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AHMAT DJIDDI HISSEIN
BASSES-TERRES DU SAINT-LAURENT ET LEUR
POTENTIEL EN HYDROCARBURE
Mémoire présenté
à la Faculté des études supérieures et postdoctorales de l’Université Laval
dans le cadre du programme de maîtrise en Sciences de la Terre
pour l’obtention du grade de Maître ès sciences (M.Sc)
DÉPARTEMENT DE GÉOLOGIE ET DE GÉNIE GÉOLOGIQUE
FACULTÉ DES SCIENCES ET DE GÉNIE
UNIVERSITÉ LAVAL
QUÉBEC
2011
© Ahmat Djiddi Hissein, 2011
ii
iii
Résumé
Les Basses-Terres du Saint-Laurent sont une plate-forme des roches sédimentaires très
anciennes, situées entre les Appalaches et le Bouclier canadien (Province de Grenville) et
s’étendent tout au long du fleuve Saint-Laurent, de l’Ontario jusqu’au-delà de la ville de
Québec. Elles sont formées d’unités géologiques datant du Cambrien à l’Ordovicien.
L’ensemble est recouvert de sédiments non consolidés d’âge quaternaire. Ces unités ont été
affectées par des phénomènes géodynamiques (interne et externe) qui ont généré des
structures intéressantes permettant de promouvoir l’exploration pétrolière et gazière dans la
région.
Le Québec est entré dans le cercle de production d’hydrocarbures en 1860, avec la réalisation
du premier forage en Gaspésie par la Gaspé Bay Mining Company et les Basses-Terres du
Saint-Laurent ont prouvé leur potentiel en hydrocarbure depuis 1954 avec la découverte du
gisement de Pointe-du-Lac. Malgré les travaux intenses et perpétués de l’exploration
d’hydrocarbures réalisés ces dernières années au Québec, il faut rappeler que le sous sol
québécois demeure largement sous exploité par rapport aux autres bassins sédimentaires du
Canada et de l’Est américain. Toutefois, les travaux effectués jusqu’à ce jour ont permis de
bien cibler les unités géologiques qui contiennent les meilleurs potentiels d’hydrocarbures.
Notamment les calcaires Ordoviciens du Groupe de Trenton et du Black-River qui
constituent une cible pour le modèle de dolomitisation hydrothermale et la production
gazière à partir du shale Ordovicien du Groupe d’Utica. La production de manière
économique du gaz contenu dans des shales gazéifères a été rendue possible grâce à
l’optimisation de deux nouvelles procédés développés aux États-Unis : (i) le forage
horizontal; (ii) la fracturation hydraulique avec proppant. Les gisements faisant recourt à ces
types d’opérations d’extraction du gaz sont appelés gisement « non-conventionnel ».
iv
Ce projet de recherche a pour objectif de comprendre succinctement l’architecture structurale
de la région des Basses-Terres du Saint-Laurent et ce, dans un contexte géologique afin
d’appréhender la disponibilité des hydrocarbures (gaz et ou pétrole).
Une analyse et interprétation géologique des diagraphies réalisées sur les puits Saint-Louis-
de-Richelieu No1 et Saint-François-du-Lac No1, montrent que selon l’expression des
signatures de la courbe des rayons gamma, le Shale d’Utica et les Calcaires du Trenton et du
Black-River contiendraient des hydrocarbures du fait de leur faible teneur en matière
organique par rapport au Groupe de Lorraine sus-jacent. Cette matière organique est
quantifiée en taux de carbone organique totale dans la roche et évolue rationnellement avec
la maturité thermique. Ainsi donc une analyse faite du carbone organique total et de la
maturité thermique, suggère que la quasi-totalité des hydrocarbures dans les Basses-Terres
du Saint-Laurent existent sous forme gazeuse. Les données actuellement disponibles et les
méthodes mises en œuvre pour l’exploration des sites ne nous permettent pas de localiser de
manière précise les endroits prospects des shales gazéifères dans les Basses-Terres du Saint-
Laurent. Cependant une nouvelle réinterprétation des données sismiques combinée aux
mesures de la réflectance standardisée à celle de la vitrinie du kérogène ont permis de
déduire que dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, le gaz abonde particulièrement dans la
section entre Québec et Montréal. On note également une importance graduelle du gaz du
Bouclier canadien vers les Appalaches (jusqu’au niveau de la faille de Logan) où le gaz
évolue du type biogénique à thermogénique en fonction de l’augmentation de l’effet
thermique relative à l’augmentation de la profondeur des unités géologiques.
Une gamme colossale de publications d’ordre aussi bien technique que scientifique
décortique les Basses-Terres du Saint-Laurent, mais beaucoup sont conçus de manière à
aborder la région sous une compétence particulière et bien canalisée. Ce document est l’un
des rares à être rédigé en français pour aborder les Basses-Terres du Saint-Laurent à la fois
sous un angle géologique, géophysique, géochimique, pétrophysique, technique et
environnemental de manière concordante permettant d’advenir à éventer son potentiel en
hydrocarbure.
v
Remerciements
Je profite de cette rare occasion pour remercier toutes les personnes qui m’ont apporté de
l’aide dans la réalisation de ce travail.
Tout d’abord, je tiens à remercier particulièrement d’une grande énergie mon directeur de
recherche Dr. Paul Glover pour son support exceptionnel tout au long de cette formation,
d’avoir fait preuve de confiance à l’égard de ma personne en m’orientant et en me
préparant à un sujet d’importance capital dans le domaine pétrolier, tout en
m’accompagnant dans la rédaction de chaque chapitre de ce document avec une belle
pédagogie, mais aussi, de m’avoir mis en contact avec des personnes ayant une bonne
volonté pour l’avenir de la science. Je lui suis infiniment reconnaissant.
Je tiens également à remercier avec toutes mes convictions, Monsieur Raymond Savoie
président de la compagnie Gastem Inc., qui a contribué au financement de mon projet de
recherche et d’avoir mis à ma disposition tous les documents nécessaires à la réalisation
de ce projet, tout en me mettant dans des très bonnes conditions de travail. J’associe à ces
remerciements, Monsieur John Molson et Monsieur Stephan Séjourné d’avoir fait partie
des jurys évaluant ce mémoire. Je vous suis très reconnaissant.
Je voudrai exprimer mes reconnaissances en vers mes maîtres de stages Stephan Séjourné
et Christine Saint-Laurent. Pour leur indéfectible assistance durant mes séjours de stage à
Gastem Inc. Ils m’ont orienté à l’interprétation géologique des données diagraphiques. Ils
m’ont accompagné, formé, assisté et ont répondu à toutes les questions que je me posais
tout au long de cette expérience professionnelle avec beaucoup de patience. Vos
invitations aux conférences ne seront pas épargnées, car elles ont été les plus bénéfiques.
Ainsi que votre aide à la rédaction de ce mémoire était crucial. Vous avez été d’un apport
inestimable.
Sans s’oublier les remarquables contributions de Monsieur Robert Thériault, Monsieur
Rudolf Bertrand et Monsieur Dénie Lavoie. Qui m’ont fournis des supports sur la notion
vi
de la maturité thermique et des roches mères dans les Basses-Terres du Saint-Laurent.
Mes reconnaissances vont aussi en vers tout mes amis, mes collègues d’études et à
l’ensemble des employés du Gastem Inc. et de Ditem Inc.
Enfin, je réserve un remerciement spécial à mes parents Dahabye Tourki et Djiddi
Hissein, qui ont toujours cru à mes ambitions et m’ont soutenu de manière sans limite.
Mes frères Tahir Djiddi et Mahamat Nouri Djiddi trouvent également leur place pour leur
assistance aussi bien solide que louable.
Je dédie ce mémoire à mon père Djiddi Hissein.
vii
Table des matières
Résumé ............................................................................................................................ iii
Remerciements ................................................................................................................ v
Table des matières ........................................................................................................... vii
Liste des figures .............................................................................................................. xi
Liste des tableaux ............................................................................................................ xiv
Chapitre 1. Introduction .............................................................................................. 1
1.1. Basses-Terres du Saint-Laurent ............................................................................ 1
1.2. Exploration ............................................................................................................ 4
1.3. Méthodologie ........................................................................................................ 5
1.4. Organisation des chapitres .................................................................................... 7
Chapitre 2. Brève histoire du développement en hydrocarbure dans les Basses-
Terres du Saint-Laurent ............................................................................................... 8
2.1. Sables quaternaires et le gisement de Pointe-du-Lac ........................................... 9
2.2. Le groupe de Beekmantown et le gisement de Saint-Flavien ............................... 9
2.3. Groupes de Trenton et Black-River et la dolomitisation hydrothermale .............. 11
viii
2.4. Shale ..................................................................................................................... 12
2.4.1. Shale de Lorraine ...................................................................................... 13
2.4.2. Shale d’Utica ............................................................................................ 14
a) Saint-Louis-du-Richelieu No1 ................................................................... 17
b) Saint-Augustin No 1 .................................................................................. 18
c) Saint-François-du-Lac No1 ........................................................................ 18
d) Saint-Édouard ............................................................................................ 19
Chapitre 3. Géologie régionale .................................................................................... 25
Chapitre 4. Stratigraphie ............................................................................................ 30
4.1 Groupe de Potsdam ................................................................................................. 31
4.1.1 Formation de Covey Hill ............................................................................ 32
4.1.2 Formation de Cairnside ............................................................................... 33
4.2 Groupe de Beekmantown ...................................................................................... 34
4.2.1 Formation de Theresa ................................................................................. 34
4.2.2 Formation de Beauharnois .......................................................................... 35
4.3 Groupe de Black River ........................................................................................... 36
4.3.1 Formation de Pamelia ................................................................................. 36
4.3.2 Formation de Lowville ................................................................................ 37
4.3.3 Formation de Leray ..................................................................................... 38
4.4 Groupe de Trenton .................................................................................................. 39
4.5 Shale de l’Utica ...................................................................................................... 39
4.6 Groupe de Lorraine ................................................................................................. 41
4.6.1 Formation de Nicolet .................................................................................. 41
4.6.2 Formation de Pontgravé .............................................................................. 42
4.7 Groupe de Queenston ............................................................................................. 42
ix
4.7.1 Formation de Bécancour ............................................................................. 43
Chapitre 5. L’exploration des hydrocarbures ........................................................... 44
5.1 Les roches mères .................................................................................................... 44
5.2 Concept d’exploration ou type de play˝................................................................ 48
5.2.1 Réservoir de Pointe-du-Lac ........................................................................ 48
5.2.2 Réservoir de Saint-Flavien .......................................................................... 49
5.2.3 Calcaire de Trenton et de Black-River ........................................................ 50
5.2.4 Shale d’Utica et de Lorraine ....................................................................... 54
5.2.4.1. Définition et mise en contexte des shales gazéifères ............................ 54
5.2.4.2. Distribution du Shale d’Utica .............................................................. 62
5.2.4.3. Potentiel roche mère du Shale d’Utica .................................................. 64
5.3 La maturité thermique ............................................................................................ 67
5.4 La sismique ............................................................................................................. 74
5.4.1. Profil M-2002 .............................................................................................. 76
5.4.2. Profil M-2003 .............................................................................................. 78
5.4.3. Conclusion ................................................................................................ 80
Chapitre 6. La production d’hydrocarbures ............................................................. 83
6.1. Essaies de pression et production ........................................................................... 83
6.1.1. Méthodes .................................................................................................... 84
6.1.2. Essais de pression du puits Gentilly No1 sur le calcaire du Trenton ......... 86
6.1.3. La production du Shale d’Utica de l’État de New York ............................ 91
6.2. Diagraphies ............................................................................................................. 94
x
a. Le groupe de Lorraine ...................................................................................... 98
b. Le groupe d’Utica ............................................................................................ 99
c. Trenton ............................................................................................................ 100
6.3. La technologie nécessaire pour l’exploitation ...................................................... 101
6.4. Risques liés aux activités d’exploitation d’hydrocarbures ................................... 115
6.4.1. La contamination des eaux souterraines ................................................... 115
6.4.2. L’utilisation de l’eau ................................................................................. 120
6.4.3. Le gaz naturel et la pollution .................................................................... 123
6.4.4. Le Rapport d’enquête et d’audience publique .......................................... 124
Chapitre 7. Conclusions et recommandations .......................................................... 135
7.1. Existent-t-ils des hydrocarbures dans les roches des Basses-Terres du Saint-
Laurent? ................................................................................................................ 136
7.2. Sous quelles formes existent-t-ils? ....................................................................... 137
7.3. Où sont les hydrocarbures? ................................................................................... 138
7.4. Est-ce qu’il y a un type de gisement qui est meilleur au point d’être procédé à une
exploitation commerciale? .................................................................................... 139
7.5. Y’a-t-il un avenir pour les Basses-Terres du Saint-Laurent en tant qu’une ressource
d’hydrocarbure? .................................................................................................... 140
Référence ....................................................................................................................... 143
xi
Liste de figures
Figure 1.1 : Coupe simplifiée des grands ensembles du couple Plate-forme du Saint-
Laurent et des Appalaches au Québec. Coupe à la hauteur du Mingan-Anticosti .......... 2
Figure 1.2 : Carte simplifiée montrant le prolongement des Basses-Terres du Saint-
Laurent ............................................................................................................................ 3
Figure 2.1: Puits d’explorations des shales gazifières dans les Basses-Terres du Saint-
Laurent ............................................................................................................................. 15
Figure 3.1 : Carte géologique simplifiée de la région des Basses-Terres du Saint
Laurent............................................................................................................................. 26
Figure 3.2 : Les Basses-Terres du Saint-Laurent qui se reposent sur le Bouclier
Canadien. On note la présence d’une série de failles normales à l’intersection inférieure
des deux Plateformes ....................................................................................................... 28
Figure 3.3 : Les ensembles autochtone et parautochtone qui constituent la Plate-forme du
Saint-Laurent ainsi que les allochtones qui composent les Appalaches ......................... 29
Figure 4.1: Succession par ordre chronologique des ensembles stratigraphiques du
bassin sédimentaire des Basses-Terres du Saint-Laurent ................................................ 31
Figure 4.2 : Grès feldspathique à grain grossier et conglomératique de la formation de
Covey Hill les photos ont été prises à l’Île Perrot sur le boulevard Don Quichotte ........ 32
Figure 4.3 : Formation de Cairnside en grès quartzitique laminé blanc provenant des
environ du barrage des Cèdres dans la région de Vaudreuil ........................................... 33
Figure 4.4 : Formation de Theresa. Banc de grès quartzitique surmonté de dolomie
brunâtre au barrage de Mercier à Rigaud ........................................................................ 35
Figure 4.5 : Calcilutite de la formation de Lowville. Cette photo a été prise au parc de
Moulin Fisk à Crabtree ................................................................................................... 37
Figure 4.6 : Calcaire de formation de Leray. Cette photo a été prise à Crabtree ............ 38
xii
Figure 4.7: Interlits de calcaire micritique dans les shales noirs à brun foncés de l’Utica
inférieur. Près de Donnacona, Québec ............................................................................ 40
Figure 5.1 : Des roches d’Ordovicien, considérées comme roches mères à grand potentiel
d’hydrocarbures dans la Plate-forme du Saint-Laurent .................................................. 46
Figure 5.2 : Diagramme montrant une ségrégation des principales roches mères dans la
Plate-forme du Saint-Laurent, selon quelles renferment du gaz ou de l’huile en fonction
de leur teneur en COT ..................................................................................................... 47
Figure 5.3 : Le modèle de dolomitisation hydrothermale ............................................... 51
Figure 5.4 : Schéma présentant le modèle présenté par Smith (2006) permettant
d'expliquer la dolomitisation des calcaires du Nord-est des États-Unis ......................... 53
Figure 5.5.a : Figure 5.5a : Possibilités de présence des shales gazéifères, au Canada
Atlantic, au Québec, en Ontario et à la marge d’Hudson ................................................ 57
Figure 5.5.b : Possiblités d’existence des shales gazéifêres dans l’ouest Canada (Plate-
forme du Paléo-mésosoïque à marge passive) ................................................................. 58
Figure 5.5.c : Présence possible des shales gazéifères dans l’ouest Canada (Bassin
Mésozoïque d’avant-pays) ............................................................................................... 59
Figure 5.5.d : Shales gazéifères dans le Cordillère, les Territoires du nord-ouest et
l’archipel Arctique ........................................................................................................... 60
Figure 5.6 : Diagramme de caractérisation minéralogique des groupes de Trenton, Utica
et Lorraine en fonction de leur teneur en silice, calcite et en argile ............................... 61
Figure 5.7 : La variation de la profondeur au toit du shale d’Utica dans les Basses-Terres
du Saint-Laurent .............................................................................................................. 64
Figure 5.8 : Sens de l’évolution de la maturité thermique dans les Basses-Terres du
Saint-Laurent .................................................................................................................... 70
Figure 5.9 : Maturation thermique en surface de la Plate-forme du Saint-Laurent. Nous
avons une maturation thermique plus importante vers le sud-est de la Plate-forme ....... 72
Figure 5.10 : Carte géologie des Basses-Terres du Saint-Laurent avec la localisation des
lignes sismiques à l’étude ............................................................................................... 75
xiii
Figure 5.11 : Image retraitée de la ligne sismique M-2002 ............................................ 78
Figure 5.12 : Représentation du profil sismique de la ligne M-2003 ............................. 80
Figure 6.1 : Graphique récapitulant les procédés de mesure des pressions fluides dans
une sonde RFT ................................................................................................................. 85
Figure 6.2 : Les fluides présents dans la formation et leur type de contact .................... 87
Figure 6.3 : Digramme décrivant l’intervalle de présence des fluides en profondeur et
leur type de contact .......................................................................................................... 89
Figure 6.4 : Courbes évaluant la pression et la température des fluides au fond du puits
de forage en fonction du temps ........................................................................................ 90
Figure 6.5 : Modélisation du débit de production dans un puits vertical en fonction du
temps ................................................................................................................................ 92
Figure 6.6 : Modélisation du débit de production dans un puits horizontal en fonction du
temps ................................................................................................................................ 93
Figure 6.7 : Localisation des puits Saint-François-du-Lac No1 (A253) et du Saint-Louis-
de-Richelieu No1 (A254) ................................................................................................ 95
Figure 6.8 : Données diagraphiques du puits Saint-François-du-Lac No1 (A253) à droite
et du puits Saint-Louis-Richelieu No1 (A254) à gauche ................................................ 97
Figure 6.9 : Exemple d’un réservoir classique où les fluides contenus dans une couche
perméable, se trouvent coincés sous des couches imperméables dans un biseau formé par
le déplacement des couches à la faveur d’une faille ...................................................... 102
Figure 6.10 : Illustration de la technique de fracturation hydraulique sur un puits
horizontal et un autre vertical. La différence entre les deux, c’est que le forage
horizontal a un accès sur une plus grande étendue du réservoir par rapport au forage
vertical ............................................................................................................................ 103
Figure 6.11 : Démonstration en quatre étapes, permettant d’apercevoir les procédés de
forage vertical avant d’arriver au forage horizontal ...................................................... 106
Figure 6.12 : Bouclage du puits vertical par une section horizontal dans la formation
productive. Ce procédé confère au puits, le nom du puits horizontal ............................ 109
xiv
Figure 6.13 : Exemple d’une fracturation hydraulique dans un forage horizontal. Ces
fractures sont dans un plan vertical à la trajectoire du forage et dans toutes les directions
dans le plan horizontal ................................................................................................... 111
Figure 6.14 : Composition volumétrique et chimique du fluide de fracturation des shales
gazéifères ....................................................................................................................... 112
Figure 6.15 : Coupe transversale montrant une particularité du forage horizontal. Qui est
d’avoir plusieurs sections horizontales, d’un espacement de presque 100 m à partir d’un
seul emplacement de surface ......................................................................................... 114
Figure 6.16 : Les possibilités de contamination des nappes aquifères, lors des opérations
d’exploitations d’hydrocarbures par un forage horizontal ............................................. 116
Figure 6.17 : L’eau utilisée par différentes industries au Québec. Nous remarquons qu’un
puits des shales gazéifères utilise moins d’un centième d’eau qu’une industrie de lave-
autos qui, est supposée utiliser moins d’eau au Québec ................................................ 122
Liste des tableaux
Tableau 2.1 : Liste des puits forés dans la région de Saint-Flavien ................................ 10
Tableau 2.2 : Rapport d’activités de forages 2009 ......................................................... 20
Tableau 2.3 : Rapport d’activités de forages 2010 ......................................................... 21
Tableau 2.4 : Rapport d’activités de forages 2011 ......................................................... 21
Tableau 2.5 : Évaluation du potentiel en gaz de shales gazéifères .............................. 23
xv
Tableau 5.1 : Tableau récapitulatif comparant les caractéristiques physiques et chimiques
des shales d’Utica et du Barnett ...................................................................................... 53
Tableau 6.1 : Profondeurs des principaux shales gazéifères et des eaux souterraines . 119
xvi
1
Chapitre 1. Introduction
1.1. Basses-Terres du Saint-Laurent
Elles sont d’une superficie d’environ 29000 km2 dont 5000 km
2 aux États-Unis et le reste
au Canada. Les Basses-Terres du Saint-Laurent sont une plate-forme des roches
sédimentaires très anciennes datant du Cambrien à l’Ordovicien. Elles se situent le long
du fleuve Saint-Laurent et forment avec l’Île d’Anticosti la plate-forme du Saint-Laurent
(Figure 1.1), qui sépare le Bouclier canadien (La Province de Grenville) et les
Appalaches qui, eux sont constitués de roches déformées et qui datent du Cambrien au
Carbonifère.
2
Figure 1.1 : Coupe simplifiée des grands ensembles du couple Plate-forme du Saint-
Laurent et des Appalaches au Québec. Coupe à la hauteur du Mingan-Anticosti
(Bourque, 2004).
Cette région presque entièrement plate, de basse élévation, chevauchant le fleuve Saint-
Laurent s’étend de l’Ontario jusqu’au-delà de la ville de Québec (Figure 1.2). À partir de
l’Ontario et de la frontière internationale les Basses-Terres mesurent environ 113 km de
largeur et se rétrécissent au-delà de la ville de Québec sur une largeur de 3 à 4 km
(Globensky, 1987).
3
Figure 1.2 : Carte simplifiée montrant le prolongement des Basses-Terres du Saint-
Laurent (Modifiée de Morin, 2001).
Du point de vu géologique, la plate-forme du Saint-Laurent renferme exclusivement des
sédiments du système géologique du Paléozoïque. À l’heure actuelle on constate que
beaucoup de gisements à travers le monde proviennent de l’ère Paléozoïque (Morin,
2001).
4
1.2. Exploration
Depuis 1860 jusqu’aujourd’hui, approximativement 907 puits ont été forés à Québec
(Thériault, 2009) dans les sédiments Paléozoïques à des fins de recherche de pétrole, de
gaz naturel et du réservoir souterrains. Justement les forages effectués dans les divers
bassins des Basses-Terres du Saint-Laurent ont montré la présence d’hydrocarbures sous
forme de pétrole ou de gaz naturel. Comme ces bassins recèlent des hydrocarbures en
quantité plus ou moins importante, ceci intéresse des sociétés exploratrices comme les
juniors québécoises Gastem Inc. (http://www.gastem.ca/fr/index.php) et Junex Inc.
(http://www.junex.ca/fr/index.php), ainsi que leur partenaires telle que Forest Oil
(http://www.forestoil.com/), Questerre Energy Corporation
(http://www.questerre.com/en/h/en/), Talisman Energy (http://www.talisman-
energy.com/) et autres.
Dans les formations des Basses-Terres du Saint-Laurent, les cibles principales
d’hydrocarbures sont non seulement les Dolomies du Beekmantown (Réservoir de St.
Flavien. Le réservoir se trouve dans les roches de la plate-forme Cambro-ordovicienne
mais la région de St. Flavien se situe dans la zone externe des Appalaches) et les sables
du quaternaire (Réservoir de Pointe-Du-Lac) mais aussi les dolomies hydrothermales
Ordoviciennes (Trenton/Black-River) et les shales gazéifères Ordoviciens (Utica et
Lorraine).
5
1.3. Méthodologie
Le but de cette recherche est de montrer l’aspect géologique de la région des Basses-
Terres du Saint-Laurent afin de mieux comprendre son potentiel en hydrocarbure, dans
l’optique d’améliorer notre connaissance vis-à-vis de la ressource.
Les questions principales liées au but sont les suivantes :
Existent-t-ils des hydrocarbures dans les roches des Basses-Terres du Saint-
Laurent?
Où sont les hydrocarbures?
Sous quelles formes existent-t-ils?
Est-ce qu’il y a un type de gisement qui est meilleur au point d’être procédé à une
exploitation commerciale?
Y’a-t-il un avenir pour les Basses-Terres du Saint-Laurent en tant qu’une
ressource significative d’hydrocarbure?
Chacune de ces questions sera discutée dans la conclusion à la fin de cette dissertation.
La rédaction de cette mémoire qui porte sur la question énergétique des Basses-Terres du
Saint-Laurent, s’est fondamentalement basée sur l’adoption des quelques méthodes
spécifiques au sujet. Ces dernières ont permis de toute évidence d’avoir une appréciation
fulgurante sur l’ensemble de la région dans un contexte géologique ainsi que ses
ressources en hydrocarbures. Ces méthodes sont entre autre:
6
De faire un bref revu de l’histoire du développement en hydrocarbure des Basses-
Terres du Saint-Laurent.
De comprendre la géologie régionale dans laquelle les gisements d’hydrocarbure
s’y trouvent.
D’étudier la stratigraphie de la région, afin qu’on puisse reconnaitre les roches
potentielles, c’est-à-dire les roches mères, les réservoirs traditionnels, les
réservoirs « non-traditionnels », etc.
D’examiner les caractéristiques physico-chimiques des gisements potentiels
d’hydrocarbure. Ceci consiste à définir les différents types de gisements et leur
structure, de connaître la source de leurs hydrocarbures, et enfin d’évaluer la
maturité thermique atteinte par les roches mères. Pour cela, il s’est avéré
nécessaire d’utiliser des informations géochimiques, structurales et sismiques.
De comprendre les technologies associées à la production des hydrocarbures dans
les Basses-Terres du Saint-Laurent, spécialement les technologies d’exploration
des shales gazéifères et leur impact sur l’environnement.
Les travaux de recherche ont également été réalisés dans le cadre d’un stage en
entreprise. Les résultats sont restés confidentiels, ceci exclus leur intégration dans
le mémoire.
7
1.4. Organisation des chapitres
Dans les chapitres qui suivent, nous allons donner un bref historique concernant
l’exploitation d’hydrocarbures dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, ensuite un aperçu
géologique de la région, voir la séquence stratigraphique des formations cibles, ainsi
qu’un certains nombres de détails organisés en deux grands chapitres d’exploration et de
production permettant d’illustrer les potentiels de ses différentes formations prospectes.
Enfin, un dernier chapitre est conçu pour une conclusion et discussion, en traitant les
réponses aux questions posées.
La conception de cette recherche a porté sur un large éventail de données et
d'informations. Souvent il a été le cas que les données ont besoin d'être de nouveau
analysées ou réévaluées afin d'être plus à jour. J'ai effectué une nouvelle analyse de la
réinterprétation des données sismiques et diagraphiques où il a été nécessaire de le faire.
Dans tous les cas, les données présentées dans cette thèse représentent des exemples
typiques d'énorme quantité de données disponibles.
La dissertation finale représente une compilation des informations sur le potentiel
d'hydrocarbures des Basses-Terres du Saint-Laurent sous la forme d'un mémoire
universitaire. Il est à espérer qu'il sera à la base d'études complémentaires sur cette
province à potentiel nouvellement reconnus et passionnant.
8
Chapitre 2. Brève histoire du développement en hydrocarbure dans
les Basses-Terres du Saint-Laurent
Au Québec, le premier forage pétrolier a été réalisé par la Gaspé Bay Mining Company
en 1860, en Gaspésie, sur une profondeur de 185 mètres, à partir de suintements de
pétrole observables en surface (Hydro-Québec, 2002). Il s’est révélé négatif, car à cette
époque, plusieurs des forages ne dépassaient pas 150 mètres de profondeur et les forages
étaient implantés sans réel support géoscientifique comme par exemple l’absence de la
sismique réflexion (Hydro-Québec, 2002). Dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, le
premier puits a été exécuté en 1873. Jusqu’à la découverte du gisement de Pointe-du-Lac
en 1954, on compte 42 puits forés dans la région. De plus 46 autres puits ont été forés
jusqu’à la découverte du gisement de St-Flavien en 1973 (Bourque, 2004).
Actuellement dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, les principales cibles prospects
d’hydrocarbures sont les dolomies hydrothermales Ordoviciennes (Trenton/Black-River)
et les shales gazéifères Ordovicien (Utica et Lorraine).
9
2.1. Sables quaternaires et le gisement de Pointe-du-Lac
Le gisement de Pointe-du-Lac a été localisé sur la rive-nord du lac Saint-Pierre dans les
sables quaternaires bien triés reposant sur le socle rocheux entre 60 et 120 mètres de
profondeurs (Intragaz, 2009). Pour ce gisement, Joseph Auger de Pointe-du-Lac, en 1955,
termine le forage d’un puits entrepris en 1948 à 60 mètres par son manque de
connaissance on estime qu’il a perdu 10 millions de mètres cubes de gaz en 72 jours. Ce
gisement fut amélioré et exploité en 1966 et prit fin en 1976. Le gaz du Pointe-du-Lac est
d’origine mixte (biogénique et thermogénique) (Lavoie, 2009) et il est piégé dans un
aquifère légèrement salé, vestige de la mer de Champlain.
2.2. Le groupe de Beekmantown et le gisement de Saint-Flavien
Le gisement de Saint Flavien a été localisé en 1972 à une quarantaine de kilomètres au
sud-ouest de la ville de Québec et plus précisément dans les dolomies du Groupe de
Beekmantown par les travaux d’exploration de Shell Canada et de la Société québécoise
d’initiative pétrolière (Intragaz, 2009). À la suite d’environ 2000 km de sismique
10
réflexion acquis vers les années 1960 par Shell Canada, plusieurs cibles furent identifiées
(Tableau 2.1) et le forage du puits Shell, Saint-Flavien No 1 suivit en 1972 (Béland et
Morin, 2000).
Tableau 2.1 : Liste des puits forés dans la région de Saint-Flavien (Béland et Morin,
2000).
Ce gisement a été mise en production de 1980 jusqu’en 1994 avec une production totale
de 161 millions de mètres cubes (5,7 BSCF, milliards des pieds cube standard) de gaz
11
naturel composé à 95% de méthane sans soufre. Ce gisement est converti en réservoir
souterrain en 1998 avec une injection et soutirage de 4,1 BSCF de gaz en 2005 par
Intragaz. La structure du gisement consiste en un anticlinal formé par la mise en place de
l’écaille de Saint-Flavien lors de l’orogenèse taconienne (Béland et Morin, 2000).
2.3. Groupes de Trenton et Black-River et la dolomitisation hydrothermale
Le modèle de dolomitisation hydrothermale (HTD) n’a jamais été validé au Québec, alors
qu’au cours de la dernière décennie, il y a eu beaucoup d’intérêt à l’échelle nord
américaine pour le modèle de dolomitisation hydrothermale et représente une des cibles
principales pour les compagnies engagées dans l’exploration d’hydrocarbures. De ce faite
la région des Basses-Terres du Saint-Laurent devient une nouvelle région intéressante
pour la recherche de ce type de gisement dans les calcaires du Trenton et du Black-River
(Gastem, 2003). En mars 2004, Talisman Energy avait prévu d’investir 85 millions de
dollars pour le forage de 11 puits dans la formation de Black-River. Elle annonça qu’au
cours de 4 mois précédents elle avait foré et testé 5 puits productifs dans le Black-River
des États-Unis avec un taux combiné de production de 69 millions de pieds cubes
standard par jour. La structure de Saint-Sophie, incluse dans le prospect Bécancour
constitue aussi une cible selon le modèle HTD, dans les calcaires du Trenton et Black-
River à une profondeur d’environ 2300 mètres. Ce prospect contient de nombreuses
fractures de cisaillement. On pense que ces fractures ont connu une dolomitisation
12
hydrothermale qui aurait pu créer un vaste réservoir pouvant contenir jusqu’à 650 BSCF
de gaz récupérable telle qu’estimé par Questerre Inc. (Questerre Inc., 2003). En 2007
deux forages ont été complétés dans la région de Champlain sous la rive nord du Saint-
Laurent, sous permis de Junex Inc. D’abord, le premier puits Champlain No1 a été
approfondi jusqu’à 958 mètres qui avait été suspendu en 2006 à 750 mètres de
profondeur et un deuxième forage de 930 mètres de profondeur au nord du puits
Champlain No1 (Junex, 2007). Dans les deux cas un indice de gaz a été signalé, mais le
forage n’a pas rencontré un réservoir de gaz naturel dans les calcaires du Trenton et du
Black-River.
2.4. Shales
Le shale est une roche sédimentaire dense, peu poreuse et à faible perméabilité; formé
sous l’application de chaleur et de pression sur l’argile au fil des époques géologiques. En
raison de leur différente époque de déposition et de leurs différentes particules
sédimentaires, chaque shale est presque unique dans sa composition (Spencer et al.,
2010). Par opposition aux gisements classiques, les gisements dont leur extraction n’est
pas possible par le forage de puits traditionnel, sont considérés comme des gisements de
types « non-conventionnels ». Parmi les gisements « non-conventionnels » fréquemment
découvert, on peut énumérer le méthane de gisements houillers, les grès étanches, les
13
hydrates de méthanes et les shales gazéifères (Jarvie, 2008). Les projets des gaz « non-
conventionnels » font maintenant partie intégrante des ressources énergétiques en
Amérique du Nord. La production gazière à partir de la séquence sédimentaire des shales
au moyen de la technique de fracturation hydraulique a connu une croissance
spectaculaire aux États-Unis ces dernières années, notamment sur les shales gaz du
Barnett, de Marcellus et Haynesville qui sont les plus prolifiques à ce jour (Zoback et al.,
2010). Cette révolution énergétique s’est vite rependue en Amérique du Nord mais aussi
dans le reste du monde (Mousseau, 2010). Au Québec dans les Basses-Terres du Saint-
Laurent, on compte près de 300 puits d’explorations d’hydrocarbures jusqu’à la fin 2010,
seulement 29 puits sont focalisés dans les Shales d’Utica. Sur ces 29 puits, 18 sont
verticaux avec 9 cas de fracturations hydrauliques et les 11 restants sont horizontaux
parmi eux 6 sont fracturés hydrauliquement (Ministère des Ressources naturelles et de la
Faune, 2010).
2.4.1. Shale de Lorraine
Le groupe de Lorraine est situé immédiatement au dessus du groupe d’Utica. Celui-ci est
la cible primaire de Questerre Energy Corporation Inc. (société de Calgary) pour
l’évaluation de son potentiel gazier. Bien qu’on s’attende à ce que le shale argileux de
Lorraine contient moins de gaz naturel par pieds cube par rapport au groupe de l’Utica, ce
14
groupe est beaucoup plus épais; il est d’environ 5 à 6 fois plus épais que le groupe de
l’Utica qui est d’une épaisseur variante de 100 à 300 mètres. Par conséquent la quantité
totale de gaz naturel qui s’y trouve devrait être en principe assez importante (Riverin,
2008). Mais une connaissance plus précise sur le potentiel de ce groupe sera obtenue avec
les résultats de test de forage effectué par Questerre Energy Corporation Inc.
2.4.2. Shale de l’Utica
Le Shale calcareux du groupe d’Utica est limité habituellement en dessous par le groupe
de Trenton qui représente son mûr et au-dessus par le groupe de Lorraine qui marque son
toit. La puissance (l’épaisseur) moyenne de ce groupe est d’environ 120 mètres, et celle-
ci augmente en direction du Lac Champlain pour atteindre des épaisseurs plus grandes
(Globensky, 1987).
Les résultats d’analyses géochimiques et minéralogiques des Shales d’Utica et de
Lorraine, acquit par Thériault (2009), renseignent que le Shale d’Utica est le seul shale du
Canada qui constitue une forte saturation en calcite. Ces caractéristiques minéralogiques
lui confèrent des propriétés particulières face à la fracturation hydraulique (nouvelle
technique permettant d’extraire du gaz des shales).
15
Parmi les puits d’explorations forés dans le Shales d’Utica (Figure, 2.1) dans l’optique
d’évaluer son potentiel gazier, en amorçant les techniques de fracturation hydraulique,
chaque puits aurait produit en moyenne 28 000 mètres cubes de gaz naturel par jour
(m3/j) (Office national de l’énergie, 2009).
Figure 2.1: Puits d’explorations des shales gazéifères dans les Basses-Terres du Saint-
Laurent (Theriault, 2011).
Depuis la découverte des gisements classiques, le Shale d’Utica a été connu comme étant
source probable d’hydrocarbure (Ryder et al., 1998). Pendant le second trimestre 2006,
16
Gastem Inc. évalue le potentiel gazier des shales dans son bloc de Yamaska. Le projet a
consisté d’abord à valider la prospectivité des flysch ordoviciens présents en sous-sol. Le
projet est développé en collaboration avec Forest Oil Corporation à condition d’investir
un minimum de 10 millions de dollars US en guise des frais d’exploration et de
développement sur les permis (Gastem, 2007). De plus entre mai et juin 2007, Gastem
Inc. a foré le puits Saint-François-du-Lac No1 qui a été spécialement dédié à l’évaluation
du potentiel gazière du Shale d’Utica. Du gaz naturel a été rencontré à une profondeur de
472 mètres dans la formation de Lorraine et le gaz naturel recherché a été localisé sur un
intervalle de 1 500 à 1 700 mètres de profondeurs (Gastem Inc., 2008). Encore une fois
de plus, entre juin et juillet 2007, Gastem Inc. a réalisé un autre forage qui est aussi dans
le but de tester spécialement le potentiel gazier du Shale d’Utica. Il s’agit du puits Saint-
Louis-de-Richelieu No1. Des indices de gaz naturel ont été signalé par les équipements
de détections de gaz (Gastem Inc., 2008).
En juillet 2006, Junex Inc. a signé un partenariat avec Forest Oil Corporation Inc. Ce
partenariat touche l’évaluation du potentiel en saumure dans le puits Bécancour No 8.
Dans ce puits, Forest Oil Corporation Inc. a prélevé 34,15 mètres de carottes dans
l’Utica afin d’évaluer les propriétés physiques et chimiques du Shale d’Utica. Sur la base
de ces analyses, Forest Oil Corporation a exercé en mai 2007 un projet pilote de 8
millions de dollars US, dont la première étape était la fracturation du puits Bécancour No
8 déjà réalisé en décembre 2007 (Junex, 2007).
17
En septembre 2008, Talisman Energy a publié le résultat d’un test de production par
fracturation sur un puits vertical qui a produit 800 milles pieds cubes par jour sur une
période de 18 jours d’essais (Talisman, 2008).
a) Saint-Louis-du-Richelieu No 1
Le puits Saint-Louis-de-Richelieu No1 de type vertical, a également été foré par Gastem
Inc. entre le mois de juin et juillet 2007, sur son permis d’exploration 2006-RS-151. Ce
puits a été aussi spécialement dédié à l’évaluation du potentiel gazier du Shale d’Utica.
Le forage a atteint une profondeur totale de 1760 mètres. Bien que le forage n’ait pas
rencontré une quantité importante de gaz naturel lors de son passage par le Shale de
Lorraine, le gaz naturel recherché dans le Shale d’Utica a été rencontré entre 1505 à 1710
mètres de profondeur. De même qu’ici, la société a prélevé trois carottes de 18 mètres du
puits pour analyser les propriétés physiques et chimiques du Shale d’Utica (Gastem Inc,
2008).
18
b) Saint-Augustin No 1
En automne 2008, Junex Inc. a réalisé quelques travaux de forages dans le Shale d’Utica,
à la recherche du gaz naturel, et est parvenue à se soutirer du pétrole en novembre 2009.
Le puits Saint-Augustin No 1 a été creusé entre 450 et 475 m de profondeur. La société
affirme n’avoir puisé que 42 barils (bbl) de pétroles légers et le puits Saint-Augustin No 1
a été fermé juste le 12 novembre 2009 (Labbé, 2009).
c) Saint-François-du-Lac No1
Gastem Inc., a réalisé le forage du puits Saint-François-du-Lac No 1, qui est l’un des
premiers puits forés, spécialement dans le but de tester le potentiel gazier du Shale
d’Utica, entre mai et juin 2007 dans son permis d’exploration 2006-RS-150. C’est un
puits de type vertical et a atteint une profondeur totale de 1 700 mètres. Au cours du
forage, vu la prospectivité de la zone en exploration, du gaz a été rencontré à 472 mètres
de profondeur dans le Shale de Lorraine et le gaz naturel recherché dans le Shale d’Utica
a été localisé sur un intervalle de 1 500 à 1700 mètres de profondeur. Dans ce même
puits, trois carottes de 18 mètres ont été coupé d’Utica, afin d’évaluer les propriétés
physique et chimiques du Shale d’Utica (Gastem Inc., 2008).
19
d) Saint-Édouard
Saint-Édouard No 1, serait le premier puits horizontal qui a ciblé le Shale d’Utica. Le
puits a été complété en janvier 2010 par Talisman Energy Corporation Inc. et son
partenaire Questerre Energy Corporation Inc. sur une longueur horizontale de 1000
mètres. Les taux initiaux de gaz ont été de plus de 12 millions de pieds cubes par jour.
Pendant l’essai, le gaz naturel a coulé à un taux moyen de plus de 6 millions de pieds
cubes par jour et diminue à 5 millions de pieds cubes standard par jour un mois plus tard.
Le puits est soumis à un essai de production prolongé (Questerre Inc., 2010).
Pour avoir un aperçu plus complet des activités de forages réalisées ces dernières années
dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, je vous réfère aux Tableaux 2.2, 2.3 et 2.4
suivants.
20
NOM DU PUITS PERMIS OPERAT
EUR
PROFONDEUR
VERTICALE(TDV)
DÉBUT FIN STATUT
ACTUEL
PROJETÉE RÉELLE JJ/MM/AA
A
JJ/MM/AA
A
Talisman Energy, Saint-
David
No 1
2008FA259
2009CA259
Talisman 2056 m KB/ 1995 m KB 04/122008 04/01/2009 Complete/
Évaluation
Talisman Energy,
Leclercville
No 1
2008FA266
2009CA266
Talisman 2064 m KB/ 2166 m KB 09/01/2009 17/02/2009 Compété/
Évaluation
Talisman Energy, Saint-
Édouard No 1
2008FA267
2009CA267
Talisman 2260 m KB/ 2584 m KB 21/02/2009 10/04/2009 Complété/
Évaluation
Junex, Saint-Grégoire No2 2008FA269 Junex 1485 m KB/ 1619 m KB 03/07/2009 21/11/2009 Suspendu/
Évaluation
Junex Saint-Grégoire No 3 2009FA270 Junex 900 m KB/ 875 m KB 25/02/2009 25/04/2009 Suspendu/
Évaluation
Canbriam, Famham No1 2009FA271 Canbriam 2567 m KB/ 2507 m KB 9/07/2009 12/08/2009 Suspendu/
Évaluation
Junex, Saint-Augustin-de-
Desamaures No1
2008FA257
2009CA257
Junex 620 m KB/ 837 m KB 16/06/2008 05/08/2008 Compété/
Évaluation
Canbriam, Saint-
Hyacinthe
No1
2009FA273
2009CA273
Canbriam 2530 m KB/ 2553 m KB 20/08/2009 17/09/2009 Complété/
Évaluation
Pétrolia, Haldimand No2 2009FC134 Pétrolia 1170 m KB/ 1200 m KB 18/09/2009 15/10/2009 Suspendu/
Évaluation
Pétrolia, TarPoint No1 2009FC135 Pétrolia 2500 m KB/ 2434 m KB 23/10/2009 07/12/2009 Suspendu/
Évaluation
Canbriam, la Présentation
No1
2009FA274
2009CA274
Canbriam 2099 m KB/ 2028 m KB 20/09/2009 08/10/2009 Complété/
Évaluation
Talisman Energy, Saint-
Édouard HZ No 1a
2009FA275
2009CA275
Talisman 3183 m KB/ 3181 m KB 25/09/2009 08/12/2009 Complété/
Évaluation
Intragaz, Pointe-du-Lac
No 8
2009FB306
2009CB306
Intragaz 120 m KB/ 119 m KB 05/10/2009 20/10/2009 Complété/
Évaluation
Abba Québec Ressource,
Mont-Alexandre No1
2009FC136 Abba
Québec
Resources
1200 m KB/ 1625 m KB 02/11/2009 05/12/2009 Abandonné
Talisman Energy, Gentilly
HZ
No. 2
2009FA277 Talisman 2915 m KB/ 13 /12/2009 Forage
Junex, Wotton No. 1 2009FA278 Junex 700 m KB/ Localisation
21
Tableau 2.2 : Rapport d’activités de forages 2009 (Modifié du Ministère des Ressources
naturelles et de la Faune, 2009).
NOM DU PUITS PERMIS OPERATEUR PROFONDEUR
VERTICALE(TDV)
DÉBUT FIN STATUT
ACTUEL
PROJETÉE RÉELLE JJ/MM/AAA JJ/MM/AAA
Talisman Energy,
Leclercville HZ No 1a
2009FA276 Talisman 3096 m KB/ 29/01/2010 Forage
Talisman Energy, Gentilly
HZ No 2
2009FA277 Talisman 2915 m KB /2693 m KB 13/12 /2009
22/01/2010
Suspendu
Évaluation
Junex, Wotton No 1 2009FA278 Junex 700 m KB/ 09/12/2009 Suspendu
Talisman Energy,
Fortierville HZ No 1
2010FA279 Talisman 3439 m KB/ Localisation
Pétrolia, Haldimand No 1 2005FC131
2010MC131
Pétrolia 1409 m KB/ 1436 m KB 05/11/2005 31/03/2006 Complété/
Évaluation
Tableau 2.3 : Rapport d’activités de forages 2010 (Modifié du Ministère des Ressources
naturelles et de la Faune, 2010).
NOM DU PUITS PERMIS OPERATEUR PROFONDEUR
VERTICALE(TDV)
DÉBUT FIN STATUT
ACTUEL
PROJETÉE RÉELLE JJ/MM/AAA JJ/MM/AAA
Junex, Villeroy No 1 2010FA280 Junex 2000 m KB/ 15/06/2010 Suspendu
22
Talisman Energy,
Leclercville No 1
2008FA266
2010MA266
Talisman 2064 m KB /2166 m KB 09/01 /2009 17/02/2009 En cours de
modification
Tableau 2.4 : Rapport d’activités de forages 2011 (Modifié du Ministère des Ressources
naturelles et de la Faune, 2011).
D’un autre côté, il y a quatre ans de cela, la géante canadienne Encana a établie la
question du Shale d’Utica. Elle a estimé un volume récupérable de Shale d’Utica à
24 000 milliards de pieds cubes standard sur un volume présent dans la roche entre 35 et
163 trillions de pieds cubes. D’après Irène Haas, spécialiste texane des shales et qui a
étudié à fond l’exploration du Shale d’Utica au Québec, pense que ce chiffre de 24 000
milliards est maintenant bas (Riverin, 2008). Les analystes de l’Office national de
l’énergie, évaluent la réserve totale du gaz naturel dans le Shale d’Utica d’un taux d’au
moins 120 trillions de pieds cubes (Office national de l’énergie, 2009). Selon des récents
travaux menés par la commission géologique du Canada, elle finie par conclure que le
Shale d’Utica est l’un des meilleurs shales gazéifères prospects du Canada. Marcil et al.
(2010), ont évalué ce potentiel à 114 milliards de pieds cubes par section
(114Bcf/section). Vers la fin 2009, plusieurs rapports des travaux d’explorations dans les
Basses-Terres du Saint-Laurent sont rendus publiques pour divulguer le potentiel gazier
du Shale d’Utica (Tableau 2.5) (Lavoie et al., 2010).
23
Auteur (année) Région Formation OIGP (bcf/section)
Aguilera (1978) Velleroy Utica 5 - 27
Encana (2007) Évaluation régionale Shales Ordoviciens 7 - 99
Forest Oil (2008) Bécancour et Yamaska Utica 93
Talisman Energy (2008) Bécancour et Lotbinière Utica et Lorraine 75 - 350
Questerre (2009) Bécancour et Lotbinière Utica 102 - 220
Junex (2010) Bécancour et North Shore Utica 35- 220
Chan et al. (2010) Villeroy Utica 96
* 1 bcf = 1 milliard de pieds cubes
* 1 Section = 640 acres
* OGIP = Volume du gaz brute en place
Tableaux 2.5 : Évaluation du potentiel en gaz de shales gazéifères (Lavoie et al., 2010).
Étant donné que les travaux du gaz de shale sont encore au stade d’exploration, les
revenus des industries de gaz, ont eu seulement d’impact sur l’économie des localités
dans lesquelles s’exercent les travaux de forages. Les bénéfices sont cités dans l’ordre de
l’achat des équipements, les salaires des employés, les restaurants, stations-service,
camionnage, soudure, etc. Ces activités peuvent être de manières indirectes des
retombées gouvernementales, grâce au payement des impôts et les dépenses qui seront
non négligeable de faire roulé l’économie locale (Mousseau, 2010). Une retombée
24
économique à l’échelle régionale ne sera prônée qu’à l’étape de la production. Où le
gouvernement sera l’un de tout premier à en tirer de bénéfice de manière directe, car il
impose une redevance de 10% de production gazière quotidienne moyenne inférieure à 3
millions de pieds cubes standard par jour. Au-delà de ce volume la redevance grimpe de
12,5% (Riverin, 2008).
25
Chapitre 3. Géologie régionale
Entre le Bouclier et les Appalaches, la province géologique de la Plate-forme du Saint-
Laurent se divise en deux secteurs; (i) les Basses-Terres du St-Laurent (région de
Montréal et Québec) et (ii) la région du Mingan-Anticosti (Bourque, 2004). Cependant
dans notre étude, nous allons nous limiter sur le secteur des Basses-Terres du Saint-
Laurent (Figure 3.1).
26
Figure 3.1 : Carte géologique simplifiée de la région des Basses-Terres du Saint-Laurent
(Modifiée de Globensky, 1987).
Les Basses-Terres du Saint-Laurent s'étendent de chaque côté du fleuve Saint-Laurent
entre Québec et la limite sud de la province du Québec (Béland et Bergeron, 1959). Les
principaux événements géologiques ayant affecté ces roches sédimentaires sont les deux
principales orogénies appalachiennes du Québec, soit les orogénies Taconienne
(Ordovicien supérieur) et Acadienne (Dévonien) ainsi qu’un événement magmatique du
Crétacé associé à la mise en place des intrusions alcalines formant les Collines
Montérégiennes (Eby, 1984; Foland, 1986).
27
À la surface, la géologie des Basses-Terres du Saint-Laurent se résume en un synclinal à
double plongées de direction nord-est sud-ouest, le synclinal de Chambly-Fortierville
(Globensky, 1987). Coincé entre le Bouclier canadien au nord-ouest et la ceinture plissée
des Appalaches au sud-est auquel s’ajoute la mince couverture de séries de plate-forme
très faillés de la région d’Ottawa (Bertrand, 1991).
L'altitude des terrains varie d'environ 30 à 150 mètres au-dessus du niveau de la mer, sauf
aux environs de Montréal certains massifs de roches intrusives s'élèvent à quelques
centaines de pieds au-dessus du niveau général de la plaine (Béland et Bergeron, 1959).
Elles sont constituées de roches pratiquement non déformées, datant dans l’ensemble du
Cambrien au Dévonien. Les Basses-Terres du Saint-Laurent prennent place sur une partie
du socle de Grenville (Figure 3.2).
28
Figure 3.2 : Les Basses-Terres
du Saint-Laurent qui se
reposent sur le Bouclier
Canadien. On note la présence
d’une série de failles normales
à l’intersection inférieure des
deux Plateformes (ATLAS du
QUÉBEC, 2005).
Comme nous la monte cette Figure 3.2, elles sont limitées de province de Grenville par
une série de failles normales. Cette série de failles normales est d’orientation N040 et
N0130, elle est due à l’enfoncement du Bouclier Canadien qui s’est effondré il y a 6
millions d’années (Atlas du Québec, 2001). La limite des Basses-Terres du Saint-Laurent
et des Appalaches est une autre zone de faille appelée « Faille de Logan » ou « Ligne de
Logan » du nom de celui qui, le premier a reconnu cette discontinuité tectonique (Logan,
1863).
Autrefois recouvertes par l’Océan Iapetus, les séquences sédimentaires qui sont déposées
dans le bassin des Basses-Terres du Saint-Laurent peuvent atteindre une puissance de
3000 mètres (Globensky, 1987). Par rapport aux Appalaches dont les ensembles
29
géologiques Cambro-ordoviciens sont allochtones (Figure 3.3), les ensembles des
Basses-Terres du Saint-Laurent sont composés de formations rocheuses sédimentaires
non déformées qui datent du Cambrien à l’Ordovicien. C’est l’autochtone (Bourque,
2004). Entre les domaines autochtone et allochtone, on retrouve une bande de terrains
chevauchés dénommée domaine parautochtone ou zone de failles imbriquées, qui
consiste en des roches de la plate-forme séparées du domaine autochtone et chevauchées
sur celui-ci. En effet les massifs du Parc des Laurentides près du Québec et les massifs
des Adirondacks dans l’État de New-York, protégèrent les Basses-Terres contre les
poussées orogéniques qui, de toute évidence venaient du sud (Béland et Bergeron, 1959).
Les seules roches ignées de la région sont celles de la série des collines montérégiennes,
qui sont des roches ignées intrusives (syénites, diorites et gabbros) d’âge Crétacé.
30
Figure 3.3 : Les ensembles autochtone et parautochtone qui constituent la Plate-forme du
Saint-Laurent ainsi que les allochtones qui composent les Appalaches. Les couches non
déformées de la province géologique de la Plate-forme du St-Laurent (bleu pâle)
reposent en discordance sur les roches métamorphiques vieilles d’un milliard d’années
(1 Ga) de la province de Grenville (violet) du Bouclier précambrien (Bourque, 2004).
Chapitre 4. Stratigraphie
Les formations sédimentaires des Basses-Terres du Saint-Laurent reposent en
discordance sur le socle précambrien avec des séquences sédimentaires qui datent du
Paléozoïque inférieur.
Elles sont disposées en strates horizontales qui ont été légèrement plissées et parfois
faillées lors de la mise en place des Appalaches à l’Ordovicien. Ces roches forment une
séquence sédimentaire complète d’une puissance (épaisseur) de 1500 à 3000 mètres.
Elles représentent un grand cycle complet de transgression-régression qui s’achève à
l’Ordovicien tardif avec la fermeture de l’océan Iapetus et le comblement du bassin (St-
Julien et Hubert, 1975). En effet, les formations de la base du Cambrien et du sommet de
l’Ordovicien supérieur sont d’origine continentale alors que la partie médiane est marine
(Globensky, 1987).
Les unités géologiques rencontrées font partie du groupe de Potsdam d’âge Cambrien et
les groupes de Beekmantown, de Chazy, Black River, Trenton, Utica, Lorraine et
Queenston qui sont d’âge Ordovicien. Elles sont recouvertes de sédiments non
consolidés d’âge Quaternaire (Figure 4.1).
31
Ces formations ont été affectées par des phénomènes géodynamiques qui ont généré entre
autre des failles normales, des structures chevauchantes, des décrochements, formant
ainsi des structures intéressantes pour l’exploration d’hydrocarbures.
Figure 4.1: Succession par ordre
chronologique des ensembles
stratigraphiques du bassin
sédimentaire des Basses-Terres du
Saint-Laurent (Béland et Morin,
2000).
4.1. Groupe de Potsdam
Ce groupe est composé d’un ensemble de conglomérat et de grès qui se reposent en
discordance sur le socle précambrien. Il est subdivisé en deux formations; (i) celle de
Covey Hill à sa base et (ii) la Formation de Cairnside au sommet.
32
33
4.1.1. Formation de Covey Hill
On croit que l’âge de la Formation de Covey Hill s’étend du Précambrien supérieur au
Cambrien inférieur (Globensky, 1987). Elle repose en discordance sur le socle
grenvillien. Cette formation est composée de grès feldspathiques de couleur rougeâtre,
conglomératique vers la base (Clark, 1972). Le litage est irrégulier verticalement et
horizontalement; le granoclassement est pauvre; la cimentation légère à dense, donnant
ainsi des variations de porosité et de perméabilité. La puissance de la Formation de
Covey Hill est d’environ 518 m (Figure 4.2).
Figure 4.2 : Grès feldspathique à grain grossier et conglomératique de la Formation de
Covey Hill. (Les photos ont été prises à l’Île Perrot sur le boulevard Don Quichotte)
(Perreault, 2007).
34
4.1.2. Formation de Cairnside
Cette formation est composée d’un grès quartzitique bien trié, bien cimenté et à grain
moyen arrondi dont la dimension varie de 0,1 à 0,4 mm (Globensky, 1987). Cette
formation de Cairnside est moins épaisse que la Formation de Covey Hill et sa puissance
est généralement moins de 244 m (Figure 4.3). Au Québec l’âge de Cairnside est du
Cambrien supérieur.
Figure 4.3 : Formation de Cairnside en grès quartzitique laminé blanc provenant des
environs du barrage des Cèdres dans la région de Vaudreuil (Perreault, 2007).
35
4.2. Groupe de Beekmantown
Ce groupe se compose de mince niveau de grès à la base, surmonté de variété des
dolomies. Dans la partie supérieure, du calcaire fossilifère gris formé avec des lits des
shales reposent sur les dolomies. Ce groupe se subdivise en deux formations : à la base la
Formation de Theresa et au sommet la Formation de Beauharnois.
4.2.1. Formation de Theresa
La Formation de Theresa est formée de grès quartzitique, de grès dolomitique et de
dolomie d’origine marine. Cette interstratification se fait soit en mince interlits (Figure
4.4) soit en bancs. L’épaisseur de la formation est de 153 m (Globensky, 1987). Au
Québec la Formation de Theresa serait d’âge Ordovicien inférieur.
36
Figure 4.4 : Formation de Theresa. Banc de grès quartzitique surmonté de dolomie
brunâtre au barrage de Mercier à Rigaud (Perreault, 2007).
4.2.2. Formation de Beauharnois
Cette formation est composée des lits variant d’une dolomie sableuse à des grès
dolomitiques (Clark, 1972). Dolomie de couleur grise en surface fraîche mais s’altère en
une couleur beige, les grains de sables sont toujours arrondis et dépolis et la plupart sont
gros, jusqu’à 5 mm de diamètres (Clark, 1972). Vers le sommet de la formation on
rencontre du shale dolomitique et à certains niveaux de la formation on rencontre aussi
des cavités contenant de calcite blanche, brune ou rose, des évaporites telles que le gypse
37
et l’halite (Globensky, 1987). La puissance de cette formation est de 305 m. La formation
de Beauharnois est d’âge Ordovicien inférieur.
4.3. Groupe de Black-River
Le groupe de Black-River repose sur les roches du groupe de Chazy, avec une épaisseur
maximale de 30 mètres environ et est composé de dolomie de grès interstratifié à la base
et de différents types de calcaires. Le groupe de Black-River représente le début d’un
nouveau cycle transgressif (Globensky, 1987). De la base au sommet il est formé de trois
Formations à savoir le Pamelia, le Lowville et Leray.
4.3.1. Formation de Pamelia
La Formation de Pamelia consiste presqu’entièrement de dolomie dense, à grain très fin,
à couleur d’altération beige et contient de petite quantité de matériaux gréseux, argileux
et calcareux. Elle correspond à une phase régressive de la mer de Chazy (Clark, 1972).
38
4.3.2. La Formation de Lowville
Elle est composée de divers types de calcaires dont le dominant est la calcilutite (roche
sédimentaire formée d'éléments calcaires de la classe des lutites, le constituant principal
est la calcite de formule CaCO3) de couleur pâle (Figure 4.5). De calcaires oolitiques,
micritiques, pelletoidaux, à grain fin, dont la puissance n’excède pas 15 cm (Globensky,
1987).
Figure 4.5 : Calcilutite de la Formation de Lowville. Cette photo a été prise au parc de
Moulin Fisk à Crabtree (Perreault, 2007).
39
4.3.3. Formation de Leray
La Formation de Leray comprend en grande partie, de calcaire noir, à grain fin, et à litage
épais (Clark et al., 1979). Il marque le début d’une submergence totale du continent à
l’Ordovicien moyen. (Figure 4.6).
Figure 4.6 : Calcaire de Formation de Leray. Cette photo a été prise à Crabtree
(Perreault, 2007).
40
4.4. Groupe de Trenton
Le groupe de Trenton est composé de variété de calcaires, de calcaire argileux en
générale très fossilifère et du shale au sommet. A la base du groupe on note la présence
du calcaire cristallin jusqu’à 3 m. L’épaisseur du groupe peut atteindre 250 m dans la
région de l’Épiphanie aux environs de Montréal. Ce groupe se subdivise en plusieurs
formations et de membres (voire Globensky, 1987).
4.5. Shale d’Utica
Le Shale d’Utica appelé auparavant Formation de Lachine, consiste en shale noir typique,
par endroits calcareux, bitumineux et contenant dans la partie inférieure une douzaine de
lits minces de dolomie à couleur d’altération brune. C’est le seul groupe indicateur d’une
origine en eau profonde (Clark et al., 1979). Le Shale d’Utica a une puissance d’environ
120 m (Globensky, 1987) mais cette puissance augmente vers le Lac Champlain où une
épaisseur de 610 m a été mesurée (Figure 4.7). Depuis la découverte des gisements
classiques dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, le Shale d’Utica a été connu comme
étant une source d’hydrocarbure (Ryder et al., 1998). Nous vous convions au chapitre 5
41
pour une description plus détaillée au sujet du potentiel de ce groupe d’Utica qui,
aujourd’hui avec l’invention des nouvelles techniques de fracturation du roc, semble être
un cite très prometteur en hydrocarbure dans les Basses-Terres du Saint-Laurent.
Le Shale d’Utica des Basses-Terres est d’âge Utica supérieur, tandis qu’au sud d’Iberville
on rencontre du Shale d’ Utica d’âge Utica moyen (Riva, 1969).
Figure 4.7: Interlits de calcaire micritique dans les shales noirs à brun foncés de l’Utica
inférieur. Près de Donnacona, Québec (OFFICE NATIONAL D’ÉNERGIE, 2009).
42
4.6. Groupe de Lorraine
Ce groupe est le plus épais et le plus répandu des Basses-Terres du Saint-Laurent. Il est
composé du shale gris, de grès, de siltstone et de calcaire. Son contenu en carbonate est
de plus en plus important vers le sommet (Globensky, 1987). Ce groupe se subdivise par
la Formation de Nicolet et la Formation de Pontgravé. Son contenu en matière organique
lui confère la propriété d’une roche mère source d’hydrocarbure. Dans le chapitre 5, nous
allons voir une description plus exhaustive de ce groupe dans l’optique d’évaluer son
potentiel en hydrocarbure.
4.6.1. Formation de Nicolet
Cette formation se compose principalement de shale gris, de grès à grain fin, de siltstone
et de calcaire gréseux. Les grès sont souvent en lits minces lenticulaires et discontinus. Il
existe une controverse au sujet de l’origine de cette formation. Selon Beaulieu et al.
(1980), il s’agit d’un flysch typique et selon Belt et al. (1979) et Belt & Bussières (1981),
il s’agit d’un faciès pro deltaïque. Je pense également qu’il s’agit d’un faciès pro
deltaïque. La grande épaisseur de l’ensemble du groupe de Lorraine associée au fait que
les sédiments sont très minces et cette grande teneur en matière organique, sont des
43
caractères typiques d’un faciès pro deltaïque. Par contraste aux grès de cette formation
qui se présentent en lits minces, en lentilles et même discontinus, les grès constitutifs des
flyschs apparaissent généralement sous forme des bancs.
4.6.2. Formation de Pontgravé
Cette formation est la suite de la formation de Nicolet et se distingue par l’abondance de
lits de calcaire et de grès calcareux. Elle est marquée par une répétition de trois termes
lithologique avec des calcaires coquinoidaux à la base. Cette formation est reconnue
comme étant la plus fossilifère dans les Basses-Terres du Saint-Laurent (Globensky,
1987).
4.7. Le Groupe de Queenston
Le Groupe de Queenston ne comprend qu’une seule formation, celle de Bécancour.
44
4.7.1. Formation de Bécancour
Cette formation est composée principalement de shale rouge, de grès, de siltstone ainsi
qu’une abondance de gypse, représentée par des moules de cristaux atteignant 6 mm de
diamètres. Cette formation a une épaisseur d’au moins 610 m (Clark, 1972). A sa base on
rencontre le membre de Carmel (Globensky, 1987), qui est composé de shale non
calcareux et est marqué par une série de clivages qui se recoupent dans tous les sens.
Actuellement la Formation de Bécancour est associée à une molasse (formation des
roches sédimentaires détritiques se formant pendant l’orogénèse et qui s’accumulent dans
des bassins proches d’une chaîne de montagne).
45
Chapitre 5. L’exploration des hydrocarbures
5.1. Les roches mères
On appelle roche mère une roche fine qui, ayant accumulé de la matière organique, est
susceptible de générer des hydrocarbures (Preat, 2007). La matière organique insoluble
de la roche mère est nommée kérogène (Deniau, 2002). Des roches-mères caradociennes
appartenant au Groupe de l’Utica, sont trouvées sur la partie sud-est du Bouclier
canadien, dans la partie sud-ouest des Basses-Terres du Saint-Laurent jusqu’au bassin de
l’île d’Anticosti (Bertrand, 1991). Selon Globensky (1972), les indices de gaz naturels
trouvés dans les dépôts non consolidés trouvent leur source dans l'Utica, le Lorraine ou
encore dans le Trenton. Ainsi, Ryder et al. (1998) considèrent l'Utica comme étant la
roche mère du gaz et du pétrole trouvé dans des roches réservoirs cambriennes et
ordoviciennes des Basses-Terres du Saint-Laurent. Ces roches mères deviennent
légèrement plus jeunes en direction du Bouclier (Bertrand, 1991). Par contre les argiles et
les siltstones qui les recouvrent sont remplacés par des calcaires. Le kérogène de ces
roches mères est constitué de matière organique amorphe fait de bitume solide et contient
une petite proportion de zooclastes (Graptolites et Chitinozoaires). Ce kérogène est
46
souvent trop mature pour avoir préservé la structure originale de ses constituants, sauf
celle des Graptolites et des Chitinozoaires. Dans le cas contraire, on observe des colonies
algaires et des tasmanites fluorescentes à la lumière ultraviolette (Bertrand, 1991). Les
valeurs de carbone organique total (COT) élevées allant de presque 1,0 à 3,0 wt% et un
indice d’hydrogène (HI) jusqu’à 294 confèrent aux Shales de l’Utica un grand potentiel
gazéifère (Thériault, 2009). Dans la Plate-forme du Saint-Laurent, le Shale de l’Utica est
nettement équivalent avec la formation de l’Ordovicien supérieur Macasty, considérée
comme étant la roche mère sur l’Île d’Anticosti (COT : allant jusqu’à 5% et HI à 260) et
aussi à la formation de l’Ordovicien supérieur Pointe-Bleu (COT : jusqu’à 15% et HI à
633) au Lac St-Jean (Figure 5.1). D’autres roches mères sont trouvées dans la partie
supérieure du Trenton et le shale de la base du Groupe de Lorraine (Lavoie et al., 2008)
mais avec un potentiel plus faible.
47
Figure 5.1 : Des roches d’Ordovicien, considérées comme roches mères à grand potentiel
d’hydrocarbures dans la Plate-forme du Saint-Laurent (Lavoie, 2008).
Selon Bertrand (1991), en fonction de la teneur en carbone et de la maturité thermique
(voir plus bas) atteint par ces roches mères, il s’est produit une variation des phases
d’hydrocarbures : qu’il soit du liquide (pétrole) ou du gaz. Ces résultats ont été confirmés
par les travaux de Bertrand et Lavoie (2006) présentés sous forme d’un diagramme
(Figure 5.2).
48
Figure 5.2 : Diagramme montrant une ségrégation des principales roches mères dans la
Plate-forme du Saint-Laurent, selon quelles renferment du gaz ou de l’huile en fonction
de leur teneur en COT (Bertrand et Lavoie, 2006).
Les formations de Pointe Bleue (Lac Saint-Jean) et de Macasty (Migan Anticosti) se
trouvent dans le domaine de l’huile (Figure 5.2). Ceci est en rapport avec leur maturité
thermique modérée et une quantité considérable en carbone organique total qu’elles
renferment. Par sa maturité thermique variante selon les endroits, le Shale d’Utica
(Basses-Terres du Saint-Laurent) est la seule formation dans la Plate-forme du Saint-
Laurent à avoir recélé à la fois de l’huile et du gaz. Autour de 1% de COT et de 1,5% de
COT, il peut contenir de l’huile mais il montre un excellent potentiel en gaz.
49
5.2. Concept d’exploration ou type de Play˝
5.2.1. Réservoir de Pointe-du-Lac
Le gisement de Pointe-du-Lac, situé sur la rive-nord du lac Saint-Pierre, a été découvert
au milieu du XXe siècle. Le réservoir est constitué d’un sable non consolidé mise en
place après l’avant-dernière période glaciaire, il y a environ 120 000 ans (Parks, 1930). Il
est situé entre 60 et 120 mètres de profondeur avec une épaisseur variante de quelques
mètres à quelques dizaines de mètres, sur 3 km de long et 1 km de large. La structure est
causée par la présence d’un haut structural au niveau des formations géologiques du socle
rocheux sur lequel s’est déposé un sable d’origine fluvio-glaciaire surmonté d’une argile
imperméable qui sert de roche couverture. La porosité et la perméabilité élevées font que
le stockage est excellent pour le service de pointe. « Le gaz est d’origine mixte
(biogénique et thermogénique) (Lavoie, 2009). Le gisement est converti en réservoir
souterrain ».
50
5.2.2. Réservoir de Saint-Flavien
Le gisement de gaz naturel de Saint-Flavien a été localisé en 1972 par les travaux
d’exploration de Shell Canada et de la Société québécoise d’initiatives pétrolières
(SOQUIP) et est situé à une quarantaine de kilomètres au sud-ouest de la ville de Québec.
Le réservoir se trouve à une profondeur d’environ 1500 m (Intragaz, 2009) dans la
dolomie du groupe de Beekmantown d’âge Ordovicien, recouverte de carbonate non
poreux qui sert de couverture. C’est une dolomie dense avec une porosité intercristalline
et vacuolaire variant de 3 % à près de 15 %. Le piège, de nature structurale, consiste en
un anticlinal du style «Roll-Over» formé par l’écaille allochtone de Saint-Flavien qui
s’est mise en place tectoniquement par une série de failles de chevauchement lors de la
fermeture de l’océan Iapétus (orogenèse taconique) (Béland et Morin, 2000). Cet
événement tectonique a développé un système de failles mineures dans la séquence
allochtone et un réseau complexe de fractures à l’intérieur du réservoir. La fracturation
des horizons compétents et la présence de failles ont probablement conditionné la
circulation des fluides hydrothermaux et par le fait même, la distribution des propriétés
pétrophysiques adéquates à la formation de réservoirs d’hydrocarbures (Béland et Morin,
2000).
51
5.2.3. Calcaire de Trenton et de Black-River
Le concept des dolomies hydrothermales pour l’exploration de la plate-forme du Saint-
Laurent est dérivé du modèle de dolomitisation hydrothermale (HTD) qui est avéré un
succès dans les roches du même âge dans l’est des États-Unis (par exemple Albion-
Scipio dans le bassin de Michigan, ou Fingers Lake dans le bassin des Appalaches de
New-York) (Smith, 2006). Les réservoirs de dolomie hydrothermaux forment un vaste
domaine et sont présents à des différentes périodes géologiques, mais cependant un
composant de HTD structurellement contrôlé du Permien-Trias et Jurassique-Crétacé
dans la région de Golfe arabe, est maintenant reconnu dans le plus grand gisement de
pétrole du monde (Ghawar, Arabie Saoudite) (Davies et Smith, 2006).
Ce concept des dolomies hydrothermales a été récemment développé au Québec dans les
calcaires du Trenton et de Black-River. Le développement des gisements est très
étroitement lié à des phénomènes structuraux et diagénétiques. En effet, ils se situent
toujours le long de failles d’extension (Figure 5.3) ayant été actives lors de l’Orogénie
taconique (Ordovicien), donc peu de temps après la déposition des Groupes de Black-
River et de Trenton (Laliberté, 2003).
52
Figure 5.3 : Le modèle de dolomitisation hydrothermale (Tedesco, 1994).
Ces failles ont joué un rôle crucial en facilitant la migration de fluides à haute
température et à haute pression. Naturellement les calcaires sont de basses porosités car
les pores ont un faible degré de connectivité. Mais les calcaires du Groupe de Trenton
sont localement fracturés bien que l’intérêt actuel réside dans la présence de potentielle
de dolomies hydrothermales dans cette unité (Lavoie et al., 2008). Or ces fluides ont
encore fracturé les calcaires du Black River et du Trenton, lessivé les calcaires (voire
figure ci-dessus) en dissolvant les calcites au profit d’une précipitation de dolomites, ceci
entraine la formation de dolomie avec une porosité secondaire et brèchique qui a permis
53
aux hydrocarbures de s’y accumuler (Laliberté, 2003). Partant de concept, Smith (2006) a
proposé un modèle pour les réservoirs trouvés dans les calcaires du Trenton et de Black-
River (Figure 5.4). IL propose que les fluides aient circulé horizontalement dans le grès
de Potsdam et ont ensuite accédé aux réservoirs calcareux lors de mouvements de failles
enracinées dans le socle grenvillien et réactivées lors de la sédimentation paléozoïque.
Une couche imperméable argileuse du Trenton empêcha ensuite la migration du fluide
vers la surface, permettant ainsi la dolomitisation du calcaire sous-jacent. Avec la
déposition de l'Utica, de nouvelles failles synsédimentaires se sont développées,
permettant l'arrivée de nouveaux fluides hydrothermaux qui développèrent la porosité du
réservoir. Smith (2006) considère que la migration d'hydrocarbures à leur position
actuelle se serait produite vers la fin du Paléozoïque (Béland Otis, 2009), mais cependant
il n’y a pas de données sur l’âge absolu des migrations d’hydrocarbures (Lavoie et al.,
2008).
54
Figure 5.4 : Schéma présentant le modèle présenté par Smith permettant d'expliquer la
dolomitisation des calcaires du Nord-est des États-Unis (Smith, 2006).
55
5.2.4. Shales de l’Utica et de Lorraine
5.2.4.1. Définition et mise en contexte des shales gazéifères
À la surface et au sous-sol, le long du fleuve St-Laurent et vers le sud dans les États-Unis,
les shales noirs constituent des roches riches en hydrocarbure. L’exploration pétrolière et
gazière a traditionnellement mis l’accent sur des calcaires et des grès à perméabilité
élevée connus sous le nom de gisement conventionnels. Le shale gazéifère est l’un de
certains nombre de sources de gaz naturel « non-conventionnelles », d’autres sources
« non-conventionnelles » de gaz naturel existes, à savoir : le méthane de gisements
houillers, grès étanches et les hydrates de méthanes (Jarvie, 2008).
La production gazière à partir de la séquence sédimentaire des shales a connu une
croissance spectaculaire aux États-Unis ces dernières années notamment dans les shales
gazéifères du Barnett qui sont les plus prolifiques à ce jour. Ces shales gazéifères du
Barnett et d’Utica présentent des caractéristiques minéralogiques différentes. Ainsi ils ont
des comportements différents face à la fracturation hydraulique. Le tableau suivant
(Tableau, 5.1) montre une comparaison physico-chimique entre le Shale du Barnett et le
Shale d’Utica.
56
Tableau 5.1 : Tableau récapitulatif comparant les caractéristiques physiques et chimiques
des shales d’Utica et du Barnett (Jarvie et al, 2007).
Le shale gazéifère est devenu une source énergétique de plus en plus importante à travers
le monde, car l’intérêt vu aux États-Unis s’est étendu à des shales potentiels de gaz en
Europe, en Asie, en Australie et au Canada (Mousseau, 2010). Le gaz naturel dans les
shales provient de la dégradation du kérogène présent dans le shale, donc le shale est à la
fois la roche mère et la roche réservoir. Comme le gaz dans le shale est présent en une
faible concentration dans un énorme volume de roche à faible degrés de connectivité
entre les pores, par conséquent de faible perméabilité, alors leur exploitation était difficile
par les techniques traditionnelles de production gazière. Aujourd’hui on extrait du gaz
avec l’invention d’une nouvelle technique de fracturation du roc. Il consiste à injecter du
fluide hétérogène à haute pression (obtenu par un mélange à 99,5% de l’eau et du sable et
57
0,5% des additifs) dans la roche pour que la pression fracture la roche et crée un réseau
de fracture qui sera connecté aux pores de la roche (porosité artificielle de drainage) et
libère ainsi du gaz dans le puits.
Au Canada diverses régions (Figure 5.5.a, 5.5.b, 5.5.c et 5.5.d) pourraient receler un
potentiel important de production du gaz de shale : c’est le cas des zones traditionnelles
de production de gaz classique que sont l’Alberta, la Colombie-Britannique et la
Saskatchewan, mais aussi des zones non traditionnelles comme le Québec, la Nouvelle-
Écosse, les Territoires nord-ouest, Yukon, Nunavut et le Nouveau-Brunswick (Hamblin,
2006). Sur les figures suivantes, les zones de présence des shales gazéifères de chaque
province sont indiquées par des courbes colorées.
58
Figure 5.5.a : Possibilités de présence des shales gazéifères, au Canada Atlantic, au
Québec, en Ontario et à la marge d’Hudson (Hamblin, 2006).
59
Figure 5.5.b : Possiblités d’existence des shales gazéifêres dans l’ouest Canada (Plate-
forme du Paléo-mésosoïque à marge passive) (Hamblin, 2006).
60
Figure 5.5.c : Présence possible des shales gazéifères dans l’ouest Canada (Bassin
Mésozoïque d’avant-pays) (Hamblin, 2006).
61
Figure 5.5.d : Shales gazéifères dans le Cordillère, les Territoires du nord-ouest et
l’archipel Arctique (Hamblin, 2006).
62
Au Québec, dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, les principales sources de gaz
naturel sont les shales d’Utica et de Lorraine qui sont très différents par leur minéralogie
(Figure, 5.6), shale calcareux versus shale argileux et siliceux (Thériault, 2009).
Figure 5.6 : Diagramme de caractérisation minéralogique des groupes de Trenton, Utica
et Lorraine en fonction de leur teneur en silice, calcite et en argile (Modifiée de
Thériault, 2009).
63
Le Groupe de Lorraine est situé immédiatement au dessus du Groupe d’Utica. Sur le
diagramme ci-dessus, il se trouve quasiment sur la ligne argile-silice, dans un intervalle
de [50 à 70%] de silices et est faiblement calcareux [0 à 30%] de calcites. Il consiste en
un shale argileux. C’est le groupe le plus épais et le plus répandu des Basses-Terres du
Saint-Laurent. Il est de 5 à 6 fois plus épais que l’Utica (Riverin, 2008). Ce groupe est
reconnu comme étant le plus fossilifère dans les Basses-Terres du Saint-Laurent
(Globensky, 1987).
Cependant le Groupe d’Utica offre la meilleure perspective. Sur le diagramme, il est
concentré au pôle calcite, c’est un shale calcareux. Sa teneur en calcite varie de [60 à
90%] et pauvre en argile [10 à 40%]. Le diagramme montre qu’il peut renfermer parfois
près de 50% de silices.
5.2.4.2. Distribution du Shale d’Utica
Au Québec, le Shale d’Utica se retrouve principalement dans la vallée du Saint-Laurent
entre la ville de Montréal et celle du Québec et occupe en surface comme en sous-surface
une superficie approximative de près de 10 000 kilomètres carrés (Ministère des
Ressources naturelles et de la Faune, 2010). Il s’étend jusqu’à l’État de New York, pour
64
couvrir ainsi une superficie totale d’environ 29 000 km2 (Ministère du Développement
durable Environnement et Parcs, 2002).
Le Shale d’Utica note une épaisseur en moyenne de 150 m, celle-ci varie d’environ 100
m le long du fleuve St-Laurent, de 200 à 300 m à l’est de la faille de Yamaska et atteint
jusqu’à 750 m dans le secteur du Lac Champlain (Thériault, 2008). Dans le sud du
Québec, la transition entre le Trenton et l’Utica est soit progressive (par exemple dans la
région de Québec) ou brusque (par exemple dans la région de Montréal) (Riva, 1969); la
limite entre les deux unités correspond à l’intervalle où le shale domine la section de cette
formation. La profondeur du groupe d’Utica est également variable selon les endroits : 1
km le long de la faille de Yamaska et 2,5 km le long de la ligne de Logan (Thériault,
2008) (voir Figure 5.7), elle est en moyenne de 2 km.
65
Figure 5.7 : La variation de la profondeur au toit du Shale d’Utica dans les Basses-
Terres du Saint-Laurent (Modifié de Thériault, 2009).
5.2.4.3. Potentiel roche mère du Shale d’Utica
Le Shale d’Utica contient du kérogène de type (2) et une petite quantité de type (1)
(Bertrand, 1991). Le carbone organique total (COT) peut avoir des valeurs allant de 1,0 à
3,0 % et l’indice d’hydrogène (la teneur en hydrogène) (HI) jusqu’à 294 (Lavoie et al.,
66
2008), ainsi qu’une réflectance de la vitrinite qui va de 1% dans le nord (sus-jacent du
Bouclier canadien) à 4% dans les zones adjacentes du sud de la ceinture de
chevauchement taconique (Bertrand, 1991). De part plusieurs analyses, parmi lesquelles
la pétrographie de la matière organique et l’analyse par Rock Eval®, les résultats ont bien
montré que le Shale d’Utica de l’Ordovicien supérieur, a bien un potentiel pour le gaz
naturel (Bertrand, 1991). La présence du gaz thermogénique dans le réservoir quaternaire
de Pointe-du-Lac indique également que le Shale d’Utica a encore localement un certains
potentiel à produire du gaz (Saint-Antoine et Héroux, 1993). Ces hydrocarbures ont
commencé à être produits au début de l’Ordovicien tardif, lors de l’orogenèse taconienne
(Chi et al., 2000).
Le shale est une roche sédimentaire qui s’est à l’origine déposée sous forme de boue, se
compose généralement d’argile, de silice, de carbonate (calcite ou la dolomie) et de la
matière organique constitué d’algues (pour le Shale d’Utica l’algue est le Tasmanitides
(Bertrand, 1991), celle-ci définie le type du kérogène), de la matière végétale ou du
plancton (Blatt et Tracy, 2000). La boue s’est déposée en eau profondes et tranquilles,
comme dans de grands lacs, des mers ou des océans (Office national de l’énergie, 2009).
Par opposition aux gisements conventionnels qui sont poreux et perméables, le shale est
reconnu comme étant un gisement non-conventionnel du faite qu’il est dense, peu poreux
et à faible perméabilité; il est formé sous l’action de chaleur et de pression sur l’argile au
fil des époques géologiques. Ils se présentent sous la forme d’accumulations continues de
gaz naturel réparties sur de larges volumes rocheux s’étendant à une échelle régionale
plutôt que d’être concentré dans des endroits précis comme dans le cas des gisements
67
conventionnels (Aguilera, 2010). Le gaz naturel du shale est en faite le même que celui
du gaz dans les réservoirs classiques (conventionnels), seulement il n’a pas pu migrer
hors de la roche source, car il est pris au piège par la perméabilité extrêmement faible de
la roche source.
Des centaines, des milliers et de milliards de mètres cubes de gaz naturels peuvent être
stockés par les shales sur des centaines voire des milliers de kilomètres carrés. Un
gisement de shale peut être plus prolifique qu’un gisement conventionnel, l’exemple le
plus pertinent est celui du Shale de Barnett, où un puits produit en moyenne entre
3 001 746 pieds cubes et 4 944 053 pieds cubes de gaz par jour au départ, alors qu’un
puits de gaz naturel classique au Canada foré et mis en production en 2007 avait en
moyenne une production au départ de 201 293 pieds cubes de gaz par jour (Office
national de l’énergie, 2009) .
Il existe deux mécanismes distincts de stockage du gaz dans le shale (Jarvie et al., 2007) :
• Gaz adsorbé : Le gaz est fixé à la surface des ions ou des molécules. La portion de gaz
adsorbée varie entre 20% (Barnett Shale) et 85% (Lewis Shale)
• Gaz libre : Ce gaz est contenu dans la porosité de la matrice (couches de silt ou de grès
interlitées dans le shale) et dans le réseau naturel de fractures.
68
5.3. Maturité thermique
Les importantes variations d’épaisseurs de strates, la dispersion de la réflectance de
matière organique et associés aux faits que l’on trouve des gisements de gaz dans l’est
des Basses-Terres du Saint-Laurent ainsi que des indices d’huiles et du gaz mais pas de
gisement dans l’île d’Anticosti, soulève l’intérêt d’évaluation de la maturité thermique
dans la Plate-forme du Saint-Laurent (Bertrand, 1991).
La matière organique échantillonnée dans 15 puits et 102 affleurements de roches
cambro-ordoviciennes des Basses-Terres du Saint-Laurent, est constituée de zooclastes
(Chitinozoaires, Graptolites et des Scolécodontes) et du Pyrobitume (Héroux et Bertrand,
1991).
Une étude faite par Bertrand (1991) sur la pétrographie de la matière organique, la
réflectance des zooclastes et des bitumes solides en vue d'évaluer la maturation thermique
des roches mères dans le bassin des Basses-Terres du Saint-Laurent, montre qu’à partir
d’environ 50 kilomètres à l’ouest de la ville de Québec, la réflectance standarisée à celle
de la vitrinite (mesure de la maturité thermique) croit à la fois dans la direction nord-est
et sud-ouest. Les valeurs minimales sont autour de 1,2 %. En direction nord-est au niveau
des Chutes Montmorency elle augmente à 1,5%. En direction sud-ouest entre Montréal et
Québec elle atteint 1,7%. Entre Montréal et Ottawa des valeurs de 2,3 à 2,9% sont
enregistrées.
69
La maturité thermique telle qu’interprétée à partir des données de Rock-Eval® sur un
nombre de 2032 résultats d’analyses de géochimie organique, est de faible à l’ouest de la
faille de Yamaska et de modérée à élevée à l’est cette faille (Thériault, 2008), (Figure
5.8). Les valeurs des paramètres utilisés pour ces analyses sont données en pourcentage.
Les terminologies utilisées pour lire les digrammes suivants sont :
- Indice de Rock-Eval (IRE) : Permet de terminer la maturité thermique en analysant la
pyrolyse de la matière organique. Les valeurs élevées correspondent une maturité
élevée.
- Indice d’hydrogène (IH) : Paramètre indiquant la teneur en hydrogène. La faible valeur
de IH exprime une faible maturité thermique par conséquent il y a plus de gaz adsorbé
que de gaz libre.
- Carbone organique total (COT) fait allusion au taux de carbone dans la roche. Ce taux
est une combinaison des carbones d’hydrocarbure (pétrole et ou gaz), des cabones du
kérogène et des carbones inertes. Il évolue en sens inverse de la maturité thermique.
- Les hydrocarbures libres sont représentés par S1 et le kérogène non transformé en
hydrocarbure par S2. L’idéal c’est d’avoir une valeur en S1 la grande que possible. Cela
signie qu’il y a eu une plus grande transformation possible de S2 en hydrocarbure.
- Indice de production (IP) est la proportion de S1 par rapport à S1 et S2.
70
(a)
Utica inférieur indice Rock-Eval
IRE = COT – IH +IP
où IP = Indice de Production = S1 / (S1+S2)
(b)
Utica supérieur Indice Rock-Eval
IRE = COT – IH +IP
71
(c)
Lorraine indice Rock-Eval
IRE = COT – IH +IP
Figure 5.8 : Sens de l’évolution de la maturité thermique dans les Basses-Terres du Saint-
Laurent. Selon les colorations, le rouge et le violet indiquent une maturité thermique
élevée (Elles sont de préférence vers l’ouest et le sud du bassin). Par contre le bleu et le
vert sont des indicateurs de faible maturité thermique (sont plus visible au nord et à
l’ouest du bassin) (Nouvelle interprétation du Thériault, 2008).
Dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, l’enfouissement tectonique ou stratigraphique
du Shale d’Utica en fonction de la proximité de l’orogénie taconienne, contrôle la
maturation thermique (Sikander et Pitton, 1978). Le Shale d’Utica comprend des sections
profondes et des sections peu profondes qui renferment un potentiel pour le gaz naturel
thermogénique et biogéniques respectivement (Office national d’énergie, 2009). Les
72
systèmes thermogéniques produisent souvent des liquides de gaz naturel appelés
condensats (hydrocarbures plus lourds que le méthane qui sont le propane, le butane et le
pentane) à forts débits en plus du méthane, alors que les systèmes biogéniques produisent
uniquement du méthane à faible débit. Divers domaines de maturation sont proposés
(Figure 5.9). Le Shale d’Utica est dans la partie supérieure de la zone de condensat dans
le secteur nord de la Plate-forme du Saint-Laurent, ailleurs le Groupe d’Utica est dans la
zone de condensat de gaz sec. Un saut de maturation important est à noter au front
structural des Appalaches (Lavoie et al., 2008). La région de Québec est le secteur le
moins mature (Bertrand, 1991). L’étude de certains puits montre que la maturation
thermique dans la région des Basses-Terres du Saint-Laurent est corrélée positivement
avec la profondeur (Thériault, 2008).
73
Figure 5.9 : Maturation thermique en surface de la Plate-forme du Saint-Laurent. Nous
avons une maturation thermique plus importante vers le sud-est de la Plate-forme.
(Lavoie et al., 2009).
Selon St-Antoine et Héroux (1993), à St-Flavien 24 échantillons de retailles de forage
pétrolier ont été prélevés afin d’examiner la pétrographique de la matière organique et le
pouvoir réflecteur (Rh) pour but de mesurer la maturation thermique atteint par la roche
74
réservoir afin de la comparer avec celle suggérée par la composition isotopique du gaz
qu’il renferme.
Suite à des analyses faites au laboratoire, sur la composition isotopique expérimentale et
une interprétation faite selon les diagrammes de Schoell (1980, 1983). Nous avons :
À Yamachiche, la composition isotopique du méthane suggère un gaz biogénique
donc immature,
À St-Flavien, la composition isotopique du méthane suggère une origine
thermogénique du gaz, donc formé à un stade mature avancé. Ce qui est justifié
par la présence du gaz humide. Les textures optiques du kérogène ont montré que
la matière organique a été soumise à des températures telles que le gaz n’aurait pu
être conservé. Le gaz contenu dans les dolomies du Beekmantown est
thermogénique et sa migration est postérieure au maximum thermique.
Dans la région de Pointe-du-Lac, les diagrammes de caractérisations favorisent
une origine mixte du gaz. La présence des failles dans la série cambro-
ordovicienne sous le réservoir de Pointe-du-Lac peut constituer un accès pour la
migration du gaz thermogénique (mature). Les mesures du pouvoir réflecteur (Rh)
montrent que le stade de formation du gaz thermique a été atteint sans être
dépassé. La tendance biogénique de ces gaz peut s’expliquer par un apport
modeste de gaz thermogénique en provenance des séries Cambro-ordoviciennes
(St-Antoine et Héroux, 1993).
En ce qui concerne la maturation thermique, deux hypothèses ont été avancées. Une
maturation thermique post-taconienne, dont les séries les plus évoluées sont préservées
75
plus au sud, dans le syclinorium de Connecticut Valley-Gaspé. Une autre maturation
thermique localement avancée dans la région de Montréal liée à une activité
hydrothermale (185-250 ˚C) et un métamorphisme de contact des instrusions alcalines
(600 ˚C) d’âge crétacé produisant les collines montérégiennes (Héroux et Bertrand,
1991).
5.4. La sismique
Au Québec, et un peu partout dans le monde, les premiers forages étaient moins profonds
et se révélaient très souvent négatifs. Parce qu’à cette époque, les puits étaient implantés
sans réels support géoscientifiques. Aujourd’hui avec l’avènement de nouvelles
techniques de forage et de nouvelles technologies telle que la sismique réflexion, ont
permis de mieux connaître l’aspect géologique de sous surface de la région à l’étude et
d’entrainer un grand regain d’intérêt pour les potentiels en hydrocarbures.
Parmi les trois profils sismiques réflections de la série M-200X, représentant 280 km de
données, furent acquis en 1978 par Petty Ray pour le Ministère des Ressources Naturelles
du Québec, je présente le M-2002 et le M-2003 sur seulement une distance d’environ 45
km et 42 km successivement. Comparativement au profil M-2001 ces deux profils sont en
grande partie dans les Basses-Terres du Saint-Laurent (Figure 5.10).
76
Figure 5.10 : Carte géologie des Basses-Terres du Saint-Laurent avec la localisation des
lignes sismiques à l’étude (Modifié de Castonguay et al., 2006).
J’ai réinterprété les deux profils retraités afin d’améliorer la connaissance géologique des
Basses-Terres du Saint-Laurent dans l’optique de promouvoir une exploitation pétrolière
et gazière.
77
5.4.1. Le profil M-2002
Ce profil se situe entre Trois-Rivières et Sainte-Elizabeth-de-Warwick (Figure 5.11) sur
une distance de 75 km de long (Il atteint la zone de Humber en passant par le synclinal de
Chambly-Fortierville), mais dans cette section je réinterpréterai le profil sur une distance
d’environ 45 km.
De ce profil retraité, nous pouvons observer plusieurs séries de failles d’extension
dissymétrique. Ces failles sont des cisaillements tangentiels profonds. Elles coupent les
unités des Basses-Terres du Saint-Laurent et du Bouclier canadien. Leur entrecroisement
dessine des horsts et des grabens qui influencent l’épaisseur des unités géologiques. À
l’exception de deux failles inverses d’orientation nord-est sud-est, les autres failles sont
des failles normales appelées encore failles extensives; elles sont orientées nord-ouest
sud-est. La stratigraphie liée aux failles inverses montre un régime compressif, qui
exprime une élévation de niveau des groupes situés entre la faille inverse et la faille
normale par rapport aux groupes avoisinants.
On constate également que la progression des écailles s’estompe au niveau du flanc droit
du synclinal de Chambly-Fortierville; de même que la plus longue faille (inverse) du
complexe chevauchante passe par le toit de l’ensemble du Groupe d’Utica situé à droite
du synclinal de Chambly-Fortierville pour atteindre sa charnière. Tout ceci nous explique
que le synclinal a manifesté plus de résistance face aux effets orogéniques que les autres
78
unités géologiques. Par conséquent il serait le complexe le plus dense dans les Basses-
Terres du Saint-Laurent.
Les groupes sont épais en dessous de la faille de Saint-Barnabé et ils sont d’une grande
extension sous le Synclinal de Chambly-Fortierville.
Je dirais que la faille située immédiatement en-dessous de la charnière du synclinal et qui
affecte préférentiellement les Groupes de Potsdam et de Beekmantown, n’est pas liée à la
tectonique chevauchante. Car si c’était le cas, elle aurait d’abord affecté les Groupes sus-
jacents dont l’Utica et les calcaires qui sont plus fragiles et moins denses que le
Beekmantown. De ce faite il est très probable que cette faille serait due à une contrainte
principale majeure verticale causée par une intrusion. Ce qui montre un léger
soulèvement des couches profondes formant un dôme anticlinal.
Étant donné que c’est sur le long de la faille de Logan que les Appalaches ont chevauché
sur la Plate-forme du Saint-Laurent, les structures du front appalachien demeurent très
imbriquées et forment des couches en biseaux à la faveur des failles.
79
Figure 5.11 : Image retraitée de la ligne sismique M-2002, se focalise en grande partie
dans les Basses-Terres du Saint-Laurent. On présente les données sur 45 km environ
(Castonguay et al., 2010).
5.4.2. Le profil M-2003
Le profil M-2003 longe la rivière de Saint-François entre Notre-Dame-de-Pierreville et
Drummondville sur 50 km de long (Figure 5.12) (couvre le Synclinal de Chambly-
Fortierville et la ceinture de plis et failles d’avant-pays).
80
De ce profil retraité on constate quasiment les mêmes observations que le profil M-2002.
L’entrecroisement des failles donne des alternances des horsts et grabens qui influencent
l’épaisseur des dépôts. On note plus de failles sur ce profil que le M-2002 et elles sont
seulement situées de part et d’autre du Synclinal. Comme dans le M-2002, toutes les
failles sont normales et d’orientation nord-ouest sud-est à l’exception de 3 failles qui sont
d’orientation nord-est sud-ouest au voisinage desquelles les unités semblent être plus
compressées. L’une d’entre elles est située à la terminaison frontale d’Utica dans les
écailles imbriquées, l’autre se localise en-dessous de la faille d’Aston à environ 28 km
sur le profil et la troisième est diagonalement opposée au flanc droit du synclinal de
Chambly-Fortierville.
Généralement les dépôts sont presque de même épaisseur sauf au niveau du synclinal de
Chambly-Fortierville, qu’on remarque que les couches sont légèrement plus épais et bien
allongées. Nous avons un épaississement de la Formation de Nicolet causé par la
tectonique chevauchante.
À l’extrême ouest des Appalaches l’imbrication des couches est plus intense que celle du
profil M-2002. Comme dans le M-2002, on remarque qu’en plus des écailles imbriquées,
les couches dans les écailles sont plissées, donc les écailles sont comprises entre deux
séries de chevauchement. Elles forment alors un duplex.
81
Figure 5.12 : Représentation du profil sismique de la ligne M-2003, sur environ 42 km
dans les Basses-Terres du Saint-Laurent et dans une petite portion des Appalaches
(Castonguay et al., 2010).
5.4.3. Conclusion
Manifestement dans les deux cas de profils la surface frontale de la nappe (au niveau de
la ligne de Logan) est constituée des unités géologiques très imbriquées car c’est à ce
niveau que les Appalaches ont chevauché sur la Plate-forme du Saint-Laurent. De ces
structures il est difficile d’éventer des gisements de type « non-conventionnels »
82
économiquement rentables, car le défaut s’abat tant sur la manque d’une longue portion
des shales gazéifères que sur la profondeur au quelle elles s’y trouvent. Par contre elles
peuvent s’avérer très intéressantes à la prospection des gisements de type classiques grâce
à l’existence de quelques roches mères faillées près de la surface, comme l’Utica ayant
des grandes épaisseurs dans les écailles imbriquées sur le profil M-2003.
Comme je l’ai mentionné, les nombreuses failles sont de type extensif (failles normales).
Cette extension serait due à un tassement gravitaire de la nappe appalachienne sur la
Plate-forme du Saint-Laurent. L’absence d’imbrication des couches, est un atout à la
prospection des shales gazéifères et au forage horizontal. Ces caractéristiques sont encore
plus importantes au niveau du synclinal du Chambly-Fortierville où les unités sont d’une
structure tabulaire et présentes sur une profondeur comprise entre 200 à 300 mètres.
Pour les séquences sédimentaires soumises à un régime compressif on peut dire que la
contrainte principale majeure maximale est orientée horizontalement. Celle-ci résulterait
de quelques résistances manifestées par l’ensemble autochtone face à la nappe
(allochtone) lors de la poussé horizontale générée par les orogénies appalachiennes
(Taconienne et Acadienne). Donc si les shales gazéifères de cette séquence compressée
renferment du gaz, ce dernier sera surpressurisé (indépendamment du degré de la
maturité thermique). Les unités soumises au soulèvement lié à la contrainte principale
majeure verticale sous le synclinal du Chambly-Fortierville, sont également un peu plus
compressées que la normale. Les calcaires coupés par les failles (inverses et ou normales)
83
des unités compressées seraient propices au phénomène de la dolomitisation
hydrothermale grâce à une migration possible du gaz surpressurisé.
84
Chapitre 6. La production d’hydrocarbures
6.1. Essais de pression et production
Par défaut d’un manque de données sur les essais de pression et de production du Shale
d’Utica dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, et vu que le Shale gazéifère d’Utica
s’étend de l’État de New York jusqu’à la rive nord du Saint-Laurent (Office national de
l’énergie, 2009), je me servirai des données acquis sur les Shales d’Utica de l’État de
New York et de leur modélisation pour montrer les essais de pression et de production.
Le puits Gentilly No1 foré par Talisman Energy Inc., dans le calcaire du Trenton (en
dessous d’Utica) sera décrit dans l’optique d’analyser les essais de pression dans le
Trenton.
85
6.1.1. Méthodes
Plusieurs données peuvent fournir des informations de manière partielle ou intégrale sur
les pressions des fluides dans une formation. Il s’agit des données comme la connaissance
de types de fluides vierges (non mélangé à du filtrat de boue) dans la formation, la
quantité de chaque fluide, la composition de chaque fluide, la pression de chaque fluide,
la température de chaque fluide, les propriétés PVT de chaque fluide et la compressibilité
mécanique et l’expansivité thermique de chaque fluide. Ces données nous renseignent
non seulement sur les pressions des fluides dans la formation mais permettent également
de prendre des échantillons de fluides à la pression et température de la formation pour
des analyses au laboratoire. Ce pendant la méthode la plus appropriées à la détermination
des pressions de fluides est celle de la sonde RFT (Rate Flow Tester) utilisée au cours du
forage d’un puits.
La sonde RFT est insérée dans le puits jusqu’à la profondeur requise. L’exactitude de
cette profondeur est donnée à partir des mesures diagraphiques de la sonde des rayons
gamma. Une fois l’opération d’insertion est achevée, la tête de la sonde reste presser
contre la paroi du puits à l’aide d’un bras hydraulique (back-shoe). La tête de la sonde est
munie d’une garniture d’étanchéité, d’un piston et d’un filtre. La garniture d’étanchéité
sépare la tête et le gâteau de boue dans le puits. Seuls le piston et le filtre sont enfoncés à
travers le gâteau de boue et dans la roche. Une fois le piston retiré, les fluides dans la
roche peuvent couler dans la sonde si la pression dans la sonde est moins que la pression
86
des fluides dans la formation. Les fluides libérés sont accueillis dans deux chambres
distinctes. Lorsque ces deux chambres se trouvent remplis, alors la pression des fluides
mesurés dans la sonde est égale à la pression des fluides dans la formation (Figure 6.1).
Après les mesures, le bras est retiré en préparation de déplacer la sonde à une autre
profondeur. Alors les fluides dans les chambres et les tuyaux de la sonde sont jetés dans
le puits de forage.
Figure 6.1 : Graphique récapitulant les procédés de mesure des pressions fluides dans
une sonde RFT. En A on a la pression hydrostatique, B correspond à la pression du
gâteau de boue, C pression d’entrée dans la chambre 1, D pression transitoire entre les
deux chambres, E pression d’entrée dans la chambre 2, F pression stabilisée après le
remplissage de la chambre 2 et G correspond à une nouvelle pression du gâteau de boue
à une autre profondeur après déplacement de la sonde. Mesure et échantillonnage sont
requis entre F et G.
87
6.1.2. Essais de pression du puits Gentilly No1 sur le calcaire du Trenton
Généralement l’interprétation des données de pression acquis par la sonde RFT (Figure
6.2) permet de fournir l’information sur la nature des fluides (Gaz, pétrole ou eau) en
profondeur, ainsi que leur position ou intervalle de présence et le type de contact qui
existe entre les différents fluides (fluide à contact simple ou séparés par des barrières
imperméables).
88
Figure 6.2 : Les fluides présents dans la formation et leur type de contact (Talisman
Energy, 2006).
89
Dans cette section de 2 100 mètres de profondeur, on a du gaz et de l’eau qui existent à
des profondeurs différentes. Souvent la nature du fluide est déterminée par l’allure de la
pente (droite moyenne) formé par la prise des mesures de pression à des niveaux
différents. Plus la pente est grande moins le fluide est dense. Sur la ligne du gaz, on a
quatre mesures de pression à des profondeurs différentes. Sur la pente de l’eau on a trois
mesures de pressions à des profondeurs différentes. Le point de rencontre des deux pentes
correspond au niveau libre de l’eau (Free Water Level), localisé à 1608 ± 10 mètres.
Donc la formation contient du gaz jusqu’à 1608 mètres de profondeur. De 1608 à 2 100
mètres de profondeur, on note uniquement la présence de l’eau (Pour plus de
simplification, voir le digramme ci-dessous, figure 6.3). La pression de ces ressources est
généralement fonction de la propriété physique de la formation rocheuse qui les contient.
90
Figure 6.3 : Digramme décrivant l’intervalle de présence des fluides en profondeur et
leur type de contact.
91
Figure 6.4 : Courbes évaluant la pression et la température des fluides au fond du puits
de forage en fonction du temps (Talisman Energy, 2006).
De 0 à 1 heure la pression du gaz reste nulle. D’environ 1 heure à 1 heure et demie, la
pression grimpe brusquement de 0 à près de 22 megapascal (gaz). Ensuite elle se stabilise
92
en un plateau jusqu’à 11 heures un demie et finalement elle chute brusquement entre 13
heures et 14 heures pour redevenir nulle. La courbe de température évolue de la même
manière que celle de la pression, sachant qu’elle augmente en présence des fluides et elle
baisse de valeur avec la réduction de la pression des fluides. Par conséquent ces fluides
en circulation sont de haute température (voisin de 50oc).
6.1.3. La production du Shale d’Utica de l’État de New York
Les mesures de productions sont faites sur le Shale d’Utica de l’État de New York, sur
une profondeur de 728 mètres et une épaisseur de 69 mètres. La perméabilité de la
matrice constituant la formation est estimée à 500 nanodarcie et la perméabilité des
fractures est de 3 microdarcie. La pression initiale du gaz naturel est de 960 psi.
93
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000
Days
Ga
s R
ate
, M
sc
fd
20 acres 40 acres 80 acres
Figure 6.5 : Modélisation du débit de production dans un puits vertical en fonction du
temps. Mscfd : Mille pieds cubes standard par jour.
Dans ce cas de figure montrant la modélisation de production d’un puits vertical, on
constate que la production est variante selon l’espacement ou l’ouverture de puits.
Quelques dizaines de jours après la première production, la courbe descend pour se
stabiliser entre 50 et 60% des premiers débits de production. La seule différence sur le
devenir de ces courbes est que celle qui a le moins d’espacement décline plus vite que les
autres. Ceci résulte du fait qu’une grande ouverture d’un puits foré dans des structures
compactes et imperméables comme les shales, possède un grand volume de pore qu’une
petite ouverture.
94
0
50
100
150
200
250
300
350
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Months
Ga
s R
ate
, M
sc
fd
150 ft 300 ft 500 ft
Figure 6.6 : Modélisation du débit de production dans un puits horizontal en fonction du
temps. Mscfd : Mille pieds cubes standard par jour.
Par contraste, le débit d’un puits horizontal soumit à une fracturation hydraulique, chute
dès les premiers mois de production pour atteindre 10 à 30% du débit initial de
production. Pour ces types de puits, l’essence de la production repose essentiellement sur
95
la taille des fractures hydraulique appelées encore fractures secondaires (différents de la
longueur horizontale du puits de forage); comme l’exprime la Figure 6.6, les fractures de
150 ft (45.72) m donnent un débit inférieur au celui des fractures ayant 300 ft (91.44) m
de long qui, à leur tour donnent un débit plus faible que les fractures de 500 ft (152.4) m.
Ceci s’explique par le fait que les fractures de grande taille ont une plus grande
connectivité des pores (grande perméabilité) par conséquent elles drainent plus du gaz,
d’où la supériorité du débit. Ce cas de figure est incomplet car généralement on effectue
une deuxième ou troisième fracturation dans le même puits afin de maximiser la
production et d’allonger la durée de vie des puits des shales gazéifères.
6.2. Diagraphies
Cette section est l’objet d’une interprétation des mesures diagraphiques des puits, Saint-
François-du-Lac No1 (A253) et du Saint-Louis-de-Richelieu No1 (A254) (Figure 6.7).
Les puits ont été forés par Gastem, dans la province du Québec sous ses permis
d’explorations successivement 2006-RS-150 et 2006-RS-151 dans l’intension de tester le
potentiel de gaz du Shale d’Utica. Le puits A253 de type vertical, a été foré de mai à juin
2007 sur une profondeur de 1700 mètres. Il se localise à 46o
02' 39.2" nord et 72o
47'
05.97" ouest. Le puits A254 aussi de type vertical se localise à 45° 51' 07.33" nord et 72°
96
58' 21.96" ouest. Le forage a été réalisé de juin à juillet 2007 et a atteint une profondeur
totale de 1760 m.
Figure 6.7 : Localisation des puits Saint-François-du-Lac No1 (A253) et du Saint-Louis-
de-Richelieu No1 (A254). Ils se trouvent dans les Basses-Terres du Saint-Laurent au
niveau du synclinal de Chambly Fortierville (Source : Gastem 2008)
97
Une interprétation diagraphique de ces puits, nous permettra de voir les signatures
diagraphiques que peuvent avoir les groupes comme du Lorraine, Utica et du Trenton
dans les Basses-Terres du Saint-Laurent au Québec (Figure 6.8).
98
Figure 6.8 : Données
diagraphiques du
puits Saint-François-
du-Lac No1 (A253) à
droite et du puits
Saint-Louis-Richelieu
No1 (A254) à
gauche. Forages
réalisés par Gastem
en 2007 dans les
Basses-Terres du
Saint-Laurent au
Québec (Gastem,
2008).
99
J’ai fait une analyse succincte des données diagraphiques ci-dessus pour diviser les deux
puits en trois groupes distincts que sont : le Groupe de Lorraine, de l’Utica et de Trenton.
a. Le Groupe de Lorraine :
- Il se caractérise par une augmentation significative des rayons gamma. Ceci
témoigne d’une présence de minéraux argileux. Car ces minéraux renferment dans
leur composition minéralogique, des éléments radioactifs qui sont sources d’une
grande émission des particules gamma. Très souvent il s’agit du potassium 40
(40
K). Par exemple la biotite contient du potassium 40 entre ses deux pôles; le
pôle ferreux appelé annite (KAlFe3 Si3O10 (OH)2) et le pôle magnésien appelé
phlogopite (KMg3 AlSi3O10 (OH)2).
- Dans le puits A253, Le groupe de Lorraine est présenté sur un intervalle de 1200
mètres à 1410 mètres. Tandis qu’au niveau du puits A254, il se présente sur un
intervalle de 1370 mètres à 1505 mètres. Cette variation d’épaisseur est due à un
dépôt de sédiments plus important dans la zone du puits A253. Il s’agit d’une zone
plus profonde favorisant une subsidence des sédiments. Cet état de fait est lié au
jeu des failles normales syn-sédimentaires durant la déposition des sédiments du
groupe de Lorraine et du groupe sous-jacent qui est celui d’Utica.
100
b. Le Groupe d’Utica :
Par la variation des signatures des rayons gamma, ce groupe se sépare en deux
formations, l’Utica supérieur et l’Utica inférieur.
L’Utica supérieur
Il se marque par une diminution de valeur en courbe de rayons gamma.
Cette diminution s’explique par la présence de calcites qui est un minéral
dépourvu d’éléments radioactifs dans sa composition minéralogique.
Exemple : CaCO3.
L’augmentation vers les valeurs plus grandes de la courbe de densité
montre qu’il y a une légère diminution des minéraux argileux et une légère
augmentation en un minéral plus dense dans cette formation par rapport au
Groupe de Lorraine sus-jacent.
D’autres données diagraphiques telles que la densité-neutron et la litho-
densité ont montré qu’il s’agit d’une formation de shale qui contient du
calcaire. D’où l’appellation du nom shale calcareux.
La diagraphie de résistivité indique que l’Utica supérieur contient des
hydrocarbures (gaz ou pétrole) à cause des valeurs (signatures) en
résistivité plus élevées que le Lorraine et l’Utica inférieur. Cependant
101
l’augmentation de la résistivité est faible parce que la porosité de l’Utica
supérieur est également faible.
L’Utica inférieur
Dans les deux puits, la Formation d’Utica inférieur se caractérise par une
fluctuation des rayons gamma. Ceci est un indicateur d’une augmentation
progressive du calcaire vers le bas de la formation. Par endroit, il se traduit
par une alternance des couches de shale et du calcaire. Donc c’est un shale
plus calcareux.
Par comparaison entre les deux puits, l’Utica est plus épais dans le puits A253 que dans
l’A254. Comme nous l’avons déjà décris pour le Groupe de Lorraine, cette variation
d’épaisseur est le résultat d’un jeu des failles normales syn-sédimentaires lors de la mise
en place des deux groupes.
c. Trenton :
Il se situe de 1670 à 1700 mètres de profondeur dans le puits A253 et de 1753 à 1765
mètres dans le puits A254. Comme le montre les 2 puits, dans les Basses-Terres du
Saint-Laurent, il se situe juste en dessous du Groupe d’Utica. Il se remarque
principalement par une réduction nette des rayons gamma. Donc il s’agit du calcaire
propre. À certain intervalle nous avons une augmentation très importante en
102
résistivité ceci exprime soit la présence des hydrocarbures soit du calcaire ayant une
matrice très dense. Mais d’autres données diagraphiques acquises durant le forage,
notamment les indices de gaz, suggèrent qu’il s’agit d’un calcaire à matrice très
dense.
6.3. La technologie nécessaire pour l’exploitation
Le forage des puits est l’élément fondamental de la production du gaz et ou du pétrole; il
est généralement basé sur quelques méthodes géologiques, géophysiques et
pétrophysiques.
Les puits de production d’hydrocarbures les plus connus sont des puits verticaux, qui sont
réalisés sur des réservoirs de type classiques (dont les plus communs sont : pièges types
anticlinaux, pièges type faille, pièges stratigraphiques et pièges associés à diapir). Ces
réservoirs classiques sont caractérisés d’une grande porosité et d’une bonne connectivité
entre les pores (la perméabilité), cette combinaison de deux paramètres physiques, leur
confèrent un potentiel réservoir relativement élevé, qui permet de piéger des fluides (eau
et hydrocarbures) entre des couches imperméables. Un seul forage vertical bien ciblé,
pourrait extraire l’essentiel de la quantité d’hydrocarbures qui s’y trouve (Figure 6.9). Vu
leur techniques de forage bien connu par rapport aux gisements de type « non-
conventionnels », leur coût de forage abordable ainsi que leur retombé économique
103
suffisante, ils ont été pendant longtemps des cibles primaires de production
d’hydrocarbures.
Figure 6.9 : Exemple d’un réservoir classique où les fluides contenus dans une couche
perméable, se trouvent coincés sous des couches imperméables dans un biseau formé par
le déplacement des couches à la faveur d’une faille.
De nos jours, des techniques de forages plus récentes et plus adéquates ont été
développés pour l’extraction d’hydrocarbures des gisements « non-conventionnels » tel
104
que les shales qui étaient au-paravent difficile d’en explorer à cause de leur faible
perméabilité (Baquiast, 2009). Ces techniques de forage sont le forage horizontal en
forme de L et la fracturation hydraulique, qui à l'origine ont été développées dans
l’intension d’accroître la production des puits classiques, leur utilisation dans le Shale de
Barnett au Texas, a révélé qu'ils pourraient être utilisés pour extraire aussi les énormes
quantités de gaz qui seraient stockées dans les formations de shale (Zoback et al., 2010).
Le gaz dans ces réservoirs se trouve répartie sur des larges volumes rocheux
contrairement à celui des réservoirs conventionnels qui sont stockés et accumulés dans un
piège bien délimité de taille finie (Baquiast, 2009). De ce fait, un forage vertical ne
permet que de drainer du gaz d’un très petit volume de la roche qui l’entoure (Figure
6.10). Ce qui empêche souvent les puits verticaux une production du gaz suffisante dans
les shales pour être économique (Mousseau, 2010).
Figure 6.10 : Illustration de
la technique de fracturation
hydraulique sur un puits
horizontal et un autre
vertical. La différence entre
les deux, c’est que le
forage horizontal a un
accès sur une plus grande
étendue du réservoir par
rapport au forage vertical.
(June Warren Publishing,
2008).
105
Le forage des puits verticaux ou horizontaux, débute de la même manière (Figure 6.11) et
se différencie par l’acquisition d’une section horizontale pour le puits horizontal.
Un appareil de forage est constitué d’un mât (ou derrick en anglais) servant à descendre
le train de tiges de forage au bout desquelles se trouve un trépan. Au fur et à mesure que
le trépan se creuse un chemin en découpant les roches, un fluide de forage composé d’un
mélange d’eau et des additifs que l’on nomme boue de forage est pompé à l’intérieur du
puits pour refroidir le trépan tout en évacuant les déblais de forage vers la surface, il
permet également de préserver l’intégrité du puits de forage, mais aussi d’empêcher le
gaz de remonter à la surface trop rapidement et de provoquer un « blow-out » (Palisch et
al., 2010).
106
Étape A
Étape B
107
Étape C
Étape D
Figure 6.11 : Démonstration en quatre étapes, permettant d’apercevoir les procédés de
forage vertical avant d’arriver au forage horizontal.
108
D’abord, un premier trou plus large d’environ 30 cm de diamètre est foré pour stabiliser
le sol de départ et s’étend en dessous de la zone d’aquifère d’eau douce (Étape A). On
insert dans le puits un tube (tuyaux en acier) qui sera fortement relié à la paroi du puits
par du ciment (Zoback et al., 2010). Il servira de guide pour le trépan suivant de diamètre
plus petit, permet de stabiliser le passage du puits à travers des sédiments meubles, les
sols près de la surface et des eaux peu profondes. C’est le tubage conducteur ou tube
guide. À ce stade l’aquifère est protégé par une couche d’acier et une couche
imperméable de ciment (Glover, 2010).
Le forage continu verticalement avec un trépan plus petit, qui ira plus profondément
(Étape B) et un autre tube est inséré dans le puits. On pompe du ciment dans le tube, puis
de l’eau sous pression pour pousser le ciment à travers l’ouverture du tube appelé sabot et
le faire remonter dans l’espace entre le tube et le puits de forage appelé anneau ou espace
annulaire, c’est le tubage de surface (Szezuka, 2005). Une fois cimenté, il sert de
fondation d’un dispositif de sécurité à la surface nommé obturateur anti-éruption. Il
permet d’éviter tout fluide sous pression rencontré lors du forage de se déplacer à travers
l'espace entre la tige de forage et le tubage de surface (Zoback et al., 2010). À ce stade
l’aquifère se trouve protéger de manière permanente par deux couches d’acier et deux
couches imperméable de ciment.
Le forage continu verticalement dans un diamètre encore plus petit et un troisième tube
est inséré dans le puits, appelé tubage intermédiaire (Étape C). Il est conçu pour aider à
stabiliser les puits profonds. Le tubage intermédiaire empêche les formations contenant
des hydrocarbures, de la saumure (eau très concentrée en sel) ou autres contaminants
109
chimiques, rencontrées au cours du forage (avant d’atteindre la formation cible) de
contaminer le gaz qui sera produit ultérieurement et les aquifères d’eau douce près de la
surface (Zobac et al., 2010). À ce stade, l’aquifère se trouve protéger par trois couches
d’acier et trois couches imperméables de ciment (Glover, 2010). Le dernier tubage est
appelé le tubage de production (Étape D) et très souvent il correspond au quatrième
tubage, mais il peut varier de rang car pour des puits très profond on utilise parfois plus
d’un tubage intermédiaire.
Il faut bien noter que jusqu'au point du forage horizontal prévu, appelé point de déviation,
les procédés de forages employés sont les mêmes que ceux d’un forage verticale (Adachi,
2007). À ce niveau, un moteur de forage est abaissé dans le trou afin d’entreprendre la
formation d’un angle. Une fois la courbe terminée, on continu le forage horizontalement
(Figure 6.12) sur environ 1 à 2 km pour que le puits de forage soit exposé à la plus grande
partie du réservoir (Montgomery, 2010).
110
Figure 6.12 : Bouclage du puits vertical par une section horizontal dans la formation
productive. Ce procédé confère au puits, le nom du puits horizontal (Zoback et al., 2010).
Une fois que la cible est atteinte par la section horizontale, le tubage de production est
incéré sur toute la longueur du puits (Szezuka, 2005). On pompe à nouveau du ciment
dans le tubage et ressort par son extrémité appelé sabot, pour remonter dans l’espace
entre le tubage et la paroi du puits (Zoback et al., 2010). Le tubage est perforé par des
balles, comme un revolver qui sont placées à des intervalles réguliers de quelques
centaines de pieds le long du forage horizontal. Les minéraux comme la silice et la calcite
111
se cassent sans manifester une grande résistance sous l’effet de la fracturation. D’autres
comme les argiles se plissent sans se casser sous l’action de la fracturation (Office
national de l’énergie, 2009). Grâce à sa richesse en calcite, le Shale d’Utica est reconnu
comme étant un bon candidat à la fracturation hydraulique.
Du fluide à haute pression qui dépasse la résistance de la roche est pompée à travers les
perforations (EPA, 2004). La pression du fluide doit être suffisamment grande pour
provoquer des fractures hydrauliques dans les perforations (Figure 6.13) dans un plan
vertical et dans toutes les directions sur une distance 500 à 800 mètres à l’horizontale
dans les perforations (Zoback et al., 2010). C’est ce qu’on appelle fracture en plusieurs
étapes (Office national de l’énergie, 2009). Ainsi du gaz naturel peut s’écouler dans le
puits à travers les pores et les fractures artificielles pour une extraction ultérieure. On
estime pouvoir extraire de 15 à 30% de la quantité totale du gaz naturel ou du pétrole
disponible dans le réservoir. Selon Laliberté (2010), 25% de gaz naturel contenu dans le
Shale d’Utica serait extractible aux moyens des techniques actuellement utilisées.
112
Figure 6.13 : Exemple d’une fracturation hydraulique dans un forage horizontal. Ces
fractures sont dans un plan vertical à la trajectoire du forage et dans toutes les directions
dans le plan horizontal (Modifié d’Office of Research and Development, 2010).
113
On rappel que le fluide de fracturation est composé (Figure, 6.14) d’environ 99,5 % de
l’eau et du sable, et le reste est un mélange de quelques composants chimiques dont la
formulation varie selon la composition minéralogique de la formation rocheuse exposée
à la fracturation (Chesapeake Energy, 2010). De ce fait chaque fluide est conçu de
manière à ce qu’il soit spécifique à la formation, car certaines argiles se gonflent en
présence de l’eau. L’exemple typique est celui de la formation de Colorado (Office
national de l’énergie, 2009)
Figure 6.14 : Composition volumétrique et chimique du fluide de fracturation des shales
gazéifères (Modifiée d’Environmental Considerations of Modern Shale Gas
Development, 2009).
114
Parfois le fluide de fracturation peut être constitué du dioxyde de carbone, de l’azote ou
du propane. Dans certains cas des centaines de tonnes des billes de céramiques sont
utilisés au lieu des grains de sables (Liégeois, 2011). Une fois que le fluide ouvre et
propage les fractures (ce mécanisme est autant plus facile si le gaz dans le shale se trouve
sous pression) les billes de céramiques et les grains de sable permettent de garder les
fractures ouvertes, car elles auraient pu se refermer une fois la pression relâchée
(Mousseau, 2010).
La productivité du puits horizontal croît avec sa longueur et son avantage par rapport au
forage vertical est qu’il ait un plus grand accès au réservoir alors il doit être plus
productif. De même que dans le cas des gisements très hétérogènes en perméabilité, tels
que les gisements karstiques, par rapport au puits vertical, le puits horizontal a de grandes
chances de rencontrer des zones très productives (Giger et al., 1983). Cette technique de
forage permet également à partir d’un emplacement d’un hectare, de forer plusieurs
sections horizontales d’une distance de presque 2 km chacune, dans l’idée de maximiser
la production du réservoir, on parle alors de puits multilatéraux (Figure 6.15). Parmi les
inconvénients du puits horizontal, on peut citer son coût beaucoup plus élevé que le
forage vertical, les chances que le train de tige ou les instruments restent coincés dans la
section horizontale sont plus élevées, il est également beaucoup plus difficile d’y obtenir
des mesures diagraphiques.
115
Figure 6.15 : Coupe transversale montrant une particularité du forage horizontal qui, est
d’avoir plusieurs sections horizontales d’un espacement de presque 100 m à partir d’un
seul emplacement de surface (modifié d’Office nationale de l’énergie, 2009).
116
6.4. Risques liés aux activités d’exploitation d’hydrocarbures
Comme tout procédé industriel, l’exploration du gaz de shale comporte des risques
d’ordres aussi bien techniques, financiers qu’environnementaux. Surtout, les risques
environnementaux qui seraient liés à la contamination des nappes phréatiques (sources
d’eaux souterraines) et à l’utilisation d’une grande quantité d’eau (potable ou non
potable) pour la fracturation hydraulique, semblent être les plus inquiétants aux yeux d’un
groupe de public qui menace d’estomper les travaux de production du gaz de shale, dans
certaines localités.
Examinons les probabilités de contamination des eaux souterraines encore appelées
nappes aquifères et l’utilisation de l’eau dans les opérations de fracturation hydraulique
ainsi que la contribution aux changements climatiques de ces gaz.
6.4.1. La contamination des eaux souterraines
Selon Harrison (1983) et Gurevich et al. (1993), il existe des accidents de contamination
des nappes phréatiques, liés aux activités d’exploitation du gaz et du pétrole. L’industrie
pétrolière en connaissait depuis près d’un siècle. Mais ils ne sont pas propres aux gaz de
shale.
117
Il y a trois possibilités distinctes (Figure 6.16) de contamination des aquifères définis par
Paul Glover (2010) lors de la production d’hydrocarbures (Glover, 2010) à savoir:
Fig
ure 6.16 : Les possibilités de contamination des nappes aquifères, lors des opérations
d’exploitations d’hydrocarbures par un forage horizontal (Glover, 2010).
A : Lors des procédés de forage comme nous l’avons détaillé plus haut dans la section
des technologies de forages, les puits sont scellés par un revêtement de ciment et
118
d’acier pour protéger les aquifères. Si cette cimentation est mal faite, il pourra y
avoir une fuite d’hydrocarbures à travers les parois du puits et entrainer une
contamination des aquifères. Chaque année, environ une dizaine de milliers de puits
sont forés de part le monde, mais ces cas de figures sont rarement observés. Ce
phénomène n’est pas lié à la fracturation hydraulique, il peut être observé dans des
forages des gisements conventionnels (Rodgers, 2010). C’est un problème qui se
gère en assurant que les opérateurs sont strictement encadrés, car il est du à un
manque de rigueur dans l’exercice des travaux de forage. Aussi des technologies
modernes existent pour diagnostiquer (Glover, 2010) et résoudre ces éventuels
incidents. Selon Bexte et al. (2008), il y a une possibilité d’évaluer le plus
rapidement possible si un puits présente des risques de contaminations ou pas. Cela
doit se faire par la mise en place d’un dispositif de surveillance (comme par exemple
un ensemble de puits d’observation de l’eau souterraine) à proximité du puits ou du
site, avant le début des travaux de forage, ainsi que par l’utilisation de techniques
permettant d’évaluer la qualité du scellement.
Il est également possible d’avoir une fuite de gaz qui provient du sommet de puits
sans avoir de liaison avec l’enveloppe du ciment. Ceci résulte de la perturbation des
poches peu profondes de gaz par le trépan lors des opérations de forage. Une
inspection du Ministère des Ressources naturelles et de la Faune réalisée à l’automne
2010 sur 29 sites de forages, a constaté quelques traces d’échappement de gaz naturel
provenant des poches de gaz emprisonnés dans la roche près de la surface et percée
par le forage (Ministère des Ressources naturelles et de la Faune DQ28.1, 2010;
119
DQ35.1, 2011). Généralement ce gaz est de très petit volume, il voyage tout au long
de l’extérieur de l’enveloppe du ciment et s’arrête naturellement lorsque sa source est
épuisée. Ce gaz est le même qu’on retrouve dans tous les sols et les aquifères peu
profonds et est souvent déjà en équilibre chimique avec l’eau du sol. Il est d’origine
biogénique (action biologique) par contraste le gaz du réservoir est d’origine
thermogénique (action de température). Une étude récente des problèmes de fuite de
gaz aux États-Unis a constaté que toutes les fuites de gaz signalées sont de gaz de
types biogéniques et aucune fuite de gaz du réservoir (thermogénique) n’a été
signalée. De là les puits ont été forés avec succès. Je pense bien que ce dénouement
serait valable pour le Québec.
B : On peut laisser penser qu’il peut y avoir fuite d’hydrocarbures à travers les fractures
hydrauliques par migration et arriver à contaminer les nappes souterraines. Ce cas est
extrêmement rare et n’est documenté que dans le cas de la fracturation des lits de
charbon (coal bed methane) dans d’anciennes mines de charbon, donc très près de la
surface (Wiseman, 2009).
Dans la majorité des sites, la zone de fracturation est située (Tableau 6.1) bien en
dessous de la nappe aquifère (environ 1000 à 3000 mètres des nappes aquifères) et
séparé de celle-ci par un une épaisse couche de roche imperméable (Mousseau,
2010). Au Québec dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, les aquifères d’eau
douce les plus profonds se situent à environ 100 mètres de profondeur (Questerre
Energy corporation, 2010) et le Shale de l’Utica a une profondeur variable entre 500
à 3000 mètres, ces derniers sont séparés par le groupe de Lorraine ayant une
120
épaisseur en moyenne de 2000 mètres, en plus imperméable. Cette imperméabilité
offrirait une couverture à la nappe aquifère, comme c’était le cas pour le gisement de
Saint-Flavien, dans lequel le gaz a été maintenu pendant plus de 425 millions
d’années grâce au Shale de Lorraine (Lavoie et al., 2010; Lavoie, 2010).
Gisements Profondeur du shale
(mètre)
Profondeur des eaux
souterraines (mètre)
Shale du Barnett 2000 – 2500 360
Shale de Marcellus 1200 – 2500 250
Shale d’Haynesville 3200 – 4000 120
Shale d’Utica 500 – 3500 100
Tableau 6.1 : Profondeurs des principaux shales gazéifères et des eaux souterraines
(Modifié de Mousseau, 2010).
À ces grandes distances par rapport à la nappe aquifère s’ajoute la résistance de
Lorraine aux fractures artificielles grâce à sa composition minéralogique argileuse
qui le rend plastique et déformable (Office national de l’énergie, 2009). Donc une
fracturation hydraulique réalisée sur le Shale de l’Utica ne peut en aucun cas affecter
le Groupe de Lorraine et moins encore la nappe aquifère.
121
Une étude détaillée sur 20 000 puits forés a résulté qu’un tel événement est fort
improbable (Mousseau, 2010). Les risques que pourrait avoir une fracturation
hydraulique de shales profonds sur les aquifères d’eau douce sont évalués à un sur
deux cents millions (Rapport du Groundwater Protection Council, avril 2009).
C : Les hydrocarbures ou les produits chimiques transportées par camions ou pipeline
peuvent se verser et causés une contamination possible de la nappe souterraine par un
mécanisme d’infiltration si les formations en place sont poreuses et perméables.
Toutefois, il est possible de gérer ses diverses situations si les forages sont contrôlés et
gérés par des opérateurs bien encadrés et adoptant des techniques de forages adéquates.
6.4.2. L’utilisation de l’eau
Au sujet de l’eau utilisée lors d’une fracturation hydraulique, divers auteurs s’entendent
pour dire qu’un puits moyen de 1000 mètres de profondeur, suivi d’un seul puits
horizontal de 500 à 600 mètres exigera un volume d’environ 10 milles mètre cubes d’eau
(l’Association des entreprises spécialisées en eau du Québec (AESEQ), 2010).
Jusqu’ici, toute l’eau utilisée dans la fracturation hydraulique est prise de la surface (des
rivières, des ruisseaux, des lacs, etc.) aucune eau n’est prise des réserves souterraines
122
(Glover, 2010). Pourtant au Québec, il y a des entreprises qui utilisent des quantités
énormes d’eau par rapport à celle utilisée par les industries pétrolières pour en produire
des résultats moins rentables que le gaz naturel (Gaz Métro, 2010) (Figure, 6.17). Par
exemple pour un grand puits horizontal avec multi-fracturation, un volume en moyenne
de 20 milles mètres cubes d’eau est utilisé, environ 200 puits par années représentent un
volume total d’eau de 4 millions de mètres cubes. Par contre l’industrie papetière au
Québec utilise un volume d’eau de 6 millions de mètres cubes par années. De même
qu’un terrain de golf américain utilise 1,2 millions de litre d’eau par jour pour son
entretien. Selon Mousseau (2010), les 811 terrains de golf au Pennsylvanie utilisent juste
en un mois, plus d’eau que ce qu’utilise toute l’industrie de gaz présente dans cet État en
deux et demi. Donc par rapport à ses diverses réalités d’usage d’eau, l’impact
d’utilisation de l’eau pour la fracturation hydraulique s’avère négligeable.
123
Figure 6.17 : L’eau utilisée par différentes industries au Québec. On remarque qu’un
puits des shales gazéifères utilise moins d’un centième d’eau qu’une industrie de lave-
autos qui, est supposée utiliser moins d’eau au Québec (Questerre Energy Corporation,
2010).
Pour la fracturation hydraulique, environ 50% de l’eau utilisée au départ est récupérée et
traitée. Elle peut être réutilisée pour une autre fracturation dans un autre puits
(Métropolitain, 2010). Au Québec, il existe une grande possibilité de traitement de l’eau
usée. Cette année la région de Trois-Rivières a traité un volume d’environ 16 milles
mètres cubes d’eaux usées en provenance d’un forage horizontal effectué par Talisman à
124
Fortierville, Gentilly et Sainte-Gertrude (Plante, 2010). Les experts de caractérisation des
eaux, sont tous d’avis que ces eaux sont faciles à traiter et que les sels minéraux qu’elles
en contiennent sont moins dommageable que les huiles, les graisses ou les diluants
toxiques que l’on retrouve parfois dans le réseau municipal (Plante, 2010). Mais la
proportion des sels minéraux qu’elles en contiennent est suffisante pour la rendre
corrosive donc il importe d’avoir des sites de captations étanches et adéquates.
6.4.3. Le gaz naturel et la pollution
Le développement de la filière énergétique des gaz de shale présente des opportunités et
des bénéfices environnementaux très importants pour le Québec. Le gaz naturel se
présente comme le combustible fossile le plus propre de tous (Questerre Energy, 2010).
Mais une fuite durant les étapes d’exploration, de production, de transformation ou même
du transport de cette ressource énergétique peut engendrer quelques pertes de ses
avantages (Mousseau, 2010). La substitution du gaz par des composées énergétiques plus
complexes et polluants telles que : le mazout, le charbon, le pétrole et le diésel (une
inquiétude de EPA, n’est plus utilisé), font du gaz naturel une solution recherchée partout
dans le monde en matière de lutte contre la pollution et aux changements climatiques
(Gaz Métro, 2010).
125
À ces différents aspects s’ajoute le bilan économique positif pour des clients de tout ordre
(hôpitaux, industries, institution, commerces, résidences, etc.) qui consiste à se retrouver
face à une facture énergétique réduite. Donc il est important que les efforts d'exploration
soient autorisés à être poursuivit afin que le Québec puisse bénéficier pleinement de cette
ressource naturelle prometteuse.
6.4.4. Le Rapport d’enquête et d’audience publique
Suite à certaines polémiques exprimées à l’égard des travaux d’exploration des shales
gazéifères aux Québec, le 31 août 2010, le ministre du Développement durable, de
l’Environnement et des Parcs, a mis sur pied une commission d’enquête pour étudier la
production du gaz à partir des shales sous un horizon relativement vaste, allant de
l’exploration à l’exploitation. Cette enquête a été assignée au bureau d’audiences
publiques sur l’environnement (BAPE) sous l’administration de monsieur Pierre Renaud
dont le rapport final a été reçu le 28 février 2011. La commission d’enquête a eu pour
stricte mission de clarifier la prise de décision gouvernementale au sujet de l’exploitation
des shales gazéifères au Québec, en tenant compte des aspects environnementaux,
sociaux et économiques afin d’anticiper tout problème lié au développement du gaz de
shale tant sur l’industrie que sur ses pratiques. Pour ce fait le BAPE a réalisé ses
126
recherches en se basant sur des documents scientifiques et gouvernementaux, sur l’avis
des experts, l’avis des citoyens et des municipalités. Il a également effectué des visites de
terrain au Québec ainsi que dans les autres provinces canadiennes exploitant des
hydrocarbures et même aux États-Unis.
Après chaque résultat récolté suite aux efforts de l’enquête, la commission soumet de
rapport de ses constations et de son analyse au ministre du Développement durable, de
l’Environnement et des Parcs. La commission s’est exprimée en donnant ses avis sur
divers points qui préoccupaient les citoyens, le gouvernement et l’industrie. Dans cette
section, je présenterai les points qui sont en rapport avec le contenu de ce mémoire. Pour
des points traitant l’aspect économique des travaux d’exploration et d’exploitation des
shales gazéifères et pour des plus amples détails sur l’exercice de l’enquête, je vous
exhorte de consulter le document originel.
Sur la question d’exploration le rythme de développement et le nombre de forages à
anticiper ont tant été l’objet d’une discussion en audiences publiques, aussi bien sur le
plan économique, environnemental que social. Pour son enquête, le BAPE retient un
nombre de 150 à 600 puits horizontaux qui pourraient être forés par année dans le Shale
d’Utica et ce nombre pourrait être variable selon les conditions de développement.
L’usage de l’eau au cours du forage d’un puits et son utilisation pour réaliser des
fractures hydrauliques, ont suscité des grandes inquiétudes. Comme je l’ai déjà
mentionné plus haut, en réalité la quantité de l’eau utilisée par l’industrie gazière et
pétrolière est beaucoup plus moins que celle utilisée par plusieurs autres compagnies
127
présentes dans la région et en plus la grande partie de l’eau utilisée serait récupérée à la
surface. Suite à ses recherches, la commission d’enquête constate que la concentration en
solides dissoutes totaux de l’eau de réflux est faible. De ce fait elle affirme que cette eau
de réflux (L’eau utilisée pour la fracturation hydraulique et récupérée à la surface une fois
la fracturation terminée) peut être réutilisée sans traitement préalable. À cette raison, la
commission d’enquête pense que ses eaux devraient être réutilisées de façon optimale
afin de réduire les quantités à puiser et à traiter. La commission d’enquête encourage
l’industrie a travaillé de concert avec les organismes de bassins versants et le ministère du
Développement durable, de l’Environnement et des Parcs afin que ses activités, incluant
les effets cumulatifs, soient prises en compte dans les plans directeurs de l’eau. Comme il
existe une grande quantité de l’eau de surface, la commission d’enquête sollicite
l’industrie à l’utilisation de cette eau et pendant les périodes approuvées par le ministère
du Développement durable, de l’Environnement et des Parcs. Dans l’optique d’une
protection des eaux souterraines, elle propose de retenir la limite de 4000 mg/l pour la
concentration en solide dissout. La commission d’enquête est d’avis que, pour les
territoires ciblés par l’exploration et l’exploitation du gaz de shale et qui ne sont pas
couverts par les projets actuels d’acquisition de connaissances sur les eaux souterraines
du ministère du Développement durable, de l’Environnement et des Parcs, les forages ne
devraient être autorisés qu’après la réalisation d’une étude hydrogéologique. Elle
mentionne également qu’un inventaire des aquifères exploités ou exploitables devrait être
faite pour pouvoir assurer leur protection. Dans ce cadre, les municipalités doivent
déterminer les aires de protection et d’alimentation des réseaux d’approvisionnement en
eau potable.
128
Le prélèvement des eaux de surfaces ou souterraines, devrait se conformé à l’article 19 de
la loi affirmant le caractère collectif des ressources en eau et visant à renforcer leur
protection.
Pour ce qui est de la contamination des nappes aquifères, la commission a découvert que
les contaminations des eaux par les fluides utilisés pour la fracturation hydraulique sont
rares et qu’il y a un manque de connaissance très aiguë aux États-Unis, Canada ou
ailleurs de l’impact de la fracturation hydraulique sur les eaux souterraines. Tout de
même, elle suggère que le ministère du Développement durable, de l’Environnement et
des Parcs devrait interdire tout additif chimique contenu dans les fluides de fracturations
et qui pourrait présenter des risques pour l’environnement ou pour la santé. Ces produits
utilisés devraient être obligatoirement public et que les ministères concernés ainsi que les
services sociaux doivent en connaître leur concentration. La commission précise que le
gouvernement du Québec devrait développer des technologies nécessaires et sécuritaires
visant à substitués l’eau de la fracturation hydraulique et également l’usage des produits
chimiques environnementalement acceptables. Elle suggère également que tout permis
de forage avec fracturation hydraulique devrait être conditionnel à une évaluation des
risques géologiques, structuraux et hydrogéologiques de la région visée par la demande.
Les informations jugées nécessaires à l’acquisition des connaissances hydrogéologiques
ou environnementales provenant des travaux d’exploration ou d’exploitation dans la
vallée du Saint-Laurent devraient d’être communiquées à des fins des recherches et
d’analyses scientifiques. Elle propose également la conception d’une cartographie des
linéaments dans les Basses-Terres du Saint-Laurent.
129
Concernant l’inquiétude de la fuite du gaz qui contribuerait au réchauffement climatique,
la commission d’enquête a affirmé que le fait de produire localement du gaz naturel et de
le consommer localement pourrait réduire les émissions de gaz à effet de serre à l’échelle
canadienne par rapport à une importation de l’Alberta. Car tout risque d’échappement du
méthane par les réseaux du gazoduc serait réduit à néant. Selon elle, le ministère du
Développement durable de l’Environnement et du Parc devrait prévoir un programme de
suivi des émissions de gaz à effet serre qui pourraient être liées à l’exploration ou
l’exploitation de même qu’au transport et à la distribution. Elle affirme que toute
compagnie capable de montrer que son coffrage est étanche dès la complétion du puits,
lui donne de crédibilité auprès de la population et le gouvernement est sensé répondre à
toute plainte liée à une migration suspectée de gaz naturel.
Concernant les risques naturels et technologiques liés à l’exploration et à l’exploitation
des shales gazéifères. La commission porte à notre connaissance que les risques naturels
mentionnés en audience sont le sismique et le mouvement de terrain. Elle est d’avis que
la conception des infrastructures d’exploration et de production devrait prendre en
compte le risque sismique aux secteurs d’implantations. Elle suggère également que le
plan d’urgence des compagnies devrait comprendre une procédure d’inspection des
infrastructures à la suite d’un tremblement de terre. Elle sollicite l’étude d’une sismique
induite par la fracturation hydraulique et évaluant le risque pour la réalisation des milliers
de puits dans la vallée du Saint-Laurent. La commission d’enquête est d’avis que toute
demande de levés sismiques pour l’exploration du gaz et du pétrole devrait démontrer la
prise en compte adéquate des risques de mouvements de terrains dans la planification des
130
tracés proposés. La commission d’enquête propose que tout projet d’une entreprise doit
démontrer la prise en compte des dangers et des risques, une surveillance appropriée ainsi
qu’un plan d’urgence développé en concertation avec le milieu. Tout risque lié à
l’industrie du gaz de shale devrait être documenté en français.
La commission d’enquête constate que l’article 246 de la Loi sur l’aménagement et
l’urbanisme donne une préséance au développement de l’industrie pétrolière et gazière.
De ce fait elle appelle les municipalités des régions concernées (MRC) à être impliquées
dans la planification du développement de l’industrie du gaz de shale sur leur territoire
pour que le développement de cette industrie soit harmonisé avec les spécificités
territoriales de chaque milieu.
Dans certaines localités où les travaux d’explorations ont été amorcés, le bruit, la
luminosité et le camionnage occasionnés par ces travaux, ont été perçus comme sources
de nuisances par les résidants vivants à proximité. Pour cela, la commission d’enquête
invite les entreprises à respecter les niveaux sonores de la note d’instructions 98-01 sur le
bruit du ministère du Développement durable, de l’Environnement et des Parcs. Elle
souligne la nécessité de mettre en place un système d’éclairage adéquat pour assurer la
sécurité des travailleurs sur les sites d’exploration. Toutefois, elle est d’avis que
l’éclairage devrait être conçu de manière à limiter l’impact sur les résidants vivants à
proximité des sites. Elle propose aux entreprises d’éliminer l’impact visuel sur les
secteurs habités que peut générer le brûlage du gaz naturel de shale à la torche. Enfin
puisque plusieurs sites multipuits pourraient se retrouver dans un même secteur, la
commission d’enquête est d’avis que les impacts cumulatifs du camionnage devraient être
131
évalués avant une éventuelle autorisation de développement d’un gisement gazier. Mais
surtout elle pense que la construction des conduites pour l’alimentation en eau nécessaire
à la fracturation hydraulique réduirait significativement le camionnage.
Selon la commission, les articles 170, 200 et 235 de la Loi sur les mines accordent à
l’entreprise un droit d’accès au terrain pour y faire tout travail d’exploration et
d’exploitation. La commission d’enquête est d’avis qu’une entente incluant un bail
permettrait de guider les négociations entre les citoyens et les entreprises afin d’assurer le
respect des droits des propriétaires fonciers touchés par l’exploration et l’exploitation du
gaz de shale.
La commission constate que la responsabilité environnementale du détenteur du permis
de recherche de pétrole, de gaz naturel ou de réservoir souterrain ne s’étend pas au-delà
de la date de fermeture officielle du puits. Tout en souscrivant au principe qu’une
entreprise doit demeurer responsable à perpétuité pour toute contamination de terrain et
de nappe phréatique, la commission d’enquête propose la création d’un fonds financé par
l’industrie selon les principes équité et solidarité sociales et pollueur payeur. Ce fonds
couvrirait les coûts de restauration de sites de puits abandonnés ou fermés et faisant face
à des problèmes de contamination de l’air, des terrains ou de l’eau à long terme.
Pour bénéficier d’une meilleure cohabitation avec les collectivités concernées, la
commission pense que l’information et la concertation sont des éléments cruciaux et
qu’elle conseille l’industrie du gaz de concevoir une démarche de planification basée sur
la transparence et le respect. À l’appuie de cet opinion, elle cite l’avis de la compagnie
Gastem inc. qui indique que le développement de l’industrie du gaz de shale devrait se
132
faire en toute transparence et que les entreprises devraient mieux communiquer avec les
municipalités et les résidants. De ce fait elle suggère qu’en vertu de la future loi sur les
hydrocarbures les entreprises seraient tenues de consulter les citoyens. Une consultation
en guise d’information sur les travaux à venir dans leur localité, ce qui ne serait pas une
consultation au sens profond du terme. Elle note que la prise en compte des
préoccupations des collectivités locales nécessaires à l’acceptabilité sociale devraient
intervenir dès la les premières étapes d’exploration. La commission d’enquête est d’avis
que l’évaluation des projets d’exploration et d’exploitation gazière devrait se faire avec
une information aussi complète que possible. Les entreprises devraient collaborer à la
réalisation de guides de bonnes pratiques, et à l’acquisition des connaissances. Pour la
participation des municipalités, la commission d’enquête est d’avis que le ministère du
Développement durable, de l’Environnement et des Parcs, en collaboration avec le
ministère des Affaires municipales, des Régions et de l’Occupation du territoire, devrait
s’assurer de la prise en considération des seize principes du développement durable par
les MRC et les municipalités locales, comme le prévoit l’article 4 de la Loi sur le
développement durable.
Pour un encadrement légal et réglementaire pour les volets d’exploration, d’exploitation
et de collecte de gaz naturel, la commission d’enquête accepte que l’encadrement actuel
de l’industrie du gaz de shale se fait entre deux ministères en fonction des lois dont
chacun est responsable et qu’il ne favorise pas la surveillance et le contrôle intégrés des
activités.
133
Elle est également d’avis que les activités d’exploration et d’exploitation devraient être
autorisées par le ministère du Développement durable, de l’Environnement et des Parcs
tout en tenant compte de l’ensemble des enjeux environnementaux à l’intérieur d’un
même certificat d’autorisation.
Dans le cas de la tarification des actes administratifs, la commission constate que le
régime en vigueur au Québec pour la tarification des demandes d’autorisation de forage
va dans le concept utilisateur payeur et reflète ce qui se fait ailleurs en Amérique du
Nord. Elle constate toutefois que le régime de tarification de la Colombie-Britannique se
rapproche plus du recouvrement des coûts que celui du Québec. Elle est d’avis que la
tarification des diverses demandes liées à l’industrie du gaz naturel devrait être examinée
par le ministère des Finances et le ministère du Développement durable, de
l’Environnement et des Parcs afin qu’elle représente le plus fidèlement possible les coûts
réels d’analyse de ces demandes ainsi que ceux liés au suivi, à l’inspection et au contrôle
technique et environnemental, et ce, en vertu du principe « internalisation des coûts.
La commission d’enquête est d’avis que la création d’un organisme autonome pour
encadrer l’industrie gazière serait prématurée et qu’il appartiendra au ministère du
Développement durable, de l’Environnement et des Parcs d’évaluer le modèle
d’organisation le plus approprié compte tenu du volume d’activités prévisibles à moyen
terme.
À l’issu de tous ces analyses et opinions triplement fulgurants (Industrie-gouvernement-
citoyens) menés par la commission d’enquête du bureau d’audiences publiques sur
134
l’environnement, pour clarifier l’état actuel du développement des shales gazéifères au
Québec, je partage en toute conviction l’idée que l’entreprise du gaz de shale se voue à
une réelle transparence dans l’exercice de ses opérations. Elle doit également divulguer
toute information non compromettante pour son statut ou sa réputation et qui s’avère
scientifiquement utile.
De plus le gouvernement qui pourrait être plus habile en matière de communication avec
ses citoyens que l’industrie, doit créer un comité gouvernemental qui servirait de cordon
entre l’industrie et les citoyens afin que ces derniers soient informés plus efficacement sur
l’activité des travaux avenirs. Ce comité s’occuperait de diverses tâches qui
concerneraient la municipalité et l’industrie relativement aux travaux d’explorations et
d’exploitations et surtout il serait tenu de transmettre les consignes de sécurités aux
résidants vivants à proximité des sites de forage. C’est de cette manière qu’on peut
espérer des relations harmonieuses et de pouvoir instauré une atmosphère de confiance de
manière bilatérale.
D’un autre côté je trouve qu’il est un peu exagéré que le regard de la population soit
focalisé uniquement et systématiquement vers l’industrie du gaz de shale. Il serait plutôt
commode de la considérer comme une des nombreuses entreprises œuvrant sur le sol
québécois. Concernant la loi sur les hydrocarbures, je pense qu’il serait mieux que le
gouvernement allège les exigences pour le développement du gaz de shale. Comme ça,
des compagnies locales (québécoises) pourraient s’émerger et prendre en contrôle leurs
propres ressources. Au cas contraire, il serait très probable que les petites compagnies
locales ne seraient pas à mesure de répondre aux critères imposées par la loi pour
135
l’exploration et ou l’exploitation du gaz de shale et de ce fait, elles seront absorbées au
profit des multinationales d’hydrocarbures.
136
Chapitre 7. Conclusions
La production gazière à partir de la séquence sédimentaire de shale, n’est pas un
événement nouveau. Par le passé du gaz naturel fut produit par des gisements de shales
qui sont assimilés à des gisements de type conventionnels. Car la production était via
puits verticaux qui sont implantés sur des failles naturelles dans lesquelles se trouvent
stocker du gaz naturel. Les exemples typiques sont, celui du pétrole découvert en 1920 à
Norman Wells au Canada, provenait de dépôts de shales fracturés, les formations de
shales dans les Appalaches américains ont fait preuve d’une production dès la fin des
années 1800, dans le sud-est de l’Alberta et le sud-ouest de la Saskatchewan, le gaz est
produit depuis des décennies à partir du shale de White. Aujourd’hui on extrait encore du
gaz naturel de ces mêmes structures géologiques en les conférant des fractures
(perméabilités) artificielles qui permettent de libérer le gaz naturel piégé. Comme je l’ai
mentionné plus haut, l’intérêt vu de cette technologie développée aux États-Unis dans les
shales du Barnett, c’est vite répandu à travers le monde partout où il existe des shales
gazéifères prolifiques. Ainsi de par son architecture et son histoire géologique, la région
des Basses-Terres du Saint-Laurent au Québec a fait preuve de la présence des gisements
de types « non-conventionnel » comme les shales gazéifères et le modèle de la
dolomitisation hydrothermale qui ont suscité un intérêt pour l’évaluation de leur
potentiel. Tout comme le reste de la planète (hormis les États-Unis), les travaux exercés
137
dans les Basses-Terres du Saint-Laurent à l’exploitation d’hydrocarbures sont toujours à
la phase d’exploration. Toutefois les résultats obtenus de l’évaluation des sites
prometteurs de la région tel que le Shale d’Utica et le Calcaire du Trenton sembles être
satisfaisants. La réponse à chacune de nos questions suivantes nous permettra d’avoir
d’avantage d’éclaircissement sur le sujet.
7.1. Existent-t-ils des hydrocarbures dans les roches des Basses-Terres du Saint-
Laurent?
Tout d’abord, il nous importe de préciser que de nos jours, parmi les différentes cibles
prospectes en hydrocarbure des Basses-Terres du Saint-Laurent, les travaux d’évaluation
du potentiel pétrolier et gazier de la région sont systématiquement focalisés sur le Shale
d’Utica qui montre un bon potentiel suite aux résultats d’analyses de certains paramètres
physico-chimiques et grâce à sa capacité d’être fracturé par les techniques de
fracturations hydrauliques disponibles. Quelques fois sur le Calcaire du Trenton qui
semble être propice par sa position stratégique (tout juste en dessous du Groupe d’Utica).
Préalablement la présence de la matière organique dans le Shale d’Utica indique que la
roche est réductrice et est favorable à la transformation de cette matière organique en gaz
ou en pétrole selon le degré de la maturité thermique atteint par les roches. Cette matière
138
organique est quantifiée sous le taux de carbone organique total dans la roche qui, se
désagrège spontanément en diminuant de quantité, au profit de la formation
d’hydrocarbures.
Le Shale d’Utica montre une diminution du COT allant de 3% à 1% en direction du
Bouclier canadien vers les Appalaches, ceci est un indicateur de la présence
d’hydrocarbures. En théorie, il convient d’affirmer que le Shale d’Utica est riche en
hydrocarbure dans sa section vers les Appalaches, mais en réalité la nature est plus
complexe que nous le décrivons.
7.2. Sous quelles formes existent-t-ils?
L’état d’hydrocarbure est défini par la réflectance de la vitrinite qui est une mesure de la
maturité thermique de la matière organique. Habituellement les valeurs inférieures à 1,2
se trouvent dans la fenêtre à huile et à partir de 1,2 les conditions sont caractéristiques de
la fenêtre à gaz.
Dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, les valeurs normales de la réflectance du Shale
d’Utica sont comprises entre 1,2 et 2,5, et des valeurs anormales jusqu’à 13,4 sont
observées au contact des intrusions montérégiennes. Ce minimum de 1,2 leur confère un
139
potentiel essentiellement gazier. Cela n’empêche qu’on rencontre des traces de pétrole
dans certains endroits.
7.3. Où sont les hydrocarbures?
L’extension en largesse, l’absence d’une géométrie particulière et la répartition inégale
du gaz, sont quelques facteurs qui rendent difficile d’avoir une localisation exacte des
hydrocarbures dans les shales gazéifères.
Comme nous l’allons vu plus haut, tout le Shale d’Utica de la région des Basses-Terres
du Saint-Laurent produit du gaz selon qu’il peut être biogénique ou thermogénique,
cependant, il y a des sections plus prolifiques que d’autre que nous pouvons séparer en
deux secteurs : (i) De quelques kilomètres à l’ouest de la ville de Québec, en direction
sud-ouest à mi chemin entre Montréal et Québec où la maturité thermique varie de 1,2
pour atteindre 1,7. Ce domaine correspond à la plus grande surface des Basses-Terres du
Saint-Laurent à avoir une telle maturité thermique modéré. Du sud-ouest de cet intervalle
la maturité devient trop élevée pour pouvoir conserver du gaz. Le nord-est de cet
intervalle, montre également un potentiel avec une maturité thermique de 1,7 mais la
section du Shale d’Utica reste courte. (i) Et en direction des Appalaches entre la Faille de
Yamaska et la Ligne de Logan, le Shale d’Utica montre encore un bon potentiel, car il
140
présente une maturité thermique modérée sur une épaisseur comprise entre 200 à 300
mètres. À l’ouest de la Faille de Yamaska, l’épaisseur d’Utica est de 100 mètres. À l’est
de la Ligne de Logan on entre dans les Appalaches qui, ont une maturité thermique
élevée sur des grandes épaisseurs du Shale d’Utica.
7.4. Est-ce qu’il y a un type de gisement qui est meilleur au point d’être procédé à
une exploitation commerciale?
Nous savons que le modèle de dolomitisation hydrothermale que présente le calcaire du
Trenton est souvent développé au niveau des failles d’extension ayant été active lors de
l’orogénie taconique. Dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, ces failles sont présentes
en sous surface depuis la ligne de Logan jusqu’au-delà de la Faille de Yamaska. Elles
constituent un chemin de migration de gaz du Shale d’Utica vers le Trenton. Vu son
volume d’extension tout au long des Basses-Terres du Saint-Laurent, et le nombre de
failles qui l’affectent, le gisement de Trenton pourrait être très bien riche en gaz.
Le Shale d’Utica est considéré comme étant la roche mère de tout le gaz présent dans les
roches des Basses-Terres du Saint-Laurent (excepté le Shale de Lorraine), il présente la
meilleure perspective, car même si une partie du gaz naturel s’échappe via des failles et
draine les roches avoisinantes, compte tenu de sa faible perméabilité la quantité du gaz
141
qui restera piégé est de loin la plus importante. En effet, par les méthodes de fracturations
actuellement disponibles, le Shale d’Utica est le plus grand potentiel des Basses-Terres
du Saint-Laurent. Pour le moment très peu de puits horizontaux ont été forés dans cette
formation et on ignore encore si le Shale d’Utica peut être rentable ou non. Mais les
analystes de l’Office national de l’énergie, évaluent la réserve totale du gaz naturel dans
le Shale d’Utica d’un taux d’au moins 120 trillions de pieds cubes sur un volume présent
dans la roche entre 35 et 163 trillions de pieds cubes.
7.5. Y’a-t-il un avenir pour les Basses-Terres du Saint-Laurent en tant qu’une
ressource d’hydrocarbure?
Avec ses gigantesques ressources hydrauliques, le Québec a toujours su développé sa
filière hydroélectrique pour une production d’énergie suffisante à sa consommation
locale, et dont l’excédant parvient à alimenter au-delà de ses frontières. Il n’est sans doute
que la province ne connait aucune carence énergétique lui obligeant à avoir besoin
d’exploiter les ressources gazifières des Basses-Terres du Saint-Laurent. Toute de même
il peut de sa production, remplacer les volumes de gaz naturel venant de l’ouest canadien,
dont les prix sont restés toujours chers au Québec en raison des grandes distances de
transport à travers les gazoducs, et qui servent dans multiples usage comme par exemple
à la fabrication des plastiques, des fertilisant, source d’hydrogène, le chauffage,
142
carburant, etc. et il peut substituer les énergies plus polluantes et émettrices du gaz à
effet de serre comme le mazout lourd (utilisé dans le chauffage) qui continue
malheureusement d’être présent sur l’ensemble du territoire.
En dehors du Québec, c'est-à-dire pour le reste du Canada et le monde, la question
énergétique demeure extrêmement complexe. En 1956, un géologue américain du nom
Monsieur Hubert King, a crée une formule de production d’hydrocarbures pour prédire
un déclin de la production américaine en 1970. Thèse qui a été validé par un bon nombre
de scientifiques et réfuté par certains arguments qui se basent sur la production de
gisements de types non-conventionnels, qui par le passé étaient considérés comme
beaucoup trop chère et presque impossible d’en exploiter. Aujourd’hui, une baisse
importante de gisements de gaz naturel classique est observée à travers le monde et parmi
les pays dont le pic de production d’hydrocarbures est atteint, figure également le
Canada.
En raison de cette réduction des gisements classiques, le gaz naturel « non-
conventionnel » est sur le point de prendre de plus en plus une place importante dans
l’économie mondiale. Surtout sa possibilité de remplacer les énergies plus polluantes et
émettrice du gaz à effet de serre fait de lui une solution très recherchée. Or cette ressource
n’est concentrée que dans une poignée de pays. L’Amérique du Nord à elle seule
consomme près du quart de la production mondiale alors que leur réserve classique en
gaz naturel ne représente que 4,6 % du gaz naturel classique de la planète. La grande
partie de la consommation européenne est tributaire de la Russie qui, a souvent généré
des tensions géopolitiques très tendues à ces clients européens. En raison de ses
143
différentes situations parmi tant d’autres, le gaz naturel des gisements «non-
conventionnels » peut servir autant pour une consommation directe que pour un outil ou
moyen de négociation avec les pays qui fournissent des hydrocarbures de types classiques
à des prix très pénalisants. C’est un peu dans ce sens que la production du gaz naturel des
shales gazéifères qu’il soit d’Amérique du nord, de quelques pays asiatiques, africains et
européens s’avère une solution inéluctablement salvatrice pour l’ensemble de la planète
d’une crise énergétique et d’être un moyen rapide de lutte contre le réchauffement
planétaire afin d’avoir un développement durable pendant que la technologie des
ressources renouvelables soit à terme.
144
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