The Potential Dangers of the Exploitation of Shale Gas and Oil – Analysis of the Geologic and Geotechnical Aspects

Translation from pages 173-185 of the final report of the Symposium of the Regional Council, Ile-de-France,  February 7, 2012, Paris.

Introductory note: The texts of the symposium were published originally on July, 2012, in France. Below is the translation of an extract made available in Quebec in response to the very highly publicized question of the exploitation of oil in the matrix rock of Anticosti Island.  I wrote this technical opinion in January 2012, at the request of the Scientific Council of the nine universities and research centres of the Ile-de-France, i.e. Paris and its surrounding area, in view of the possible exploitation of shale oil and gas in France. I was also invited to to make a presentation at the Symposium of the 12 of February, 2012 which united the representatives of the universities, the ministers involved, representatives of industry, and four North American experts retained by the Scientific Council. Normand Mousseau of the University of Montreal was the other expert from Canada; his well documented text can be read in the Scientific Council's Report pp.43-78.

The Potential Dangers of the Exploitation of Shale Gas and Oil – Analysis of the Geologic and Geotechnical Aspects

Technical opinion of Marc Durand, doct-ing in engineering geology, ENSG

Summary: 

The exploitation of unconventional hydrocarbon deposits presents grave problems of a technical nature. The irreversible modification of the permeability of the entire volume of a geological formation - tens of thousands of square kilometres, hundreds of meters in depth, employing tens of thousands [1] of horizontal drillings, using on the large scale, a new technology with unknown consequences,  is unprecedented in the mining industry. The geological process of methane migration to new fractures will continue over a geological time scale of thousands of years at least. The fraction that migrates during the very short period of commercial exploitation is only 20% of the volume of gas involved in the process. Capped wells at the end of the operation will not have a a technical lifespan on the geological scale; in this context they should have a carefully reviewed management protocol which absolutely cannot be the same as that previously used for conventional natural gas wells.

Introduction:

The exploitation of unconventional hydrocarbon deposits, among which are found shale gas and shale oil, poses a serious set of geotechnical problems -  which the expertise and best practices of the industry, or the rules of the game of stakeholders, are insufficient to handle. In this paper, we analyze more specifically geological and geotechnical issues as they relate to the possible exploration and exploitation of shale gas and oil.

The actual data are better suited to our analysis than the elements simply apprehended. As France chose in 2011 to allow time before authorizing the industry to go ahead, our report will use examples from North America for analysis: Haynesville and the Barnett shales of Texas, the Marcellus Shale of Pennsylvania and the Utica Shale of Quebec. Exploration and exploitation are already underway in these gas shales. But even in the USA where the industry really began around 2005, the effects and consequences in the medium and long term are not yet all measured and measurable. 

We will use the term shale as a synonym for clay shale. Whatever the term, these layers of sedimentary origin on the five continents contain, scattered organic material from their origins in marine basins. This organic material, transformed by temperature and pressure over the ages, produces the oil and gas known as thermogenic as opposed to contemporary gas (ex. biogenic swamp methane). The shales are numerous and widespread: it is estimated that there are more than one hundred distinct shale formations on the planet. Not all of these have exploitable hydrocarbons, but a great many countries do possess such shale deposits and will therefore be confronted sooner or later with the question of their possible exploitation.

In this report we make an analysis which has universal application to shales and is not limited to any one geologic formation. We have more concrete data on shale gas than on shale oil, due to the fact that the shale gas industry began in the USA with the need to substitute methane gas in the production of thermoelectric energy in the ageing coal power stations. But the analysis of the problems with shale gas also sheds substantial light on the extraction of shale oil, because in both cases comparable  techniques are used in similar geologic contexts.

The problem:

There are four essential elements which serve as a point of departure in the analysis of the problem of unconventional deposits:

1- The new applied techniques of unconventional exploitation of shales is unable to extract more than 20% (ref.2) of the oil and gas that they contain.

2- The exploitation irreversibly modifies the permeability of the whole volume of the deposit: without artificial fracturing the exploitation of the deposit is impossible.

3- The geologic process initiated by the fracturing will continue over geologic time, that is to say, over a period of time immeasurably longer than the lifetime of the structures built for the operation of the wells. 

4- It is impossible to return the rock matrix to its original state at the end of exploitation.

Why is it impossible to extract more than 20% of the gas present in the exploitation of shale wells and what are the consequences of that fact? Given the still limited knowledge available of the long term impacts of the technique of hydraulic fracturing in the lengths of horizontal drilling, we will analyze here the more obvious differences between this method and that of conventional deposit exploitation.

In conventional operation, the deposits are found in discrete geologic structures:  a formation or geologic structure of great porosity due to intergranular spaces and/or communicating natural fractures, the whole capped by a tight formation which covers the roof of the reservoir, as in fig.1.  Once it is located, by means of an actual geologic exploration, the wells reaching the reservoir are able to extract almost all (greater than 95%, ref.2) of the deposit.

In addition to its own pressure, the gas is pushed upwards by the water;  liquid hydrocarbons may possibly be present with the gas and water. It is important to note that the hydrocarbons have migrated very slowly from the rock matrix, that is a a sedimentary rock which may be shale. 

They have accumulated in the natural reservoir in a process which has taken thousands of years and more likely millions of years.  Why?  Because the permeability of the rock matrix of the shale type have a very low value (10exp-12 to 10exp-14m/s). On the other hand, once in the permeable rock, which constitutes the geologic pocket, they are then contained in a geologic layer whose permeability is several orders higher (greater than 10exp-6m/s).

Figure 1. Diagram of a conventional gas reservoir. The liquid hydrocarbons may be present between the water and gas.

In the strata where the gas has accumulated (the classic deposit shown in blue and pale green in fig.1) the porosity is significant (5 to 25 %) and the permeability is commonly a million times higher than in the rock matrix: in exploiting a natural gas deposit, the gas migrates easily towards the extraction well. This is why at the end of its useful life, the production of the well falls almost to zero. The reservoir is not 100% empty, but nearly. At this stage, the wells are abandoned, the sites restored and the property reverts to the state.

It is extremely dangerous to transpose this image to the case of the wells for shale gas; in this case, the fracturing is artificially created just before the extraction and the equilibrium is very far from being reached at the end of exploitation. In addition, the extensions are not limited to one localized deposit, but to a whole geologic layer which has been radically transformed.

The extraction is done by artificially fracturing the gas-bearing shale itself, the migration of gas takes place over a shorter distance than the long transit which created the classic deposit, but it is not an instantaneous process.  A few millimetres from the edge of a fracture, the gas escapes rather quickly (fig.2), but as the distance increases the more it takes geologic time for the gas to migrate into the newly fractured shale as it did in the migrations to the natural reservoirs. With a permeability of 10exp-12 cm/s for example, even under a gradient (i) high, the time required to travel only a few centimetres is counted in centuries and even millennia  (v = K . i) [2]. This is how it happens in the still intact parts of the shale between the fractures.

Figure 2. Migration mechanism of shale gas in shale surrounding new fractures; metric view of of shale at the end of exploitation (3-5 years?).

These phenomena on the millimetric and metric scale affect production rates of the wells, which therefore have exponential or hyperbolic decay curves as shown in figures 3, 4 and 5 for the Haynesville Shale, Marcellus Shale and Utica. The age of the wells in course of operation is counted in months or years in these shales,  and there remains some uncertainty as to the volume of gas which will ultimately be recuperated, which is denoted by '' EUR'' in figure 3. This figure shows five assumptions of production projections based on data obtained over 12 months. What is certain, however, is that the flow decreases significantly. For example, the well at St-Edouard (fig.5) is not worth more than 10% of its initial value after only 150 days. The threshold of unprofitability is reached in only a few years at this rate. The diagrams of of figures 3 and 6 are in semi-logarithmic mode, while the diagrams of figures 4 and 5 are in normal arithmetic mode. A purely exponential decay relationship is shown in Figure 3 (below) in the blue line.

Figure 3.  Normalized Haynesville Shale production rate decline based on differing hyperbolic exponents (ref.3, Aeberman, 2010).

Figure 4. Production decline curve in the Marcellus shale (ref.4, Johnson,2011).

Figure 5. Production decline curve in the Utica Shale, experimental well in Quebec.

Figure 6 below shows what happens at the end of operation when the flow is no longer commercially viable; the well is closed, sealed and reverts to the public ownership after a few years of production. The pressure is low at this time, but it then starts to rise at a rate which is a function of the rate of liberation of gas following the curve (the broken line):

Figure 6. What happens at the end of gas well exploitation.

As there is no zero flow in the evolution of the yield curve (more precisely no zero flow before a time equal to infinity), the restoration of  pressure is inevitable due to the presence of 80% of gas remaining in the shale at the time of cessation of production. This will be far more significant in horizontal wells with hydraulic fracturing than in other types of wells. There is nothing to stop the process once started.  It will continue over the centuries and millennia. And well caps [note 3] do not have this lifespan.

Figure 7. Degradation of well over time; compilation based on 15,000 conventional wells.

There is not much data specifically on new shale gas wells, but there is for conventional wells (fig.7- figure taken from ref.5).  For the new wells (age 0) it is 5% of the conventional wells which show problems of methane leaks.  In Quebec for 31 shale gas wells drilled since 2008 , the proportion of wells with leaks has been 19 out of the 31, more than 60% of the wells. The difference confirms what several researchers argue: that engineering problems, notably in the cementing of new wells with fracturing and horizontal extensions  of 1000 m or more, will show up more and more frequently and be of much more concern than in the case of conventional wells. Even with conventional wells, this question of the degradation of the wells is acute because, as shown in in the data of 15,000 conventional wells (fig.7), as the age of the well increases, the proportion of wells with problems quickly exceeds 50%.

The causes of the degradations and the leaks in the case of of conventional wells have been well analyzed by several authors including Maurice B. Dusseault (ref.6) and Wojtanowicz et al, 2001 (ref.7). The specific analysis for the new types of wells remains completely absent, but one first observation is already conclusive: the dynamic cycles repeated in the fracturing and the complexity of control of placing the tubing in the curved and horizontals of these wells, as well as the use of new chemical products, weaken the steel and grout and accelerate their ageing.

Figure 8. A 3D view summarizing the geological and geotechnical problems of a well at the end of useful life.

It would be surprising if the shale gas industry has invented in the last five years structures which are capable of surviving intact for millenia. Civil engineers have always wanted to have techniques that would give viaducts and bridges a life span greater than fifty years, without inspection and without maintenance like the new abandoned wells will be (fig. 8). Here, the gas industry, with the same materials, steel and cement, seeks to convince us that it has the recipe by which thousands of capped wells will eternally resist growing pressure. In fact, the hydrocarbon industry has never had to the obligation to plan so long-term. No state, no province in Canada, no country in the world currently has regulations adapted specifically for these new realities. The long history of classic gas deposit exploitation by conventional wells has put in place provisions essentially aimed at the security of the operation for the duration of the wells useful life i.e: the short period of exploitation.

It may seem incongruous to some oil promoters to see the problem posed in terms of lifespans of centuries and millennia.  But it isn't only shale gas that must be thought of in this way. The very long-term storage of radio-active waste is studied world-wide taking account of time frames of this order. In the sector very close to shale gas wells, the consulting firm Halliburton indicates this in it's documentation '' The post closure phase addresses post decommissioning – which has an extremely long time horizon of hundreds, if not thousands, of years...'' (ref.8).

These wells that Halliburton indicates need to be followed for millennia are wells at lower risk than the wells with horizontal extensions and hydraulic fracturing: they are vertical wells connected at the surface to CO2 storage tanks, less of a problem than methane. The gas industry is certainly not ignorant of the long term risks. However, they have never been placed under the obligation to take responsibility because past regulations and those currently in effect always transfer the ownership of the wells to the public domain once the production is finished. No regulation anywhere obliges them [4] and this obligation has never been included in their business plan.

We have not addressed in this text the more immediate and obvious consequences of the exploitation of shale gas in North America; the massive use of water for fracturing, the often secret chemical composition of the ''slickwater'', the chemical cocktail which modifies the water to optimize the fracturing, the occupation of agricultural land by a heavy industry, tanker trucks, drilling towers, flares, compressors, gas pipelines, etc. The disposal of about 40% of the water which returns to the surface as reflux, the radio-activity and the very high salinity of water from the deep formations which also finds new channels to the surface layers or which uses natural geologic faults, such as faults and fractures which are inevitably cut by the long horizontal drilling. All this has been abundantly set in relief and daily headlined by the newspapers in the USA. The cases of the contamination of the water tables by methane are the first problems to show up, because extremely mobile methane is the fastest to find its way to the surface through natural paths enlarged by fracturing. The slower migrations are also beginning to appear: chemical compounds of the fracturing fluids have been found in some wells (ref.9).

We recognize that all these questions are, in the near term, of first importance. If we have talked about them little in the analysis above, it is because other researchers have abundantly discussed them and some of these consequences relate specifically to hydraulic fracturing. Other techniques (liquified propane, CO2, compressed air, electric arc, etc.) may eventually be used and the list of consequences which would appear with that type of fracturing would be different. Whatever the technique used to artificially fracture the shale, the geologic process which we have analyzed can never be accelerated. We have presented an analysis which remains pertinent, even under differing technical alternatives, which are currently in trial or are coming later.

We have chosen to present a purely geologic and geotechnical look at the question, because a large part of the of the other problems associated with the exploitation of non-conventional deposits of shale gas and oil follow, and follow with even more intensity, from the geotechnic ''bugs'' of this industry which has been so precipitously launched, without the adequate studies that have previously been required. There have been previous studies, but they were directed to the optimization of the commercial production of the resource.

Conclusion and recommendations:

There are two important differences between shale gas and conventional gas deposits and these two differences alone provide the fundamental reasons to disregard the ill-considered idea to exploit shale gas by the currently proposed technique:

1- The technique of hydraulic fracturing artificially creates a network of interconnected fractures to which the gas starts to migrate. The technique initiates a process of gas flow in the deposit, as happened in conventional fields over  hundreds of thousands of years, but hydraulic fracturing can't possibly accelerate this geologic process. The construction of a well and its fracturing are accomplished in a few weeks;  the flow begins and continues on a geologic time scale (greater than 100,000 years). The amount of time before the wells are closed for unprofitability, represents only a infinitely small portion of this geologic time frame.

2- The drilling of wells and the fracturing of shale is a totally irreversible operation with no technical solution to restore the shale matrix to its original impermeable condition. The closed wells at the end of commercial operation become the potential conduits for the gas leaks. For these structures, like any structure made of steel and concrete, one must ask the fundamental question of their lifespan and about what will occur when their state of deterioration no longer prevents them from resisting the pressure of the gas. The pressure of gas in the reservoir will continue to grow slowly but continuously on the one hand,  while the deterioration of the wells will increase with time. These two phenomena will appear over time on the surface by the number, and amount of flow, of the leaks of methane. The management of this new type of underground works will cost colossal sums to the public treasury as the inefficient (20%) extraction technique leaves in place a very large portion of of the methane initially present in the deposit.

The exploitation of conventional deposits remains acceptable everywhere the environmental conditions and best practices are respected. But with regard to the unconventional deposits, France has found good reasons to ban hydraulic fracturing on their territory. Economic pressures will certainly continue to make it tempting to reverse or circumvent this decision. We recommend that the questions we raise in our analysis be included in the considerations which must ensue. It would be preferable not to tie the expression hydraulic fracturing to any prohibiting regulation.  Any fracturing technique will produce the same effects as we discussed in this text.

What needs to be a priority is to re-examine the current regulations in force. Already imperfect in its neglect of the long term management of conventional abandoned wells, it becomes completely inadequate for unconventional deposits. It is these obsolete regulations, as well as some specific exemptions granted to the shale gas industry in the face of the existing regulations which have permitted North America to start this industry. With rules which would eliminate the transfer of ownership back to the state at the end of life, with an obligation that the exploiter assume complete and permanent responsibility for the well, (for example a lease of 99 years with automatic renewal of 99 years in 99 years in case of persistent gas pressure in the well) this industry would perhaps never have emerged.

The business plans of the industry only have two steps: exploration  followed by  exploitation. We have published an analysis of the profitability for all of society when the long term is included in the parameters (ref. 10,  Durand 2011) The addition of this very long stage where the costs of the foreseeable consequences of this operation are supported by the state completely changes the short term vision in which the authorities have left North America confined.

References:

1- BAPE, 2011. Bureau d’Audiences Publiques sur l’Environnement, , 323 p.

Rapport final de la commission d’enquête gouvernementale sur l’industrie des gaz de schiste au Québec.

2-  National Energy Board, Nov. 2009, 

A Primer for Understanding Canadian Shale Gas, 23p. http://www.neb.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/nrgyrprt/ntrlgs/prmrndrstndngshlgs2009/prmrndrstndngshlgs2009-eng.pdf

3- Aeberman, 2010. Shale Gas-Abundance or Mirage? Why The Marcellus Shale Will Disappoint Expectations. The Oil Drum.

4- Johnson D W. 2011. Marcellus Shale Gas, présentation Enerplus Corp.

5- Brufatto et al 2003, From Mud to Cement—Building Gas Wells,

Oilfield Review , Sept 2003, pp 62-76.

6- Dusseault, 2000,  Why oilwells leaks : Cement behavior and long-term consequences SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition in China held in Beijing, China, 7–10 November 2000.

7- Wojtanowicz et al, 2001, Diagnosis and remediation of sustained casing pressure Final Report US Dept of Interior, Mineral Management Service, 93p.

8- Halliburton 2012. Carbon Capture and Storage - Post Closure of wells.

9- Reuters 2011, PA says fracking likely polluted Wyoming water. 

10- Durand. 2011. Shale Gas - A Business Plan Very Much in the Red.

Notes on the text: 

[1]  For the exploitation of the Utica Shale deposit in the St Lawrence Valley between Montreal and Quebec City , 20,000 wells would be needed to cover the 10,000 square kilometres of corridor 2, the most propitious for the first phase of exploitation,(ref 1.- BAPE Commission, 2011).

[2]  V = K . i   this is the law of Darcy, which expresses in units of speed (m/s) the conditions which govern the flow of water in geologic formations. The analysis of  the flow of hydrocarbons in geologic formations uses more complex formulas, but we are using that of Darcy because it permits a simplified approach to the notions of flow and permeability. The parameter K is also referred to as hydraulic conductivity, synonymous with the permeability of Darcy.

[3]  The expression well cap  is used here because we have not found a designated term for this engineering structure. The term designates the structures, initially conceived as temporary, for a very precise engineering function: to extract the gas. At the end of the operation, it is summarily transformed to a totally opposite function: to stop the gas from escaping the well. In addition, this structure becomes a permanent and no longer temporary in its new function.

[4]  Some states and the province of Alberta, have put in place programs for orphan wells; these programs impose on the hydrocarbon industry subscription in a fund for inspections and sealing some of the wells. But these programs are at the very beginning of the inventory stage; they never constitute sufficient means to manage the new wells transferred to the public domain.

Avril 2012 - L'ÉES publie la version finale de son plan de réalisation

ÉES: comité de neuf "experts indépendants" pour réaliser l'Évaluation Environnementale Stratégique sur la question du gaz de schiste. Commentaire général: on y trouve guère plus que dans la version précédente, publiée il y a plus de cinq mois (28 oct.2011). Le processus est lent (création de l'ÉES en mai 2011- dix mois écoulés) et à ce rythme on a peu de chance de voir beaucoup de concret en fin de course. Le nouveau texte présente des ajustements au vocabulaire et des ajouts qui sont manifestement dû à des commentaires reçus lors des audiences. Le seul changement vraiment notable est l'élimination de la possibilité de voir autoriser des nouvelles fracturations. Antérieurement elles étaient envisagées sous le (faux) prétexte de recherche scientifique. J'avais nommément dénoncé * cette évocation, contenue dans le premier texte (ÉES, 2011), comme un test pour la crédibilité de son comité. Ces fracturations ne pouvaient servir avant tout qu'à bonifier la valeur des actions des compagnies. Il ne pouvait y avoir là d'acquisition de connaissances scientifiques de l'aveu même d'un pdg d'une des gazières (Séance d'information aux actionnaires de Questerre).

Par contre une autre épine notable dans le pied de la crédibilité de l'ÉES est toujours en place: on note dans la nouvelle version du plan qu'il n'y a pas d'analyse, encore moins de démonstration du bien fondé de continuer à permettre à l'industrie d'avoir un membre de plein droit au comité. La présence de Mme Molgat, employée et lobbyiste de Talisman Inc est maintenue sans autre forme de commentaires; aucune réponse n'est apportée aux très nombreuses objections mises en relief lors de la consultation populaire. La crédibilité de tout le processus de l'ÉES est donc toujours entachée par la composition même de son comité et par la présence de l'industrie, qui teintait et qui teinte toujours les orientations de son plan de réalisation.

Il n'y a pas que cela hélas dans cette version finale du plan; bien qu'à quelques reprises on mentionne que le scénario "zéro développement" fera partie des possibilités étudiées, il n'y a aucune hiérarchie ou priorisation des tâches dans le plan de réalisation. Ça demeure une longue liste de tâches visant à analyser les diverses étapes et les paramètres de l'exploitation de l'Utica. La grande partie du focus et de l'attention de ce plan porte toujours la marque "besoins de l'industrie": comment lui fournir l'eau requise pour forage et fracturation, comment luipermettre d'injecter éventuellement les eaux usées, comment l'encadrer de nouvelles règles qui lui permettront d'atteindre l'acceptabilité sociale, etc. On s'attachera même à analyser pourquoi l'opinion publique a été amenée à s'objecter massivement et comment des nouvelles approches de communication de l'industrie et du gouvernement pourraient permettre de renverser la vapeur... tout ça payé par les 7M$ de fonds publics de l'ÉES.

L'autre teinte qui transparait dans ce plan, comme dans sa version d'il y a cinq mois, demeure encore et toujours le mandat de trouver les mesures pour "éliminer, atténuer, remédier"; ces trois mots se retrouvent dans la majorité des descriptifs des tâches. Le comité n'a vraiment pas choisi de tenir compte des très nombreux commentaires qui traitaient de cela et qui ont été exprimés lors des audiences de janvier 2012. Un rapport de l'Institut du Nouveau Monde (INM, mars 2012) sur le bilan de cette consultation est nettement plus éclairant; ce rapport expose et commente le très grand nombre d'arguments qui militent pour l'interdiction pure et simple de la fracturation de l'Utica. Ces questions soulevées lors des audiences trouvent cependant bien peu d'écho dans le plan de travail de l'ÉES.

Personnellement j'ai mis en relief que la gestion des puits abandonnées va très probablement coûter à la collectivité bien plus que la somme de toutes les redevances collectées éventuellement pendant la phase de l'exploitation. Dans la dernière version du plan, le comité utilise maintenant l'expression "fermeture et suivi" pour décrire la dernière étape dans la vie d'un puits; nulle part cependant le comité de l'ÉES ne décrit comment il va s'occuper de tenir compte du suivi des puits. Il n'y a que l'ajout ici d'un terme après le mot fermeture d'un puits, mais on ne voit rien dans ce plan qui montrerait que le comité a le moindrement compris l'importance de cet aspect. L'ÉES se donne toujours comme base d'analyse une échelle de 25 ans (p.58); c'est peut-être utile pour analyser les paramètres d'opération de l'exploitation commerciale, mais ça passera complètement à côté du coût de gestion des puits abandonnées quand ils entreront un après l'autre dans leur fin de vie technologique. La durée de vie des puits bouchés dans le shale fracturé dans sa totalité est préoccupante, car il reste en fin d'exploitation 80% du gaz encore présent et rendu libre de circuler dans les nouvelles fractures. Ce gaz va remettre les puits en pression pendant des temps "géologiques". Il est manifeste que le comité n'a toujours pas compris l'importance de s'attacher à analyser cela. Il n'y a aucun détail sur la signification du mot "suivi", ni aucune tâche qui indiquerait comment on va aborder cet aspect. La seule exception est qu'à la page 58 on ajoute là le mot minimale: textuellement "... couvrira une période minimale de 25 ans". On étudiera quoi exactement si on va au-delà du 25 ans? Aucune précision ou commentaire n'est donné.

Ce n'est pas en étudiant les "bonnes pratiques de l'industrie" (des règles qu'historiquement l'industrie se donne à elle-même et que les états entérinent sans plus), ou en analysant les réglementations des provinces voisines qu'on va trouver ces réponses. Les puits horizontaux de gaz de schiste, la fracturation massive de toute une unité géologique n'ont pas de précédents comparables. L'étude des puits classiques ne peut aucunement être transposée pour cette problématique tout à fait différente. J'ai soumis ces questionnements en novembre à l'ÉES et je ne retrouve aucunement dans le nouveau texte une raison de penser que le comité va tenter de les inclure dans le plan de travail, à l'exception très floue qu'on a maintenant inscrit "fermeture et suivi". Je souhaite donc avoir la possibilité d'exposer au comité une présentation détaillée de ces questionnements. Je n'ai cependant pas vu dans le calendrier des travaux une période attribuée à des présentations d'experts indépendants. On consultera les citoyens, mais voudra-ton entendre de façon formelle l'opinion d'experts indépendants? Où et quand? Je n'ai rien trouvé à ce propos dans le calendrier ou le plan de travail de l'ÉES.

Je vais commenter ci-dessous quelques points de mon domaine d'expertise, laissant à d'autre d'analyser les aspects sociaux, etc. du plan de réalisation de l'ÉES. Le plan de travail de 18-24 mois envisage parfois des tâches irréalistes, comme de pouvoir trouver le prix du gaz pour un avenir indéfini; les paramètres commerciaux sont hors de portée de toute tentative de prévision:

en 3.1.3 (P-1) Il est illusoire de penser trouver une méthode d'évaluation du prix du gaz; "si ça existait, on l'aurait ... ou on voudrait l'avoir! " dixit un groupe expert investisseur en bourse.

Par contre, même après près d'un an d'existence, on a toujours pas défini de façon concrète un exemple d'étude ou d'observatoire scientifique; c'est toujours au niveau d'énoncés généraux, sommaires sans aucune délimitation réelle; par exemple, p. 66- (tâche O-1), il serait plus que temps de dire quel(s) parmi les 18 puits vont faire l'objet d'analyse détaillé d'échantillonnage et de suivi. Il y a pourtant des propositions bien concrètes possibles, comme par exemple celle que j'ai soumise (Durand, 2012).

Le chap. 3.2 est L’évaluation des enjeux environnementaux. Dès le premier item, c'est des besoins de l'industrie dont l'ÉES se préoccupe. 3.2.1 Enjeux touchant l'eau: pp 27-34 le plan liste des tâches pour répondre aux besoins de l'industrie. Un paragraphe de sept lignes au bas de la page 29 porte sur la qualité de l'eau des nappes à protéger. Le reste concerne les étapes des procédés industriels requérant ou impliquant la ressource eau.

3.2.3 Enjeux touchant les gaz à effet de serre: l'ÉES passera à côté de l'évaluation du risque énorme d'émission de méthane, dont il reste 80% dans le shale en fin d'exploitation commerciale; cela originera des puits abandonnées quand, dans les ciments et les aciers des composants du bouchage, la corrosion aura fait son oeuvre. Aucune mention de cela dans le plan - aucune prise en compte de ce qui se passera au-delà des 25 premières années, qui concernent surtout la période de l'activité d'extraction. Il n'y a rien de mentionné pour la durée de vie technologique des puits et ce qui pourrait se passer ensuite.

3.2.4 Enjeux touchant les risques naturels et technologiques: Les risques naturels genre glissements de terrain et séismes sont peu significatifs en rapport avec des opérations de forage. On écrit d'ailleurs ceci: " l'examen des ministères des Transports et de la Sécurité publique sur le risque de séismes et de glissements de terrain a tenu compte de la possibilité..." (p.38) ; si on en a tenu compte c'est pas vraiment important de recommencer à nouveau cette analyse. Ça peut juste servir à inclure des conclusions rassurantes et déjà déterminées dans le rapport final...

Le plan comporte ce texte p.40 : "Les techniques utilisées par l’industrie du gaz de schiste dans la construction de ses puits au Québec et ses méthodes de fracturation hydraulique seront évaluées en fonction des normes, des guides techniques et des bonnes pratiques en vigueur a(u) Québec et ailleurs, afin de déterminer les causes de fuites à certains puits

et le risque que cela comporte à long terme. Cette analyse sera complétée par le projet EC2-5 du plan de réalisation : Inventaire des technologies et des mesures susceptibles de réduire les risques et les externalités associés au développement de la filière du gaz de schiste." Le problème c'est que les bonnes pratiques et autres règles industrielles de ce genre, c'est l'industrie elle-même qui se les donne, surtout en fonction de critères de sécurité et de rentabilité pour ses besoins propres pendant la période où elle exerce ses activités sur le terrain. Jamais et nulle part, ces règles de bonne pratique ne se sont penchées sur le devenir des puits abandonnés, car jamais et nulle part, l'industrie a été légalement responsable de cette étape.

En fin de production, la propriété et la responsabilité est retournée au domaine public; il serait urgent de remettre en question ces règles traditionnelles, mais ce n'est pas encore fait. Il est à prévoir que l'industrie va mettre toute la pression pour y résister. Le petit comité local québécois de l'ÉES ne fera pas vraiment le poids face à l'emprise mondiale de l'industrie pétrolière. Ce n'est pas en étudiant les règles en vigueur ailleurs qu'on trouvera des réponses pertinentes, car c'est géré partout avec les mêmes lacunes flagrantes. La problématique de l'exploitation de gisements non conventionnels est nouvelle et aucune de ces règles n'a été établie dans ce contexte particulier.

L'ÉES poursuit actuellement une démarche qui se fonde uniquement sur l'état de fait, les normes actuelles de l'industrie; c'est notable dans le document de Projet-Type où les étapes d'un projet se terminent avec la fermeture du puits. Il est également notable qu'aucun comité-miroir mis sur pied par l'ÉES ne traite de ces questions. L'ÉES a confié la responsabilité des questions technologiques à un sous-comité dirigée par la représentante de l'industrie. Après une discussion avec elle, j'ai vite compris que l'ÉES va soigneusement éviter d'inclure dans ses études les questionnements que j'ai formulés depuis plus d'un an sur la détérioration des puits après abandon. En se limitant aux étapes du Projet-Type basé sur l'état des pratiques passées dans l'industrie, rien n'est remis en question; aucune véritable analyse des risques et des coûts à long terme pour la société. Le crédo des bonnes pratiques de l'industrie était très notable et très clair dans la version initiale du plan de travail, qui comportait cette phrase: "les techniques de mise en place des tubages et

de cimentation constituent la meilleure protection pour l’environnement."

Références:

ÉES 2011  Plan de réalisation version préliminaire

ÉES avril 2012 Plan de réalisation version finale

M. Binnion 2011, Séance d'information aux actionnaires de Questerre - 19 mai 2011

Institut du Nouveau Monde, mars 2012 consultation 2012

Durand, 2012 ÉES: Que faire maintenant après les consultations?

Voir la proposition d'étude au puits Champlain dans la vidéo et aussi en texte, voir au point 2

addendum 18 mai 2012: On m'a posé cette question lors d'une des conférences que je donne sur le sujet: "Est-ce que j'ai présenté mes questionnements et analyses aus membres du comité de l'ÉES". J'attends toujours une réponse aux diverses tentatives de contact avec Robert Joly son directeur. C'est lettre morte de ce côté et je dois pour l'instant en conclure qu'ils ne sont pas intéressés à avoir plus d'informations, du moins pas intéressés à me rencontrer. J'ai des demandes de conférence qui me parviennent de bien des pays et groupes éloignés (Pologne, France, etc), mais le principal organisme du Québec qui a le mandat d'étudier la question des gaz de schiste ne semble pas trouver pertinent de m'entendre sur la question. Je leur ai transmis néanmoins mes textes de commentaires, ainsi que j'ai exprimé le souhait de les rencontrer directement.

Nouvel ajout en date du 18 juin 2012. Le comité ÉES ne m'a pas répondu directement, mais il a offert au Collectif Scientifique une rencontre qui s'est tenue lundi 18 juin 2012. Le Collectif Scientifique y a délégué cinq de ses membres et m'a demandé de faire partie du groupe des cinq. J'ai accepté, car ainsi cela me permet de mettre un pied dans leur porte. J'ai pu leur exposer en 40 minutes mes questionnements. La réunion prévue de 10 à 16h a démarré à 10h30, car on a tenté sur place de trouver un projecteur. J'ai été assez étonné de voir que pour une rencontre avec l'ÉES, qui a un budget de 7M$, dans des bureaux du gouvernement, l'organisation était bien moins bonne que celle que j'ai eu dans toutes les rencontres dans les villages de Montérégie, organisées par des bénévoles dans les sous-sols de salles paroissiales, où j'ai toujours eu accès sur place à un écran et un projecteur numérique. Pas de cela en ce 18 juin hélas avec l'ÉES.

Un bon point positif à noter cependant: ils étaient huit sur les 11 membres du comité, dont les interlocuteurs que je souhaitait voir: les experts en géologie et hydrogéologie, M. Molgat, Michel Malo et John Molson. Ils m'ont écouté poliment, sans trop poser de questions ou de contre-arguments. Donc pas de vrais échanges et je suppute que c'était peut-être pour eux une directive de rester uniquement en mode d'écoute polie.

En toute fin de rencontre, après les quatre autres exposés, je suis allé parler directement à Mme Molgat et M. Malo; John Molson ayant déjà quitté. Là j'ai été plus spécifique dans mes demandes sur leurs orientations, notamment pour savoir si le devenir des puits ferait l'objet de leurs préoccupations ou d'un quelconque sujet d'étude. La réponse de M. Malo: il y a un sous-comité qui étudie globalement les risques pour l'eau, les risques naturels et risques technologiques. À ma question si c'était lui qui dirigeait ce comité des risques technologiques, il a pointé sa collègue Mariane Molgat en disant que tout cela était dirigé par elle ! Je me suis exclamé : " Alors là je suis très inquiet !" . Mes brefs échanges avec elle m'incite à penser qu'elle n'agit apparemment pas une experte indépendante et que les phrases tirées du discours de l'industrie qu'on retrouve dans les textes de l'ÉES, n'y ont pas leur place non plus. Il est très inquiétant de constater qu'un des points cruciaux que devrait étudier l'ÉES, les risques pour les nappes consécutives aux déficiences de la technologie, soient dirigées par la représentante de l'industrie.

Réponses à neuf questions techniques

Réponses à neuf questions techniques + une 10e pas technique, mais linguistique

Les dix sujet traités ci-dessous sont dans l'ordre:

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?

1) La pertinence de la solution Gaz de Schiste versus Charbon.

A l'origine de l'industrie du gaz, le fait que la COMBUSTION du méthane dégage moins de CO2 que la COMBUSTION du charbon; vrai en labo certes si on s'en tient à la seule étape de combustion, mais cette élément n'est qu'un parmi les nombreuses étapes entre la production et l'utilisation du combustible. C'est un débat utile aux USA où il y a beaucoup de centrales au charbon vieillissantes pour produire de l'électricité; rien de ça au Québec.  Mais aux USA donc cette prétention a fait naître les beaux jours du gaz de schiste, et même le plus aberrant, amalgamer  gaz de schiste  et  gaz naturel produit de façon conventionnelle et le présenter comme "un pont vers des énergies plus vertes".  C'était sans compter sur toutes les étapes requises pour produire et emmener le combustible aux centrales. L'étude scientifique ci-dessous donne les vraies valeurs. En tenant compte de toute les difficultés pour l'extraire, le gaz de schiste pollue plus que le charbon, pourtant déjà un très gros pollueur:

Étude des chercheurs de l'Université Cornell, 2011      Howarth et al 2011

"Compared to coal, the footprint of shale gas is at least 20% greater and perhaps more than twice as great on the 20-year horizon and is comparable when compared over 100 years."tiré de l'études des chercheurs de Cornell University.  Réponse 2012 à des critiques mal fondées

2) La pollution des nappes de surface:

"C'est impossible, car nous fracturons le shale seulement en grande profondeur, bien loin sous les nappes d'eau potable. Il y a toujours plus de 1000 m de roc imperméable existe entre les deux"  dit l'industrie.

M. Binnion président de Questerre écrit aussi qu'avant même de forer au Québec " ... À plusieurs endroits, et en particulier dans les basses-terres du Saint-Laurent, il est commun de retrouver du gaz thermogénique à la surface et dans l’eau de consommation."

Faudrait que l'industrie se branche: la deuxième déclaration contredit la première. Si dans les conditions naturelles, des fractures amènent du méthane de l'Utica jusqu'en surface en quelques endroits isolés, c'est donc la preuve que la supposée barrière de 1000m de roc imperméable, n'est pas imperméable. Qu'elle le sera encore moins, quand tout le shale sera recoupé de millions de nouvelles fracturations. Ces anciennes voies, plus les nouvelles fractures vont tout autant, et bien plus, démontrer que les 1000 m de roc entre l'Utica et les nappes NE SONT PAS une barrière étanche absolue.

En ce qui a trait aux supposés 1000m de distance entre la zone fracturée et le bas des nappes, c'est contredit par les données réelles qu'on peut lire dans des rapports de forages; voit le sujet 7 ci-dessous. Dans l'exemple documenté, il y a à peine 400m et non pas 1000m.

3) Les liens entre fracturation hydraulique et les contaminations des nappes phréatiques, 

n'ont été démontrés par aucune étude?  C'est en regardant la question à la façon d'un avocat* qu'on arrive en effet à cette affirmation. La fracturation hydraulique est une opération qui se situe dans le temps juste après la construction du forage et avant son exploitation commerciale. Cette opération prends cinq à dix jours tout au plus, et on annonce déjà des techniques plus rapides encore, qui vont réduire ce temps à quelques jours.

La période d'injection sous haute pression est donc extrèmement courte, et pendant cette période on a pas pu encore observer en même temps en surface des effets. Mais ces effets, bien réels, vont prendre plus de temps que quelques jours ou quelques semaines à se manifester. Ça l'industrie le sait, mais n'en parle pas. Elle se limite à ce fait très pointu: on a fait de la fracturation et plus haut dans les nappes on a pas observé, ni démontré d'effets.  C'est très très court comme approche et c'est surtout très baisé.

Seulement 40 % des eaux de fracturation sont remontées en surface pendant cette opération; donc plus de 60% demeurent dans les fractures créées dans le shale. Mais avec le temps, d'autres volumes de ces eaux vont remonter vers les nappes de surface.  Dans les conditions naturelles, la circulation souterraine dans le shale est extrêmement lente et se mesure à l'échelle de milliers d'années. Avec la fracturation artificielle, elle est de beaucoup accélérée; l'échelle de temps devient des années ou décennies. Mais ce n'est pas instantané; en quelques jours, ou quelques semaines, on n'observe pas d'effet. Cela ne veut pas dire qu'il n'y en aura pas.

Juste après la période où on crée des fortes pressions, on fait l'inverse: pendant les années qui suivent, pendant l'extraction, la pression est au contraire abaissée au minimum. Il y a peu de chance que l'eau contaminée monte vers la surface, car l'écoulement se fait en sens inverse, vers les fractures dans le shale en profondeur. Donc là aussi pendant l'extraction, on ne constatera pas sans doute les effets néfastes. Les exploitants savent cela aussi.

Après la fin de l'exploitation, dans les puits abandonnés, la pression remontera et là, la circulation reprendra. Cela demandera des années, peut-être des décennies, mais les effets néfastes vont bel et bien alors affecter les nappes. Cela aussi l'industrie gazière le sait. Les promoteurs savent aussi que la loi actuelle leur permettra cependant de ne plus être propriétaires responsables des puits bien avant ce moment là. Quand ces effets vont devenir généralisés, ils seront "loin" !  Ce sera à peu près impossible de les poursuivre et démontrer leur responsabilité sur cette échelle de temps. Les profits seront encaissés depuis longtemps.

Donc si on a pas vu de lien entre fracturation hydraulique et contamination des nappes, c'est uniquement parce qu'on n'a pas étudié le phénomène sur son cycle complet, comme cela devrait se faire. L'affirmation du début serait équivalente dans le domaine médical à dire, juste après la commercialisation de la cigarette: Il n'y a pas de lien entre le fait de fumer et la santé, car on a pas observé de cancer du poumon PENDANT que les premiers fumeurs s'en allumaient une bonne!

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* Je veux dire pointue, légaliste et très peu scientifique. Mes excuses aux avocats, mais en hydrogéologie et pour d'autres phénomènes géologiques, l'étude de ces questions est très loin de pouvoir être faite avec votre grille d'analyse usuelle..

4) Les fuites de méthane.

L'émission Découverte Radio-Canada 17 septembre 2011 en a fait son sujet d'un court reportage. Cependant cette question est beaucoup plus complexe que la présentation sommaire du reportage. Découverte explique la présence des fuites dans 19 des 31 forages par le phénomène de la contraction du volume du coulis quand il fait prise et se durcit.  C'est une des huit causes possibles pour expliquer les fuites, mais ce n'est pas la cause unique.

Comment se fait-il qu'un bouchon de 1000 et même 2000m d'épais entre deux tubes d'acier ne puisse pas être étanche?  Un anneau de 10 cm d'épais de calfeutrant au silicone pourrait bloquer à 100% les fuites dans un tel espace. C'est évidemment que le coulis, qui utilise les mêmes ingrédients que le mortier des maçons pour monter un mur de briques, est lui un mélange où on a ajouté beaucoup plus d'eau. Le résultat donne un solide de bien piètre qualité: le reportage montrait qu'on le casse très facilement avec les mains, sans être un surhomme. Toute l'eau en surplus devient des vides et des porosités dans le matériau une fois durci. En plus, le volume se contracte  de 3% à 6% en durcissant, ce qui laisse des espaces au contact de l'acier du tubage. Il y a cependant sept autres causes possibles pouvant expliquer les fuites, ce qui est illustré sur la figure suivante:

Figure 1 - Les causes des fuites les plus courantes dans les puits.

Sur un puits, une ou plusieurs de ces causes peuvent expliquer les fuites constatées. Tant que les données sur ces puits demeureront secrètes, on ne pourra préciser les causes exactes des fuites cas pas cas.  Mais il y a un fait indéniable: elles sont bien là, présentes dans les deux tiers des puits.  Même des travaux correctifs, n'arrivent pas à en venir à bout, nous apprenait Découverte (au puits de Leclercville notamment).  Le méthane qui arrive en surface hors du tube, a donc traversé plusieurs couches géologiques, ainsi que les couches aquifères. La nappe est donc déjà contaminée par le méthane à LaPrésentation. Dans les nappes, l'eau circule lentement à l'horizontal. C'est une question de temps avant que ce lent mouvement l'amène aux puits artésiens du voisinage. L'eau souterraine est déjà contaminée: les inspecteurs du ministère devraient se focaliser sur cela, pas seulement se promener en surface à la recherche des émanations de gaz et faire comme si de rien était quant à l'eau souterraine à quelques mètres juste en dessous. Les porte-paroles du gouvernement ne disaient pas un mot sur cela dans le reportage, tout comme les experts des compagnies gazières.

Les fuites de méthane des quelques puits au Québec qui se sont rendus à l'étape de la fracturation hydraulique vont continuer à faire l'objet de controverses dans l'actualité: autre exemple à citer, le puits Talisman La Visitation. Même si ils sont peu nombreux au Québec et sommes toutes encore "tout neufs", ces puits montrent régulièrement des déficiences d'étanchéïté. Cela va aller en s'agravant avec l'âge et la corrosion.

5) La pression dans les puits au moment de l'abandon.

Les "experts" des compagnies gazière disent qu'en fin d'exploitation: «On cimente le puits quand il n'y a plus de pression. Il n'y a plus de gaz qui va sortir.» dixit le géologue principal chez Talisman Energy; la géologue dans le reportage de Découverte du 18 sept. 2011 a tenu des propos à peu près identiques.  Ceci pouvait être le cas avec des puits d'hydrocarbures du passé, mais c'est faux dans le cas des gaz de schiste. Il s'agit là de la plus grande fraude intellectuelle* dans tout ce dossier. La pression diminue sans cesse en période d'extraction; à l'abandon, elle n'est pas nulle, mais le débit n'est plus intéressant commercialement. C'est à ce moment là qu'on bouchera le puits et c'est peu après que les inspecteurs du gouvernement passent pour vérifier qu'il n'y a pas de fuites. Ils donnent le permis d'abandon en autant que les règles (inadéquates pour les puits de gaz de schiste) sont respectées et qu'en surface le terrain soi restauré.  Mais tout est apparence trompeuse: le puits a peu ou pas de fuites lors de cette ultime inspection car la pression est à son plus bas tout juste à ce moment là. Elle remonte ensuite régulièrement, parce que l'exploitation n'a écrémé que 20% du méthane. Le reste continue à se libérer dans les siècles qui suivent. En quelques années, décennies tout au plus, la pression tend vers le maximum antérieur. Les fuites vont reprendre et vont s'accentuer avec la détérioration inévitable des puits (tubages et coulis dégradés).

Le coût des permis à 10cent/an le million de m3, les règles d'inspection et les règles d'abandon n'ont jamais été pensées en fonction du gaz de schiste; c'est bien pour ça que des profiteurs se sont rués dans ce "far-west" : nouvelle technique qui contoure les lois, "free-for-all", les premiers arrivés empochent le magot et se sauvent au plus vite avec.

Quand ils auront tout empoché, on aura fracturé sur 200 m d'épaisseur et sur 10 000 km2, soit la totalité de l'Utica entre Montréal et Québec, on aura 20 000 puits vieillissants à gérer, une ressource non renouvelable écrémée par une génération à courte vue, qui ne disposait que d'une technique bâtarde à 20% d'efficacité, laquelle laisse 80% de gaz sous terre, tout ça connecté avec la surface par 20 000 trous mal bouchés.

* Il m'est impossible d'écrire "fraude" tout court, car tout ça est hélas parfaitement légal en fontion des règles en vigeur - règles totalement inadéquates évidemment. Mais des géologues, en principe experts qui disent cela, "mentent par omission" de façon éhontée.

6-Le contrôle de la fracturation hydraulique.

L'industrie proclame que le danger de propagation des fractures hors de la zone du shale d'Utica lors de la fracturation hydraulique est contrôlé par des techniques sophistiquées nommée "Monitoring Microsismique"; pour décrire cela simplement, disons que dans des petits forages satellites, on installe des microphones spéciaux (géophones) qui enregistrent les ondes mécaniques (un peu comme les ondes sonores); ces ondes originent des fractures qui sont produites dans le procédé. Ce monitoring permet de localiser l'origine des ondes provoquées par des ruptures mécaniques dans le shale. Mais suivre  les ruptures n'est pascontrôler les ruptures. Ça rapelle les paneaux routiers, corrigés depuis, qui annonçaient aux automobilistes "Vitesse contrôlée par radar"; le radar n'a jamais pu "contrôler" la vitesse des voitures; il se contentait de la mesurer!

La nuance est importante en ingénierie de fracturation. Si une fracture se propage hors de la zone ciblée, on ne peut que le constater, après le fait, par la microsismique. Le vrai contrôle ne se fait qu'indirectement en surface en contrôlant la pression et le débit d'injection pendant les opérations de fracturation.

Deuxième observation et elle est de taille, même si l'industrie n'en parle jamais: il y a deux types de fractures et la microsismique ne peut détecter que les ruptures de moindre signification. Les fractures les plus significatives s'ouvrent en traction: c'est un terme technique qu'on peut illustrer par la figure suivante:

Figure 2 - Les deux types de fractures.

La pression d'injection d'eau (P et les flèches bleues) poussent sur les parois d'une fracture et la forcent à s'ouvrir et à se propager encore plus loin. Ce phénomène est lié à la faible résistance en traction des roches, d'où le nom du premier type de fractures: les ruptures en traction. Ces fractures sont les plus nombreuses et les plus significatives; on y injecte aussi le sable pour les maintenir ouvertes et collecter ainsi le gaz. Les fractures d'où originent les ondes, ne sont pas celles-là, mais d'autres, nommées fractures en cisaillement, qui se manifestent dans le processus qui déforme tout le massif de shale. Ce sont ces fractures en cisaillement que détecte le monitoring. La conclusion de cela est qu'une fracture en traction peut très bien déborder loin, hors de l'Utica ciblé, en se propageant par exemple dans un plan de faiblesse naturel déjà présent. Cela se nomme une diaclase, ou cela peut être à l'occasion dans une faille qui rejoint les strates aquifères, jusque près de la surface. Quand cela se produit, le monitoring microsismique peut ne rien détecter du tout.

Finalement, une statistique qui dit tout: le monitoring ajoute au forage des coûts importants qui sont payés à un sous-traitant spécialisé. Les données compilées pour les 75000 opérations de fracturation hydraulique aux USA, données disponibles pour l'année 2009, montrent que le monitoring microsismique n'a été effectué que dans 3% des opérations. Vu le faible prix du gaz, on a réduits les coûts - Alors où est le contrôle?

réf.: Zoback et al. 2010

7-La réalité sur l'épaisseur de couverture pour protéger les nappes.

L'industrie répète toujours que les puits artésiens qui s'alimentent dans la nappe phréatique et qui descendent au maximum à 100m de profondeur, sont encore bien loin de la grande profondeur des couches de l'Utica, là où se passe la fracturation hydraulique; "il y a toujours mille mètres, parfois bien plus, de roc entre le bas de la nappe et la zone où s'effectue la fracturation", donc c'est impossible qu'il y aît jamais de contact, disent-ils. Il y a beaucoup de petits vidéos sue la Toile (WEB) qui expliquent tout le procédé de forage et la fracturation qui suit, tout cela dans ces petits film d'animation avec une vision où tout semble se dérouler comme par magie, parfaitement contrôlé (Vision "Disneyland" d'un forage idéal)

La réalité est tout autre dans chacun des aspects de ces techniques; le sujet No 5 a présenté une analyse des problèmes affectant la mise en place des coulis de ciment qui ne bouchent à peu près jamais correctement les puits; regardons maintenant les problèmes liés au processus de forage lui-même. Plutôt que de vous montrer un dessin d'animation, regardons le cas d'un forage réel foré à quelques Km de Trois-Rivières par la cie Forest Oil Ltd. On n'en a pas vu beaucoup des données réelles, profitez-en !

Figure 3- Le puits Champlain 1H vu en coupe (il a été repris 80m plus haut que prévu en raison de pépins techniques).

Le diagramme montre les données réelles mesurées par arpentage dans le forage A-265.  Il y a 35 m d'écart entre le forage qui était prévu et le forage réel; 35 mètres plus vers le haut; plus de 100 pieds. C'est l'ordre de grandeur qui montre bien la difficulté de diriger cette technique de forage horizontal. Ce que les foreurs appellent "Total Depth" dans leurs documents techniques devrait dans la réalité être désigné beaucoup plus précisément per l'expression Longueur Totale Forée. Méfiez-vous donc des données publiées sur le site du MRNF à propos des "profondeurs" des puits, car ils reprennent telle quelle cette mystification; par exemple pour le puits A-265 Champlain 1H, ce "total depth" (profondeur totale) est indiquée 1482m. Or dans la réalité, c'est la longueur totale forée, car la profondeur au fond du forage c'est plutôt 599,8 m seulement (figure 2 tirée des vraies données du rapport de forage). Confusion savamment entretenue?

Entre le bas d'une nappe à -100 m de la surface et le haut de la zone fracturée (en rouge, environ 90 au dessus et 90m en dessous du forage horizontal), il reste dans ce cas précis, moins de 400 mètres; c'est très différent de ce que proclame l'industrie. C'est le plus inquiétant, car dans un prochain article, on présentera des données réelles qui montrent que la pénétration verticale de la fracturation hydraulique peut à l'occasion avoir dépassé 1000, voire 1500 pieds, dans plusieurs cas aux USA.

Pour ceux qui s'inquiètent et qui s'interrogent des déviations de forage dans ce type de techniques nouvelles, je peux vous préciser que dans ce cas-ci la déviation verticale a été, malgré ce qu'on pourrait penser, assez bien contrôlée dans les limites de la technologie. Quant à la déviation à l'horizontale pour ce même forage, la voici dans ce diagramme montrant l'écart entre ce qui était prévu, et ce que le forage réel a donné: un écart latéral du même ordre de grandeur (35m), car la déviation horizontale va de - 10 à + 25 mètres:

Figure 4 - La déviation à l'horizontale dans le puits Champlain 1H.

Pour compléter l'information sur ce puits foré en 2008, voici la carte de localisation à 12 Km de Trois-Rivières:

Figures 5 - La localisation du puits Champlain 1H.

Le puits est indiqué par les deux positions d'arpentage: P  indique la position de la tête du puits en surface; B  donne la localisation du bas du forage, le fond du trou qui est à un peu moins de 600m sous la surface.

La zone agrandie dans la figure plus bas, montre en rouge l'étendue probable de l'extension de la zone fracturée, sous 600m de profondeur. Le rectangle bleu indique pour la surface la zone avec un périmètre plus large où un suivi serré doit être effectué. Il y a une inconnue qui demande pour le secteur une cartographie des directions d'écoulement de la nappe phréatique; cela se fait avec des courbes de niveau de la nappe - courbes isopièzes. Les flèches bleues donnent une indication de la direction probable de cet écoulement: à confirmer sur le terrain. Tout fluide (gaz, eaux contaminées remobilisées, etc) suivra en arrivant dans le nappe, la direction de l'écoulement des nappes).

Figures 6 - La zone hydrogéologique à cartographier en priorité autour du puits Champlain1H.

Référence citée:        cherchez dans "Puits forés" le Rapport de forage Canadian Forest Oil A-265

8- L'extension réelle de la fracturation hydraulique. 

C'est là une question essentielle pour laquelle l'industrie gazière proclame qu'elle exerce un parfait contrôle et que la fracturation hydraulique demeure toujours à l'intérieur de la couche de shale ciblée. Nous ne présenterons ici que des documents de l'industrie qui contredisent totalement cette affirmation. Tout d'abord, rappelons que nous avons analysé dans le sujet 6 ci-dessus le processus de contrôle microsismique, qui n'en est pas vraiment un. Il est utile néanmoins, car en compilant les extensions détectées pour deux grands gisements de shale gazifère aux USA (le shale Barnett au Texas et le shale Marcellus en Pennsylvanie et États voisins), on constate que l'extension verticale au-dessus des forages, peut atteindre 1800' (550m) dans chacun de ces deux shales, bien au delà de la valeur cible (900'/2 = 450 pieds et 500'/2 = 250' dans le Barnett - figure ci-dessous):

Figures 7 - Compilation des extensions verticales de la fracturation hydraulique dans le Barnett au Texas.

Pour le shale Marcellus, les valeurs compilées sont du même ordre: on vise à fracturer sur 400' au-dessus du forage, mais on obtient localement bien plus: 1800' et 1600' selon les opérateurs et selon les régions:

Figures 8 - Compilation des extensions verticales de la fracturation hydraulique dans le Marcellus.

Ces deux figures sont tirées de - K.Fisher 2010, July 2010, American Oil and Gas Reporter. L'auteur veut y démontrer que même avec ces extensions incontrôlées, le bas des nappes à 1000 ou 1300' est encore loin de l'extension des zones fracturées. Une conclusion un peu optimiste, car on ne montre dans ces diagrammes que le résultats des mesures microsismiques. Cela ne teint pas compte de la présence de failles et/ou de fractures naturelles qui s'ouvrent en traction pure sous la pression et qui peuvent être mises en communication avec les nappes. Ces phénomènes ne sont pas détectés et l'analyse de Fisher 2010 n'en tient aucunement compte.

L'extension du fluide de fracturation de façon incontrôlée bien au-delà de la zone où on croit opérer, résulte de la présence de la fracturation naturelle. Plutôt que de se limiter à produire des fractures de façon uniforme dans une seule couche, comme le montrent les petits dessins animés de l'industrie, le liquide sous pression s'injecte principalement dans des fractures naturelles et les ouvre sur de grandes distances.

Les données pour les forages au Québec ne sont pas encore disponibles, mais on peut légitimement constater que dans le forage Champlain 1H, si la zone en rouge (figure 6) que nous avons fixée à 90m d'extension (valeur donnée par l'APGQ) pour l'extension de la fracturation hydraulique, peut en fait avoir atteint localement la même valeur qu'au Texas (550 m - figure 7) ou en Pennsylvanie (485 m - figure 8) en raison là aussi de la présence des fractures naturelles, on arrive directement jusqu'à la nappe phréatique avec le même processus !

9- Les séïsmes induits par la fracturation hydraulique.

Il y a de plus en plus de cas où on signale comme un lien de cause à effet, l'apparition de séïsmes dans un secteur voisin d'une opération de fracturation hydraulique. Les séïsmes induits par une opération d'injection de liquide dans un forage profond constituent des phénomènes connus et bien documentés depuis les années soixante, le cas le plus célèbre étant le Rocky Mountain Arsenal à Denver (réf.1). L'injection profonde de grandes quantités de déchets liquides dans des roches granitiques, comme à Denver en 1967, est une technique utilisée fréquemment, à laquelle est associé un risque de séismicité induite. La fracturation hydraulique dans un type de roche complètement différent, les shales, n'est pas susceptible à priori de produire le même effet. On a pas à craindre que dans les Basses-Terres du St-Laurent, la fracturation de l'Utica déclenche des tremblements de terre dommageables ou désastreux. La principale zone séismique au Québec est la région de Charlevoix et elle est est à trop grande distance pour qu'un effet s'y fasse sentir.

Mais malgré ces considérations géologiques, il n'est pas possible d'exclure totalement l'association causale fracturation hydraulique et séïsmes. Deux études géomécaniques arrivent à démontrer la "très haute probabilité" dans des séïsmes survenus en Grande-Bretagne (réf.2) et en Oklahoma (réf.3). Dans le premier cas, le plan de faille a glissé à l'emplacement même du forage, dans le second, les séïsmes sont à quelques Km du puits. Ces deux rapports officiels par les services géologiques concernés restent "prudents" dans leurs conclusions, malgré les évidences absolument très fermes. Imaginez ici si le service géologique du Québec (MRN) devait conclure de façon absolue à un blâme total et contre les cies gazières. Nul doute que le MRN utiliserait prudemment les mêmes termes"très haute probabilité" plutôt que "démontré de façon absolue".

Figures 9 - Carte des épicentres et leur profondeur, à qq Km à l'Est du puits (adapté de réf.3).

Figures 10 - Les épicentres, le puits et la zone de fracturation hydraulique théorique vus en coupe (adapté de réf.3).

Dans le cas très probant survenu en Oklahoma (fig. 9 et 10, ci-dessus), le forage est vertical uniquement et la fracturation qui a déclenché les séïsmes se faisait au bas du forage; les 43 séïsmes sont tous survenus, sauf un, dans une courte période de 24 heures, qui suivait la fracturation. Aucun doute n'est possible sur la propagation de pression d'eau à plus de 2000 m de distance, jusqu'au lieu des ruptures, par l'entremise des discontinuités géologiques. Deux mille mètres, c'est au moins huit fois plus loin que la distance théorique de pénétration de la fracturation hydraulique. Une preuve manifeste ici encore que l'industrie ne contrôle absolument pas l'extension de la fracturation, ni ses conséquences.

Il importe de noter deux choses: les séïsmes en question sont de faible magnitude la plupart du temps.

1- Le shale emmagasine moins d'énergie élastique qu'un granite par exemple.

2- Le volume de roc qui se rupture n'est pas du même ordre de grandeur que dans le cas d'un grand séïsme.

On ne doit donc pas s'inquiéter outre mesures de ces séïsmes. Mais par contre, il y a une observation très importante à faire: la distance entre le puits et les séïsmes (2 à 4 Km) montre bien que l'effet de l'injection du liquide dans la fracturation hydraulique ne se limite pas à 200 ou 300 m du puits, encore moins à la valeur de 30 m donnée par l'industrie dans sa propagande. Le liquide en pression s'infiltre dans des failles déjà présentes et la pression d'eau dans ces failles de 2 à 4 Km de distance augmente de façon significative. Dans des contextes géologiques très particuliers, cela semble suffisant pour déclencher des séïsmes de faible magnitudes, à bonne distance du lieu d'injection. Cela demeure heureusement un phénomène d'importance marginale et peu fréquent. Par contre, ces valeurs de distance (2000 à 4000 m) sont donc bien plus grandes encore que les distances (550m) analysées au sujet précédent (figures 6 et 7). Les cas où le fluide de fracturation s'infiltre bien loin du forage sont bien plus nombreux et ne se limitent pas aux seuls cas où cela produit des séïsmes. En effet, un séïsme se produit assez rarement et uniquement si d'autres conditions géologiques sont réunies (état des contraintes, etc.). La pression qui s'infiltre à grande distance dans une faille naturelle constitue le cas général en présence de faille (autre exemple concret). Même si cela ne produit pas de grand séïsme, cela ouvre une voie de circulation pour les fluides (méthane et eaux sursalines) et par voie de conséquence un réel risque de pollution des nappes phréatiques. L'industrie du gaz de schiste nie cette évidence; heureusement des séïsmes mineurs surviennent pour la leur rappeler.

Des données plus récentes (réf. 4  et 5) laissent cependant prévoir que plus on examinera avec soin l'impact des opérations de fracturation et d'injection profonde pour disposer des eaux de fracking, on trouvera des preuves tangibles de liens de cause à effet. L'impact réel est sans doute encore très mal connu et probablement sous-estimé.

Références citées:

1- Hsieh & Bredehoeft, 1981 Reservoir analysis of the Denver earthquakes: A case of induced seismicity, J. Geophys. Res., pp. 903-920.

2-  De Pater & Baisch, nov. 2011, Geomechanical Study of Bowland Shale Seismicity, 57 p.

3- Holland, 2011 Examination of Possibly Induced Seismicity from Hydraulic Fracturing in the Eola Field, Garvin County, Oklahoma Geological Survey Open File Report, 28 p.

4- Seismological Society of America, 2016. Fracking Linked to Most Induced Earthquakes in Western Canada, Seismological Research Letters 29 mars 2016

5- Walter et al. 2016, Earthquakes in Northwest Louisiana and the Texas–Louisiana Border Possibly Induced by Energy Resource Activities within the Haynesville Shale Play. Seismological Research Letters, Volume 87, Number 2A,  March/April 2016 10 p.

10- Questions sémantiques: Shale ou schiste? Coffrage ou tubage?:

Plus précisément doit-on utiliser l'expression "Gaz de schiste"  ou  "Gaz de shale". La réponse est facile: l'expression "gaz de shale" n'existe tout simplement pas en français, bien que certains géologues tentent inutilement de l'imposer.  L'expression anglaise "shale gas" se traduit correctement en français par "gaz de schiste", qui est l'expression en usage depuis toujours. Le "gaz naturel", le "gaz des marais", le "gaz de houille" (aussi nommé "grisou"), le "gaz de schiste", sont autant de formes qui désignent des sources géologiques différentes de méthane, le composant principal de ces gaz.

Pour nommer les roches, les géologues d'Amérique du Nord désignent l'Utica par le terme"shale", anciennement appelé "schiste argileux"; le mot "shale" est le bon mot pour désigner la roche, même si ailleurs dans la francophonie, plusieurs autres géologues préfèrent conserver l'usage de l'expression "schiste argileux" pour désigner les mêmes types de strates sédimentaires. Le mot "schiste" sert essentiellement à désigner un autre type de roches dans lesquelles on ne retrouve pas de méthane. Mais les désaccords terminologiques sur les noms de roches entre spécialistes d'un côté ou l'autre de l'Atlantique n'ont aucune pertinence pour trancher une question essentiellement linguistique. C'est d'ailleurs un faux débat, car on confond deux problèmes: celui du contenant et celui du contenu.  Le contenu, le gaz, cela s'appelle et cela s'est toujours appelé du "gaz de schiste".  La façon de nommer le contenant, c'est du ressort des spécialistes, les géologues en l'occurrence; ils ont choisi de ne plus utiliser les expressions schiste et schiste argileux pour l'Utica et les roches semblables en adoptant en français le mot shale; c'est très bien comme ça, mais cela ne peut pas changer une expression linguistique déjà bien établie "gaz de schiste".

Une analogie pour bien distinguer le contenant du contenu: on a de tout temps utilisé  l'expression "verre d'eau"; l'apparition des godets de carton ou de styromousse n'ont pas changé nos verres d'eau en godets d'eau, et encore moins en  eau de styromouse  dans le langage courant.

Tout comme on peut transvider l'eau d'un contenant à l'autre sans que cela change quoi que ce soit dans la nature de l'eau, le méthane dans le shale peut migrer vers d'autres types de roche et changer ainsi de contenant, mais il sera toujours plus précis de le nommer par son origine.  Le gaz de schiste reste du gaz de schiste, même rendu dans le gazoduc. Certains pro-gaz se ridiculisent en ce moment en tentant d'associer leurs opposants à des ignares, parce qu'ils utilisent l'expression gaz de schiste  alors que eux, "experts en géologie", parlent de  gaz de shale. Tout les organismes officiels du Québec (BAPE, ÉÉS, etc.) et d'ailleurs ont tous utilisé l'expression gaz de schiste, et non pas  gaz de shale. On peut en rester là et s'accorder sur ce point, lequel relève avant tout d'une question linguistique, ou plus précisément de la sémantique.

Et pour le pétrole? Dans le cas du pétrole qu'on trouve dans le shale, l'expression correcte est "pétrole de roche-mère". C'est descriptif, c'est rigoureusement exact au point de vue scientifique et l'expression décrit bien l'origine. L'expression "pétrole de schiste" est dans ce cas-ci à éviter; elle n'est pas implanté dans le langage courant comme l'est "gaz de schiste"; on a donc pas intérêt à reproduire l'historique qui a mené à "gaz de schiste".

Cette question linguistique shale ou schiste est au final d'importance mineure, mais il y a deux autres mots par contre qu'on voit ces jours-ci employés à tort et à travers, et ce qui est plus sérieux, ces deux erreurs d'emploi de mot juste viennent de rapports gouvernementaux (MDDEFP et ÉES en particulier). Les deux mots employés à tort, car ils désignent autre chose, c'est BÉTON et COFFRAGE. À maintes occasions on écrit "le coffrage des puits" et souvent on trouve pas très loin le "béton" qui remplit l'espace annulaire dans le trou du forage. Un coffrage, c'est en ingénierie et en construction une paroi temporaire qui sert à former un élément de structure dans le volume délimité par ce moule (coffrage). Une fois le béton durci, on enlève le coffrage. Dans un puits, pour exploiter des hydrocarbures par exemple, le terme anglais casing se traduit en français par le mot tubage. Les tubages d'acier sont les éléments principaux et PERMANENTS des puits; pas question de les enlever une fois le coulis de ciment durci comme ce serait le cas si c'était des coffrages. Oubliez donc SVP le mot coffrage, qui est employé à tort dans le contexte des puits; les "casing" sont des tubages.

C'est bien un coulis de ciment qui est mis en place pour remplir les espaces annulaires dans les puits; c'est jamais du béton, qu'il serait impossible à injecter dans des espaces aussi minces. Il n'y a qu'un espace étroit quelques centimètres entre le tubage et la paroi rocheuse du forage et cet espace à injecter s'étend sur 1000 , 2000m, parfois 3000m de long.

Donc l'emploi du mot coffrage est une incongruité dans le cas des forages, tout comme désigner un simple coulis de ciment par le terme de béton. Deux erreurs qui traduisent en fait des mauvaises compréhension de la technologie et cela jusque dans les rapports des services techniques des ministères à Québec.

Il y a dans la construction des puits deux endroits bien spécifiques où on utilise du vrai béton: la plateforme en surface pour faciliter le travail à la tête du puits. Aussi en fin de production, dans l'intérieur du tubage de production on mettra en place sur 30 mètres un remplissage du béton pour boucher le puits. Partout ailleurs, c'est jamais du béton.