Les hypothétiques gisements d’hydrocarbures non conventionnels au Québec - risques et enjeux

Le texte ci-dessous est un document qui apparait sur le site de la Commission sur les enjeux énergétiques. Certains hyperliens dans la liste des références citées ne semblent pas y être fonctionnels; nous reproduisons ici le document déposé le 22-08-2013, en remettant actifs les liens dans la liste des références.

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Mémoire déposé à la Commission sur les enjeux énergétiques du Québec

Marc Durand, doct-ing. en génie géologique, août 2013

Les hypothétiques gisements d’hydrocarbures non conventionnels au Québec - risques et enjeux

Nous analyserons de façon générale la problématique des gisements d’hydrocarbures de roche-mère dans la première partie de ce mémoire. Dans la 2^e partie du document, nous présenterons une analyse spécifique du cas du pétrole dans le shale Macasty à Anticosti. Le document de consultation[1] ne traite pas de la question du gaz de schiste du Québec, mais mentionne p. 71 pour ce type d’hydrocarbure  l’impact environnemental des sources non traditionnelles. Pour le pétrole, le gisement d’hydrocarbure Macasty de roche mère d’Anticosti est nommément mentionné; il est inclus dans cette citation « Ces estimations représentent des centaines de milliards de dollars en valeur potentielle et, selon le régime de redevances et la structure de propriété des sociétés d’exploration et d’exploitation, cela pourrait représenter des dizaines de milliards de dollars de revenus pour les Québécois » p.75 réf.[1]. Nous traitons donc ici des gisements de roche-mère, tant de gaz (méthane en grande partie) que de pétrole ; dans le dernier cas, on oublie très souvent que le gaz est également présent dans les gisements de pétrole comme dans le gisement Macasty à Anticosti et qu’il constitue de ce fait un problème majeur.

Partie1 - Les "nouvelles" énergies fossiles: un pont pour la transition énergétique?

Les hydrocarbures de roche-mère (pétrole diffus, gaz de schiste) constituent la nouvelle cible de l'industrie pétrolière. Dans la problématique de la consommation d'énergies fossiles et du réchauffement climatique, on nous présente souvent ces énergies comme un "pont" pour une nécessaire transition vers des énergies plus vertes. Le gaz de schiste, dit-on, serait la ressource dans une étape de transition entre nos énergies de combustibles fossiles classiques,  et les énergies renouvelables que l'humanité devra impérativement développer.

Jamais mensonge n'aura été plus gros! Tant de la part de l'industrie que des politiciens qui continuent de véhiculer cette image des plus fausses. Au Québec par exemple pour nommer une commission du BAPE, le gouvernement en lui donnant son mandat l'a intitulé "Développement durable de l'industrie des gaz de schiste au Québec" ; exploiter un combustible fossile, donc non renouvelable, est au départ l'antithèse du développement durable. Les gouvernements ont peut-être beaucoup plus d'experts dont la tâche est de soigner l’image, que d'experts scientifiques.

Qu'en est-il du pont ? La consommation effrénée des combustibles fossiles a amené la planète à dépasser 400ppm de CO₂ dans son atmosphère. Toute poursuite de cette hausse entrainera des impacts absolument catastrophiques, y compris des impacts économiques dommageables, reliés entre autres à la hausse du niveau de la mer ; elle pourrait devenir significative d'ici la fin du siècle. L'humanité doit faire un virage complet et urgent dans ses choix énergétiques. Ceci est admis par toutes les parties, sauf quelques irréductibles négationnistes dans la frange la plus à droite chez les républicains américains et parmi une certaine frange conservatrice au Canada. En attendant d'arriver de l'autre côté de cette transition, l'industrie pétrolière voit certaines ressources domestiques de gaz et de pétrole conventionnel se tarir ; elle se lance dans l'exploitation de gisements de plus en plus marginaux. Il y a trois paramètres nouveaux qui entrent alors dans l'équation:

1) Pour exploiter du gaz et du pétrole, il faut aussi en dépenser une certaine quantité, celle qu'utilisent les foreuses, les véhicules de transport, les usines de raffinage, etc.; la proportion pétrole requis pour produire/pétrole produit est relativement faible dans les gisements conventionnels. Cette proportion augmente considérablement dans le cas où il faut fracturer des formations géologiques entières pour en extraire du gaz ou du pétrole, parce qu’ils sont là finement disséminés dans la roche-mère. Il faut maintenant dépenser le sixième ou même le quart de l'énergie qu'on va produire. Exploiter ces hydrocarbures disséminés pollue déjà beaucoup au site d'extraction, avant même que le gaz ou le pétrole soit utilisable.

2) À cela s'ajoute le fait que ce sont des étendues de plusieurs milliers de Km² qu'il faut perturber pour exploiter, car la ressource est diffuse et finement disséminée dans toute l’étendue d'une couche géologique. Ce ne sont plus des gisements localisés qui sont exploités, mais des régions entières qui en subissent les impacts.

3) Finalement le troisième élément nouveau à prendre en compte n'est pas le moindre: l'efficacité de l'extraction. Dans les gisements de pétrole et de gaz conventionnels, les hydrocarbures sont trouvés dans des concentrations naturelles, des pièges en quelque sorte localisés dans des zones ou des strates poreuses et perméables. Le pompage est facilité par cette condition naturelle du gisement; l'efficacité de l'extraction est élevée, car le pétrole et le gaz circulent facilement. Le taux de récupération est aussi très élevé: 50 à 95%. En fin d'extraction, les conditions souterraines (hydrogéologiques notamment) du site sont sensiblement celles qu'elles étaient avant l'implantation des forages; la seule différence notable est qu'il y a dans la strate moins de pétrole et de gaz après qu'avant. Dans le cas d'hydrocarbures de roche-mère, l'exploitation n'est possible qu'en apportant une modification extrême de la strate; l'imperméabilité qui emprisonnait les hydrocarbures depuis des centaines de millions d'années doit être radicalement modifiée. La fracturation artificielle change de façon irréversible la perméabilité de la roche. Le pétrole et le gaz commencent alors à s'écouler par ces nouvelles fractures ouvertes. Cet écoulement est rapide initialement, mais il diminue rapidement et de façon significative. Après quelques années, il ne fournit plus un débit rentable.

Les gisements conventionnels que la nature a créés se sont formés par le même phénomène d’une lente migration de gaz et de pétrole au cours de siècles, plutôt de milliers, voire de millions d'années. Créer des fractures nouvelles dans une strate de roche-mère en un instant donné amorce ce même processus, mais ne le change pas fondamentalement ; il n'est pas possible de l'accélérer. L'efficacité de l'extraction se limite à une petite portion de ce que contient la roche-mère. Le taux d'extraction mesuré dans l'industrie du gaz de schiste est de 10 à 20 % du méthane en place. Pour le pétrole dans le shale, c'est un taux dix fois moindre: 1 à 2% du pétrole en place est récupéré pendant les quelques années où le débit est satisfaisant. Que se passe-t-il ensuite?  Le gaz (80%) et le pétrole (98%) qui restent continuent lentement à migrer dans ce shale transformé par la fracturation. Il n’y a aucune possibilité en fin d’exploitation d’arrêter ce processus ; on ne peut que boucher le conduit des puits, mais on ne peut intervenir sur le grand volume (entre 50 et 150millions de m³/puits) du roc rendu très perméable et fracturé. 

Il y a donc là, entre l’avant et l’après exploitation une différence radicale qui n'existait pas dans le cas des gisements conventionnels. L'extraction partielle d'une nouvelle source étendue de combustible fossile ne sera pas sans conséquence: l'écrémage de ces hydrocarbures laissera en place des quantités énormes de méthane dans des strates radicalement transformées. Ce gaz pourra trouver des voies de circulation vers les nappes phréatiques, mais également vers l'atmosphère, par les fractures et après un certain temps par les conduits mêmes des puits abandonnés. Ce n'est pas le scellement des puits en fin de production qui va changer la donne; ces scellements ont des durées de vie bien moindre que ce qui serait requis [2]. Ouvrir toutes ces nouvelles sources d'émission de méthane, un gaz à effet de serre autrement plus nocif que le CO₂, va contribuer au réchauffement climatique avec une ampleur significativement plus élevée que la combustion des combustibles fossiles conventionnels. On sait maintenant que les fuites existent déjà dès les premières années, celles où les opérateurs contrôlent les puits ; d’après les premiers estimés les fuites représentent jusqu’à 9% de la production [3]. Ces fuites vont continuer bien longtemps après que la production aura cessé.

Ces trois conditions modifient considérablement la perspective dans laquelle il convient d’aborder la poursuite de l'exploitation des énergies fossiles contenues dans les sources non conventionnelles. L’exploitation des hydrocarbures roche-mère ne constitue aucunement un « pont » ou une transition, mais un énorme bond en arrière:

      Échelle de pollution: le pire à gauche,  le plus vert à droite: 

Passer de (2) à (1) pour aller vers (3) est une aberration, certainement pas un "pont". Faut-il exploiter jusqu'à les dernières gouttes de pétrole sur terre, simplement parce que des exploitants pourront y trouver une rentabilité à court terme? "La civilisation a évolué par des étapes significatives souvent en fonction des ressources et des techniques, mais quand l'humanité a quitté l'âge de pierre, ce n'était pas par manque de pierre" [1].

 [1] Une reformulation d’une citation attribuée au ministre saoudien du pétrole lors du premier choc pétrolier.

Partie 2 – Les gisements hydrocarbures non conventionnels au Québec

Le gaz de schiste dans l’Utica et le pétrole diffus dans le shale Macasty à Anticosti ont cette particularité commune : contenir des hydrocarbures diffus dans toute leur masse. La fine porosité et la très faible perméabilité de ce shale (Macasty et Utica sont deux entités stratigraphiques équivalentes dans le temps géologique) emprisonnent de façon efficace les hydrocarbures depuis 450 millions d’années. En mesurant l’épaisseur et la superficie du shale, ainsi qu’en estimant le pourcentage de matière organique transformée en hydrocarbure dans la roche, on est arrivé à estimer qu’il y aurait un peu plus de 40 milliards de barils (= 7 milliards m³) de pétrole à Anticosti.

Il est tout à fait irresponsable de multiplier les quantités d’hydrocarbures en place par la valeur actuelle d’un baril de pétrole ($100 x 40 milliards !) comme on a jusqu’à maintenant eu tendance à le faire dans bien des milieux. Une faible portion de ces hydrocarbures serait éventuellement récupérable par fracturation hydraulique : 1 à 2% dans le cas du pétrole dans le shale, c’est-à-dire dix fois moins que le taux de récupération (10 à 20%) dans le cas du gaz de schiste.

Malgré ce faible taux de récupération, le pétrole de roche-mère est actuellement en production au Dakota Nord et il y crée un « boom » économique. Certains rêvent de reproduire ce boom de production au Québec dans un gisement du même type à Anticosti. Mais il faut bien réaliser que c’est en raison de législations permissives et au détriment de l’environnement que les coûts d’extraction et de transport rendent possible cette production dans certains États américains.

Le document de présentation de la CEÉQ [1] reprend pour le pétrole du Macasty des estimés très optimistes (ex. : taux de récupérationde 2 à 5%) qui sont en fait ceux qui sont avancés par les promoteurs privés. L’étude commandée par Pétrolia [4] de laquelle on a tiré l’estimé des volumes de pétrole en place mentionne pourtant, en introduction comme en conclusion, qu’on n’a pas observé de pétrole liquide dans aucun des 20 forages analysés :

« No moveable oil has yet been discovered within the Macasty Formation on the island » p.2, réf. [4]

« no oil or gas has yet been recovered from the Macasty shale through testing » p.8, réf. [4].

Le gisement pétrolier dans le shale Bakken au Dakota est souvent cité comme exemple. Il possède une différence fondamentale avec le Macasty : c’est un gisement qui était exploité de façon conventionnelle avant l’introduction de la fracturation hydraulique en 2008. C’était déjà un champ de production de pétrole marginalement productif ; on avait donc là des preuves bien concrètes de la présence de beaucoup de «moveable oil». 

Depuis 2008, on a déjà foré plus de 9000 puits dans le Bakken et ce nombre pourrait atteindre à terme 50 000 puits. C’est un gisement plus étendu que celui d’Anticosti et le volume en place de pétrole est estimé à dix fois la valeur du Macasty. Nous avons là bien plus de données que celles fournies par l’analyse de 20 puits dans la référence citée [4]. Le taux de récupération dans le Bakken est 1,2% comme l’indique le tableau ci-dessous tiré de la référence [5]. 

Tableau 1. Paramètres des principaux gisements de pétrole de roche-mère aux USA, Sandrea 2012, réf. [5].

À l’exception du gisement Elm Coulée, la majorité des valeurs de taux de récupération sont de cet ordre. Pour le gisement potentiel d’Anticosti dans lequel il n’y a pas encore aucun forage ayant permis de récupérer du pétrole liquide, il est totalement irréaliste de tabler sur un taux de récupération plus du triple («… 2 à 5 % seraient récupérables avec les techniques actuelles» [1] p.74) de celui qui est calculé dans le Bakken.

En fonction des caractéristiques géologiques du gisement du shale Macasty, des données fragmentaires qu’on peut comparer à celles des autres gisements de pétrole de roche-mère aux USA, la valeur réaliste et prudente d’un taux de récupération à prendre en compte à cette étape de l’analyse serait plutôt 1%. C’est cette valeur que nous utiliserons dans la suite du texte.

Un grand laxisme dans la réglementation locale du Dakota permet le brulage à la torchère du gaz associé au pétrole dans le gisement Bakken. Près du tiers du gaz extrait est brulé sur place; c’est une quantité qui représente 260,000 millions de pi.cu/jour [6]. Cette situation résulte du manque de capacité des gazoducs en place, du faible prix du gaz et des distances de transport vers des débouchés potentiels. Seul le pétrole intéresse les exploitants.

Qu’en serait-il à Anticosti où il n’y aurait bien moins de possibilités économiques envisageables pour transporter et commercialiser le gaz? La réglementation actuelle au Québec à propos du torchage n’est guère reluisante, même en la comparant à celle du Dakota :

   « Aucune redevance n'est exigible sur le pétrole, le gaz naturel ou la saumure utilisés sur place par le locataire à des fins de forage ou de production ou sur le gaz naturel brûlé à l'air libre.» [7]

On constate que le torchage sur place bénéficie par la loi du Québec d’un avantage économique pour le producteur de pétrole : on peut le bruler gratuitement.

Les estimés des quantités de gaz associé au pétrole dans le shale Macasty n’ont pas beaucoup retenu d’attention, car le gaz présente peu d’intérêt économique dans ce contexte insulaire. Les estimés relatifs au gaz n’ont pas été faits par les promoteurs, mais cela ne veut pas dire qu’on ne peut pas en faire. 

Figure 1. Gisements de roche-mère VS gisements conventionnels (modifié de la réf. [8]).

Le gaz et le pétrole qui se séparent dans les gisements conventionnels, sont à l’origine intimement associés et présents dans la roche-mère (figure 1). Il n’est pas possible en exploitant les gisements non-conventionnels de n’extraire que le pétrole, sans le gaz. En fait la fracturation va libérer bien plus facilement le méthane que le pétrole,  dans un gisement comme le Macasty.

Tableau 2. Rapport Gaz/Pétrole dans le shaleMacasty   réf. [9].

Tableau 3. Rapport Gaz/Pétrole dans le shale Bakken   réf. [10].

Des données certes fragmentaires (tableaux 2 et 3 ci-dessus) montrent que le rapport gaz/pétrole pour le Macasty (40,9/27,8 = 1,47) est plus du triple que celui mesuré dans le Bakken (16,6/42,7 = 0,39). Nous avons présenté dans la conférence [8] les estimés pour la quantité de gaz dans le gisement Bakken; le volume de méthane (52 Gm³) [note 1] est le double de celui du pétrole (25 Gm³). Les volumes de gaz sont présentés aux conditions standards ; dans la roche-mère le méthane occupe un volume bien moindre car il est fortement comprimé. Il est raisonnable d’estimer à cette étape-ci le volume de méthane dans le Macasty à une valeur entre trois à huit fois celle du pétrole en place, qui lui est évalué à 6 Gm³.

Dans la fracturation de la roche-mère pour libérer les hydrocarbures emprisonnés, le gaz se libérera bien plus rapidement que le pétrole et en plus grande proportion de ce qui est en place (~1% du pétrole en place - vs - 10 à 20% du méthane en place). Pendant et surtout après l’exploitation des puits, le méthane résiduel continuera sa migration vers les nappes et l’atmosphère [11 & 12].

Il y a de plus pour Anticosti une question technologique et environnementale qui pose un problème majeur : le shale Macasty se situe de 350 m à 1100 m pour les quatre cinquièmes de l’île ; cette portion devrait être à priori exclue des estimés et de l’exploration-exploitation. Dans toute cette zone, cette trop faible profondeur ne respecte pas les normes tacites que l’industrie a elle-même proclamées [13]. Dans la section 11.4.1 concernant le pétrole du document de consultation [1], le gouvernement annonce de bien belles intentions, mais il propose [14] en même temps une réglementation pour la protection des nappes qui contredit de façon flagrante tous ces principes. On y définit des conditions pour des forages d’exploration des conditions à respecter pour des demandes futures de permis de fracturation ; une normede 400 m taillée sur mesure pour lever l’exclusion virtuelle qui affecte les quatre cinquièmes de l’île d’Anticosti.

Permettre la fracturation dans une tranche de 400 m de roc qui se situe entre la section horizontale d’un puits et le bas d’une nappe, c’est permettre en fait de conserver zéro mètre de marge de sécurité quant cette fracturation s’étends sur 400 m ! Les données de l’industrie montrent que des fracturations peuvent s’étendre vers le haut jusqu’à plus de 500 m [15]. Le chapitre V du règlement [14] doit être enlevé et toutes les questions relatives à l’exploitation des hydrocarbures de roche-mère doivent être analysées dans leur ensemble. La fracturation et la libération du méthane qui en découlent affectent les nappes phréatiques mais pas seulement les nappes, l’atmosphère également, le bilan des gaz à effet de serre, etc. Il est prématuré de fournir maintenant à l’industrie des normes et des directives laxistes, qui ont l’apparence d’avoir été conçues avant tout pour une question de faible profondeur du shale à Anticosti. 

La rentabilité d’une industrie de pétrole de roche-mère à Anticosti semble en elle-même bien douteuse [note 2] ; 1% comme taux de récupération de 46 Gbarils en place, c’est 460 millions de barils récupérables, pour toute l’île. Or seulement un cinquième du gisement se situe à une profondeur suffisante, ce qui laisse~100 millions de barils récupérables, sur environ 1500km². Il faudra construire 3000 puits pour cette seule partie du gisement. Il est réaliste d’estimer à $10millions/puits le coût de cette exploitation partielle. C’est donc $30 milliards de travaux à faire en construction de puits pour cette seule portion sud de l’île. La valeur marchande de 100 millions de barils à $100/baril rapporterait $10 milliard brut, mais il y aurait $30 milliards de dépenses!  Même en rognant sur les coûts des puits et sur leur nombre, il est difficile de voir où se situeraient la contribution d’Anticosti dans l’énoncé suivant : «Ces estimations représentent des centaines de milliards de dollars en valeur potentielle et, selon le régime de redevances et la structure de propriété des sociétés d’exploration et d’exploitation, cela pourrait représenter des dizaines de milliards de dollars de revenus pour les Québécois». Pour être rigoureux, il faut préciser que cette citation se rapporte à cinq gisements chiffrant des réserves potentielles de valeurs non comparables, mais la valeur mentionnée pour le gisement d’Anticosti est la plus élevée dans le lot (réf. [1],  p. 75) ; elle est totalement irréaliste.

Nous avons ci-dessus une analyse très sommaire des coûts, nous le reconnaissons, mais elle vaut autant que bien d’autres tout aussi simplistes. Il faudrait tenir compte des coûts environnementaux et pas seulement des coûts des travaux d’exploitation.

Nous reprenons ici comme conclusion la dernière figure de la conférence présentée le 30 janvier 2013 [8].

[1] Gm³  indique : milliards de mètres cubes.

[2] La rentabilité à l’étape de l’exploration pour un détenteur de permis est bien distincte de la rentabilité d’exploitation proprement dite. Les dépenses à l’étape d’exploration sont fortement subventionnées et celles-ci contribuent beaucoup à la valorisation des actifs.

Références :

[1] CEÉQ 2013.  De la réduction des gaz à effet de serre à l'indépendance énergétique du Québec - Document de consultation, 84 p.

[2] Brufatto et al 2003.  From Mud to Cement—Building GasWells, Oilfield Review, Sept 2003, pp 62-76.

[3] Cooperative Institute for Research in Environmental Science 2013. « CIRES and NOAA scientists observe significant methane leaks in a Utah natural gas field »  CIRES News Release 5 août 2013.

[4]  Sproule, 2011.  Resource assessment of the Macasty formation in certain petroleum and natural gas holdings on Anticosti Island, 50p.   

[5]  Sandrea, 2012.  Evaluating production potential of mature US oil, gas shale plays. Oil & Gas Journal, déc. 2012.

[6]  Scheyder 2013.Bakken Shale Flaring Burns Nearly One-Third Of Natural Gas Drilled, New Study Finds. Huffington Post  Huffington Post 29 juillet 2013

[7] Québec 2013. Loi sur les mines, chapitre M-13.1  (voir l’article 204)

[8] Durand 2013. Les risques et enjeux de l’exploitation du pétrole de roche-mère d’Anticosti. Conférence présentée à la Salle des Boiseries de l'Université du Québec À Montréal le 30 janvier 2013.

[9] Martel 2012.  A Comparison of Two Utica Shales: Eastern OhioVersus Anticosti, Quebec, p.13.

[10] Wind River 2012. Core data release. lien.

[11] Durand 2011. L’expérimentation – . La durée de vie des structures.

[12] Durand 2012. Les dangers potentiels de l’Exploitation des Gaz et Huiles de schiste - Analyse des aspects géologiques et géotechniques. Rapport final du Colloque du Conseil régional Île-de-France, 7 février2012, Paris Colloque du Conseil régional Île-de-France, pp 173-185.

[13] Fisher 2010, . Data Confirm Safety Of Well Fracturing,   The American Oil and gas Reporter, July 2010.

[14] GAZETTE OFFICIELLE DU QUÉBEC, 29 mai 2013. Règlement sur le prélèvement des eaux et leur protection. texte du règlement déposé le 29 mai 2013.

[15] Durand 2013.D'ou vient la norme de 400 m du règlement présenté en urgence avant le démarrage des forages 2013 à Anticosti texte  et aussi expliquée dans une présentation vidéo.

VIDÉO: Conférence à la Salle des Boiseries, UQAM le 30 janvier 2013:

Les risques et enjeux de l'exploitation du pétrole de roche mère d'Anticosti

Fuites de méthane dans les puits gaziers

En cette dernière semaine de novembre 2012, la question des fuites revient dans l'actualité: TVA_Nouvelles Trois-Rivières 

Le puits Talisman LaVisitation No1 foré en 2008 a rencontré de nombreuses difficultés qui sont relatées dans le rapport déposé au MRNF.

Des zones de faille ont notamment été recoupées par le forage; le rapport Molgat en mentionne aux profondeurs 1185m et 2235m, mais comme plusieurs carottages initialement prévus ont du être abandonnées en raison de problèmes techniques (déviation, frottement excessif sur les parois, etc), il est fort probable qu'on ne les a pas toutes identifiées.

Parmi la vingtaine de visites d'inspection (voir Note 1 plus bas) des puits de gaz de schiste, une seule visite concerne le puits de LaVisitation. Cette inspection faite en novembre 2010 signale des fuites, tant à l'intérieur, qu'à l'extérieur du tubage principal: 

Inspection faite le 11 nov 2010; son rapport signé le 4 février 2011. Talisman indiquait pour cette fuite 49 m3/jour en 2010. Qu'en est le débit aujourd'hui?

Qu'en est-il exactement lorsqu'on parle de fuites. Les inspections ont été très sommaires, incomplètes (des puits n'ont jamais été visités, des fuites connues ne se retrouvent pas dans les rapports). Les informations fournies par les compagnies dans les rapports qu'elles doivent obligatoirement déposer au MRN ont des contenus très variables; il n'y avait aucune obligation de contenu pour ces rapports. Les compagnies étaient libres d'y inclure ce qu'elles jugeait bon. Qu'est-ce qu'une fuite pour une compagnie: en bas de 300 mètres cubes par jour, l'industrie se préoccupe très peu des fuites. Elle qualifie plutôt cela d'émanations normales. Pourquoi cette valeur 300 m3 ? Cela correspond grosso modo à 10 000 pi cu.  Perdre 10 000 pi cu ou moins par jour au prix du gaz à 3$/1000 pi cu, c'est en effet à leurs yeux une fuite négligeable ($).

Le méthane qui fuit dans l'atmosphère est un gaz plus léger que l'air; par contre on reconnait maintenant que comparé au CO2 il n'est pas que 22 fois plus nocif, car il a plutôt 28 fois (horizon 100 ans) et même 84 fois (horizon 20 ans) l'effet du CO2 comme gaz à effet de serre, comme l'a révisé récemment l'organisme GIEC rapport 2013 (voir aussi: Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC).

Dans la compilation des gaz à effet de serre, les procédés industriels, les émission des véhicules, etc, sont comptabilisés. Par contre tout ce qui touche à l'extraction, tant que le méthane n'est pas entré dans le réseau commercial de distribution, échappe à cette compilation; un privilère historique dont l'industrie pétrole et gaz bénificie et donc de facto une exemption relative aux émissions de gaz à effet de serre et à la taxe carbonne qu'on veut instaurer. C'est ainsi qu'un seul puits qui "perdrait" par exemple 300 m3/jour de méthane annule à lui seul le bénifice environnemental obtenu par les efforts de bonne conscience de plusieurs centaines d'acheteurs de voitures hybrides ou électriques (voir Note 2 au bas). Tant que le privilège historique demeure, tant qu'il n'y a pas de taxe méthane pour mettre un vrai coût sur ces fuites, elles vont demeurer des détails négligeables aux yeux de l'industrie. Le seul coût hypothétique est celui des avis d'infractions, lesquels sont émis de façon très sporadique, avec des menaces d'amendes à payer, mais qui n'ont que rarement été réellement appliquées, selon les rapports du vérificateur du Québec.

Le puits Talisman LaVisitation illustre bien cet état de faits: à la minute 0:33 du reportage (http://youtu.be/IaQG2S66VQs) on peut entendre un petit bijou d'anthologie de Talisman Energy pour décrire ce que la compagnie voit dans la fuite dans ce puits : "Ce n'est pas du gaz de production, donc c'est du gaz qui s'est logé dans la structure interne du puits, donc c'est du gaz qui est ventilé de manière sécuritaire dans l'atmosphère" ! Il dit explicitement que le méthane de cette fuite qu'on va tenter de colmater est du gaz qui a fui à l'EXTÉRIEUR du tubage de production, là justement où il ne devrait jamais y en avoir !   Ventiler ce gaz dans l'atmosphère est, dans la vision Talisman Energy, une bonne solution sécuritaire ! La fuite rapportée depuis 2010 est certainement là depuis la création du forage (2008); donc voilà plus de 4 ans qu'on ventile... Pas besoin de se presser, le MDDEP en 2010 n'a même pas émis d'avis après avoir constaté la fuite hors du tubage...

Note 1: À partir de la fin 2010 sous la pression du public, deux ministères ont commencé à inspecter les fuites sur les sites de forage. Vous pouvez voir une compilation des rapports d'inspection : compilation Inspection des puits MRN et compilation MDDEFP 2011*. L'information livrée par les ministères est de qualité déplorable, les photos illisibles, mais on y trouve malgré tout des perles, comme celle-ci:

... deux dernières lignes: "Fuite de gaz à l'extérieur du coffrage de surface, probablement du biogaz du marécage sous-jacent."

signé Jean-Yves Laliberté, ing.  alors responsable au MRNF de la direction hydrocarbure & gaz de schiste,  passé ensuite fin 2012  chez Pétrolia …Il a écrit ça en 2010, à la belle époque où c'était le mot d'ordre officiel du côté des cies gazières d'attribuer toutes les fuites de méthane à des marécages enfouis, qui comme par un malencontreux hasard se situaient toujours à l'emplacement des puits qui fuyaient (sic)! Manifestement donc cette théorie fumeuse avait aussi court à la direction du MRN. Talisman Energy ne prenait quand même pas de chances, car comme le note ci-dessus l'inspecteur du gouvernement, on lui a formellement servi une "interdiction de prendre des photos de la flamme".

Note 2: 300 m3/jour annule le bénéfice environmental d'environ 500 voitures électriques.

A titre de rappel, j'ai mis en ligne en 2011 un texte et un lien pour un reportage à Radio-Canada sur les fuites Découverte 17 septembre 2011. Dans le reportage de Découverte à la minute 2:40, on entend Mme Molgat y déclarer que les fuites de 190 m3/jour (= pollution de 300 voitures) au puits de  Leclercville No1a HZ  "Un débit comme ça, c'est considéré peu, c'est pas des débits significatifs, certainement des débits qui sont trop petits pour être mesurés, trop petits pour être mesurables ... c'est dans les meilleures pratiques de l'industrie de travailler comme ça..." Marianne Molgat.

190 m3/j = 190 000 litres/j = 132 litres/minute = 2,2 litres/seconde.  Pas mesurable, pas observable ?  Vraiment ?  Ce serait pas plutôt juste pas important pour l'industrie, car ça fait juste $30 de gaz perdu, selon les meilleures pratiques (commerciales) de l'industrie.

* Note 2014: je suis désolé de constater que le rapports qui était accessible à ce lien WEB a été enlevé. Si quelqu'un en retrouve la trace, SVP veuillez m'en aviser. Par contre j'ai ces rapports transmis pour analyse par Martine Ouellet en 2011 (alors dans l'opposition).

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.