géologique et des forages pour qu’on ait pu se prononcer sur l’exploitabilité commerciale de l’Utica, tout comme aussi du shale Macasty à Anticosti.

Les coûts d’exploitation dans l’Utica, comme aussi à Anticosti, seraient très supérieurs au rendement économique de l’exploitation envisagée. J’ai étudié cette question avec énormément de soin et d’objectivité. Il y a eu suffisamment d’exploration et d’études pour démontrer l’impossibilité strictement commerciale d’avoir un revenu d’exploitation capable de rembourser les coûts d’extraction. Le Québec n’a pas renoncé à aucune richesse; le shale d'Utica dans la plaine du St-Laurent n'était pas exploitable économiquement. Il ne le serait pas plus dans le contexte actuel.

Il y a plusieurs arguments invoqués l'arrêt de l’aventure des gaz de schiste au Québec (2008 à 2022). Mais celui qui est le moins souvent mentionné est malgré tout celui qui a été déterminant il y a dix ans: l'industrie après avoir foré et fracturé des puits en 2008, 2009 et 2010, s'est rendu compte que la stricte rentabilité commerciale du gaz de l'Utica n'était pas possible, même en supposant des prix du gaz trois fois plus élevés qu'à l'époque (~3U$ le 1000pi.cu.).

Le meilleur puits fracturé (A175 St-Edouard HZ No1) ne pouvait livrer que 4M$ de revenu alors qu'il en coûtait quatre fois plus (12 à 15M$*) pour forer et compléter un forage par la fracturation hydraulique. Talisman Energy et les autres compagnies ont finalement rayé ces puits de leurs actifs, et cela avant même que le BAPE et l'ÉÉS livrent les conclusions de leurs études. La stricte rentabilité commerciale étant impossible à envisager dans le shale d'Utica, aucun investissement privé ne viendra à nouveau y envisager de relancer une exploration déjà faite, encore moins d'investir dans l'optique d'une exploitation éventuelle. Du côté des promoteurs, on a cherché à camoufler cet élément dans le débat. Du côté des opposants, on a mis de l'avant une foule d'arguments dont le manque d'acceptabilité sociale. Les médias ont beaucoup rapporté tout le détail de ces perceptions opposées et le fait objectif de la non rentabilité d'une exploitation de l'Utica est ainsi passée sous le radar.

À l'époque, l'activité d'exploration était largement subventionnée (Ministères + Investissement Québec); sans ces incitatifs, elle n'aurait même pas démarré ici en 2008. Des dizaines de millions de fonds publics sont été perdus dans ces trous.

En réalité, il n'y a eu que des intérêts purement spéculatifs à l'étape de l'exploration. L'État avait initialement distribué des permis d'exploration à des prix ridicules. Comme le gouvernement est actuellement poursuivi pour motif "de privation de profits anticipés", il y a pour les anciens détenteurs de permis un avantage certain à ce que le mythe de l'existence de gisement rentable reste présent dans le discours public et politique.

Le prix actuel du gaz en Amérique du Nord a certes fluctué au cours des années, mais le prix actuel (~3,55U$) n'est que très légèrement supérieur au prix de 2010, en raison principalement de la grande abondance de gaz sur le marché nord américain. On ne pourrait jamais localement exploiter le pseudo potentiel de l'Utica de façon rentable.

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* Info que m'a communiquée verbalement à l'époque un des principaux dirigeants des compagnies alors actives dans les Basses-Terres du St-Laurent.

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.