Presse-toi à gauche !

Réplique à la proposition de l'Association pétrolière et gazière du Québec

Marc Durand — 2018-08-07T08:41:18Z

Je réplique ici au récent communiqué de presse de l'Association pétrolière et gazière du Québec (APGQ) qui, par la voix de son président, tente de faire fléchir le gouvernement dans sa décision de rejeter la fracturation dans le schiste en alignant d'énormes faussetés qu'on se doit de dénoncer.

– La fausse carotte financière : on promet aux municipalités 500 000$/an par puits en postulant que la moyenne des puits peut générer 15M$/an en profits nets ! Cela est totalement irréaliste et incompatible avec les résultats obtenus pour les 18 puits fracturés au Québec. Le puits qui aurait donné les meilleurs résultats (A-275-St-Edouard-HZ) ne pourrait rapporter, pour l'ensemble de sa production EUR (Estimated Ultimate Recovery), que moins de 4M$, ce qui ne couvre même pas 50% de son coût de construction ; on trouvera l'analyse à ce lien : Un projet-pilote dans les Basses-Terres du St-Laurent ?

– La prétention d'une réutilisation de l'eau de fracturation à 100% : des eaux de fracking injectées dans le roc, il ne remonte en tout que 30 à 50% (eaux de reflux). Cela s'explique par divers facteurs techniquement incontournables : de nouveaux vides sont créés dans la roche, une partie des eaux pénètre la fine porosité du schiste, des composés chimiques du fluide de fracturation se lient en partie avec les minéraux naturels présents. On connaît par ailleurs très mal la chimie de ce qui se passe dans le roc fracturé, de même que les composants des fluides de fracturation ; cela a lieu loin de toute observation directe, sous haute pression, à 1000 m de profondeur, à des températures plus élevées qu'en laboratoire, etc.

– Aucun additif chimique ? Là encore de la poudre aux yeux. C'est pour endormir les enfants qu'on raconte habituellement des histoires à l'eau de rose.

– Les études des commissions d'enquêtes n'ont jamais démontré que les puits de gaz de schiste ne contaminent pas les nappes. C'est plutôt le contraire qu'elles soulignent dans leurs rapports. C'est justement l'absence de preuve de l'innocuité des techniques de fracturation sur les milieux naturels qui a incité bien des administrations à interdire ou à suspendre la fracturation hydraulique sur leur territoire. Les risques à moyen et à long termes de lentes migrations sont encore totalement inconnus.

– M. Binnion invoque la science, mais semble ignorer un de ses principes fondamentaux : on ne doit pas faire dire à un rapport ce que son contenu réel contredit explicitement.

– Appliquer l'expression « gaz propre » au gaz produit par fracturation hydraulique est un non-sens. Le bio-méthane peut à la rigueur prétendre au titre de gaz compatible avec les préoccupations environnementales ; mais les hydrocarbures des gisements marginaux et ceux tirés du schiste qu'on extrait par la fracturation complète de la strate emprisonnant ces hydrocarbures ténus et très disséminés n'auront jamais droit à cette appellation. La fracturation, c'est une coupe à blanc dans une couche géologique ; de cette coupe à blanc, on ne retire 2% des hydrocarbures en place dans le cas du pétrole, et 15 à 20% dans le cas du gaz de schiste. Il s'agit donc d'énormes dévastations permanentes et irréversibles du domaine public (l'espace souterrain) pour une ressource bien temporaire au profit d'intérêts privés.

Marc Durand, Doct-ing en géologie appliquée et géotechnique
31 juillet 2018

Dossier des hydrocarbures au Québec - Revue de l'année 2016

Marc Durand — 2017-01-17T08:37:46Z

En ce 1er janvier 2017, je fais un bref bilan personnel des douze derniers mois dans le dossier des hydrocarbures au Québec. Comme on a beaucoup parlé d'Anticosti en 2016, mon billet sera surtout centré sur l'hypothétique gisement de pétrole de cette île.

En début d'année 2015, je me réjouissais de la victoire de la raison dans le dossier du gaz de schiste de l'Utica dans les Basses-Terres du St-Laurent. En cette fin d'année 2016, je me désole de devoir faire le constat suivant : la pression pour le développement des hydrocarbures au Québec s'est concentrée depuis sur Anticosti et le gouvernement n'a essentiellement retenu que le point de vue des promoteurs. L'année se termine avec l'adoption d'une loi qui autorise toutes les formes d'exploitation d'hydrocarbures, y compris les gisements non conventionnels pour lesquels l'exploration et l'exploitation impliquent l'usage de la fracturation hydraulique.

L'année 2016 débute avec la suite des déclarations angéliques de Philippe Couillard, qui depuis son retour de la conférence sur le climat COP 21 de Paris, jure que le saccage d'Anticosti par la fracturation hydraulique et par les puits de pétrole ne porteront jamais sa signature. Hélas les événements de l'année 2016 montrent que d'autres ministres (MERN, MDDELCC) sont autorisés à signer pour toutes les étapes intermédiaires …

Pétrolia attendra un peu la réponse à ses demandes d'autorisation pour trois puits avec fracturation : elle ne viendra qu'en juin 2016. Mais cette réponse est un feu vert tous azimuts pour trois forages, c'est-à-dire quatre autorisations (permis) pour chacun des trois puits prévus. Le gouvernement a décerné non pas seulement un permis pour chaque puits pour les opérations de forage (1), mais il a autorisé aussi, avant même que les puits ne soient commencés, trois permis complémentaires à chacun des trois sites pour les fins des opérations de fracturation : autorisation de prélèvement des grands volumes d'eau requis pour la fracturation dans les rivières adjacentes aux trois sites (2), le traitement des eaux de reflux de la fracturation (3), et finalement le torchage des gaz émis (4) pompeusement nommé « Système de traitement des émissions atmosphériques ».

Le 30 mai 2016, le gouvernement publie les deux rapports finaux des Évaluations Environnementales Stratégiques : ÉES-Hydrocarbures et l'étude spécifique à Anticosti ÉES-Anticosti. Ces derniers rapports s'ajoutent à la suite des précédentes études gouvernementales :

– BAPE février 2011

– ÉES-Gaz de schiste janvier 2014

– Commission sur les Enjeux Énergétiques février 2014,

– BAPE novembre 2014.

Pour chacune de ces commissions, nous avons déposés des commentaires et des mémoires. Tout ce processus semble bien n'avoir été qu'une vaste opération de façade car le 7 juin 2016, le gouvernement dépose la loi sur les hydrocarbures enrobée dans un autre texte. Il refusera tout le reste de l'année de séparer ce projet de loi controversé de l'autre partie qui fait plus consensus.

Le 15 juin, c'est l'octroi des autorisations pour les trois puits avec fracturation à Anticosti.

L'étude en commission parlementaire de la loi 106 est interrompue le 7 décembre par le bâillon ; la commission n'aura discuté que des articles 1 à 25, sans même arriver à aborder les vrais articles qui se rapportent plus ou moins directement à la fracturation hydraulique.

Le 12 décembre, le gouvernement accorde une nouvelle autorisation pour rapprocher le puits No3 de la faille Jupiter ; une décision aberrante mais qui cadre bien avec toutes celles aussi illogiques qui l'ont précédée.

Comment résumer cette triste année 2016 ? D'une part, il y a eu, pour la façade, des consultations et des bien belles déclarations émotives de M. Philippe Couillard. D'autre part, il y a l'action législative (loi et règlements) et les autorisations toutes orchestrées pour rendre possible la fracturation hydraulique. Au final les consultations n'ont donc eu aucun impact sur les décisions rendues dans les officines qui s'occupent des vraies affaires. Un bilan bien triste pour cette année 2016.

Qu'arrivera-t-il en 2017 ? Personne n'est véritablement devin ; c'est donc seulement des souhaits qu'on peut exprimer. Je souhaite que toute cette action gouvernementale où nos dirigeants persistent à s'enfoncer avec nos fonds publics, arrive au plus vite à son cul-de-sac prévisible. Ce n'est pas des lois et des règlements qui vont changer la réalité des faits : le pétrole et encore plus le gaz d'Anticosti ne seront jamais rentables. Les dépenses d'exploration sont faites en pure perte*.

Je souhaite que le partenaire Morel&Prom en soit convaincu dès que possible et retire ses billes du partenariat Hydrocarbures Anticosti S.E.C. (HA S.E.C.). Je souhaite que les innus d'Ekuanitshit gagnent leur action en justice. Je souhaite que la mobilisation citoyenne fasse bloc autour de la prise de position des élus locaux de Port-Menier. Je souhaite que le gouvernement cesse de croire naïvement tout ce que le lobby pétrolier lui dit ; qu'il cesse surtout de ne prêter crédit dans ces décisions qu'à ce seul et étroit point de vue. Le mépris des autres opinions ne peut durer qu'un temps car il aura un impact politique ; je souhaite que le gouvernement en prenne conscience le plus tôt possible.

Références pour les autorisations émises le 15 juin 2016

(1) Réalisation de trois forages avec fracturation hydraulique

(2) Prélèvement d'eau de surface pour la réalisation de trois forages avec fracturation hydraulique

(3) Système de traitement des eaux usées

(4) Système de traitement des émissions atmosphériques

* En ce qui a trait aux aspects économiques de l'hypothétique gisement d'Anticosti, il y a un paradoxe en 2016. L'ÉES Anticosti a été lancée en 2014 en même temps qu'Hydrocarbure Anticosti, plus précisément Pétrolia son mandataire sur le terrain, amorçait des forages d'exploration. Des dix-huit prévus, douze ont été complétés : cinq en 2014 et sept autres en 2015. Or les résultats de cette dernière campagne de forage n'ont jamais été publiés ; le rapport final de l'ÉES n'a pas du tout intégré les plus récentes données de forages. Toutes les études économiques qui ont alimenté l'ÉES et son rapport final sorti le 30 mai 2016 utilisent plutôt la valeur de 43 Gbbl publiée dans le rapport Sproule datant de 2011. Pourquoi avoir écarté les données des douze forages plus récents ? Parce que ces données récentes ne sont pas favorables aux promoteurs ?

Ce n'est pas dans le rapport final de l'ÉES-Anticosti du 30 mai qu'il faut aller chercher ces données, elles n'y sont pas. C'est plutôt dans une publication fédérale publiée un peu avant (rapport#8019 de Chen et al.) qu'on a les données les plus à jour pour Anticosti. L'évaluation de la quantité d'hydrocarbures en place pour toute la zone sous permis à Anticosti est ramenée à une valeur 15% plus faible : 37Gbbl. Aucun journaliste n'a rapporté cette baisse dans l'évaluation des ressources. Durant toute l'année 2016, Anticosti a défrayé la manchette à de très nombreuses reprises, mais aucun média n'a commenté la nouvelle évaluation plus basses des ressources. Les médias se sont durant toute l'année référés aux "quarante trois milliards de barils de pétrole d'Anticosti".

Le rapport #8019 donne de plus une répartition des densités en place, tant pour le pétrole (huile) que pour le gaz. Avec ces données, il est possible de conclure sans l'ombre d'un doute que ces hypothétiques ressources ne seront jamais économiquement exploitables. C'est là une nouvelle importante qui est hélas passée inaperçue ; je crois donc utile de présenter ci-dessous une figure qui résume les données de l'évaluation complète qui a été faite en juin dernier à partir des données contenues dans l'étude #8019 :

(1) Marc Durand s'implique dans le dossier des hydrocarbures et de la fracturation depuis le début de la « crise » vers 2010. Il a réalisé plusieurs études et donné un nombre incalculable de conférences sur le sujet. Nous tenons à le remercier pour sa contribution inestimable et sa disponibilité sans limite. On peut suivre ses judicieuses et pertinentes interventions à l'adresse suivante : https://rochemere.blogspot.ca/

Le Règlement sur le prélèvement des eaux et leur protection où comment sacrifier l'eau potable pour quelques gouttes de pétrole !

2014-08-26T08:30:00Z

Les auteurEs sont respectivement biophysicien, ingénieur et géologue, juriste et sociologue, biologiste et enfin ingénieure et hydrogéologie.

I. Ouverture

Le 21 juillet 2014, lors d'une conférence de presse tenue en grande pompe à Gaspé, le ministre du Développement durable, de l'Environnement et de la Lutte aux changements climatiques, M. David Heurtel, annonçait la promulgation du décret édictant le Règlement sur le prélèvement des eaux et leur protection. Ce décret sera d'ailleurs publié, comme la loi l'impose, dans la Gazette officielle du Québec, le 30 juillet 2014, avec l'entrée en vigueur de la majorité de ses dispositions, le 14 août 2014.

Ce règlement est d'ailleurs la troisième mouture d'un texte qui a passablement évolué depuis sa première publication, le 28 décembre 20112. Le gouvernement libéral de l'époque n'avait alors jamais donné suite à son projet, eu égard aux nombreuses critiques dont il avait fait l'objet et à la tenue prochaine de l'élection de 2012.

Le gouvernement du Parti Québécois, élu en septembre 2012, a donc repris, en le modifiant, le projet du gouvernement libéral et un nouveau texte fut publié dans la Gazette officielle du Québec, le 29 mai 20133. Une fois encore, ce projet controversé fit l'objet de nombreuses critiques, particulièrement en regard de son chapitre qui autorisait la fracturation sur l'ensemble du territoire du Québec.

Malheureusement, l'actuel gouvernement ne semble pas avoir pris en compte les nombreuses critiques adressées à ce projet. Bien qu'en apparence certaines améliorations semblent avoir été apportées (prolongation des distances séparatrices entre les sources d'eau potable et les forages gaziers ou pétroliers), dans les faits, ce règlement n'offre aucune protection sérieuse et efficace pour les sources d'eau potable. Pire, sur certains points, il constitue même un recul important par rapport au précédent projet.

En mars 2013 était formé un petit collectif scientifique ad hoc afin de rencontrer les experts du ministère pour discuter des standards devant être imposés afin d'assurer une réelle protection aux sources d'eau potable. Ce collectif était constitué de Marc Brullemans, biophysicien, de Marc Durand, ingénieur-géologue, Richard E. Langelier, juriste et sociologue, Céline Marier, biologiste et Chantal Savaria, ingénieure et hydrogéologue, spécialiste des contaminations par hydrocarbure. Le 18 mars 2013, cette rencontre s'est tenue mais sans apporter de résultats concrets. À la publication du deuxième projet du règlement, en mai 2013, ce collectif a donc procédé à une analyse critique de ce projet où étaient mises en lumière les principales lacunes des normes réglementaires proposées.

Avec la mise en vigueur du nouveau règlement, il convenait donc de reprendre cette analyse en regard des nouvelles normes imposées. Les résultats de cet examen se trouvent exposés dans le présent texte. Rappelons que notre collectif oeuvre bénévolement et que ses membres agissent sans parti pris politique, strictement pro bono, et dans le seul but de défendre l'intérêt public.

En terminant cette brève introduction nous voulons insister sur le caractère pour le moins restrictif de la conception de la nécessaire transparence des institutions démocratiques qui conduit à cette promulgation en pleine période de vacances de la construction, alors qu'un grand nombre de citoyens et citoyennes sont moins disponibles ou moins disposés à participer aux débats entourant cette décision.

La promulgation du décret édictant ce règlement dans le contexte des vacances estivales, et alors que le Bureau d'audiences publiques en environnement (BAPE) chargé d'examiner les forages gaziers dans la vallée du Saint-Laurent devait faire des recommandations sur le cadre juridique devant régir l'usage de la fracturation et qu'il n'a pas encore rendu son rapport suites aux études qui ont été réalisées et aux audiences qu'il a tenues, et alors qu'un autre décret avait déjà fixé les conditions devant être rencontrées pour effectuer les sondages stratigraphiques sur l'île d'Anticosti, nous semble une bien curieuse façon d'assurer la transparence dans la gestion des affaires publiques, promesse pourtant faite aux Québécois et Québécoises lors du discours inaugural de l'actuel gouvernement.

De fait, la tenue de cette annonce à Gaspé, alors que la compagnie Pétrolia mène campagne depuis plusieurs mois pour reprendre ses forages sur le territoire de cette municipalité, nous semble un signal clair lancé aux sociétés gazières et pétrolières à l'effet que le gouvernement allait les soutenir en imposant des normes peu contraignantes même si, ce faisant, il accepte de sacrifier l'eau potable de cette communauté. Le préjugé favorable de ce gouvernement pour l'exploitation des hydrocarbures fossiles non conventionnels y trouve une illustration saisissante.

De manière directe, et convaincante déjà, il faut lire les communiqués de Pétrolia, du Conseil du patronat du Québec et de la Fédération des Chambres de commerce du Québec pour constater la présence et la direction de ce biais.

Les standards imposés par le Règlement démontrent ce même biais en faveur des sociétés pétrolières et gazières, comme nous allons maintenant le démontrer.

II. Les standards imposés et la comparaison avec les projets antérieurs

Le nouveau règlement compte 108 articles et 5 annexes. Comme le deuxième projet, il comporte un chapitre entier consacré a la recherche de pétrole ou de gaz et à l'usage de la fracturation à cette fin (le chapitre V, articles 31-49) et un chapitre sur la protection des sources d'eau potable (chapitre VI, articles 50-75) et délimitant les diverses zones de protection desdites sources d'eau. Nous allons consacrer à ces chapitres l'essentiel de notre actuelle critique.

II.1 La portée du règlement

Rappelons d'abord la portée limitée du règlement en regard de l'eau potable, dans la mesure où ses normes ne visent que l'eau servant à la consommation humaine ou à la transformation alimentaire. Ainsi, l'eau qui sert à abreuver les animaux ou qui est utilisée pour les cultures dans les fermes québécoises n'est donc pas protégée, contrairement à ce qui était prévu dans le premier projet de règlement de 2011.

En effet, l'article premier du règlement prévoit clairement que ce règlement « vise particulièrement à assurer la protection des eaux prélevées à des fins de consommation humaine ou à des fins de transformation alimentaire. »

Si cette formulation apparaissait aussi dans le second projet, le premier présentait une formulation plus large. En effet, le premier projet prévoyait que ce règlement « vise particulièrement à assurer la protection des eaux prélevées à des fins de distribution d'eau potable. »

Cette différence de formulation est importante car le règlement actuel néglige une grande partie de la problématique de nos campagnes où l'eau potable constitue non seulement un bien essentiel à la vie, mais aussi une ressource importante pour les agriculteurs et plus particulièrement pour les éleveurs de bétail.

II.2 Les compétences des municipalités

Le règlement actuel a non seulement des incidences importantes pour les agriculteurs, mais aussi pour les municipalités. En effet, le Règlement retire aux municipalités toute compétence en regard des puisements d'eau réalisés sur leur territoire, si ces puisements sont faits dans le cadre d'une exploitation gazière ou pétrolière.

De fait, le paragraphe onzième du premier alinéa de l'article 7 du Règlement prévoit l'obligation pour une société qui puise de l'eau potable sur le territoire d'une municipalité d'obtenir « un certificat du greffier ou du secrétaire-trésorier de la municipalité locale ou de la municipalité régionale de comté concernée, selon le cas, attestant de la conformité du prélèvement avec la réglementation municipale applicable », mais le dernier paragraphe de l'article 7 prévoit nommément que « [l]e paragraphe 11 du premier alinéa ne s'applique pas à celui qui, en vertu de la Loi sur les mines (chapitre M-13.1), est autorisé à effectuer des travaux d'exploration, de recherche, de mise en valeur ou d'exploitation de substances minérales ou de réservoirs souterrains, sauf s'il s'agit de travaux d'extraction de sable, de gravier ou de pierre à construire sur les terres privées où, en vertu de l'article 5 de cette loi, le droit à ces substances minérales est abandonné au propriétaire du sol. »

Rappelons ici que le pétrole et le gaz constitue des minéraux, au sens de la Loi sur les mines dont nous parle cette disposition du Règlement.

II.3 Le professionnel compétent

Une grande partie des responsabilités relatives à l'application du règlement repose sur les épaules de professionnels chargés d'émettre des opinions professionnelles à diverses étapes des forages pétroliers ou gaziers. L'article 2 du Règlement prévoit que ce professionnel doit être membre d'un ordre professionnel régi par le Code des professions ou une personne autorisée par un ordre professionnel à exercer des fonctions relevant normalement de l'ordre professionnel.

À cet égard, deux remarques peuvent être formulées. La première est d'exposer les limites en termes de protection qu'offre cette garantie. Comme des exemples récents l'ont bien montré, le professionnel inséré dans une structure industrielle ou commerciale ne dispose généralement pas de l'autorité morale nécessaire pour imposer des normes strictes. Pris entre l'arbre et l'écorce, entre les directives de l'entreprise et les normes déontologiques, formulées de façon large et sujettes à des interprétations restrictives, qui régissent la plupart du temps les ordres professionnels, le professionnel concerné peut être amené à des compromis discutables et dangereux pour la sécurité du public ou la préservation de l'environnement, d'autant, comme nous le verrons, que les normes imposées par le Règlement exigent des jugements de valeurs où les considérations scientifiques ne constituent qu'un aspect, souvent mineur, de la décision à prendre.

La seconde remarque concerne les dispositions de l'article 7 qui établit qu'un biologiste doit établir, pour le compte de la société pétrolière ou gazière, une étude montrant les impacts potentiels de l'exploitation gazière ou pétrolière envisagée sur certains milieux naturels et suggérant, le cas échéant, des « mesures d'atténuation des impacts envisagés ». Certes, les biologistes disposent généralement d'une formation adéquate pour exercer cette fonction.

Cependant, les biologistes ne disposent pas de la protection d'un ordre professionnel, protection bien relative, mais permettant tout de même au public d'exercer certains recours.

Ainsi donc, un Règlement qui ne protège pas adéquatement l'agriculture, qui enlève aux municipalités toute compétence sur les puisements d'eau et qui met dans les mains de personnes déchirées entre leurs obligations déontologiques et leurs obligations de loyauté à l'égard de l'entreprise, eu égard à la subordination juridique qu'impose leur statut de salarié, voilà déjà une situation inquiétante.

Cette inquiétude croit encore, lorsque nous examinons attentivement les normes prévues au Règlement, dont celles relatives à la transparence et à la publicité des actes des sociétés en cause.

II.4 La transparence et l'accès aux renseignements

Dans la réalité actuelle, il est assez difficile d'obtenir des autorités gouvernementales des renseignements relatifs aux travaux de forage réalisés par les sociétés pétrolières et gazières. Généralement, sont évoqués le droit à la protection des secrets industriels voire le droit à la vie privée des sociétés en cause.

Ainsi, par exemple, des rapports déposés au MRN seuls les rapports de forages sont publics, mais ce, trois ans seulement après leur dépôt. Dans le cas de tous les autres travaux annexes, comme la fracturation du puits, ces rapports dits de complétion sont seulement déposées au MRN. Le ministère ne les divulgue pas et les garde confidentiels tant que l'entreprise le désire. C'est ainsi que le public n'a toujours pas accès aux informations relatives aux 18 puits fracturés dans l'Utica entre 2006 et 2010.

Le Règlement semble mettre fin à cette pratique puisque diverses dispositions prévoient le libre-accès à ces renseignements. Ainsi, le dernier alinéa de l'article 31 du Règlement est ainsi formulé :

31. Les renseignements consignés dans un avis, une étude, un programme ou un rapport
exigé en vertu du présent chapitre ont un caractère public. Il en est de même des résultats d'analyse transmis au ministre en vertu du présent chapitre. Dans tous les cas, une copie de ces avis, études, programmes, rapports ou résultats d'analyse doit être transmise au ministre de l'Énergie et des Ressources naturelles dans le même délai que celui exigé pour leur transmission au ministre.

Toutefois, pour évaluer la portée réelle de cette disposition, il faut aussi référer à la Loi sur l'accès aux documents des organismes publics et la protection des renseignements personnels.

Or, les dispositions de l'article 168 de cette loi sont ainsi formulées :

168. Les dispositions de la présente loi prévalent sur celles d'une loi générale ou spéciale
postérieure qui leur seraient contraires, à moins que cette dernière loi n'énonce expressément s'appliquer malgré la présente loi.

Or, ni la Loi sur la qualité de l'environnement, ni le présent Règlement qui en découle, ne prévoient s'appliquer « nonobstant la Loi sur l'accès ». En conséquence, ce sont les dispositions de cette loi et l'arbitrage éventuel de la Commission d'accès à l'information (il faut être représenté par avocat devant cette Commission, sauf s'il s'agit d'une demande qui concerne ses propres renseignements personnels) qui prévaudront.

Or, les sociétés pétrolières et gazières peuvent invoquer de nombreux motifs pour s'objecter à la divulgation de renseignements et le ministère ou l'organisme public doit en tenir compte avant de divulguer le renseignement :

23. Un organisme public ne peut communiquer le secret industriel d'un tiers ou un
renseignement industriel, financier, commercial, scientifique, technique ou syndical de
nature confidentielle fourni par un tiers et habituellement traité par un tiers de façon
confidentielle, sans son consentement.

24. Un organisme public ne peut communiquer un renseignement fourni par un tiers
lorsque sa divulgation risquerait vraisemblablement d'entraver une négociation en vue de la conclusion d'un contrat, de causer une perte à ce tiers, de procurer un avantage
appréciable à une autre personne ou de nuire de façon substantielle à la compétitivité de
ce tiers, sans son consentement.

Certes, certaines dispositions plus généreuses de cette loi permettent de contrebalancer les dispositions précédemment citées, mais il n'en demeure pas moins qu'en cas de refus de divulguer, c'est la Commission d'accès à l'information qui devra trancher et les délais normaux pour être entendu par cette Commission sont fort longs (plus ou moins 2 ans).

II.5 Le volume de prélèvement d'eau

Si les dispositions de l'article 3 du Règlement prévoient une méthode de calcul des prélèvements d'eau réalisés, cette méthode est peu appropriée pour les prélèvements d'eau réalisés à des fins de fracturation hydraulique. En effet, le volume moyen est calculé sur la base du débit obtenu sur une période de 90 jours, période jamais atteinte dans un tel cas.

Par ailleurs, pour établir le calcul quotidien, on doit prendre en compte les prélèvements d'eau « effectués à chacun des sites de prélèvements qui sont reliés à un même établissement, à une même installation ou à un même système d'aqueduc ».

Une interprétation basée sur le bon sens, voire une interprétation littérale des termes utilisés, voudraient sans aucun doute que soit calculé tout prélèvement d'eau servant à un même puits de forage pétrolier ou gazier. Cependant, les règles légales d'interprétation permettent peut-être une autre interprétation.

En effet, les termes « établissement », « installation » et « système d'aqueduc » ne sont pas définis dans le Règlement. On retrouve à l'article 2 du Règlement une définition du terme « installation », mais il s'agit alors d'une installation d'élevage d'animaux. Ainsi, n'apparaît pas ici le « site de forage » définit à l'article 31 du Règlement. Cette omission, qu'elle soit volontaire ou non, pourrait avoir comme conséquence d'exclure les sites de forage des sociétés gazières et pétrolières qui pourraient donc scinder leurs prélèvement d'eau en autant de parties qu'elles le souhaitent. Or, comme les dispositions de l'article 6(3)f) du Règlement excluent la nécessité d'obtenir une autorisation ministérielle tout prélèvement d'eau inférieur à 379 000 litres par jour (l'équivalent de plus d'une douzaine de camions-citernes), cela ouvrirait la porte à une possible liberté complète de prélèvement pour, entre autres, les sociétés gazières et pétrolières.

Même si les tribunaux, qui sont les institutions qui devront, in fine, décider de la chose, devaient conclure que cette interprétation est trop restrictive et que doivent être pris en compte les prélèvements d'eau effectués à divers sites pour alimenter un puits de forage gazier ou pétrolier, il n'en demeure pas moins que plusieurs bassins versants ne sont pas en mesure de fournir l'eau nécessaire au besoins de l'industrie et que les mécanismes de contrôle de ces prélèvements sont inexistants ou peu performants.

II.6 L'autorisation ministérielle

Par ailleurs, si un prélèvement supérieur à la limite des 379 000 litres d'eau exige normalement une autorisation ministérielle prévue à l'article 31.75 de la Loi sur la qualité de l'environnement, il faut remarquer que la disposition en cause n'est pas en vigueur et que le Règlement édicté ne prévoit pas la mise en vigueur de cette disposition, contrairement à ce qui était prévu dans le second projet de règlement de mai 2013 (voir les articles 106 et 107 du projet de mai 2013).

Ainsi, en l'absence d'un autre décret mettant en vigueur les dispositions de l'article 31.75 de la Loi sur la qualité de l'environnement, les sociétés gazières et pétrolières pourraient librement puiser tout l'eau dont elles ont besoin, même si, comme nous l'avons vu précédemment, les études produites dans le cadre de l'Étude environnementale stratégique (ÉES) sur le gaz de schiste ont montré que les cours d'eau de certains bassins versants ne peuvent permettre de tels puisements sans compromettre les usages normaux de l'eau. De surcroit, l'examen d'un contrat civil liant une société gazière et un agriculteur qui a consenti aux travaux de la société sur sa propriété montre que la société en cause peut creuser les puits artésiens nécessaires à ses travaux, sans égard à la disponibilité de l'eau dans l'aquifère ainsi sollicité.

Ajoutons encore à ce tableau peu reluisant le fait que l'étude réalisée par le
professionnel engagé par la société gazière et pétrolière et permettant d'établir les volumes d'eau prélevés et de décrire « les modifications anticipées à la qualité de l'eau lors de son utilisation et de son rejet dans le milieu, notamment au niveau des substances ajoutées à l'eau à cet égard » (tel que prévu au paragraphe d) de l'alinéa dixième de l'article 7 du Règlement) ne sont pas des documents publics, comme le prévoient les dispositions du dernier alinéa de l'article 7 : « Les renseignements fournis relativement au présent article ont un caractère public, sauf les renseignements prévus au paragraphe 10 du premier alinéa lorsqu'ils ne concernent pas une demande de prélèvement d'eau visé par l'article 31.97 de la Loi sur la qualité de l'environnement. »

Remarquons finalement que les autorisations de puisement d'eau octroyées par le ministre (lorsqu'elles seront en vigueur) ont une durée fort longue, soit 10 ans (article 31.81 de la Loi sur la qualité de l'environnement, mais cet article n'est pas en vigueur).

II.7 La fracturation et les distances séparatrices par rapport à une source d'eau potable

Les dispositions de l'article 31 du Règlement définissent ce qu'il faut entendre
par fracturation. Ces dispositions sont ainsi formulées :

1° « fracturation » : opération qui consiste à créer des fractures dans une formation
géologique en y injectant un fluide, sous pression, par l'entremise d'un puits, à l'exception
de celle utilisant un volume de fluides inférieur à 50 000 litres ;

Par rapport à cette définition, remarquons que l'injection de 50 000 litres de fluide de fracturation contenant de nombreux produits chimiques est amplement suffisante pour contaminer une source d'eau potable. Nous voyons mal la nécessité d'établir une distinction en fonction des volumes de fluide injecté dans le sous-sol dans la définition d'une technique d'exploration pétrolière ou gazière.

Par ailleurs, si nous comparons cette définition avec celle apparaissant au projet de règlement de mai 2013, nous remarquons des différences significatives. En effet, la définition qui apparaissait dans le projet de mai 2013 était ainsi formulée :

41. Pour l'application de la présente sous-section, on entend par « fracturation », une
opération qui consiste à créer des fissures dans une formation géologique ou à élargir des fissures déjà existantes à l'aide de fluides injectés dans un puits à une pression suffisante. N'est toutefois pas visé une opération utilisant un volume de fluides inférieur à 50 000 litres.

Le caractère englobant de cette définition permettait de contrer les tentatives de l'industrie de présenter sous des vocables différents et moins connotés négativement les divers éléments associés à l'usage de la fracturation, tel les tests dits d'injectivité. La formulation actuelle est beaucoup plus restrictive, dans la mesure où la fracturation consiste aussi sinon tout autant à « élargir des fissures déjà existantes » qu'à en créer de nouvelles.

Par ailleurs, l'article 32 du Règlement établit les distances séparatrices devant être respectées entre un forage gazier ou pétrolier et une source d'eau potable. Cette disposition est ainsi formulée :

32. Il est interdit d'aménager un site de forage ou de réaliser un sondage stratigraphique
dans une plaine inondable dont la récurrence de débordement est de 20 ans, dans une
plaine inondable d'un lac ou d'un cours d'eau identifiée sans que ne soient distinguées les récurrences de débordement de 20 ans et de 100 ans ou à moins de 500 mètres d'un site de prélèvement d'eau effectué à des fins de consommation humaine ou de transformation alimentaire.

La distance de 500 mètres prévue au premier alinéa concernant l'aménagement d'un site
de forage peut être augmentée à la distance fixée dans l'étude hydrogéologique prévue à
l'article 38 lorsque cette étude démontre que la distance de 500 mètres ne permet pas de
minimiser les risques de contamination des eaux des sites de prélèvement d'eau effectué à des fins de consommation humaine ou de transformation alimentaire situés sur le territoire couvert par l'étude.

De prime abord, cette disposition semble présenter une avancée par rapport au second projet de mai 2013, dans la mesure où la distance séparatrice minimale passe de 300 à 500 mètres. Par ailleurs, cette nouvelle distance séparatrice peut encore être augmentée, si une étude hydrogéologique conclut à cette nécessité pour protéger les sources d'eau potable.

Deux remarques s'imposent toutefois.

D'abord, la zone de protection établie dans le second projet de règlement de mai 2013 était ainsi établie :

30. Il est interdit d'aménager une installation ou de réaliser un sondage stratigraphique à
moins de 300 mètres d'un site de prélèvement d'eau effectué à des fins de consommation humaine ou de transformation alimentaire.
–
Le terme « installation » était cependant défini au deuxième alinéa de l'article 29. Cette
disposition était ainsi formulée :

2° « installation » : la zone regroupant l'ensemble des infrastructures nécessaires à la
recherche ou à l'exploitation du pétrole, du gaz naturel, de la saumure ou un réservoir
souterrain..

En comparant la disposition apparaissant au Règlement avec celle formulée dans le second projet de mai 2013, on se rend compte que l'extension horizontale du puits de forage gazier ou pétrolier n'est peut-être pas prise en compte dans l'établissement de la distance séparatrice devant être respectée.

En effet, le texte ne fait pas référence aux « segments d'un puits » soit, selon la définition apparaissant à l'article 31 du Règlement, « la portion du puits permettant de soumettre une zone géologique à la fracturation », mais à la notion de « site de forage » définie comme une « zone regroupant le ou les puits de forage » et le terrain situé dans les environs immédiats de ce ou de ces puits de forage.

On ne trouve donc aucune indication de la direction des segments horizontaux du puits ni référence directe aux segments horizontaux du puits. Certes, le segment d'un puits peut être considéré comme une partie intégrante du puits de forage et donc pris en compte dans l'établissement de la zone de protection, mais l'effort exigé pour la compréhension du texte favorise des interprétations contradictoires, d'autant que le reste de la définition parle des « environs immédiats » de ce qui constitue seulement la tête de puits.

Les incertitudes en regard de l'interprétation devant être donnée à ces dispositions grandissent encore quand nous examinons les dispositions du deuxième paragraphe de l'article 37 qui traitent de la nécessité d'une caractérisation initiale du site de forage, alors que cette catégorisation initiale doit couvrir un territoire « d'un rayon minimal de 2 kilomètres en dehors des limites du site de forage ou un territoire correspondant à la longueur horizontale du puits envisagé », comme si ces notions de « limite du site » et « d'extension horizontale » ne sont pas nécessairement ou toujours équivalentes. De plus, la formulation fait correspondre une superficie à une longueur rendant l'article par le fait même inapproprié et d'une interprétation quasi impossible, sans compter qu'il occulte complètement l'aspect tridimensionnel du problème.

La deuxième remarque concerne les études hydrogéologiques devant permettre, dans certains cas, de prolonger ou d'agrandir la zone de protection de 500 mètres.

Les études hydrogéologiques dignes de ce nom s'établissent sur de longues périodes de temps (généralement de 3 à 5 ans) et elles ne visent que la pollution pouvant résulter des activités menées en surface.

Au Québec, la grande majorité des études hydrogéologiques ne traitent pas des eaux souterraines à de grandes profondeurs telles que celles où s'effectuent les forages destinés à la recherche ou à l'exploration et l'exploitation d'hydrocarbures. Le premier BAPE sur le gaz de schiste avait en effet remarqué qu'il n'existe actuellement aucun protocole scientifique permettant de comprendre les relations ou les échanges entre les eaux souterraines situées en grande profondeur et les eaux des aquifères.

Par ailleurs, les capacités du professionnel en question d'augmenter la zone de protection des sources d'eau potable sont limitées dans la mesure où il lui revient d'établir la preuve que la distance de 500 mètres « ne permet pas de minimiser les risques de contamination des eaux ».

Bref, il lui suffit de montrer que la zone de 500 mètres permet de minimiser les risques, ce qui relève d'une simple inférence logique, mais il a le fardeau de démontrer que cette zone ne permet pas de les minimiser, ce qui est beaucoup plus difficile et exigeant, si l'on veut dépasser la simple application du principe de précaution.

II.8 Les sondages stratigraphiques

La deuxième section du chapitre V du Règlement traite des sondages stratigraphiques.

Dans l'examen de cette question, il convient d'abord de rejeter le mythe répandu par les partisans de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures de roche-mère comme quoi de tels sondages sont sans danger pour l'environnement. Rappelons d'abord que de tels « sondages » constituent un forage minier, un « puits » dans l'actuelle Loi sur les mines, susceptible d'ouvrir des voies de passage du méthane et autres contaminants vers les sources d'eau potable, d'autant que des additifs chimiques pouvant être toxiques sont utilisés dans de tels forages.

Ensuite, la présence du professionnel chargé, selon les dispositions du premier alinéa de l'article 34, de superviser le forage minier est-elle obligatoire durant les opérations de forage, dans la mesure où le dernier alinéa du même article 34 prévoit simplement qu'il doit être « avisé des problèmes qui se sont posés lors de la réalisation du sondage et des mesures prises pour remédier à la situation » ?

Cela pourrait être une façon assez élégante de préserver le professionnel engagé par la société gazière ou pétrolière de ses obligations déontologiques et qui n'aurait pas été « avisé » des problèmes rencontrés lors du sondage stratigraphique… Ce professionnel absent du site se verrait cependant ensuite imposer l'obligation de rendre compte des problèmes rencontrés lors du sondage (art. 36 (5e)), voilà qui est assez surprenant. Il est donc permis de penser que sa présence doit être assurée tout au long des opérations. Remarquons toutefois, une fois encore, la formulation boiteuse permettant des interprétations diverses, voire contradictoires.

Finalement, on peut s'interroger sur la possibilité concrète de mettre en place des mesures pour « remédier à la situation » lorsque des failles sont dans l'emprise du forage et permettent le passage, à plus ou moins long terme, du méthane et autres hydrocarbures vers les aquifères. Les retours en arrière s'avèrent malaisés sinon impossibles dans un tel contexte.

N'oublions pas que le rapport à présenter au ministre suite à la réalisation de sondages doit être réalisé dans les 30 jours de la fin des travaux. Que se passera-t-il si les dégâts ne sont constatés que plus tard ? Qui sera responsable ? Aucune disposition du Règlement ne permet de répondre à ces questions.

II.9 La caractérisation initiale

Les dispositions des articles 37-39 du Règlement imposent une caractérisation initiale du site de forage. Cette caractérisation se réalise par une étude hydrogéologique, la prise d'échantillons d'eau prélevés sur les sources d'eau potable situés en périphérie du site gazier ou pétrolier et dans les puits d'observation qui doivent être mis en place.

Nous avons déjà abordé les limites inhérentes aux études hydrogéologiques en regard des contaminations pouvant survenir sous la base de l'aquifère. Il ne convient pas d'y revenir ici. Remarquons toutefois qu'est exigé dans cette étude l'établissement du profil stratigraphique du site, ce qui implique forcément des sondages de ce type. Par ailleurs, cette étude n'oblige pas à établir les conséquences d'une contamination provenant du sous-sol, c'est-à-dire la pollution la plus probable dans le cas de forages non conventionnels d'hydrocarbures fossiles, car, comme le prévoit le sixième paragraphe du premier alinéa de l'article 38 du Règlement, la seule vulnérabilité devant être examinée est celle découlant d'une contamination survenant en surface du site pétrolier ou gazier. Or, c'est la connaissance de la géologie profonde qui est nécessaire pour identifier les véritables dangers pour l'eau potable lors de forages pétroliers ou gaziers.

Comment une telle étude pourrait-elle faire « l'évaluation des impacts d'une contamination des eaux » reliée à « une défaillance du puits provoquant une migration de fluides vers le ou les aquifères ou vers la surface » (art. 38(8)a)) ?

Une telle évaluation ne serait que pure spéculation et ne correspondrait sûrement pas aux obligations déontologiques imposées aux professionnels régis par le Code des professions. On peut même considérer qu'une telle prise de position, si elle s'avérait erronée, constituerait une faute déontologique susceptible de sanction par le syndic de l'ordre concerné. Chose certaine, le professionnel qui émet une telle opinion s'expose à des poursuites civiles en dommages et intérêts advenant une contamination des sources d'eau, car une telle opinion engage la responsabilité civile du professionnel opinant
favorablement dans un tel contexte.

Remarquons toutefois que la disposition apparaissant à l'article 38(8)a) et b) du Règlement est la seule ayant une dimension de prospectivité, soit exigeant un jugement prévisionnel. En effet, toutes les autres parties de l'article 38 et qui concernent les points constituant le rapport de la caractérisation initiale ne touchent que des éléments factuels ou descriptifs. Constatons encore que ce jugement prévisionnel ne concerne que les conséquences d'une contamination de l'eau potable et qu'il laisse dans l'ombre de nombreux éléments devant être normalement examinés en regard des conséquences d'une contamination de l'environnement par des hydrocarbures, comme les limites à l'usage ultérieur du territoire pollué, les conséquences sur l'air, sur la santé publique, etc.

Remarquons encore que les délais de transmission de la caractérisation initiale, soit 30 jours avant le début des forages, nous semblent bien courts, puisque les délais actuels de réponse du ministère avoisinent bien davantage les six mois que les 30 jours…Et les politiques d'austérité qui nous sont annoncées actuellement, avec le gel des embauches qui en découle, risquent fort d'empirer la situation dans l'avenir.

Finalement, si le panache de pollution ne devrait jamais dépasser, selon l'opinion du gouvernement, 500 mètres, puisque c'est cette seule distance séparatrice qui est imposée par l'article 32 du Règlement, pourquoi exige-t-on une caractérisation sur un minimum de 2 km ? N'aurait-il pas été plus logique d'imposer, en l'absence d'une étude hydrogéologique, une norme dite de protection de 2 km et spécifier que cette distance pouvait être réduite à l'occasion d'une telle étude, sans jamais aller en-deçà d'une zone de 500 mètres ?

Remarquons encore les incongruités dans la formulation de cette exigence. En effet, le deuxième alinéa de l'article 37 est ainsi formulé :

Cette caractérisation doit couvrir, selon la plus exigeante des superficies, un territoire d'un rayon minimal de 2 kilomètres en dehors des limites du site de forage ou un territoire
correspondant à la longueur horizontale du puits envisagé.

Prenons deux exemples, soit un puits conventionnel et un puits non conventionnel s'étendant sur 2 km par son segment horizontal. Dans le premier cas, une caractérisation s'étendant sur 2 km devra être réalisée. Elle couvrira cependant une large zone située au-delà des installations de la société en cause. Dans le second cas, la société concernée n'aura aucune zone à caractériser s'étendant au-delà des limites de son extension horizontale.

Autrement dit, si l'extension horizontale maximale du puits de forage gazier ou pétrolier est de 2 kilomètres, l'étude ne couvrira pas les sites de prélèvement d'eau situé immédiatement en dehors de cette zone, malgré le fait que toute la littérature scientifique montre une pollution probable des sites de prélèvement d'eau situé à l'extérieur de la zone touchée par l'exploration pétrolière ou gazière surtout si la fracturation est utilisée. Mais aucune caractérisation des zones s'étendant au-delà de l'extension horizontale n'aura été réalisée, rendant plus difficile l'établissement de tout lien causal entre le puits d'exploration et une source d'eau potable potentiellement contaminée. Ici, sont donc favorisées les exploitations non conventionnelles d'hydrocarbures, soit justement celles qui devront être utilisées au Québec.

Certes, la publication récente par le ministère du Développement durable, de l'Environnement et de la Lutte aux changements climatiques des Lignes directrices provisoires sur l'exploration gazière et pétrolière permet de penser que la caractérisation initiale doit toujours correspondre à l'extension horizontale.

Toutefois, le statut juridique de ce document fait en sorte que l'interprétation qu'il suggère n'est pas déterminante pour les tribunaux, d'une part, et que, d'autre part, n'aurait-il pas été plus simple, si tel était l'intention gouvernementale, de préciser dans le Règlement que le territoire à couvrir doit comprendre, au minimum, une distance de 2 kilomètres de toutes les installations de surface et de la projection en surface des portions souterraines des forages horizontaux ?

Toutefois, en définitive, l'éclaircissement apporté est sans conséquence pratique, puisqu'à l'extrémité du forage horizontal, à la verticale en surface, il n'y a plus de caractérisation et donc aucune marge de sécurité, alors que la norme imposée est de 2 000 mètres pour la tête de puits. Si le gouvernement avait plutôt suivi notre suggestion, la caractérisation se serait étendue sur un minimum de 2 km à l'extérieur de la zone fracturée.

Le caractère sommaire de cette caractérisation initiale ressort aussi du fait que ne sont pas énumérés comme devant être identifiés les produits utilisés par l'industrie lors de l'usage de la fracturation. En effet, l'examen de la présence ou de l'absence dans les puits d'eau potable de ces produits antérieurement et postérieurement à la fracturation permettrait sans doute d'établir trop facilement la responsabilité de la pollution éventuelle de l'eau potable.

Par ailleurs, l'étude réalisée ne sera pas transmise aux résidents concernés, mais seulement les résultats des échantillons d'eau recueillis dans cette zone, comme le prévoient les dispositions du dernier paragraphe de l'article 38. Toutefois, cette étude est publique, comme le veulent les dispositions générales apparaissant au dernier paragraphe de l'article 31 du Règlement. Advenant des risques de poursuites judiciaires, le ministère pourrait refuser de communiquer le renseignement en cause, comme le prévoit l'article 32 de la Loi sur l'accès aux documents d'un organisme public et la protection des renseignements personnels.

En cas de contamination, il reviendra donc à chaque résident concerné d'établir le lien de causalité entre la contamination constatée et le puits de forage gazier ou pétrolier. De nombreux obstacles techniques et juridiques seront rencontrés et des investissements importants en argent et en temps seront donc nécessaires et entièrement à la charge des résidents dont l'eau aura été contaminée.

Dans le cas des études hydrogéologiques réalisées à Gaspé à la demande de la première ministre de l'époque, madame Pauline Marois, ces études constatent la remontée du méthane thermogénique dans la périphérie du puits Haldimand 1 mais ne se prononcent pas sur l'origine de cette contamination. Le ministère du Développement durable, de l'Environnement et de la Lutte aux changements climatiques, quant à lui, refuse d'intervenir pour établir l'origine de cette contamination, laissant aux seuls citoyens et citoyennes le soin d'établir, à leurs frais, de telles études et d'entreprendre, si leur bourse le leur permet, des recours judiciaires coûteux et interminables. Dans un tel contexte, n'est-il pas permis de conclure que le ministère ne remplit pas ses obligations de préserver l'environnement et la santé des personnes ?

Ainsi, le professionnel mandaté par la société gazière ou pétrolière n'a nullement l'obligation d'établir le lien entre la contamination constatée, le cas échéant, et ses causes.

Quant au puits d'observation, le Règlement accorde une latitude absolue à la société gazière ou pétrolière, dans la mesure où ne sont pas précisés les critères obligeant la société en cause d'en réaliser un ou trois. Par ailleurs, comment établit-on la représentativité des échantillons d'eau prélevés, comme l'imposent les dispositions de l'article 39 du Règlement ? En fait, la caractérisation doit être réalisée pour l'ensemble du massif et non simplement par le biais de trois puits d'observation, ceux-ci étant d'ailleurs généralement réalisés à des faibles profondeurs.

La plupart des hydrogéologues reconnaissent qu'un seul puits d'observation est insuffisant, d'autant qu'un puits à niveaux multiples est difficile à réaliser particulièrement au niveau de ses scellements.

II.10 La fracturation et la base de l'aquifère

L'article 40 du Règlement prévoit qu'une opération de fracturation ne peut avoir lieu « à moins de 400 mètres sous la base d'un aquifère ».

En regard de cette norme, de nombreuses questions se posent : d'où vient cette norme ? Correspond-t-elle aux normes suivies par l'industrie ? Protège-t-elle adéquatement les aquifères ? Est-ce la position d'une section du forage lui-même ou la limite de la zone fracturée qui sera prise en compte pour établir cette distance ? La base de l'aquifère pourrait-elle être ramenée par le détenteur du permis de 200 à 50 mètres, s'il y trouve de l'eau un peu saline (4 000 ppm) à une faible profondeur ?

Il y a une réponse très apparente à notre première question dans la comparaison de l'impact de cette distance dans le cas de l'exploitation pétrolière à Anticosti : avec une distance de 400 mètres seulement, une très faible partie des permis de forage est exclue ; si cette distance était portée à 1 000 mètres, une grande partie des permis de forage serait exclue.

Quatre cent mètres est une distance deux fois et demi plus courte que ce que l'industrie s'est donnée généralement comme norme sous la base des aquifères, soit 1 000 mètres.

Nous devons toutefois préciser qu'à notre connaissance aucun État ou province n'a formellement établi une telle norme. C'est plutôt la distance que l'industrie présente comme preuve que la contamination ne peut rejoindre les nappes car, leurs représentants affirment : "il y a toujours une succession de couches imperméables sur une épaisseur de 1 000 mètres entre là où l'on fracture et le bas des nappes".

La nature des couches, la présence de failles et d'autres données, seraient tout autant sinon davantage des paramètres à prendre en considération pour établir une norme. Comme c'est très complexe de règlementer en tenant compte de l'ensemble de ces divers aspects, les États n'ont généralement pas tenté d'établir de norme. Le MDDELCC le fait et il est bien le seul. Mais il le fait de façon irréfléchie, juste pour "ouvrir" tout Anticosti l'an prochain à des futures demandes de permis de fracturation.

L'extension verticale, la pénétration de la fracturation, constitue une donnée encore largement méconnue, mais des compilations montrant des extensions verticales de 550 mètres ont été publiées (et parfois plus longues encore s'il existe des failles naturelles servant de voie de passage aux contaminants).

D'où vient ce choix des rédacteurs pour introduire par le biais d'un simple règlement une norme arbitraire dont les impacts sont si considérables ? La migration des fluides vers les nappes se fera sur des années, et cela ne se mesure pas vraiment pendant les opérations de fracturation qui se font en quelques jours. De plus, avoir comme règle d'interdire la fracturation « à moins de 400 mètres sous la base d'un aquifère » est très différent de dire qu'une marge de 400 mètres ou 1 000 mètres doit exister entre l'élévation la plus haute des fractures ainsi créées et l'aquifère. Une opération de fracturation réalisée à 401 mètres sous la base de l'aquifère et qui provoquerait des fractures s'élevant à plus de 400 mètres de cette opération de fracturation pourrait-elle être considérée respecter le règlement ? Il est permis de le penser, car c'est la profondeur d'une section de forage horizontal qui est soumise au critère et non pas l'extension verticale des fractures.

De plus, nulle part dans ce règlement sur la protection des eaux souterraines, il n'est question de l'impact qu'aura la présence même des puits, qui demeurent en place même abandonnés, ni de l'impact hydrogéologique résultant de la transformation radicale de la perméabilité du shale et des roches encaissantes. Elles auront été fracturées de façon irréversible, formant une couche perméable continue sous toute la surface du territoire dont le sous-sol aura été fracturé. Les puits et leur cimentation imparfaite vont évidemment se dégrader dans le temps. À moyen termes, les hydrocarbures encore en place dans le shale fracturé vont remonter et contaminer à coup sûr les nappes. Des milliers de puits abandonnés signifient des milliers de conduits potentiels pour faire passer de virtuelle à réelle cette contamination généralisée (de l'Île d'Anticosti et des autres territoires dont le sous-sol aura été fracturé).

Tout n'est donc pensé qu'en termes de l'impact à très court terme des opérations d'une exploitation pétrolière que le gouvernement choisit aujourd'hui de réglementer. Le gouvernement a totalement oublié une chose fondamentale : nous aurons besoin de nos aquifères non seulement pendant les activités de forage et de fracturation, mais également après et bien longtemps après.

Manifestement improvisé pour une application urgente à Anticosti et Gaspé, ce règlement aura des effets pernicieux hors du cadre de ces seuls gisements de pétrole de roche-mère. Partout au Québec, y compris évidemment en Gaspésie, des forages passant à l'horizontale à tout juste un peu plus de 400 mètres sous une nappe, pourront obtenir des permis de fracturation. L'opérateur n'a comme seule restriction que de veiller à respecter une distance minimale de 400 mètres lors de son opération de fracturation.

Les médias ont rapporté qu'au Québec on allait avoir une protection de 400 mètres alors qu'aux États-Unis l'industrie garde une distance de 1 000 mètres entre la fracturation et les nappes. C'est cependant inexact de prétendre cette chose ; la marge de sécurité au Québec sera zéro mètre et non pas 400 mètres, parce qu'au Québec le gouvernement fixe une règle pour fracturer dans ce 400 mètres à cause des possibles extensions verticales du forage horizontal. C'est toute une nuance ! Et que dire de l'Allemagne qui fixe à 3 000 mètres de profondeur la limite sous laquelle la fracturation hydraulique sera interdite d'ici la fin des études, en 2021.

Par un "heureux hasard" le règlement conviendra parfaitement au très controversé puits Haldimand 4 dans le territoire de la municipalité de Gaspé, comme on peut le constater en examinant une vue en coupe du puits que compte réaliser la société Pétrolia. Celle-ci n'a pas indiqué, à ce jour, vouloir demander de permis de fracturation pour ce puits, comme elle a toujours refusé de confirmer qu'elle n'utiliserait pas cette technique, mais la distance verticale de 400 mètres sous le bas de la nappe dans le règlement lui conviendrait tout-à-fait, si jamais le puits horizontal ne se révélait pas assez productif sans fracturation.

Autre exemple de rédaction fantaisiste :

41. Toute opération de fracturation doit être planifiée et réalisée de manière à prévenir la
propagation de fractures vers une voie préférentielle naturelle d'écoulement des fluides ou
un puits existant.

C'est tout à fait irréaliste et sans signification, car il est reconnu par les experts qu'il est impossible (sans recueillir des données et donc sans investissements considérables rendant toute l'opération économiquement non rentable) de modéliser la propagation des fractures. Seule les mesures microsismiques réalisées pendant les opérations de fracturation peuvent APRÈS COUP donner des indications sommaires et indirectes sur la propagation des fractures.

Mais ces mesures microsismiques sont-elles toujours obligatoires ? Il est permis d'en douter.

En effet, si les dispositions de l'article 43 (qui traite du programme envisagé de fracturation devant être soumis préalablement au ministre) prévoient que ce programme doit contenir « une évaluation de la propagation des fractures, en trois dimensions, et la description de la méthode utilisée pour réaliser cette évaluation » (alinéa 6 de l'article 43), le dernier alinéa de l'article 43 est ainsi formulé :

La description du suivi prévue au paragraphe 8 du premier alinéa doit comprendre la
réalisation d'un suivi microsismique ou, lorsque de tels suivis ont déjà été réalisés au sein
de la même formation géologique lors d'une opération de fracturation dans des puits
similaires, une analyse des données recueillies dans le cadre de ces suivis.

Quant à l'article 46 (qui traite du rapport qui succède à la fracturation) il est ainsi formulé :

46. Le responsable d'un puits doit transmettre au ministre, dans les 30 jours suivant la fin
de la mise en oeuvre d'un programme de fracturation, un rapport signé par un professionnel sur le suivi effectué quant aux opérations de fracturation concernées par le programme. Un tel rapport contient, notamment, les données recueillies pendant l'opération, leur interprétation et, le cas échéant, la cartographie des événements microsismiques enregistrés.

Le règlement ne fait donc aucune obligation d'utiliser la microsismique pour vraiment voir jusqu'où remontent les fractures, sauf pour le premier puits foré et cela ne sera pas exigé pour les autres puits "lorsque de tels suivis ont déjà été réalisés au sein de la même formation géologique" !

Ces opérations de microsismique coûtent cher. Bien que l'industrie présente constamment cette technique comme une garantie du bon contrôle de leurs opérations, la microsismique n'a été utilisée aux États-Unis que dans 3% des opérations de fracturation. Au Québec, on permettra donc encore moins ! Une seule opération pour le shale d'Utica et une seule opération pour la formation Macasty sur toute l'île d'Anticosti, voilà ce que semble exiger le règlement.

II.11 Le suivi des eaux souterraines

Les dispositions relatives au suivi des eaux souterraines sont marquées par la même incohérence, la même improvisation et le même biais favorable aux sociétés gazières et pétrolières.

Ainsi, si, lors de la caractérisation initiale, l'analyse de l'eau souterraine doit porter sur un grand nombre d'éléments, éléments prévus à l'annexe II du Règlement, le suivi, lui, ne doit couvrir que la recherche de quelques éléments, éléments prévus à l'annexe III du Règlement. De ce fait, le suivi ne peut donner qu'un aperçu sommaire des contaminants maintenant présents dans l'eau des résidents touchés.

Cette contradiction traduit un biais évident visant à protéger les sociétés gazières et pétrolières plutôt qu'a défendre la qualité de l'eau potable, puisqu'elle favorise une responsabilité atténuée des pollueurs éventuels. Nous sommes bien loin ici du principe du pollueur/payeur, principe pourtant prévu à la Loi sur le développement durable.

C'est donc un refus de prendre en compte les coûts réels de l'exploitation gazière et pétrolière en externalisant les coûts, c'est-à-dire en faisant payer les victimes et non les auteurs du dommage produit.

Le même biais corporatif se vérifie avec les dispositions qui règlent la durée du suivi. En effet, l'article 47 du Règlement prévoit que ce suivi s'étend seulement sur une période de 10 années. Pourquoi une telle limite, quand on songe que la remontée des contaminants peut prendre un temps indéterminé, mais pouvant s'étendre sur des dizaines d'années, sinon davantage ? Pourquoi les sociétés industrielles engagées dans la recherche de gaz et de pétrole ne seraient-elles responsables que pour un temps déterminé d'une contamination qui peut prendre un temps indéterminé à se manifester ?

Une seule conséquence découle de cette disposition : la population du Québec devra assumer les conséquences et les frais résultant de toute pollution associée aux activités des sociétés gazières et pétrolières, si cette pollution se manifeste plus de 10 ans après la fermeture des puits de forage. Bien d'autres Lac-Mégantic en perspective !

Par ailleurs, il faut rappeler que, malgré l'obligation faite au professionnel qui constate la présence d'une contamination de rendre compte des « mesures qu'il a prises ou qu'il entend prendre pour déterminer la cause du problème et remédier à la situation », comme le prévoient les dispositions du dernier alinéa de l'article 48 du Règlement, la possibilité de remédier à une contamination d'un aquifère par des hydrocarbures n'existe tout simplement pas, comme le montre la contamination de la lagune de Mercier polluée il y a plus de 40 ans et toujours contaminée aujourd'hui.

II.12 Le registre

La conservation, limitée dans le temps, des renseignements relatifs à un puits de forage, renseignements colligés dans le registre prévu à l'article 49 du Règlement, souffre des mêmes lacunes. Comme nous l'avons vu, la période de dix années est bien trop courte pour permettre l'établissement de la responsabilité en cas de contamination.

II.13 Les zones de protection

Les zones de protection dépendent d'abord du nombre de résidents alimentés par la source d'eau. Le tableau suivant récapitule les critères servant à déterminer les diverses catégories de puisements d'eau potable : (voir le document lui-même sous format de pdf).

Retenons donc que la première catégorie touche des puisements d'eau qui alimentent plus de 500 personnes, la catégorie 2 vise les puisements qui alimentent de 21 à 500 résidents et la catégorie 3 vise les puisements qui alimentent 20 personnes ou moins. Cette dernière catégorie est donc généralement celle représentée par les petites municipalités rurales où les seules sources d'eau sont les puits artésiens ou de surface des résidents. La catégorie 1 est plutôt représentée par les plus grandes agglomérations où l'eau consommée provient généralement des cours d'eau (eau de surface). La catégorie 2 vise plus spécifiquement les municipalités disposant d'un aqueduc approvisionné à partir de puits collectifs. Il existe cependant de nombreuses variantes à ces réalités. Plusieurs municipalités québécoises disposent de sources hybrides d'approvisionnement en eau potable (puisement d'eau de surface se combinant avec des puits collectifs et/ou des puits individuels, par exemple).

L'étendue des aires de protection prévues par le Règlement va donc varier en fonction des catégories de puisement d'eau, mais aussi en fonction de la nature du lieu de puisement (eau souterraine ou eau de surface). Pour chaque catégorie seront établies des zones dites immédiates, intermédiaires et éloignées ou certains types d'activités seront soit autorisées, soit interdites.

II.14 Les zones de protection pour un puisement d'eau souterraine

Le tableau suivant récapitule l'étendue des aires de protection pour chaque catégorie de puisement d'eau potable dans le cas d'un puisement d'eau souterraine : (voir le document lui-même sous format de pdf)

Ainsi, pour les petites municipalités rurales, là où, généralement, se fera l'exploration et l'exploitation gazière et pétrolière, il n'y qu'une zone de protection immédiate de 3 mètres autour des puits d'eau potable, une zone intermédiaire de 30 mètres, pour la protection bactériologique, et de 100 mètres, pour la protection virale, et une aucune zone éloignée de protection.

II.15 Les zones de protection pour un puisement d'eau de surface

Dans le cas d'un puisement d'eau de surface, le tableau suivant récapitule les
zones de protection prévues par le Règlement : (voir le document lui-même en format pdf)

II.15 Les interdictions de mener des forages gaziers ou pétroliers dans les zones de protection des lieux de puisement d'eau

Résumons ici les aires dans lesquelles un puits de forage gazier ou pétrolier serait interdit en fonction des normes fixées par le Règlement :

1. Interdiction dans la zone immédiate de 500 mètres autour d'une source d'eau potable. Cette zone peut être prolongée sur la base d'une étude hydrogéologique : « Art. 32. Il est interdit d'aménager un site de forage ou de réaliser un sondage stratigraphique dans une plaine inondable dont la récurrence de débordement est de 20 ans, dans une plaine inondable d'un lac ou d'un cours d'eau identifiée sans que ne soient distinguées les récurrences de débordement de 20 ans et de 100 ans ou à moins de 500 mètres d'un site de prélèvement d'eau effectué à des fins de consommation humaine ou de transformation alimentaire. »

2. Interdiction dans la zone de protection éloignée d'un prélèvement d'eau souterraine de catégorie 1 et 2 : « Art. 66. En plus de l'interdiction prévue à l'article 32, l'aménagement d'un site de forage destiné à rechercher ou à exploiter du pétrole, du gaz naturel, de la saumure ou un réservoir souterrain ainsi que l'exécution d'un sondage stratigraphique sont interdits dans l'aire de protection éloignée d'un prélèvement d'eau souterraine de catégorie 1 ou 2.

3. Interdiction dans l'aire de protection intermédiaire d'un prélèvement d'eau de surface de catégorie 1 et 2 : « Art. 73. En plus de l'interdiction prévue à l'article 32, l'aménagement d'un site de forage destiné à rechercher ou à exploiter du pétrole, du gaz naturel, de la saumure ou un réservoir souterrain ainsi que l'exécution d'un sondage stratigraphique sont interdits dans l'aire de protection intermédiaire d'un prélèvement d'eau de surface de catégories 1 et 2. »

Ainsi, dans les municipalités rurales, c'est-à-dire dans les zones où les forages pétroliers et gaziers sont les plus susceptibles d'être réalisés, la seule zone de protection offerte est celle du 500 mètres, sous réserve qu'une éventuelle étude hydrogéologique permettrait d'étendre cette zone. De fait, sont donc protégées des zones peu susceptibles de faire l'objet de recherche d'hydrocarbures fossiles non conventionnels, alors que sont laissées sans protection efficace, les zones les plus susceptibles de subir l'exploration et l'exploitation des combustibles fossiles. Voilà qui illustre clairement la hiérarchie des valeurs sous-jacentes à cette réglementation.

III. Conclusion

En définitive se pose la nécessité d'identifier l'objet véritable de cette réglementation : vise-t-elle véritablement à protéger l'eau ou ne privilégie-t-elle pas plutôt la recherche, l'exploration et l'exploitation pétrolière et gazière en imposant des normes qui correspondent d'abord aux besoins et désidératas des sociétés qui s'y activent déjà ?

La réponse à cette question se trouve dans les développements antérieurs de ce texte. Il nous semble cependant évident que le gouvernement a tellement hâte d'encadrer officiellement l'exploitation des hydrocarbures de roche-mère, ce qui ne se fait qu'avec une technique de fracturation, qu'il choisi de commencer à le faire ici par le biais d'un règlement qui n'a pas fait l'objet d'un examen parlementaire, sans même un réel et étendu débat public, sans attendre la future loi sur les hydrocarbures, ni même les recommandations du BAPE qui porteront sur l'emploi de la fracturation hydraulique dans l'Utica, ainsi que sur la pertinence d'exploiter par cette technique le shale dans l'île d'Anticosti.

Cette introduction de normes devant être rencontrées pour permettre la fracturation est faite de façon assez arbitraire, voire hautement fantaisiste à l'occasion, et donc incapable d'assurer une protection adéquate des sources d'eau potable.

Qui plus est, les communautés locales se voient dépouillées de leur compétence sur tout puisement d'eau réalisé sur leur territoire en vue de l'exploitation des hydrocarbures fossiles.

Quant aux citoyens et citoyennes directement touchés par l'exploitation pétrolière et gazière, la réglementation actuelle les laisse en plan, condamnés à se défendre par leurs seuls moyens et ressources.

Chose certaine, le gouvernement a fait la sourde oreille et a refusé de donner suite aux demandes pressantes et aux critiques adressées par les municipalités, les groupes de citoyens et citoyennes, les scientifiques indépendants et les organisations écologistes. Il n'a pas rectifié le tir ni amendé son projet de règlement pour qu'il assure une véritable protection des sources d'eau potable. Au contraire, il a libéralisé les règles, comme le suggéraient les sociétés engagées dans cette industrie et les ténors du monde des affaires.

Voilà le triste bilan que nous pouvons tirer de cet examen du Règlement. Dans ce cadre, nous appelons les municipalités et les citoyens et citoyennes à se mobiliser à nouveau pour obtenir la bonification de ces normes plus qu'insatisfaisantes.

Lien : http://enjeuxenergies.files.wordpress.com/2014/08/texte-5-experts.pdf

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

Marc Durand — 2014-02-18T08:58:43Z

Résumé des questions techniques gaz et pétrole de roche-mère

Marc Durand — 2013-04-16T11:01:06Z

"J'écrit beaucoup de textes pour expliquer mes questionnements et mon argumentation en opposition au développement des hydrocarbures de roche-mère. J'ai aussi exposé ces questions dans mes vidéos, tant sur l'Utica que sur Anticosti. Je crois utile de les résumer en trois paragraphes.

Tiré du site des AmiEs du Richelieu.

1- Je dirais que ma préoccupation se résume au constat suivant, très terre-à-terre : l'industrie des hydrocarbures de roche-mère (gaz et pétrole de "schiste" dans le langage courant) n'existe par le seul fait d'une opportunité découlant de l'absence complète de règles adaptées à l'émergence d'une nouvelle technologie. Les règles existantes ont été conçues pour des gisements conventionnels ; elles sont déjà jugées très laxistes quant à la gratuité d'accès à l'eau, l'atmosphère et aussi la mer pour les rejets polluants non comptabilisés dans les plans d'affaires. Ce qui s'ajoute dans le cas des gisements non conventionnels est la notion d'écrémage : 10 à 20% dans le cas du gaz de schiste, 1 à 3 % dans le cas du pétrole dans les shales. Et les nouvelles (et encore inconnues) conséquences environnementales de cet écrémage.

2- La fracturation met en branle un processus dont la durée est d'ordre géologique : un débit élevé au début qui diminue initialement très rapidement après les premières années. La coupure qui marque la fin de la rentabilité dans ces courbes de production se situe à un niveau qui laisse encore en place dans le réseau des nouvelles fractures, plus de 80% du gaz et plus de 97% du pétrole. Les puits sont bouchés et l'industrie lègue le tout à l'État en fin d'opération.

3- Les États ont tous des règles similaires pour gérer cette transition, des règles hyper-laxistes établies à une autre époque : le plan d'affaire des exploitants s'arrête là où arrive la fin du permis d'exploitation. Cette "rentabilité" pour les exploitants amène bien sûr des redevances aux gouvernements ; tous semblent donc y trouver leur compte. C'est ainsi que cela fonctionne et ce serait de l'angélisme que de croire qu'avec nos deux seuls petits gisements d'ici (Utica pour le gaz et Anticosti pour le pétrole) qu'on va inverser ce mode traditionnel de fonctionnement. Il n'y a qu'à voir le plan de travail de l'ÉES* qui suit fidèlement le modèle en vigueur et a même refusé d'analyser les questionnements que j'ai soulevés quant à la durée de vie des puits. Oui, les puits bouchés et abandonnés en fin de permis selon le plan d'affaire à Anticosti comme ailleurs, qu'arrivera-t-il ? En tant qu'ingénieur, je ne pose que cette seule question très terre-à-terre : d'un côté un shale totalement modifié par la fracturation nouvelle, écrémé des hydrocarbures qui se sont écoulés en quelques années, mais où 97% des hydrocarbures vont néanmoins continuer leur migration vers ces fractures. Pour les gisements conventionnels ce même processus a mis 10 000 ans ou 10 millions d'années. Les bouchons en béton tiennent combien de temps ? La moitié de la durée de vie d'un viaduc selon les données qu'on a pour 15000 puits conventionnels. Il y a ce "bug" énorme dans l'industrie des gisements non-conventionnels.

4 -Je n'aime pas trop, tant qu'on y aura pas répondu, "noyer" cette question dans toutes les autres considérations de politique énergétique, d'acceptabilité, sociale, d'écologie, questions pertinences certes, mais où des tonnes d'encre peuvent s'écouler avant qu'on arrive à une conclusion bien définitive. La discussion sur la cohérence, souhaitable certes dans les politiques énergétiques, ne peut servir à masquer ce gros "bug" de l'industrie des gisements non-conventionnels."

Marc Durand, lien : http://www.facebook.com/notes/marc-durand-doct-ing-en-g%C3%A9ologie-appliqu%C3%A9e/r%C3%A9sum%C3%A9-des-questions-techniques-gaz-et-p%C3%A9trole-de-roche-m%C3%A8re/565755236789395

Évaluation Environnementale Stratégique - Analyse du plan d'action de l'ÉES

Marc Durand — 2011-11-15T08:49:12Z

Presse-toi à gauche publie la vaste réplique de Marc Durand, membre du Collectif scientifique sur les gaz de schiste au document publié par les responsables de l'Évaluation environnementale scientifique sur les gaz de schiste et portant sur le mandat de l'ÉES.

Le Comité de l'Évaluation Environnementale Stratégique sur les Gaz de Schiste a mis en ligne une version pour commentaires, de son plan d'action pour la durée de son mandat : Plan de Travail de l'ÉES.

Comme le Plan d'Action contient en fait tout ce que l'ÉES fera et donc toutes les retombées qui en résulteront, il est important de l'examiner avec soin et avec toute la rigueur scientifique requise, ce qui est fait dans ce document.

Dans ce texte seront analysés et commentés plus spécifiquement les aspects géo-techniques, hydrogéologiques et certains coûts qui en découlent. L'analyse se fait en référence aux pages du Plan d'Action de l'ÉES :

p. 10 : Le Plan de l'ÉES annonce de très belles intentions : "l'acquisition de connaissances scientifiques et techniques permettant de soutenir la réalisation de l'évaluation environnementale stratégique" mais le contenu de cette ébauche de plan d'action ne contient pas que cela. À la page suivante un des points du mandat "• L'évaluation des impacts et des risques environnementaux et la définition des seuils d'acceptabilité et des méthodes de mitigation appropriées." contient deux expressions qui ne relèvent pas de l'acquisition de connaissances scientifiques ou techniques, et qui hélas prennent une place prépondérante ensuite dans toute l'articulation du plan de travail qui suit. On se penche beaucoup trop sur la problématique d'acceptabilité et les méthodes de mitigation pour favoriser l'acceptabilité à chacune des étapes d'une mise en exploitation du shale d'Utica. L'ÉES doit utiliser ses fonds pour l'acquisition de connaissances scientifiques, celles requises pour protéger les intérêts de la population et laisser aux industriels le travail de trouver comment opérer et comment contourner l'opposition populaire ; ils ont déjà beaucoup de personnes qui travaillent sur cela.

p.14 : Les principes directeurs sont excellents, notamment,

• … transparence et … diffusion des résultats de toutes les études réalisées.

• … contributions d'intervenants de tous types et de tous secteurs…

• … enjeux environnementaux, économiques et sociaux majeurs en s'inscrivant dans une perspective de développement durable…

• Analyser plusieurs scénarios de développement de la filière, incluant un scénario « aucun développement »...

Notons cependant qu'il suffirait déjà de se référer aux principes de développement durable pour arriver à l'option "aucun développement". En effet, exploiter un combustible fossile non renouvelable ne pourra jamais, même en tordant les principes au maximum, être du développement durable. Ces principes se retrouvent aussi énoncés dans les objectifs (2.1.1 en page 18) et l'option de refus complet de l'exploitation est à nouveau énoncée comme une possibilité. C'est à noter. Mais pour les autres options, celles où l'industrie serait éventuellement autorisée à aller de l'avant, cela ne pourra se faire qu'en suspendant spécifiquement l'application de la loi sur le Développement durable, adoptée en 2006. L'ÉES pourra se pencher sur les motifs d'exception qui permettraient de justifier une telle dérogation extraordinaire. Aux USA, l'industrie a pu démarrer après avoir obtenu des dispenses exceptionnelles aux lois sur la protection de l'eau et de l'air, pour des motifs invoqués d'indépendance énergétique et de sécurité nationale ; ce furent là-bas des concepts considérés importants, mais pas nécessairement transposables ici. L'ÉES devra avoir analysé et trouvé des motifs exceptionnels pour recommander, le cas échéant, la poursuite de l'activité d'exploitation de l'Utica. Évidemment pour justifier une telle recommandation, l'ÉES devra aussi analyser très sérieusement les alternatives énergétiques (bio-méthane, énergies renouvelables, etc), ou encore démontrer pourquoi l'approvisionnement actuel en gaz naturel de gisements conventionnels devrait être impérativement remplacé.

p.21 : Il est extrêmement important de garder en mémoire les 16 principes du développement durable, notamment ceux de prévention et précaution, lorsqu'on analyse une technologie aussi nouvelle et incertaine quant à ses effets à moyen et à long termes. Autoriser l'implantation d'une technologie nouvelle, à risques encore largement inconnus, contrevient directement au principe de précaution. Envisager d'arriver en fin d'exploitation à avoir 20000 conduits reliant la couche de shale d'environ 2000 milliard de mètres cubes nouvellement fracturés, et les nappes en surface, heurte de plein fouet le principe de prévention du risque, car on créerait alors de toutes pièces un tout nouveau risque énorme pour l'alimentation en eau des villes, villages et zones agricoles sur 10 000 Km2.

p.23 : Dans les techniques de recherche on lit : "le Comité examinera l'ensemble des demandes de certificat d'autorisation pour du forage dans le schiste ou pour des travaux de fracturation soumises au ministère du Développement durable, de l'Environnement et des Parcs dans le cadre de l'application de l'article 22 de la Loi sur la qualité de l'environnement afin d'évaluer si elles contribueront à l'acquisition de données scientifiques et techniques utiles à la réalisation de l'évaluation environnementale stratégique". ATTENTION Ce sera ici un véritable test pour la crédibilité de ce comité ÉES. L'industrie, par la voix d'un de ses plus volubiles représentants, a déjà exprimé publiquement que l'ÉES au Québec est une opération destinée à informer et à rassurer la population ; il a ajouté que'" nous n'avons aucune attente qu'en étudiant six puits au Québec dans les prochains deux ans nous obtenions rien que nous ne connaissons pas déjà avec les 40000 puits déjà forés…"(réf. 1). M. Binnion a parfaitement raison sur ce point. Par contre le gouvernement a laissé cette porte ouverte, dès la création de l'ÉES. Tout forage et/ou la fracturation de nouveaux puits aurait des effets immédiats sur la valeur des permis détenus. En génie minier, quant un forage "prouve" les réserves minières sur une propriété, la cie qui détient les droits miniers voit immédiatement la valeur de ses actions monter. Les cies gazières qui n'ont pas encore valorisé leurs titres miniers de cette façon vont possiblement tenter de le faire dans les prochaines mois ou années. Le prétexte de recherche scientifique constituera le cas échéant une couleuvre difficile à avaler. On verra comment l'ÉES jouera sa crédibilité sur ce point.

p.24 : La crainte exprimée au paragraphe précédent n'est pas futile, car le plan de l'ÉES énonce ceci, dès la page suivante : " les entreprises n'ont pas actuellement en main suffisamment de données d'exploration pour délimiter le gisement gazier et établir son potentiel, deux éléments indispensables" … "il est impératif de déterminer : • les zones d'exploitation et le potentiel gazier de ces zones" Sans même avoir encore entrepris la pertinence de développer la ressource, l'ÉES annonce qu'elle reprendra à son compte ce type d'étude au profit des entreprises. Or les zones d'exploitation du shale d'Utica sont identifiées et cartographiées depuis des années par le MRNF. Les entreprises font à l'étape actuelle, essentiellement du développement : le forage de puits et la fracturation sont du développement, pas de la recherche, ce que reconnaît pour la première fois, et à juste titre, ce document gouvernemental :
Les analyses de l'Évaluation environnementale stratégique (ÉES) requièrent de s'entendre sur la nature exacte des activités prévues. Pour ce faire, le comité rédigera une description détaillée d'un projet type qui proposera une compréhension commune des ouvreages requis pour chacune des quatre phases de réalisation d'un projet des gaz de schiste (exploration, développement, exploitation, fermeture).
Plan ÉES, dernier paragraphe de la page 23.

Sous prétexte de délimiter plus en détails le potentiel de chaque zone, on semble vouloir satisfaire les entreprises en leur permettant du développement (forage et fracturation éventuellement). On peut estimer le potentiel gazier sans faire des nouveaux forages et de nouvelles fracturations qui, comme le dit M. Binnion, ne nous apprendraient rien en termes de connaissances scientifiques. Encore là, l'ÉES jouera sa crédibilité selon les choix qui seront faits. Ils ne sont pas décrits ici plus en détails dans le plan de travail.

p.26-27 : L'ÉES traite ici des eaux souterraines ; le BAPE a souligné la grande déficience en cartographie hydrogéologique. Les cartes isopièzes fournissent une information cruciale pour suivre les directions de l'écoulement de l'eau souterraine, son débit, les temps de parcours, les zones de grande vulnérabilité, etc. En cas de fuites et de contamination accidentelle, ces informations sont cruciales. Or ces cartes sont soient inexistantes dans les Basses-Terres, soit inadéquates (sans courbes isopièzes) et datent de plusieurs décennies. La question la plus préoccupante dans l'éventualité de l'exploitation du shale d'Utica est la question du risque que cela faire courir aux nappes phréatiques et aux puits artésiens. La majeure partie des moyens proposés traite dans ce chapitre des eaux sous d'autres aspects, beaucoup plus en rapport avec les besoins de l'industrie : évaluation des quantités requises par l'industrie, questions relatives à la disposition des eaux usées de fracturation, etc. On passe tout à fait à côté de l'acquisition de connaissances scientifiques hydrogéologiques sur les nappes elles-mêmes dans les moyens à mettre en œuvre ; notamment, on ne pense même pas combler les graves lacunes identifiées par le BAPE quant à la connaissance de ces nappes, leur cartographie, les directions, gradients et vitesses d'écoulement, les carte de vulnérabilité, les aires de captages à protéger, etc. Le mémoire des hydrogéologues du GRIES déposé au BAPE (DM103) mentionne aussi qu'il est impératif de connaître les nappes entre la zone superficielle ayant fait l'objet des programmes habituels d'étude et les zones profondes où auront lieu la fracturation. L'ÉES dans ce plan de travail ne prévoit aucune étude pour combler ces lacunes en cartographie hydrogéologie. Pourtant le BAPE a explicitement indiqué qu'aucun puits d'exploitation ne devrait se faire dans les zones où ces données n'ont pas encore été étudiées. L'ÉES doit se recentrer sur cela, plutôt que de se lancer prématurément, et presqu'exclusivement, sur les besoins en eau de l'industrie pour fracturer le shale.

p.28 : Envisager la possibilité d'exploiter l'eau souterraine pour les besoins de l'industrie du gaz de schiste ? Quelle idée saugrenue au Québec. Faire des forages pour alimenter d'autres forages entraînera une multiplication des voies de communications des profondeurs vers la surface. Une autre lacune importante dans les connaissances actuelles vient du fait que les projets PACES ne permettent l'acquisition de connaissances que sur une portion superficielle des terrains. Le plus souvent, les études hydrogéologiques se limitent à moins de 100 m sous la surface, soit la zone généralement exploitée pour l'eau souterraine. On sait que l'exploitation des gaz de shale doit se faire à des profondeurs de 1000 m ou plus. La tranche de terrain allant de 100 à 1000 m contient certes de l'eau et d'autres fluides, mais elle n'est présentement pas soumise à des études hydrogéologiques régionales. Ainsi, les échanges dans le socle rocheux entre les eaux souterraines superficielles et les eaux plus profondes, soit dans la zone d'exploitation des gaz de shale, sont des éléments pour lesquels très peu de données sont disponibles. Les données recueillies par l'industrie dans ses travaux d'exploration seraient fort utiles pour mieux comprendre la dynamique hydrique des formations entre 100 et 1000 m. Il s'agit ici de trouver un juste milieu entre la protection des données de l'industrie et une gestion collective responsable de la ressource. D'autres initiatives d'acquisition de connaissances pourraient viser à étudier la dynamique de ce système.

p.28 : Mention aussi de "recours à des technologies alternatives de fracturation n'employant pas d'eau". Laissons les industriels faire la recherche et la démonstration que ces alternatives sont sécuritaires. Cette recherche se fait à grands frais dans le monde ; c'est encore à titre expérimental (fracturation au propane, arc électrique, par exemple) et cela mettra des années avant de s'implanter à plus grande échelle. C'est de la poudre aux yeux que de citer cela dans le plan de travail : il est illusoire de penser trouver une alternative technique spécifique pour le gisement Utica du Québec.

p.29 : Pour l'importante question de la protection des nappes, le texte débute en citant une étude " réalisée par l'état de New York conclut que les techniques de mise en place des tubages et de cimentation constituent la meilleure protection pour l'environnement. " Rien n'est plus controversé que cette affirmation, tirée d'une seule référence. Au contraire : "Gas intrusion into cemented wellbores and the resultant leakage to either the surface or porous formation below the wellhead have been persistent problems in the gas industry for many years" (réf. 2) . Les cas de problèmes de fuites de gaz dans les espaces annulaires des puits cimentés constituent en fait la majorité des causes des fuites et cela est reconnu par de nombreux auteurs dans l'industrie (ex réf. : 2, 3, 4, 5 et 6). Et ces problèmes de cimentation des puits sont loin d'être des cas isolés : entre 20 et 60% des puits selon l'age (réf. 3 et la figure plus loin dans le dernier tiers de ce texte).

"… absence presque totale de détection des additifs de fracturation dans les milliers de puits domestiques situés à proximité des puits ayant fait l'objet de fracturation hydraulique." Une autre thèse de l'industrie, adoptée ici sans aucune analyse critique. Les eaux de fracturation migreront lentement, vu la grande profondeur de leur injection initiale, mais par contre le méthane, qui suit les mêmes chemins fracturés se manifeste déjà actuellement de façon systématique sur le terrain. Les contaminations hydriques arriveront plus tardivement. Même ici au Québec, notamment au puits Canbriam à La Présentation, le méthane a déjà traversé la nappe pour arriver en surface, bien loin hors de l'emprise du puits. Les affirmations p.29 sont des thèses contestables prônées par l'industrie ; il est inquiétant de voir l'ÉES en faire son préambule, sans aucune analyse critique, et sans même avoir commencé ses propres études.

Aucun élément dans les tableaux des connaissances à acquérir ne se penche sur l'analyse des nappes qui servent de source d'eau potable pour les communautés. L'ÉES passe tout de suite aux questions touchant l'eau pour les besoins de l'industrie dans l'application de la technologie de fracturation. Avant cette étape, dans la section L'enjeu de la protection de la ressource eau (p.29), on doit minimalement ajouter comme tâches primordiales ceci :

• E3-0 : Cartographie hydrogéologique des nappes phréatiques impliquées avec lignes isopièzes permettant d'évaluer les gradients, les directions de l'écoulement dans les nappes, les zones de vulnérabilité, etc. Ces cartographies seront prioritairement établies dans les territoires où se situent les 31 premiers puits par la mise en place de réseau de piézomètres et puits d'observation dans un territoire assez vaste pour couvrir tout la zone affectée par la fracturation plus cinq kilomètres en périphérie de cette zone. Cette cartographie devrait inclure une analyse physicochimique suffisamment complète des nappes dont le volume excède une certaine valeur.

• E3-00 : Mise en place d'un programme d'échantillonnage périodique de l'eau de la nappe dans ces zones, incluant évidemment la détection des traces de méthane.

Advenant le cas où l'ÉES envisagerait de recommander le démarrage de l'exploitation du shale dans les Basses-Terres, il deviendra impératif d'ajouter aussi la démarche suivante :

• E3-000 :Mise en place d'un programme pour étendre la cartographie hydrogéologique à tout nouveau territoire où des permis de forage seraient autorisés ; la complétion de ce programme serait un préalable à toute autorisation.

p.29 L'ÉES précise que "l'Association de l'industrie pétrolière (API) publie aussi plusieurs normes et méthodologies pour favoriser un développement sécuritaire de l'industrie". Les normes viennent de l'industrie ; proposées par eux, conçues à l'origine pour des puits classiques, rien de bien contraignant. C'est pensé avant tout comme bonnes pratiques pour l'opération à court terme, la sécurité des travailleurs certes, réduite ainsi à la durée limitée dans le temps de leur présence sur le site. Les règles de bonnes pratiques visent avant tout la rentabilité pendant la durée de vie de l'exploitation. Ces normes ne sont pas du tout adaptées pour la durabilité accrue à très long terme qui serait normalement requise spécifiquement pour ce nouveau contexte d'exploitation dans le shale. Ajoutons aussi que rien n'indique qu'elles soient spécifiques à la situation québécoise ; il serait étonnant qu'elles le soient vu le caractère récent de la fracturation rocheuse au Québec (2008).

"…peu d'information est actuellement disponible sur les processus de fermeture temporaire ou de fermeture définitive des puits et la permanence des mesures d'obturation. En effet, bien que la réglementation en vigueur au Québec exige l'obtention d'un permis de fermeture de puits, qui est conditionnelle à son obturation définitive, peu de suivis ont été réalisés sur les puits abandonnés sur le territoire des Basses-Terres du Saint-Laurent" Les puits de gaz de schiste ne sont aucunement comparables aux anciens puits ; de plus la plupart étaient des puits secs, ou d'exploration . Il n'y a aucune commune mesure entre un forage uniquement vertical de 20 cm de diamètre fait pour exploration et qui perturbe donc le roc sur une emprise de cet ordre, versus un puits de gaz de schiste qui lui combine les techniques de forage horizontal et de fracturation de dizaine de millions de mètres cubes pour chaque branche horizontale en vue de modifier considérablement la perméabilité d'un massif de shale. C'est comme étudier les stations services abandonnées pour nous éclairer sur les impacts d'implantation d'une raffinerie... Étudier les puits anciens, d'accord, mais ATTENTION, on ne pourra absolument pas en tirer des conclusions pour les nouveaux puits. L'industrie a besoin des données sur les puits anciens, car ils constituent pour elle une nuisance et un problème purement technique, quand ils se retrouvent dans l'emprise d'une fracturation ; cette partie de l'étude semble être une commande pour l'industrie.

p.30 : • E3-1 : Analyse des normes existantes dans certains États et certaines provinces pour les forages, de la conception à la construction, en passant par la vérification, la fracturation, la complétion et la fermeture.

• E3-2 : Détermination des problèmes de déversements et de fuites rencontrés au Québec par l'industrie des gaz de schiste au cours des dernières années et documenter les causes et les impacts de ces incidents et les mesures prises pour les corriger.

• E3-3 : Recensement et inspection des puits orphelins au Québec.

Dans l'encadré des connaissances à acquérir (E3-1, 2 et 3), aucune mention de l'obtention d'information cruciale sur le devenir des puits après leur abandon. C'est une information pourtant signalée comme inexistante, même pour les puits classiques déjà présents. Recenser les normes appliquées ailleurs n'apportera pas de solution spécifique pour les nouveaux puits, car en raison de l'état de fait et du poids de cette industrie, les normes proposées par l'industrie et entérinées par les États n'ont jamais été conçues autrement que pour des puits dans des gisements classiques. C'est cet état de fait qui a permis l'éclosion de cette industrie nouvelle. En l'absence de normes adéquates, l'exploitation de gisements non conventionnels est apparue rentable. De plus, l'industrie grâce à son pressant lobby a pu obtenir d'être affranchie de plusieurs réglementations environnementales. Étudier ce qui se fait ailleurs viendra peut-être renforcer ici la position de ceux qui réclament les mêmes privilèges indus, mais ce ne sera certainement pas de l'acquisition de connaissances scientifiques. Déterminer les problèmes de déversements et de fuites me semble une entreprise irréalisable en raison du peu d'encadrement de cette industrie jusqu'ici au Québec. Rappelons que les visites des inspecteurs du MDDEP n'a véritablement commencé que lors du BAPE et qu'encore aujourd'hui, certains puits n'ont toujours pas été visités. Certes, l'industrie est tenue de divulguer les incidents mais le fait-elle ? systématiquement ? L'étude E3-2 devrait impérativement inclure les incidents répertoriés à l'échelle internationale.

p.31 : "Par ailleurs, bien que la migration vers la surface à partir des shales de l'Utica soit considérée peu probable à court et moyen terme en raison des conditions géologiques du bassin des Basses-Terres du Saint-Laurent" : Une affirmation tout à fait contestable, un crédo de l'industrie, en désaccord avec l'opinion de chercheurs indépendants. Avant même qu'on ait pu contredire ces thèses simplistes déjà présentées par l'industrie au BAPE, on les retrouve reprises ici, sans nuances, par l'ÉES. Sans cet énoncé, le reste du paragraphe est bon, mais l'encadré des connaissances à acquérir ne contient rien sur les profondes méconnaissances des discontinuités (fractures et failles inconnues) dans la géologie du roc de couverture de l'Utica. Aucune connaissance à acquérir vraiment ? On se contente de prévoir une modélisation de la migration des eaux "en utilisant les intrants propres au bassin des Basses Terres". Euphémisme pour dire qu'on va se contenter des très grandes imprécisions de la carte géologique des Basses-Terres, comme input d'une modélisation. Une modélisation de cette envergure est hautement irréaliste et fantaisiste ; selon un expert bien reconnu en la matière, dans le cas d'un seul puits " discretization of an entire representative continuum into discrete blocks is simply impossible because of the number of degrees of freedom involved"(7). Futile ou encore plus inexacte serait la tentative de simulation de l'effet combiné d'une multitude de puits, même dans une géologie hyper simplifiée.

p.32 : On mentionne ici trois mesures, mais elles ne se retrouvent pas ensuite dans l'encadré (p.34) de ce qui est à acquérir :

"• Des études de microsismique lors des fracturations hydrauliques effectuées dans le cadre de l'ÉES.

(on devrait écrire "lors des fracturations antérieures" - pourquoi requérir à de nouvelles fracturations pendant L'ÉES, pour cela, quand il y a déjà ces données dans les dossiers des compagnies ?)

• Le suivi géochimique lors d'un certain nombre de fracturations, qui inclut les composés gazeux à l'échelle régionale. (même commentaire)

• La mesure des concentrations naturelles en méthane dans les puits/aquifères situés dans un rayon déterminé autour des forages".

Ce "rayon déterminé" n'est pas précisé ; or cela devrait être sur toute l'emprise de la zone fracturée plus minimalement un autre 2000 m ; si on se limite à 100 m autour de la tête de forage, cela ne serait d'aucun sérieux.

Connaissances à acquérir

E4-1 : Élaboration de différents scénarios de gestion des eaux de reflux et évaluation de leurs coûts selon :
-Le niveau de production des eaux de reflux et leur qualité ;
-Leur réutilisation possible ;
-Leur acheminement (bassins de rétention sur place, usines d'épuration municipales, autres types d'usines)
-Leur disposition finale.
E4-2 : Revue des technologies de traitement des eaux usées disponibles ainsi que de leur efficacité en regard des substances à risque.
E4-3 : Analyse des possibilités de mettre en place la technologie de stockage des eaux de reflux dans des formations géologiques profondes au Québec et évaluation des coûts d'une telle pratique. Le cas échéant, détermination des ovligations réglementaires en matière d'études, méthodes et suivis pour l'autorisation de tels projets.

Ce qui est dans ce cadre est avant tout du travail pour l'industrie ; pourquoi l'ÉES par exemple ferait l'analyse des coûts (E4-1) de gestion des eaux de reflux, des possibilités de l'injection ? Un gros silence dans ce texte sur le fait que moins de 50% du fluide injecté pour fracturer le roc revient à la surface pendant les quelques semaines qu'on identifie comme période pour leur récupération ; plus de 50% de ces "slickwater" sont encore dans le substratum à la fin de cette période. Elles vont remonter, mais sur une plus longue période, pendant laquelle rien n'est prévu pour le suivi. Minimalement, il faut ajouter ceci :

• E4-4 Analyse des données relatives à la portion des fluides de fracturation qui ne sont pas remontés et modélisation à moyen et long terme de leur mobilité par les mêmes chemins où on a déjà des évidences de migration de méthane, ou encore par d'autres réseaux.

p.35 et p. 36 : Est-ce que l'ÉES tient compte du fait que les émissions peuvent survenir ailleurs que près des puits et installations ? par migration le long de failles notamment dans toute l'étendue latérale fracturés (longues de 1 km ?), des fuites peuvent se retrouver à voyager ensuite dans les nappes à grande distance. Comment évaluer ce risque ? Rien ci-dessous n'indique qu'on a pensé à cet aspect des émissions.

Connaissances à acquérir
A1-1 : Évaluation des tauxd'émissions de contaminants atmosphériques provenant de sites fixes, mobiles et fugitives d'un projet type de gaz de sciste
A1-2 : Modélisation de la dispersion atmosphérique des contaminants émis par les sources fixes et mobiles et d'un projet type et de l'impact de ces contaminants sur la qualité de l'air ambiant

Il sera très important aussi dans cette analyse de ne pas se limiter à un instantané dans le temps. Les puits sont là pour "l'éternité", même après abandon. Il est impossible d'enlever un puits, encore moins de remettre le shale fracturé dans son état initial. Les données sur les puits classiques (réf. 3), actifs ou abandonnées montrent que les émissions de gaz sont détectées dans des proportions de 20% dans le cas des puits datant de quelques années, mais que ce pourcentage augmente à 40% pour des puits datant de dix ans et jusqu'à 60% des puits pour la tranche datant de 25 ans et plus (figure ci-dessous, réf. 3).

Voir graphique en illustration

On note de plus dans cette référence (3) que "Most of the pressure buildup is due to gas, although, in fewer than 1% of all wells, oil and sometimes salt water also flow to surface".Il n'y a pas de statistiques pour les puits de gaz de schiste qui sont encore bien trop récents et pas encore intégrés à ces statistiques ; mais ils sont construits avec les mêmes aciers et les mêmes coulis. Par contre il faut ajouter dans leur cas qu'il y a, comme facteur aggravant, un très grand volume de roc fracturé artificiellement. De plus, la proportion de méthane laissé en place est incommensurablement plus élevée. Ils sont donc susceptibles de produire des fuites nettement plus importantes lors du vieillissement des puits abandonnés et enfouis ; des fuites de méthane et autres gaz évidemment, mais aussi des remontées d'eau sursalée comme mentionné pour les puits classiques, et éventuellement du reste des eaux de fracturation. L'ÉES devra donc ajouter ceci au cadre de la page 36 :

• GES1-3 Analyse des quantités de méthane qui possiblement pourra être relâché dans l'atmosphère dans la période de temps qui suit l'abandon des puits, en postulant divers scénarios de durabilité des structures après abandon en regard de la quantité de méthane encore présent dans le gisement au moment de l'abandon.

p.37 : Les risques de séismes induits sont identifiés ailleurs dans le monde, surtout avec des cas de disposition de déchets liquides (ex. eau de fracturation) par injection profonde. Si l'ÉES étudie ce risque par rapport à un projet-type (de puits d'exploitation ?) et ensuite plus loin propose comme solution de disposition des eaux, la solution de l'injection en forage profond, alors on serait dans une aberration totale. Le risque de séismicité induite doit être fait en rapport avec le point E4-3 page 34 (stockage des eaux de reflux par injection) ; le risque de séismes et de glissements de terrain dus à un puits de gaz, sont bien significatifs dans le contexte géologique du Québec. On peut mettre ça dans l'étude, mais on peut déjà se demander si c'est mis là, un peu beaucoup, pour avoir à la fin une conclusion rassurante ; peut-être donc ici du temps perdu.

"Les risques technologiques : Par ailleurs, tout projet industriel comporte un risque d'accident en fonction de ses caractéristiques. Il importe de bien déterminer les sources potentielles d'accident à chacune des étapes d'un projet type de gaz de schiste, d'en évaluer les conséquences selon divers scénarios. Selon l'importance et l'étendue des conséquences, des mesures doivent être envisagées pour gérer ou réduire le risque à la source ou pour préparer la réponse à un accident potentiel par un plan de mesure d'urgence."Connaissances à acquérir : R2-1 : Analyse des risques technologiques associés aux activités d'un projet type de gaz de schiste."

Si l'ÉES étudie les risques technologiques uniquement en termes d'intervention par des équipes d'urgence en cas d'accident pendant les activités, ce n'est qu'une faible partie des risques technologiques. C'est le rôle des cies gazières d'étudier et de gérer ce risque pendant leurs opérations, pas l'ÉES. Par contre après l'abandon, tout retombe dans le domaine public, y compris les risques de ces technologies de puits qui se dégraderont forcément dans le temps. Ces risques, ceux assumés par le domaine public doivent être ceux analysés en priorité par l'ÉES. Ces risques sont énormes, car la combinaison des nouvelles technologies qui permet l'extraction du gaz dans le shale est nouvelle, et par définition inconnue et selon toute vraisemblance très à risque.

3.3 L'évaluation des enjeux sociaux pp. 38 à 50 Ce chapitre est bien élaboré et bien louable dans les intentions noblement exprimées. On analysera même les besoins sociaux, en logement, la luminosité, populations autochtones, etc. Partout on cite des nuisances et on dit qu'on étudiera comment les atténuer. Sans vouloir trop nous avancer dans ce domaine d'expertise bien loin de la géotechnique, notons seulement ici qu'une grosse part de "la commande" faite à l'ÉES, vient de ceux (gouvernement et industrie) qui résument le problème à comment convaincre la population, le problème central en étant un de perception, et de nuisances à atténuer.

"L'acceptabilité sociale est fortement tributaire des mécanismes d'information et de consultation mis en place par les différents acteurs du secteur, notamment les ministères et organismes gouvernementaux et les représentants de l'industrie. …

… opposition nourrie par des expériences problématiques dont certaines ont été fortement médiatisées. Il importe de mieux comprendre de quelle façon et sur quelles bases s'est construite cette opposition ainsi que l'image de l'industrie …" p.48

Là il est devient difficile de croire à l'objectivité scientifique de l‘ÉES quand on constate la proportion démesurée de l'attention porté sur cela, face aux si énormes lacunes signalées précédemment dans la compréhension du fond des problèmes technologiques et de leurs impacts sur les milieux naturels. C'est ma crainte de voir que l'ÉES servent surtout à cela : corriger et orienter différemment les "perceptions" (et ça c'est manifestement une commande pour l'industrie) et si peu aux études scientifiques les plus cruciales.

3.4 L'évaluation de la pertinence socioéconomique de l'exploitation du gaz de schiste pp. 51 à 60

Là aussi, c'est loin de la géotechnique, mais notons seulement cette intention : Le Québec entend devenir un leader du développement durable (point 5, p 52) ; l'exploitation de combustible fossile est reconnue comme une pratique à laquelle on doit progressivement trouver des alternatives. L'exploitation du shale gazéifère n'est pas et ne sera jamais une avenue qui peut être considérée comme du développement durable ; rien n'est moins durable que l'exploitation d'une ressource non-renouvelable,

Connaissances à acquérir

• EC2-1 : Détail des coûts privés et publics par phase de réalisation et totaux estimés à partir du projet type de gaz de schiste développé au préalable.

• EC2-2 : Projections financières pro forma d'un projet type de gaz de schiste

• EC2-3 : Analyse environnementale du cycle de vie d'un projet type de gaz de schiste

Dans ces évaluations économiques si on se limite aux étapes usuelles : exploration, développement des puits, exploitation et abandon sommaire, on passera à côté du coût le plus important : la gestion du risque des fuites de méthane dans les décennies qui vont suivre. Les gazières ont déjà fait ces "prospectus biaisés" limité aux étapes où elles sont sur le terrain ; inutile de les refaire si on n'inclut pas une analyse à long terme. Par exemple au niveau de l'estimation des coûts, juste une question à explorer parmi d'autres : si à Ville Mercier le gouvernement du Québec a en 40 ans dû dépenser des dizaines de millions pour gérer un seul site où la pollution d'une nappe par l'industrie pétrolière (la cause est localisée à 20 m de profondeur - non encore résolue après 4 décennies, et un BAPE en 1994, réf. 8), combien en coûtera-t-il dix ou vingt ans après l'abandon des puits pour faire revenir d'Alberta, ou d'ailleurs, une équipe spécialisée pour identifier (à 2000 m de profondeur) et réparer par exemple un seul puits de gaz de schiste ayant atteint un niveau de corrosion menant à la résurgences de fuites de méthane mettant en danger la sécurité des environs ? Question corollaire : une fois qu'un seul cas de ce genre aura fait les manchettes, combien de millions seront perdus en termes de dévaluation des propriétés avoisinantes ? Question qui tue : quelle proportion des 20 000 puits requis pour extraire toute la ressource, connaîtront des fuites à moyen et long terme et quel en sera le coût pour les fonds publics à ce moment là ? (voir la figure tirée de la référence 3 pour un estimé possible). Finalement à estimer aussi, combien de temps tiendraient alors ces nouvelles réparations ? Voilà des questions très pertinentes à mettre dans le mandat de l'ÉES.

3.5 La législation encadrant les projets d'exploration et d'exploitation gazière pp. 60 à 62.

Très bref, mais bon chapitre. La mise en place d'observatoires scientifiques indépendants est une excellente idée émise par le BAPE qui doivent pouvoir agir avec les fonds requis, en toute transparence (publication des données recueillies) et indépendance.

Quant aux règlements, nous soulignons particulièrement la nécessité de révision totale des règles d'abandon des puits. On doit à tout prix éliminer le transfert à l'État (règle actuelle partout) en fin de production de la propriété et du risque. Ce n'est qu'en raison de cet état de fait généralisé, aux USA, comme au Canada, que l'idée même d'exploiter le shale gazéifère a pu démarrer. Avec l'obligation d'assumer la propriété des puits abandonnés, les risques à long terme associés, nécessitant une inspection et un entretien des puits à perpétuité (disons un bail de 99 ans à renouvellement obligatoire en cas de persistance de pression de méthane dans le fond du puits), l'industrie, qui est compétente à calculer ses coûts, n'aurait jamais démarré la construction d'un seul puits.

Notre conclusion sur cette version présentée du plan de travail de l'ÉES est globalement que de beaux principes sont énoncés sur l'environnement, la transparence, la consultation populaire, mais que dans les actions concrètes qui sont listées ensuite, on retrouve beaucoup trop celles qui seront utiles à l'industrie dans son cadre opérationnel pour exploiter éventuellement le shale, y compris l'étude des meilleures stratégies de communication pour favoriser l'acceptabilité sociale et l'apaisement des craintes de la population. Il est particulièrement renversant de constater la façon dont on envisage d'étudier les nappes et l'hydrogéologie. Il n'y a rien de prévu pour combler les manques flagrants en cartographie hydrogéologique des nappes dans toute les zones visées par l'exploitation éventuelle de l'Utica, mais il y a beaucoup d'emphase sur les besoins en eau de l'industrie de fracturation, des méthodes de disposition ensuite de l'eau contaminée, pour la partie qui remonte (rien sur le 50% qui reste dans le substratum), rien de précis comme investigation systématique des fuites hors de la zone des puits, rien sur la méconnaissance des discontinuités dans le substratum qui seront des chemins éventuels pour des circulations à moyen et long terme dans tout ce grand volume de shale, i.e. 2x10exposant12 mètres cubes (ou 2000 milliards) environ d'Utica modifié de façon irréversible en termes de perméabilité.

Et j'ajouterai un dernier commentaire d'ingénieur : il n'y a rien dans le plan de travail de l'ÉES qui permettra une évaluation indépendante et critique des technologies nouvelles et très à risques de cette industrie ; rien quant à l'examen de la durabilité de ces structures (les puits et les massifs fracturés contenant encore une quantité estimée à 80% du volume de gaz initialement présent (réf. 9) une fois l'exploitation terminée et les puits recouverts de terre. Ces ouvrages que l'industrie laissera en place en fin d'exploitation, ne seront plus alors des puits d'exploitation mais bien des structures permanentes d'ingénierie faites d'acier et de ciment. C'est sous cet aspect que la question doit être analysée par d'autres ; il est impératif que ces ouvrages soient examinés sous cet angle, par des experts hors du champ et des normes internes de l'industrie pétrolière. L'ÉES a le devoir d'obtenir des avis techniques par des ingénieurs civils compétents sur ces milliers de structures qui, après le départ des compagnies gazières, demeureront à jamais implantées dans le substratum dans un territoire de haute valeur historique, agricole et environnementale.

Références

1- M. Binnion 2011, conférence aux actionnaires de Questerre

2- Marlow 1989, Cement Bonding Characteristics in Gas Wells. Journal of Petroleum Technology, Vol 41

3- Brufatto et al 2003, From Mud to Cement—Building Gas Wells Oilfield Review, Sept 2003, pp 62-76

4- Wojtanowicz et al, 2001, DIAGNOSIS AND REMEDIATION OF SUSTAINED CASING PRESSURE IN WELL 93p.

5- Huerta 2009, Studying fluid leakage along a cemented wellbore Thesis University of Texas at Austin. 81p

6- Dusseault, 2000, Why oilwells leaks : Cement behavior and long-term consequences

7- Dusseault, 2011, Massive Multi-Stage Hydraulic Fracturing : Where are We. ARMA (American Rock Mechanics Association) e-Newsletter, Winter 2011.

8- BAPE 1994. Restauration du lieu contaminé de Mercier. 222p.

9- Office National de l'Énergie, Nov. 2009, L'ABC du gaz de schistes au Canada, 23p.

Source : https://www.facebook.com/note.php?saved&¬e_id=284040998294155&id=188600667838189

Commentaire sur le reportage du 18 septembre 2011 à l'émission scientifique Découverte à Radio-Canada

Marc Durand — 2011-09-27T08:58:05Z

L'émission Découverte de la SRC a diffusé un reportage sur les enjeux environnementaux relatifs à l'industrie des gaz de schiste. Marc Durand, Doct-ing en géologie appliquée, professeur retraité du département des sciences de la Terre de l'UQAM et membre du Collectif scientifique sur la question des gaz de schiste y intervient brièvement. Dans l'article qui suit, il tient à "livrer quelques commentaires sur le reportage".

Les problèmes très sérieux associés à la fracturation hydraulique et aux rejets massifs d'eau ainsi contaminée ont monopolisé l'attention des médias dans le dossier des gaz de schiste. C'est une question importante et ce sera toujours un aspect central du dossier, mais on ne doit pas oublier un autre problème tout aussi préoccupant : les fuites de méthane. L'émission Découverte a diffusé un reportage dimanche le 18 septembre sur ce sujet spécifique. Découverte a sollicité de moi une entrevue en février dernier ; je crois donc utile de livrer quelques commentaires sur ce reportage.

Ce reportage peut être visionné à ce lien : Découverte 18 septembre 2011 (http://www.radio-canada.ca/audio-video/pop.shtml#urlMedia=%20http://www.radio-canada.ca/Medianet/2011/CBFT/2011-09-18_18_30_00_dec_2899_01_800.xml)

Est-ce un reportage qui traite de façon correcte du sujet des fuites de méthane dans les puits gazier de l'Utica ? Il y a le fond et la forme : pour le fond, en restreignant la question à l'état actuel des fuites, je pourrais dire oui, le reportage présente un bon portrait* de la question des fuites actuelles. Mais il traite aussi en toute fin, et de façon vraiment très sommaire, la question des fuites possibles dans le long terme, après l'abandon des puits. Là le fond du sujet est hélas mal présenté, car c'est beaucoup trop bref et vraiment incomplet.

La cause de ces fuites se résumerait, selon les propos du reporter Jean-Hugues Roy, à la question de la remontée en pression dans les puits ; c'est une toute petite partie de la question, car elle est combinée à la dégradation inévitable des coulis et des aciers des puits abandonnés (non mentionné dans le reportage).

On ne dit pas non plus que l'abandon survient quand le débit devient non rentable et qu'à ce moment là, il reste 80% du méthane qui poursuit sa migration vers les fractures et que c'est cela qui explique pourquoi la pression remontera dans les puits. La migration du méthane vers les nouvelles fractures créées est un lent processus géologique qui en est encore à ses tout débuts quand les forages sont bouchés et abandonnés. On ne peut pas parler des fuites sans traiter de cela aussi. Tout ceci faisait partie de l'essentiel de l'entrevue que j'ai donné en février et qui est omis du reportage ; cela aurait pris une minute de plus pour dire cela avec quelques mots, comme par exemple ceux mis en souligné ci- dessus dans deux phrases.

J'ai un gros bémol quant à la forme du reportage ; là on sait bien que sur un sujet aussi nouveau et controversé, diverses thèses scientifiques et techniques s'affrontent. On peut parler d'arguments scientifiques pro et anti. Il y a aussi dans le reportage, du temps des entrevues, et des commentaires, disons ni pour, ni contre ; dans ceux-là, je range les propos des employés du gouvernement, les propos du narrateur Jean-Hugues Roy, les animations de l'équipe d'infographie 3D de Découverte, toujours de haute qualité, etc.

Côté pro-gaz, on a donné tout le temps requis à la géologue de Talisman pour temporiser et minimiser toutes les questions traitées sur le sujet : avec six interventions pour une durée cumulative de 1 minute 40 sec, Mme Molgat défend bien le point de vue des cies gazières, comme quoi, les fuites, il n'y a rien là, pas de quoi s'inquiéter, on fera mieux la prochaine fois, etc. On sent que cette fois-ci Radio-Canada a peut-être pris de grandes précautions pour ne pas avoir de protestation de la part de Talisman, comme cela s'est produit après la diffusion de l'émission du 14 novembre sur les gaz de schiste.

Je me range du côté de ceux qui dans le débat apportent des arguments scientifiques contre cette industrie. Je ne ferais pas l'affront à mon collègue Maurice Dusseault de le ranger dans un camp ou l'autre, sans avoir son avis. J'ai apprécié dans le reportage qu'on lui ait donné du temps de bien expliquer ce qu'est un coulis ; c'était visuel et bien fait.

On omet simplement de préciser que les coulis comportent aussi en plus de l'eau et du ciment, des additifs pour le rendre plus fluide, et pour bien d'autres choses. Il l'a sûrement précisé, mais cela n'a pas été retenu dans les extraits de son entrevue. Monsieur Dusseault a beaucoup travaillé pour l'industrie des hydrocarbures de l'Alberta et je me dois de lui rendre hommage pour sa présentation très objective dans l'extrait diffusé.

Comme temps de reportage du côté des antis, on montre des séquences d'une manif et on interroge, comme c'est obligé, Dominic Champagne. Je n'ai rien contre M. Champagne, au contraire je l'apprécie hautement, mais encore une fois, ceux qui verront ce reportage pourront dire que d'une part, l'industrie présente l'opinion d'experts et d'autre part, les contres présentent celles d'artistes et de gens ordinaires émotifs.

À Découverte, j'aurais aimé qu'on présente plutôt des entrevues de scientifiques ou d'experts qui ont des arguments contre : il y en a plus de 150 au collectif scientifique mis sur pied à l'Université (http://collectif- scientifique-gaz-de-schiste.com/), ce n'est pas le choix qui manque. Je suis donc désolé de constater que cette contre-partie repose que sur les deux très courts extraits où je m'exprime dans ce reportage. Je dois avouer que je suis déçu ; pas parce qu'on n'a retenu que 25 secondes (11s + 14s) d'une entrevue de 45 minutes. C'est court, beaucoup plus court que le temps donné à l'experte de Talisman, mais je ne retiens pas cela en termes de durée.

Non je suis déçu du choix de nʼavoir retenu pour moi que deux extraits, où je fais deux énoncés qui parlent du coût, ce qui n'est pas mon domaine de recherche. J'avais longuement exposé des éléments géotechniques pour exposer l'origine et l'évolution des fuites actuelles et pour les fuites futures, la dégradation des coulis et des aciers dans le temps, dans l'Utica qui continuera à libérer du méthane pour des siècles, etc.

On a retenu pour le reportage que deux bouts d'entrevue, où les opposants auront le loisir de dire que je fais des affirmations non étayées et que parle d'impacts (coûts) hors de mon champ de compétence, qui est avant tout l'ingénierie géotechnique. Elle étaient pourtant bien étayées ces deux conclusions, mais comme je l'ai expliqué dans le premier paragraphe, la présentation scientifique du volet fuites à long terme est très tronquée dans le reportage, ce qui fait apparaître mes deux extraits bien peu scientifiques.

Ce que l'auditoire retiendra, c'est que les fuites existent, mais le gouvernement les surveille, sans trop s'inquiéter ; les représentants des cies ajoutent que ce n'est pas grave du tout, qu'ils vont les réparer et que ce sera mieux la prochaine fois. Monsieur Paquin du MENVIQ ajoute que finalement, il n'y en a que deux fuites significatives sur les 19 cas du début du reportage. Pour le long terme, mes déclarations paraissent alarmistes, car privées de leurs explications préalables.

Elles arrivent isolées, en porte-à-faux par rapport aux données scientifiques présentées dans le reportage. Des déclarations sensationnelles isolées ainsi, ça peut convenir pour faire du sensationnalisme, mais cela ne cadre pas selon moi avec la rigueur scientifique qu'on a toujours à Découverte. Le reportage présente ensuite après moi, à nouveau, la géologue de Talisman, une sixième fois dans ce reportage, laquelle vient conclure que les fuites c'est pas grave du tout, un peu comme celles à la station d'essence pour la voiture.

Le reporter termine en ramenant la problématique de tout cela à une question de culture (sic !) et une question de perception différente au Québec ; sous-entendu, c'est normal cette première perception, car c'est nouveau, mais quand on aura l'industrie bien implantée, alors là on rejoindra peut-être la même culture universelle (celle du Texas et de l'Alberta ?) dans la perception de cette industrie. Ce n'est pas très loin comme conclusion des thèses de Michaël Binnion de Questerre !

La question de culture différente au Québec, certes ça existe si on souhaite analyser cela au point de vue sociologique, mais pourrait-on dans un reportage traitant d'ingénierie de forage et de données scientifiques, laisser cela de côté pour une autre émission et ne pas noyer encore une fois le poisson avec la même sauce ? La bulle de méthane qui du fond du puits remonte vers la surface, ne sait pas et elle s'en fout qu'en haut en surface il y ait une culture différente. Elle va remonter selon les lois de la physique tout simplement. Peut-on garder la discussion sur ce terrain dans une émission scientifique ?

La durée du temps qu'on m'a accordé n'est pas la cause de ma déception ; c'est le choix, dans ce reportage, d'avoir mis uniquement en opposition à ceux de l'industrie deux très courts extraits choc, en les coupant de l'argumentaire scientifique et technique indispensable, comme unique présentation des opinions des scientifiques qui s'opposent, comme moi, à l'industrie des gaz de schiste.

Je souhaite que ces commentaires soient perçus comme constructifs, car je crois toujours que Découverte joue un très grand rôle dans l'indispensable vulgarisation scientifique au Québec, y compris l'émission du 18 septembre dernier, qui malgré toutes mes critiques, était fort intéressante. Elle apportait notamment une bonne quantité de données que l'équipe a recueillies, le tout rendu dans une très belle présentation.

Un détail certes, il y a deux petites erreurs dans le commentaire du journaliste : J-H Roy explique les fissures annulaire de retrait quand le coulis durcit ; il dit que "l'eau s'évapore". À 1000 ou 2000m sous la nappe, l'eau est partout et ne s'évapore certainement pas. Le coulis durcit dans une réaction chimique où il y a rétrécissement du volume solide, mais tout cela se passe dans l'eau, omniprésente dans ces vides et fractures. Précédemment il dit aussi "quand le ciment sèche, il rétrécit ".

C'est ici aussi la même erreur, que fait souvent le commun des mortels, de percevoir le durcissement du béton ou du coulis de ciment comme un "séchage". Rien n'est plus faux : ce sont des réactions chimiques qui demandent de l'eau qui mènent à la prise et au durcissement du béton, comme du coulis. En fait si le mélange sèche avant de faire prise, on se retrouve avec de la poudre de ciment sans aucune résistance.

Dans les entrevues données par la géologue M. Molgat, il y a par contre beaucoup d'autres faits que j'ai relevés et qui méritont une réponse et des commentaires. Juste un exemple : l'experte de Talisman Energy Inc explique ainsi textuellement dans le reportage les fuites au puits de Leclercville : "c'est entre deux coffrages en acier inoxydable, le ciment qui est là, localement peut-être une colmatation qui n'est pas à 100%, et les gaz peuvent , euh bon, créer un chemin jusqu'à la surface..."

Colmatation (pour dire colmatage), coffrages (pour dire tubage), parler d'inoy alors que c'est faux, c'est de l'acier ordinaire, qui rouille en surface que les gazières utilisent partout et de tout temps. Cette experte a été nommée par le Gouvernement pour sièger à l'ÉES, cette commission d'experts "indépendants" qui en principe doit rendre un rapport qui va être déterminant pour les générations futures. Ça promet !

Gaz de schiste – un plan d'affaires fortement dans le rouge

Marc Durand — 2011-02-22T08:20:00Z

"J'aimerais que Monsieur Durand éclaircisse deux points. Je sais qu'il a des connaissances sur le béton. - Quelle est selon lui la durée de vie d'un puits tel que construit par l'industrie. Si des failles apparaissent dans ces puits, peuvent-elles devenir des conduits pour les liquides et les gaz. - Les eaux salines et les eaux de fracturation enfouies dans le sous-sol peuvent-elles affaiblir le béton."

"Suite à la publication sur La TOILE de mon texte « Gaz de schiste – quelques réflexions d'un géologue » j'ai reçu de nombreux commentaires, dont cette question de Claude Paré :

Je n'ai pas lu tous les mémoires présentés au BAPE, mais dans ceux que j'ai lus il n'y en a pas un seul qui pose ou qui traite de votre question, que je reformulerais ainsi : "Quelle est la durée de vie d'un puits - y compris son efficacité dans le temps à servir de "bouchon" sur le forage jusqu'à la fin des temps... et qu'advient-il quand la partie souterraine du puits perd son efficacité suite à la corrosion et autres dégradations ?"

Il y a forcément une échéance ; celle-ci est plus longue pour des ouvrages inspectés et entretenus et plus courte pour des ouvrages temporaires ; tous les ingénieurs connaissent cette donnée fondamentale ; par exemple le devis pour stabiliser et recouvrir la voûte d'un tunnel de métro n'est pas le même que pour une galerie temporaire dans une mine. Dans le cas du métro, on n'a pas le choix de construire très solide et durable, en plus d'ajouter un programme d'inspection et d'entretien pour toute la durée d'utilisation.

On l'a vu récemment avec les viaducs et les ponts ; arrivés en fin de vie et avant de préférence, on doit les démolir et les reconstruire à neuf. On ne doit pas prendre de chances de voir un ouvrage dépasser la fin de vie de sa structure. Certains ponts avec un bon entretien durent des siècles ; d'autres mal adaptés à l'usage et aux conditions d'exposition ont une fin de vie après un demi-siècle seulement. Pour un bâtiment temporaire ou encore un ouvrage où l'homme n'a pas accès, la sécurité et la durée de vie sont conçues avec des critères de construction bien moindre.

Tout ce que l'on connaît sur les puits de gaz de schiste, c'est que ce sont des ouvrages dont le design est optimisé pour une durée de vie très courte : les années d'exploitation du puits. Après on bouche (le terme anglais est plus descriptif : cementing), on enterre le sommet de la structure et on revégétalise le site (mémoire de l'APGQ). Il n'y a pratiquement rien de publié pour répondre à l'interrogation de M. Paré, sur la durée de vie de la structure souterraine.

Pourtant la question est primordiale, car pour 20 000 puits qui arriveront un jour en fin de vie, et qui seront juste "masqués" avant d'être légués à la géographie locale, il en coûtera combien par année dans 20 ou 30 ans ? C'est le silence total sur cette question, car de tout temps dans le domaine minier et pétrolier, ce qui advient des forages n'a jamais été une préoccupation. L'industrie n'a jamais prévu dépenser un dollar pour ça ; les législations les plus récentes dans le monde ne créent des obligations que pour la réhabilitation des sites à la fin de l'exploitation. On oblige les compagnies à prévoir la remise en état de la surface des sites, mais à peu près rien pour ce qui est enfoui.

Des forages qui sont arrivés en fin de vie, qui sont devenus dangereux, d'autant plus qu'on avait oublié leur emplacement, ayant été juste masqués dans le paysage de surface, il y en a des milliers. Aux USA on rapporte de plus en plus de victimes d'explosion en raison des gaz qui remontent par ces vieux forages. Dans la majorité des cas, il s'agit d'anciens forages d'exploration (Appalaches, Colorado) datant du début du siècle dernier. Le problème va prendre une tout autre ampleur d'ici peu, avec la fin de vie des puits de gaz dans des strates ayant subi une intense modification par la technique de la fracturation hydraulique. La technique nouvellement appliquée à grande échelle va laisser à l'abandon des milliers de
forages sous les zones habitées, sans que rien ne soit prévu quant aux impacts qui vont surgir en fin de vie des ouvrages.

Précisons ce que nous entendons par fin de vie d'un puits de gaz de schiste. L'ouvrage comme puits d'extraction a une vie de 3 à 5 ans. C'est un dispositif optimisé pour extraire du gaz le plus rapidement et au meilleur coût. Le débit que livre le shale nouvellement fracturé est très élevé au début, puis il diminue de façon logarithmique ou exponentielle. On abandonne le puits sous un débit jugé non rentable ; à cette étape environ 20% du gaz en place est capté.

Dans les réservoirs de gaz classique, jusqu'à 95 % du gaz naturel peut être récupéré « Dans le cas des schistes, on s'attend à un taux de récupération de 20 % en raison de la faible perméabilité et en dépit du forage horizontal haute densité et du recours intensif à la fracturation hydraulique » Office National de l'Énergie, L'ABC du gaz de schiste (http://www.neb.gc.ca/clf nsi/rnrgynfmtn/nrgyrprt/ntrlgs/prmrndrstndngshlgs2009/prmrndrstndngshlgs2009-fra.pdf )

À la fin de cette période on transforme sommairement le puits d'extraction en un autre type d'ouvrage, qui a pour unique fonction de stopper le débit du gaz dans le puits. Par des obturateurs, des ciments bouchant le tubage, etc. on doit transformer un ouvrage temporaire d'extraction en ouvrage permanent visant une fonction bien différente. Dans la réalité, pratiquement rien ne change dans la structure et la composition du puits, sauf le rajout d'un bouchon permanent. Quel que soit le design du bouchon, le nouvel ouvrage, appelons le puits-bouchant, ne peut avoir une durée de vie drastiquement modifiée. Pourtant ces bouchons devront résister à perpétuité à la pression du méthane qui va continuer à se libérer du shale fracturé. N'oublions pas que 80% du gaz demeure dans le shale à la fin de l'extraction.

Sous la plaine habitée, l'Utica sera devenu un réservoir extrêmement perméable, contenant toujours ce qui reste de méthane après l'écrémage (20%). Cet énorme volume, 100 m d'épaisseur x 10000 Km2 sera relié directement à la surface par 20 000 puits en lente corrosion ; les tubages d'acier et les coulis d'obturation en présence d'un milieu très salin vont se dégrader. Cela pourra se faire à des vitesses variables d'un puits à l'autre, selon la qualité de la mise en place des forages,tubage et coulis, etc. La durée de vie de chacun de ces puits, c'est le temps avant que la dégradation soit telle que des fuites majeures obligent les autorités à intervenir. Forcément à partir de là il y aura un coût. Ce coût peut apparaître très tôt dans le processus pour certains puits, comme on le constate au Québec sur des puits pour lesquels l'exploitation n'est même pas commencée ; mais en ce moment, c'est à la charge de l'industrie qui est propriétaire du puits. Ça montre que des fuites ça existe, même sur un puits tout neuf.

La figure 1 rassemble les divers chemins que le gaz peut suivre pour atteindre les nappes en surface et les puits d'eau potable (p). Les lettres en bleu clair (A,B,C) montrent les circulations dans un cas où le forage recoupe une faille ou une fracture de grande extension. Cette occurrence pourra arriver dans une proportion des puits qui reste difficile à estimer, car la cartographie géologique détaillée n'est pas vraiment disponible sous les dépôts meubles dans les Basses-Terres du St-Laurent.

Figure 1 : Les diverses fuites possibles pour un puits d'extraction - puits-bouchant.

Dès qu'il y a présence d'une telle discontinuité, le liquide injecté ouvre cette voie et pénètre très loin (A) dans les strates du Lorraine. La circulation est ouverte dès lors en permanence pour continuer dans les lentilles de grès et les autres couches plus perméables. Des fuites de gaz se manifesteront dans les puits artésiens et les habitations qui se situent à proximité de la faille. À noter que le fluide de fracturation ouvre aussi beaucoup plus loin que prévu la discontinuité dans les strates calcaires sous-jacentes (A'). Le Trenton est plus perméable que le shale et il contient des eaux de très grande salinité. Une voie est donc aussi ouverte pour des contaminations salines. Certaines analyses d'eaux de forage indiquent que ce type de problème a probablement déjà été rencontré dans les premiers puits.

Entre le tubage et le roc foré, et entre le tubage de production et le tubage de protection, la qualité de mise en place du coulis peut avoir laissé des vides ; des fractures annulaires peuvent aussi se former pendant l'utilisation intensive du puits. C'est là une origine possible des fuites de gaz qui surviennent dans le puits même (E et K).

En plus de ces possibilités de fuites, il y aura en fin de vie des puits, probablement entre deux et cinq décennies après la fin des opérations, des fuites plus généralisées qui vont survenir progressivement, dans une proportion grandissante des puits abandonnés. Les causes premières seront :1- la dégradation des aciers et ciments de colmatage 2- la pression du gaz qui va lentement certes, mais sûrement faire de plus en plus pression sur ces ouvrages-bouchons 3- le rééquilibrage des pressions (plus précisément l'état des contraintes) dans le roc fracturé va lentement se réajuster, cisaillant ou déformant localement des sections de tubage. Des strates dans l'Utica tendent à gonfler à l'air libre ; la même propriété en profondeur va tendre à fluer et à refermer un peu avec le temps les fractures ouvertes. Le massif va donc ainsi évoluer vers une diminution de sa perméabilité ; mais ça ne sera pas suffisant pour le ramener à son imperméabilité initiale. Ces micro-ruptures vont au contraire contribuer à libérer encore plus de méthane dans le temps.

On a affaire ici à des structures qui se dégraderont en milieu de salinité extrême, loin dans le substratum de toute possibilité d'inspection et d'entretien, dans un milieu transformé par les opérations de fracturation hydraulique. Les circulations de fluides, eaux salines et méthane vont s'en trouver modifiées. Toutes les structures reliant la surface à l'Utica transformé vont tôt ou tard atteindre un degré de décomposition avancé. Les puits atteindront un état où leur fonction comme puitsbouchants ne sera plus opérationnelle. Ça veut dire quoi en clair : des méga problèmes à chacun de ces puits, des moyens de mitigation à mettre en place, des études complexes à entreprendre pour tenter de trouver une solution, des
commission du BAPE pour chaque site ? voir mon analyse du cas de Mercier dans mon texte précédent. Il y en aura beaucoup sur les 20 000 ; peut-être entre 250 et 500 nouveaux cas par décennie dans une génération. Des milliards à prévoir dans le budget du Québec.

Si on gardait à perpétuité les têtes de puits accessibles plutôt que de restaurer les sites on aurait déjà une tâche moins complexe, car on pourrait ausculter et voir venir la catastrophe, mais personne ne propose ça nulle part. On indique qu'on devra « restaurer le site » à la fin de l'extraction. En fait ça veut juste dire enterrer le problème et l'oublier jusqu'à ce qu'il nous éclate en plein visage. Trouver une solution à ce problème à ce moment là sera une tâche impossible à réaliser, tout comme il est impossible d'effacer un puits. Le trou reste là, même si on essaie de le boucher avec autre chose ; cet autre chose n'aura jamais les propriétés du shale intact qu'on a foré et fracturé. Le shale d'Utica a conservé le gaz pendant plus de 400 000 000 ans. Toutes nos techniques présentes et futures n'arriveront jamais à faire aussi bien.

Figure 2 : Plan d'affaire incluant un schéma de la durée de vie des puits.

La figure 2 ci-dessus montre les revenus et dépenses pour le Québec dans son entité globale, c'est-à-dire toute la collectivité. Le plan d'affaire de l'industrie gazière s'arrête avec les étapes 1 et 2 ; il prend fin avec l'arrêt de l'exploitation et le temps requis pour restaurer les terrains en surface. Pendant la première étape (EXPLORATION), la collectivité reçoit chaque année des revenus modestes par le paiement des permis d'exploration, par ex : 10¢/hectare + $100/puits foré. Le Québec a par contre des coûts d'analyse, de surveillance, de déplacement d'inspecteurs, etc.

C'est très certainement un bilan négatif à cette étape pour la collectivité. Pendant l'exploitation, les dépenses de surveillance et autres continuent, mais elles sont largement compensées par le paiement de redevances sur le gaz extrait. À la fin de l'exploitation, les compagnies gazières, cessent de payer les redevances. Elles peuvent cesser également de payer le coût des droits miniers, ce qu'elles auront intérêt à faire ; la pleine propriété du gisement de gaz retourne au gouvernement. Le diagramme indique que la durée de vie des structures-bouchantes reste une inconnue, mais à la question de savoir si il y a une durée de vie : c'est oui sans hésiter. Dans le plan d'affaire actuel, si on se fie aux enseignements du passé, c'est la collectivité qui va assumer les coûts qui vont apparaître fatalement un jour ou l'autre.

Les puits-bouchants ne vont pas avoir tous le même durée de vie. Pour un petit nombre, la détérioration va se manifester assez tôt, le gros du peloton plus tardivement et un dernier lot ne pourrait miraculeusement ne présenter aucun signe pendant des générations. Globalement les coûts pourront apparaître tôt, avec une courbe s'amplifiant sans cesse, surtout vers le temps qui correspondra à la durée de vie moyenne des ouvrages (figure 2).

Quels qu'en soient les paramètres, le plan d'affaire de Gaz-Québec Inc, c'est-à-dire nous, la collectivité, dans ce dossier, sera une opération fortement déficitaire. Un seul gagnant : les compagnies gazières qui nous auront passé un beau sapin ; c'est le nom officiel des têtes de puits (Christmas tree) et ce n'est pas par hasard ; c'est un signe du destin qui nous dit d'allumer les lumières pendant qui est encore temps…"

L'auteur est doct-ing géologue , Professeur retraité du dépt. Sciences de la terre, UQAM

Cet article est tiré du site web des AmiEs du Richelieu : http://lesamisdurichelieu.blogspot.com/