Le lien causal entre la fracturation hydraulique et les séismes induits

Le journaliste André Bernard de l'émission Découverte à Radio-Canada a mis en ligne le 6 mai 2016 un très bon texte sur ce sujet. Ce fut également traité dans le court reportage de l'émission diffusée le 8 mai.

On parle de lien causal réel lorsque le nombre d'événements de magnitude 3 et plus augmente de façon significative dans les zones et dans les périodes de temps où se fait la fracturation hydraulique. Ce lien n'est pas systématique: il apparait dans certaines conditions géologiques seulement.

Cette question liant la fracturation hydraulique et la séismicité induite est débattue depuis plus de dix ans. On peut distinguer dans le temps trois périodes durant lesquelles les idées ont changé (y compris les miennes!):

- 2005 à 2010: on a tout simplement nié quelque lien que ce soit. Les promoteurs insistaient sur le très faible niveau d'énergie des micro séismes associés à la fracturation hydraulique (de faible magnitude et perceptibles seulement avec de l'instrumentation spécifique). Les sismologues n'avaient pas non plus étudié suffisamment la question pour apporter un autre point de vue. On était assez d'accord pour estimer que le comportement géomécanique des shales ne permettait pas a priori d'accumuler de l'énergie élastique dans un ordre de grandeur comparable à ce qui se retrouve dans des zones naturellement sismiques. Les séismes se produisent en libérant de l'énergie tectonique accumulée dans des massifs rocheux rigides et profonds d'au moins 5 km. Les opérations de fracturation se situent en général à des profondeurs moindres (1 à 3 km).

Les sismologues réputés, tout en écartant ainsi le lien séismes-fracturation, étaient unanimes d'autre part à reconnaitre un lien indirect entre l'industrie des hydrocarbures non conventionnels et la séismicité induite lorsqu'on fait de l'injection profonde des eaux de reflux de cette industrie. Cela cause des séismes de façon indéniable. Depuis les années soixante ils ont abondamment mis en évidence la séismicité induite par l'injection de déchets liquides dans des puits profonds. Ces puits d'injection, hors des zones d'exploitation des hydrocarbures par fracturation, se situent dans un autre contexte géologique. La très haute pression d'injection et les grands volumes injectés ont créé des grands séismes dévastateurs.

- 2010 à 2015: en Oklahoma, en Grande-Bretagne, en Alberta et en Colombie-Britannique notamment une suite significative de séismes sont enregistrés. De l'équipement sismographique est déployé sur le terrain même où surviennent ces événements*. On a pu ainsi mesurer avec beaucoup plus de précision l'occurence et la position exacte des séismes induits. Des chercheurs spécialisés accordent enfin l'attention requise à l'analyse de ce lien causal direct avec la fracturation hydraulique.

- 2016: les sismologues, qui auparavant avait présumé que le lien séismes-fracturation n'avait qu'une très faible probabilité, pensent maintenant au contraire que ce lien existe. Ce qui a changé c'est l'apport d'évidences et de nombreuses mesures sur le terrain qui prouvent ce lien. Il n'est pas cependant universel; il n'a été mis en évidence que dans certaines régions. Le très grand nombre de puits étudiés et l'apparition de séismicité là où elle était négligeable auparavant rendent maintenant certain ce lien causal. L'énergie dégagée dans les magnitudes 3, 4 et même 5 est infiniment plus grande que l'énergie fournie par la fracturation. La fracturation déclenche des séismes dans des contextes géologiques où des failles naturelles préexistantes sont dans un état de compression-cisaillement et que l'énergie tectonique accumulée est suffisamment proche d'un point de rupture.  L'état actuel du développement de la séismologie ne permet pas encore de mesurer de façon complète ces conditions naturelles préexistantes. La découverte des zones sensibles s'est faite essentiellement après coup. Le risque sismique ne peut être exclu dans tout nouveau projet de fracturation hydraulique.

Ce qui est nouveau également dans les dernières évidences de terrain est que l'effet de la fracturation s'étend bien plus loin que ce qu'on pensait précédemment. Les spécialistes de l'industrie clament le plus souvent que la fracturation s'étend sur 120 ou 150m** à partir du point d'injection du fluide de fracturation. Les données d'écoute micro sismique donnent des distances bien plus grandes dans des secteurs où existent des petites failles: jusqu'à 550 m pour la propagation de la fracturation.  Les récentes études qui établissent un lien causal entre la séismicité et la fracturation hydraulique montrent que la limite de l'extension des fractures ne constitue pas la limite pour la perturbation du massif rocheux, car l'impact va bien plus loin. L'extension volumique dans la partie du roc qui subit la fracturation a comme corollaire une compression du roc avoisinant, qui se répercute sur le fluide contenu dans des fractures et des failles qui peuvent se situer à quelques milliers de mètres. L'augmentation de pression dans ces fluides déstabilise certaines failles et déclenche éventuellement des séismes. Il n'est pas nécessaire que ce soit le fluide de fracturation hydraulique qui se rende jusque dans la faille pour déclencher le séisme; il suffit que la pression soit transmise à distance par le roc pour produire un effet comparable.

Par chance jusqu'à maintenant, les régions sensibles et où sont exploités des gisements non conventionnels sont également hors des zones à forte densité de population; il n'y a donc pas eu encore de séisme dévastateur. Mais comme le souligne Maurice Lamontagne dans le reportage de Découverte, un séisme de magnitude cinq ou six causé par cette activité industrielle se produit à une faible profondeur (quelques km); il a un potentiel dévastateur bien plus considérable qu'une secousse naturelle de même magnitude, car le foyer des séismes préexistants de faible profondeur se situent plus couramment entre 5 et 20 km sous la surface. Personne ne peut fixer une limite de magnitude pour le risque de séismes induits; en clair, même si pour l'instant on a observé des magnitudes 3, 4 et 5, il n'est pas exclu que des secousses plus fortes de magnitude 6 puissent éventuellement survenir.

*  Le réseau d'écoute sismographique canadien, comme celui de bien d'autres pays, était jusqu'alors essentiellement conçu pour la détection des séismes naturels dans les grandes régions sismiques du pays. Les stations étaient le plus souvent trop loin et le réseau trop peu dense pour la détermination précise des paramètres de localisation et de profondeur des séismes causés par  la fracturation hydraulique.

** Au Québec, de façon tout à fait ridicule dans sa présentation au BAPE, l'Association Pétrolière et Gazière limitait le risque d'extension maximale des fractures à 90 mètres !

Addendum 2017: aux régions où le lien séisme & fracturation hydraulique est manifeste, il faut aussi ajouter la région du Sichuan en Chine.

De la fracturation "à petite échelle"?

Après bien des hésitations (on y va - on y vas pas !) de notre premier ministre,  Pétrolia, l'opérateur désigné pour les opérations du consortium Hydrocarbures Anticosti, attend de recevoir sous peu les trois permis demandés pour trois forages avec fracturation qu'il souhaite faire cet été 2016, mais qui ne seront peut-être aussi achevés qu'à l'été 2017. J'ai écrit en mars dernier que ces trois permis seraient accordés, car les règles d'attribution ont été conçues justement en fonction des besoins de l'industrie pétrolière et des scénarios élaborés au gouvernement pour Anticosti.

On insiste au gouvernement pour dire que ces trois forages ne constitueront que des opérations limitées de fracturation; comme on disait au gouvernement en 2014 et 2015 que les forages d'exploration n'étaient pas des forages*, mais des "sondages stratigraphiques". On tentait ainsi de minimiser la nature réelle des opérations.

Qu'en est-il exactement de ces opérations de forages avec fracturation? Est-ce vraiment limité?  C'est l'objet de mon présent billet du mois.

La figure ci-dessous montre un bloc type de ce qui constitue une plate-forme de forage: dix forages implantés sur un même site qui permettraient d'aller couvrir en souterrain une superficie de 4 km² (1,25 km x 3,2 km). Un forage seul s'étend horizontalement sur 1,6 km et il permet de couvrir 0,4 km² (c'est-à-dire 400 000 m²).

Fig.1 Une plateforme de 10 puits et l'étendue couverte sous-terre.

Les trois forages seront implantés dans le shale Macasty, qui a une épaisseur estimée d'environ 60 mètres dans le site prévu pour le forage Jupiter HZ. Le volume de roc qui sera fracturé dans un seul forage déborde de part et d'autre de cette couche de 60 m. Les fractures s'étendront plus probablement sur 125 mètres au minimum. C'est à peu près la hauteur du plus haut édifice à Québec (33 étages à l'édifice Marie-Guyart: hauteur 132 m). 

Il est assez difficile de visualiser mentalement ce que représente le volume de roc fracturé par un seul forage. Il est donc plus pertinent d'en faire une représentation graphique en 3D qui respecte rigoureusement les dimensions données pour un forage unique. Pour rendre visible ce qui se situe sous terre, je vous présente ce modèle 3D sorti de terre.  Je le présente justement juxtaposé à l'édifice Marie-Guyart, au sommet duquel siège le ministère qui a émis ces trois permis de forage. La portion de terrain d'Anticosti (250 m x 1,6 km) est transportée et superposée sur les édifices du Vieux Québec, ainsi que le forage et sa zone de fracturation dans leurs dimensions réelles:

Fig.2  Un puits unique et le volume de roc fracturé sous-terre, comparé avec les édifices du Vieux-Québec -  Cliquez sur l'image pour voir l'animation. Il y aura trois fracturations de cette taille autorisées à Anticosti.

Le volume de roc fracturé variera avec l'extension réelle des fractures: entre 75 et 125 millions de mètres cubes à chacun des trois sites. Ce n'est pas réellement "une petite fracturation" comme on tente de le laisser entendre. De plus, c'est une modification irréversible du roc. Sa perméabilité est augmentée de plusieurs ordres de grandeur, ce qui rend possible la circulation des fluides: méthane, alcanes, composés gazeux ou liquides qui sont ainsi libérés du shale qui antérieurement les emprisonnait de façon étanche.

Que l'exploitation des hydrocarbures ait lieu ensuite, ou qu'on abandonne le tout sans exploiter, ne changera que très peu le problème qu'on va créer sur ces trois sites. Les trois forages avec fracturation sont là pour l'éternité; il est impossible de sceller de façon permanente les puits abandonnés. Les scellements et les puits auront une durée de vie technique après laquelle la corrosion fera son oeuvre. On va créer avec ces trois fracturations, trois sites problématiques et coûteux pour les générations futures. Il est extrêmement complexe de gérer les émissions de méthane dans des vieux puits corrodés. C'est encore plus complexe pour des gaz qui suivent des chemins inconnus loin de la tête des puits dans des zones des fractures du roc entre les portions profondes des forages et la surface du terrain.

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* Pas des forages vraiment? Les appels d'offres réfère pourtant à l'emploi de foreuses, opérés par des foreurs, pour pouvoir forer en profondeur jusqu'à la couche de shale, etc. Ce sont bel et bien des forages réalisés pour faire de l'échantillonnage visant à caractériser le roc recueilli par ces opérations de forage. Les raisons de l'introduction en novembre 2014 de l'appellation "sondage stratigraphique" étaient une manœuvre pour contrer une intervention du CQDE.

En ce 1er avril: " l'effet de cerf "

Ce mois-ci pour mon billet du 1er avril, j'emprunte à La Truite Masquée une illustration de la prise de position de Philippe Couillard dans le dossier de l'hypothétique pétrole d'Anticosti. Il y a quelques mois, il s'est fait le champion de la protection de ce territoire dès son retour de la conférence COP21 de Paris.

Plus récemment, il s'est montré plus nuancé quant à l'autorisation de l'emploi de la fracturation hydraulique à Anticosti l'été prochain; sa prise de position a donc maintenant un peu moins de panache. On peut dire que  le panache  en ressort quelque peu amoché:

On peut s'inquiéter de la très courte durée de  "l'effet de cerf"  dans ce cas précis.

À propos d'effet de serre, je signale aussi que bien des estimés qu'on cite à gauche et à droite utilisent encore une valeur maintenant reconnue inexacte pour la contribution du méthane à l'effet de serre. On utilise encore beaucoup un facteur 22 comme comparatif du CH4 avec le CO2. C'est la moyenne des deux anciennes valeurs (21 du GIEC 1995 et 23 du GIEC 2001) du potentiel de réchauffement global (PRG). Or le facteur de conversion  à appliquer pour les émissions fugitives de méthane fossile est plutôt  85.  C'est presque quatre fois plus que le facteur  22. On sous-estime ainsi de près de 400% la contribution du méthane. De plus, les sources de méthane sont elles-mêmes encore assez mal évaluées en quantités; on estime que les émissions de méthane ont augmenté de 30% entre 2002 et 2014 sur le territoire des USA, en lien direct avec l'émergence de l'exploitation des hydrocarbures de roche mère par la technique de fracturation hydraulique.

J'ai rédigé un court texte il y a trois semaines pour rappeler l'importance du méthane dans les démarches des prochaines années des pays du GIEC pour réduire l'impact des gaz à effet de serre d'ici 2040. J'y explique, avec plus de détails et de références, le facteur PRG (potentiel de réchauffement global).

Facteurs de réchauffement climatique

Le facteur de réchauffement climatique, nommé "potentiel de réchauffement planétaire, ou global" (PRP ou PRG) permet de comparer la puissance des divers gaz à effet de serre. Le potentiel des gaz est comparé à l'effet du gaz carbonique (CO₂) qui est le gaz le plus omniprésent. En anglais on utilise GWP pour Global Warming Potential; une définition complète du paramètre se trouve au chap, 8,7 du rapport du GIEC (pp.710-720).

Le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) a été créé en 1988; il publie régulièrement des rapports sur la situation planétaire à la lumière des dernières recherches effectuées à l'échelle mondiale. Son cinquième rapport fait le bilan des données de l'année 2013 et il a été adopté et publié en 2014.

Pour le méthane, le facteur a été bien analysé dans un bulletin de l'AQLPA dont nous reproduisons ci-dessous le tableau des valeurs attribuées au deux sources de méthane (CH₄):

Dans le chapitre 8 du rapport du GIEC (voir le tableau page 731), on cite deux valeurs très proches mais légèrement différentes: 84 et 85 pour le CH₄.  L'organisme américain EPA utilise quant à lui la fourchette 84 à 87, la valeur la plus élevée 87 est celle qui s'applique au méthane fossile (comme celui des gisements de gaz de schiste). Le tableau 8,7 du GIEC (p. 714 et reproduit ci-dessous) donne les valeurs 86 et 34 pour le CH4, mais une note y précise que les valeurs pour le méthane fossile sont respectivement plus élevée de +1 pour 20 ans et de +2 pour 100 ans: 

Que ce soit 84, 85, 86 ou 87, la valeur révisée pour le méthane fossile est significative. 

On peut constater que le GIEC a révisé à la hausse les valeurs du PRG attribuées au méthane; de plus il distingue maintenant l'effet du méthane biogénique (celui produit par la décomposition de la matière organique), de l'effet du méthane fossile, c'est-à-dire celui qui émane des gisements d'hydrocarbures. Dans ce dernier cas, il y a toujours une petite proportion d'autres gaz (éthane, propane, etc.).

L'éthane est le deuxième gaz présent dans le gaz qui s'échappe des puits qui ont des fuites.  Il peut couramment être un constituant de 10% du gaz naturel. Je n'ai pas encore trouvé les valeurs actualisées des facteurs PRG pour l'éthane et le propane*.

Dans l'urgence d'intervenir d'ici 2040 pour réduire les gaz à effet de serre, il est devenu évident que les valeurs à prendre en considération dans le cas du méthane sont celles de l'horizon de 20 ans. Le choix de comparer les gaz sur un horizon de 100 ans date de 1995 et n'est plus justifié aujourd'hui. Le MDDELCC continue de véhiculer la valeur 22 ou 25 comme facteur pour le méthane. C'est l'ancienne valeur sur l'horizon de 100 ans; elle est quatre fois plus petite que la valeur 87 (ou 85) qui elle représente la réalité de façon plus pertinente. Au gouvernement, c'est une façon de minimiser l'impact réel des fuites de méthane dans les divers rapports, notamment ceux dont la publication visait à promouvoir le potentiel d'exploitation des shales au Québec: l'Utica dans les Basses-Terres du St-Laurent et le shale Macasty à Anticosti. On a minimisé ainsi le coût réel des externalités des fuites de méthane dans le rapport ATVSO2 pour lequel j'ai fait un résumé critique.

Le développement des gisements marginaux d'hydrocarbures de roches mères (shales),  pour lesquels l'emploi massif et étendu de la fracturation hydraulique est incontournable, sera responsable d'une partie très significative de l'élévation de la température mondiale des prochaines décennies. La raison principale tient au méthane qui fuit pendant les opérations d'extraction et aussi après la fin de l'extraction. On peut penser qu'après l'exploitation ce sera un problème insurmontable, car pendant l'exploitation active il y a sur place un certain contrôle possible des fuites et un captage du gaz pour le diriger vers des torchères; mais après il n'y a plus que des champs immenses de dizaines de milliers de puits à l'abandon. On a pour l'instant que des mesures du méthane reliées à l'extraction dans quelques secteurs actifs aux USA et c'est déjà considérable comme impact. La décennie 2005-15 a été celle du boom pétrolier et gazier lié à la fracturation. La décennie qui suit 2015-25 sera celle de l'éclatement de la bulle "fracking" et du déclin de la production. Les décennies qui suivront ensuite seront celles de la très lourde facture que représenteront toutes ces énormes étendues fracturées d'où le méthane continuera de fuir massivement, car oui c'est une certitude les puits bouchés ne sont pas éternels.

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* une source non vérifiable attribue un facteur PRG de 3,3 au propane et 6,0 à l'éthane