LES VRAIS DANGERS
DU GAZ DE SCHISTE

Certains en rêvent, d’autres s’y opposent, car c’est dans

tous les pays que les anti-gaz-de-schiste se sont mobilisés.

Ce livre tente de savoir pourquoi.

Ainsi personne, à l’avenir, ne pourra évoquer l’ignorance de cause.

par Danièle FAVARI, juriste de l’environnement et droit européen de l’environnement, invitée comme expert du Parlement européen de Bruxelles à l’Atelier sur « l’exploration et l’exploitation du gaz de schiste dans l’Union européenne et ses impacts sur l’environnement et la politique énergétique » http://verte-influence.e-monsite.com/avec le Professeur André PICOT, toxicochimiste, directeur de recherche honoraire CNRS, expert français honoraire auprès de l’Union européenne pour la fixation des normes des produits chimiques en milieu de travail, (Commission SCOEL, Luxembourg), auteur principal du « Bilan toxicologique et chimique du gaz de schiste », président-fondateur de l’Association toxicologie-chimie (Paris) : http://atctoxicologie.free.fr et Marc DURAND, doct-ing en géologie appliquée (géologie de l’environnement et hydrogéologie), diplômé de l’École Polytechnique de Montréal, professeur retraité de l’université de Québec, département des Sciences de la terre et de l’atmosphère (UQAM) : https://www.facebook.com/gazdeschiste2?ref=ts&fref=ts

Le code de la propriété intellectuelle du 1er juillet 1992 interdit expressément la photocopie à usage collectif sans autorisation des ayants droit. Cette pratique s’est généralisée au point que la possibilité pour les auteurs de créer des œuvres nouvelles est aujourd’hui menacée. En application de la loi du 11 mars 1957, il est interdit de reproduire intégralement ou partiellement le présent ouvrage, sur quelque support que ce soit, sans l’autorisation de l’Éditeur ou du Centre Français d’Exploitation du droit de copie, 20 rue des Grands-Augustins, 75006 Paris.

© Éditions Sang de la Terre, quatrième trimestre 2013

ISBN 978-2-86985-298-3

Sang de la Terre
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Courriel : info@ellebore.fr • Site Internet : www.sangdelaterre.fr

PRÉAMBULE

Il était une fois… GASLAND dont tout le monde a entendu parler. Ce film, déclencheur d’un mouvement d’ampleur internationale d’opposition aux gaz de schiste continue de véhiculer l’image terrifiante d’un robinet dont l’eau s’enflamme au contact d’un briquet par la remontée du méthane dans la nappe phréatique. La saga de son réalisateur, Josh FOX est narrée dans ce livre qui se veut un inventaire exhaustif des études parues sur les dangers du processus d’exploitation des gaz de schiste en une analyse objective en termes de compétitivité et d’emploi, afin que chacun puisse se forger sa propre opinion.

For some time now, the GASLAND movie/documentary has provided a factual basis for legitimate protest in many countries. This movie trigger of a movement of opposition to shale gas on an international scale. It continues to convey the terrifying image of a tap water which catches fire on contact with a lighter by the rising of methane in the watertable. Saga’s director, Josh Fox, is narrated in this book which is, above all, an exhautive inventory of all studies on the dangers of operating process of shale gas and an objective analysis in terms of the effect on competitiveness and employment, so that everyone can form their own opinion.

REMERCIEMENTS :

Aux eurodéputées :

Sandrine Bélier, Michèle Rivasi et Catherine Grèze,

À Maître Sébastien Mabile,

pour mon intervention à Sciences-Po Paris

dans son cours de droit de l’environnement

sur « les gaz de schiste et le principe de précaution »

À Maître Mounir Meddeb, Avocat à la Cour,

Fondateur du Cabinet d’avocats Energie_legal

À Maître Gaëlle Audrain-Demey

Doctorante en droit public.

Spécialisée en droit de l’environnement, droit de l’énergie

À Thomas Porcher, économiste français.

Spécialiste du pétrole, docteur en économie

à l’université de Paris 1 Panthéon-Sorbonne

et auteur de « Le Mirage du gaz de schiste »

À Josh Fox, réalisateur de « Gasland »,

À Yoko Ono, Sean Ono Lennon et Susan Sarandon

pour leur « anti-fracking tour ».

À « La truite masquée, mais bien informée »

pour son aimable autorisation.

Le monde ne sera pas détruit

par ceux qui font le mal,

mais par ceux qui le regardent

sans rien faire.

Albert Einstein

PARTIE I

CHAPITRE I

LE GAZ DE SCHISTE,
QU’EST-CE QUE C’EST ?

Le gaz de schiste est un hydrocarbure à l’état gazeux, en l’occurrence du méthane (CH₄), que l’on trouve dans les roches sédimentaires de type « schistes ». Accumulés par sédimentation, ces schistes sont constitués de plaques empilées les unes sur les autres à la façon d’une ardoise (on dit qu’ils sont « anisotropes »)¹.

Les géologues appellent ces roches « shales » et non schistes, car ils comprennent aussi des roches dites « métamorphiques »² qui se sont formées à des températures telles que les hydrocarbures n’y résistent pas. Il serait donc plus exact de parler de « gaz de shales » et non de « gaz de schiste », mais c’est ce dernier terme qui est à présent le plus communément utilisé, en France notamment.

Pétrole (huileux ou huile) de schiste et gaz de schiste, sont dits non-conventionnels bien que destinés aux mêmes usages (domestique, industriel, production d’électricité…) que les hydrocarbures (dits conventionnels) qui se sont accumulés dans les poches souterraines de la roche et sont extraits de manière conventionnelle. La difficulté, c’est d’extraire les premiers en disloquant artificiellement ce « mille-feuille » compacté où ils sont piégés.

Le gaz de schiste, un hydrocarbure « non conventionnel » : pourquoi ?

À l’origine des temps géologiques, des matières organiques (algues, plancton, produits végétaux, ou micro-organismes, par exemple) se sont décomposées et accumulées jusqu’à former une couche sédimentaire argileuse. Au cours des millénaires, cette roche (la roche-mère ou « source rock ») s’est progressivement enfouie et sous l’effet de la pression et de la température, elle s’est transformée en hydrocarbures. Ceux qui ont migré, se sont retrouvés piégés dans ce que l’on appelle une « roche-réservoir ». Ils peuvent alors être exploités par des forages conventionnels, terrestres (on-shore) ou maritimes (off-shore) ; ce sont le pétrole et le gaz naturel, par exemple.

Les gaz dits « non-conventionnels » sont de même structure chimique et de même origine que le gaz naturel. La différence tient aux caractéristiques des roches qui sont des roches sédimentaires argileuses enfouies à de grandes profondeurs (entre 2 000 et 4 000 mètres) et qui les ont générés. Comme ces roches sont très compactes et imperméables, le gaz est piégé dans leur structure même, mais de manière diffuse dans les différents interstices qui se présentent comme un feuilletage. [1]

Les pétroles non conventionnels regroupent : le pétrole de réservoir compact (tight oil), le pétrole lourd ou extra-lourd, les sables et schistes bitumineux (oil shales), le pétrole de schiste (oil in shales, shaly oil) appelé aussi huile de schiste.

Schiste : détail _© Travis S. – Flickr – C.C.

Les gaz comprennent « le gaz de schiste dit de roche-mère, le gaz de réservoir compact (tight gas), le gaz de houille (coal bed methane ou CBM), le gaz de schiste (gas shale), le gaz de mine de charbon (coal mine methane ou CMM), ou encore les hydrates de gaz que l’on appelle communément hydrates de méthane (methane gas hydrates ou MGH) » qui correspondent à du méthane enveloppé (encapsulé) par quelques molécules d’eau. La différence entre ces types d’hydrocarbures non conventionnels dépend donc, entre autres facteurs, de la maturité de la roche-mère acquise lors des temps géologiques. [2]

De façon générale, le vocable « hydrocarbures non conventionnels » (HNC) désigne donc à la fois les pétroles et les gaz dont l’extraction nécessite des méthodes plus complexes qu’un simple forage vertical (VOIR chapitre 2 : Une extraction complexe).

En conclusion, les hydrocarbures ainsi formés se sont déplacés en direction d’une roche poreuse et perméable (le réservoir) dans laquelle ils s’accumulent ; c’est le cas des gisements dits conventionnels. C’est dans cette couche que l’on va extraire le gaz naturel ou le pétrole en réalisant un ou plusieurs forages. Dans le cas des gisements non conventionnels, les hydrocarbures se situent dans des réservoirs moins perméables, structures poreuses dans lesquels ils se répartissent et qui les emprisonnent et que l’on nomme « roche-mère ». [3]

Roche-réservoir et roche-mère

(Source : IFP_Énergies Nouvelles)

Les termes roche-réservoir et roche-mère renvoient à des étapes distinctes de la formation des gisements de pétrole et/ou de gaz naturel, en un mouvement lent et continu à travers les strates rocheuses, nommé « migration ». La vitesse de cette migration dépend de la perméabilité de chaque roche qu’ils traversent, c’est-à-dire de sa capacité à laisser circuler les fluides.

La roche-réservoir

Malgré cette appellation, il ne s’agit pas de vastes poches continues mais de minuscules pores entre les grains qui forment la matrice de cette roche. La qualité d’une roche-réservoir est caractérisée par sa porosité et sa perméabilité. La porosité représente l’espace entre les grains, et donc sa capacité à stocker un hydrocarbure. Un réservoir très poreux pourra donc receler un grand volume de gaz. Mais encore faut-il qu’il laisse ces fluides circuler, autrement dit que les pores soient connectés entre eux. C’est la perméabilité qui mesure cette aptitude de la roche à se laisser traverser par le gaz. Le gaz de schiste (ou shale gas) est, lui, piégé dans des roches de très faible perméabilité (roches ultra compactes.) [4]

La roche-réservoir se définit donc comme une roche où des hydrocarbures s’accumulent et se concentrent. De densité plus faible que l’eau, les hydrocarbures de la roche-mère migrent vers la surface à travers les strates de roches sédimentaires. (S’ils parviennent au contact de l’air ambiant, des réactions chimiques les changent en eau et en gaz carbonique et ils sont alors, le plus souvent, dissous dans l’atmosphère.) Au cours de cette migration, les hydrocarbures peuvent rencontrer une couche imperméable (appelée « roche-couverture »), au-dessous de laquelle ils se retrouvent piégés ; c’est la couverture ou le toit de la roche-réservoir qui permet en fait la formation d’un réservoir. Celle-ci est capable de concentrer de grandes quantités d’hydrocarbures, aboutissant à des gisements de pétrole ou de gaz naturel. [5]

Les gaz de schiste (ou shale gas) et les gaz de réservoir compact (tight gas) ont en commun d’être piégés dans des roches de très faible perméabilité, ultra-compactes appelées « roche-mère » qui interdisent ou limitent très fortement leur circulation. La perméabilité, qui s’exprime en Darcy³, est l’un des paramètres marquant la frontière entre réservoirs « conventionnels » et « non- conventionnels ». [6]

La roche-mère

La roche-mère désigne la roche où se sont formées les premières molécules d’hydrocarbures (ces molécules se sont formées à partir de kérogène⁴) par la décomposition, en condition anoxique (c’est-à-dire sans oxygène), de la matière organique contenue dans des sédiments marins qui se déposent généralement sur les fonds océaniques.

Le « schiste » n’est donc qu’une argile solidifiée (argilite) qui a débuté sa vie géologique comme vase marine ou lacustre. Une fois durcie, cette argile solidifiée retient par adsorption⁵ l’huile et le gaz qui s’y sont formés. Si l’enfouissement est trop faible, la matière organique ne se transforme pas complètement en hydrocarbure : c’est le cas des schistes bitumineux (roche-mère immature).

Si l’enfouissement de la roche-mère est de l’ordre de 2 000 à 3 000 mètres, la roche-mère a été portée à une température suffisante pour générer du pétrole. On a alors affaire à des huiles de schiste. Avec un enfouissement plus profond, la matière organique se transforme en pétrole, puis en gaz. On a alors à faire à des gaz de schiste.

Conventionnels versus non conventionnels

Le point commun de ces ressources non conventionnelles est donc le fait que les hydrocarbures, potentiels pour les schistes bitumineux, liquides pour les huiles de schiste, gazeux pour les gaz de schiste, sont demeurés dans la roche-mère⁶. La différence entre ces 3 types ne dépend donc que de la maturité de la roche-mère acquise lors des temps géologiques.

(Source : Planetoscope)

On peut alors distinguer :

• les « Conventionnels » qui ont migré de la roche-mère vers la roche-réservoir poreuse et perméable ;

• et les « Non-Conventionnels » qui sont des gisements de gaz résiduels piégés dans la roche-mère (poreuse et imperméable) dont l’huile (roche-mère dans la fenêtre à huile) et le gaz de schiste (roche-mère dans la fenêtre à gaz).

On voit donc l’importance de parvenir à une définition technique, juridiquement acceptable, afin que les demandes des permis exclusifs de recherches soient instruites sous un éclairage approprié (voir chapitre 7 : Un débat qui progresse).

_________________________

1. Se dit d’un corps dont les propriétés varient suivant la direction.

2. Chauffées et compressées, les roches changent de structure : leurs minéraux s’orientent différemment et l’on assiste à l’apparition d’autres types de minéraux. C’est ainsi que naissent de nouvelles roches, dites « métamorphiques » (Source : déchets radioactifs.com)

3. Un darcy (du nom de Henri Darcy) correspond à la perméabilité d’un corps assimilé à un milieu continu et isotrope au travers duquel un fluide homogène de viscosité égale à celle de l’eau à 20 °C (une centipoise) s’y déplace à la vitesse de 1 cm/s sous l’influence d’un gradient de pression de 1 atm/cm. 1 Darcy = 0,97.10⁻¹² m²/atm = unité de pression.

4. Kérogène : Substance intermédiaire entre la matière organique et les combustibles fossiles. Source : Techno-science.net

5. Adsorption : Phénomène de surface par lequel des atomes ou des molécules de gaz ou de liquides (adsorbats) se fixent sur une surface solide (adsorbant). (Source : Gérard Medaisko : « Gaz de schiste, n’en faisons pas une nouvelle affaire Dreyfus »)

6. Le concept de « piège stratigraphique ou géologique » dans la géologie des hydrocarbures est spécifique à la description des roches-réservoirs conventionnelles.
Le pétrole a migré et se concentre dans un « piège stratigraphique » (Marc Durand,
doct-ing en géologie appliquée dont le shale d’Utica et les autres composants de la géologie Ordovicienne de la plaine du St-Laurent, constituent le domaine d’expertise et de recherche)

CHAPITRE 2
UNE EXTRACTION COMPLEXE

Le forage à l’horizontale

On l’aura compris, à l’inverse du pétrole, le gaz de schiste n’est pas localisé dans le réservoir (conventionnel) que constitue la roche-réservoir, mais dans une roche-mère, de façon très diffuse et très étendue. Dans ce cas, un forage vertical classique ne permettrait d’en capter qu’une infime partie. Le seul moyen est donc, après le forage classique à la verticale (dans la partie initiale du puits) jusqu’à la zone cible de la production, située entre 1 000 et 3 000 mètres de profondeur, de forer à l’horizontale en suivant les strates de la roche-mère. Une fois la couche recelant le gaz de schiste atteinte, le forage devient donc horizontal – car la foreuse dévie pour avancer horizontalement dans les schistes – et se prolonge sur plusieurs milliers de mètres (entre 1 000 et 2 000 mètres) à l’intérieur des strates. Ce n’est qu’à ce stade, une fois le gisement de shale atteint, qu’intervient la « fracturation hydraulique ».

Le concept du forage horizontal serait assez ancien. Le besoin croissant de forer jusqu’aux réservoirs moins accessibles pour répondre à la demande a fait que cette technique a été annoncée par beaucoup comme un grand progrès, mais elle a nécessité des améliorations afin de permettre sa multiplication. Elle représente désormais entre 5 à 8 % des puits actifs « on-shore » aux États-Unis, et est en constante augmentation.

La fracturation hydraulique

Historiquement, le premier essai de fracturation hydraulique sur un puits vertical a été testé industriellement au Kansas (États-Unis) en 1947 par la compagnie HALLIBURTON (pour le compte de la compagnie pétrolière et gazière Stanolind Oil and Gas Corp). Quant au premier forage horizontal, il aurait été réussi en juin 1980 par ELF-AQUITAINE à Lacq. Cette technologie qui a démarré aux États-Unis grâce à un vétéran de l’industrie pétrolière (Georges Mitchell¹), est devenue réellement opérationnelle en 2006, notamment en raison du relâchement des lois environnementales aux États-Unis. Il faut remarquer que durant ces dernières années, il n’y a pas eu de saut technologique qui pourrait justifier les espoirs – considérés par certains comme démesurés – mis dans cette technique très polluante. [7]

La fracturation hydraulique, appelée aussi « hydrofacturation » – ou « fracking » car inventée par les sociétés américaines –, s’est donc imposée au reste du monde pour l’extraction des ressources non conventionnelles. Elle peut être pratiquée à grande profondeur (à plus d’un kilomètre, voire à plus de 4 km dans le cas du gaz de schiste) et à partir de puits verticaux, inclinés ou horizontaux.

La capacité du forage horizontal à atteindre et à extraire le gaz ou le pétrole de schiste qui ne sont pas accessibles au forage vertical en a fait une technologie indispensable pour augmenter la quantité récupérée et la production dans des domaines précédemment considérés comme marginaux ou matures. Le forage à l’horizontale permet également des forages à moindre coût, qui seraient moins impactants sur l’environnement. En effet, cette technologie nécessite moins de puits pour produire la même quantité d’hydrocarbures, selon une technique dite de « forage dirigé ou directionnel » ou encore « forage en étoile » [captage multidirectionnel à partir d’un même puits]. À partir d’un point central (d’une même tête de puits en surface), on peut ainsi forer de 10 à 30 puits horizontaux, chacun orienté dans une direction différente. Chaque ligne horizontale peut s’étendre sur des distances importantes (actuellement 16, voire jusqu’à 32 lignes – de 1 500 à 2 000 m – peuvent être utilisées) ; ce qui optimise la quantité de gaz extraite et permet de rentabiliser l’opération ; cette technique de forage coûtant très cher. Ces technologies sont spécifiquement mises en œuvre pour extraire le gaz de schiste, compte tenu de la très faible perméabilité des gisements avec pour objectif de créer la perméabilité qu’ils n’offrent pas à l’origine.

Quand la foreuse a réussi à pénétrer le lit rocheux que l’on souhaite fracturer, il faut ensuite le fragmenter afin de connecter entre eux les interstices remplis de méthane. C’est là qu’on introduit des « perf-guns » qui contiennent la charge explosive. La fracturation hydraulique – technique qui consiste alors à injecter par le puits horizontal des millions de litres d’eau sous très haute pression (600 bars), afin de disloquer la formation géologique à la profondeur déterminée – s’opère après la phase de « staging » (travaux préparatoires de la plate-forme). L’eau, destinée à fissurer et microfissurer la roche, est additionnée d’agents de soutènement (sable, billes de céramique ou proppants) qui vont maintenir les fractures ouvertes une fois l’injection arrêtée, et de produits chimiques (acides, surfactants, gélifiants², anticorrosifs, bactéricides…) inclus dans la recette des « fluides de fracturation » (slickwater) capables de lisser les parois de roche pour fluidifier la circulation du gaz, car l’eau seule ne suffit pas à assurer la viscosité nécessaire. Lorsque la pression exercée par le fluide compense le chargement lithostatique³ augmenté de la résistance propre à la roche, une fissure se crée et peut se propager si la pression du liquide injecté est suffisante. Mais il ne s’agit pas là seulement de créer une macrofissure (ou drain) mais d’interconnecter entre elles toutes les fissures initiales pour en extraire le gaz. Puis, on pompe l’eau pour laisser la voie libre à l’huile ou au gaz qui remontent par le tube de forage jusqu’à la surface. Si le puits s’épuise ou semble se colmater, de nouvelles opérations de fragmentation peuvent se succéder (à raison de 15 fracturations en moyenne pour un seul puits). Seulement 30 à 50 % maximum des fluides de fracturation sont récupérés et traités, le reste demeure en place et va migrer lentement dans les années qui vont suivre. Aux USA et au Québec, les eaux issues du « fracking » sont transportées par camions-citernes vers des centres de traitement. (Voir chapitre 4 : Des risques environnementaux importants)

Fracturation hydraulique : les chiffres clés

La fracturation hydraulique est l’ultime étape réalisée avant la mise en production du puits. L’American Petroleum Institute⁴ estime les besoins en eau pour la fracturation hydraulique des gisements d’hydrocarbures de roche-mère compris entre 8 000 et 16 000 m³ par forage (soit l’équivalent en moyenne de 500 camions), chacun pouvant contenir environ 30 m³ (30 000 litres) selon une comparaison effectuée des besoins en eau pour des fracturations hydrauliques réalisées sur différentes roches mère aux USA et situées à des profondeurs variant de 1 200 à 4 110 m. Une seule fracturation représente donc l’équivalent de 274 années de consommation pour une personne à raison d’une moyenne de 150 litres/jour ou 68 années pour un ménage avec deux enfants ou encore la consommation annuelle de près de 5 000 personnes !

Or, selon l’AIE, les besoins en eau pourraient croître deux fois plus vite que la demande énergétique. Estimée à 583 Gm³ (milliards de mètres cubes) pour la production énergétique avec une hausse prévue de 85 % d’ici 2035, l’eau devient un critère de plus en plus important d’évaluation de la viabilité des projets énergétiques au fur et à mesure que la croissance démographique et économique intensifie la concurrence pour les ressources en eau. En 2008, plus de 50 000 fracturations de puits ont été effectuées dans le monde (si les États-Unis continuaient à forer leurs schistes au rythme actuel, ils se retrouveraient avec 1,7 million de puits en 2030) et on estime que plus d’un puits sur deux foré aujourd’hui l’est par la fracturation hydraulique.

LIRE AUSSI : « Hydraulic Fracturing and Water Resources : Separating the Frack from the Fiction » par Heather Cooley et Kristina Donnelly, à l’initiative du 11th Hour Project (organisme indépendant qui agit pour la promotion d’une meilleure relation entre la planète au regard de l’alimentation, de l’eau et des ressources énergétiques), qui dénonce également la pratique du secret industriel lié aux composés et techniques employés, ainsi que la minimisation du nombre de produits mais aussi le fait que la majorité des études aient été réalisées par l’industrie.

Le contrôle de la fracturation hydraulique

L’industrie proclame que le danger de propagation des fractures hors de la zone de forage du shale lors de la fracturation hydraulique est contrôlé par une technique sophistiquée nommée « surveillance (ou monitoring) microsismique ». Pour décrire cela simplement, considérons que dans des petits forages satellites, on installe des microphones spéciaux appelés géophones (capteurs permettant la mesure du vecteur vitesse des vibrations sismiques) qui enregistrent les ondes mécaniques (en fait, ces ondes mécaniques sont sonores). Ces ondes détectent les fractures qui sont produites dans le procédé. Cette surveillance permet de localiser l’origine des ondes provoquées par des ruptures mécaniques dans le schiste.

La surveillance microsismique est une technique passive non intrusive qui consiste à détecter et enregistrer les ondes émises lors de la fracturation et de la fissuration des massifs rocheux. Le principe est donc identique à celui mis en œuvre en sismologie, si ce n’est que l’échelle est réduite de quelques ordres de grandeur (magnitudes négatives). Le traitement, l’analyse et l’interprétation des séquences d’événements microsismiques, l’observation et la surveillance microsismique trouvent de très nombreuses applications dans le domaine de la prévention des risques naturels et industriels. Si elle s’est particulièrement développée dans le contrôle de l’exploitation des mines ou des réservoirs d’hydrocarbures, activités extractives génératrices de redistributions importantes de contraintes et par conséquent d’activité microsismique, elle trouve aussi de nombreux autres champs d’application (étude de la structure du sous-sol, des couches sédimentaires, du terrain superficiel altéré et du substratum rocheux). [8]

Mais « suivre » les ruptures n’est pas « contrôler » les ruptures (à l’exemple du radar qui n’a jamais pu contrôler la vitesse des voitures mais se contente de la mesurer !) La nuance est importante en ingénierie de fracturation. Si une fracture se propage hors de la zone ciblée, on ne peut que le constater, a posteriori, par la microsismique. Le vrai contrôle ne se fait qu’indirectement en surface, en contrôlant la pression et le débit d’injection pendant les opérations de fracturation.

Deuxième observation et elle est de taille, même si l’industrie n’en parle jamais : il y a deux types de fractures et la microsismique ne peut détecter que les ruptures de moindre signification. Les fractures les plus significatives s’ouvrent en traction et l’eau sous pression pousse sur les parois d’une fracture, la forçant à s’ouvrir et à se propager encore plus loin. Ce phénomène est lié à la faible résistance en traction des roches, d’où le nom de ce premier type de fractures : « ruptures en traction ». Ces fractures sont les plus nombreuses et les plus significatives ; on y injecte aussi le sable pour les maintenir ouvertes et collecter ainsi le gaz. [9] Les fractures d’où émanent les ondes, ne sont pas celles-là, mais d’autres, nommées « fractures en cisaillement », qui se manifestent dans le processus déformant tout le massif de shale. Ce sont ces « fractures en cisaillement » que détecte la surveillance microsismique. La conclusion de cette approche est qu’une « fracture en traction » peut très bien déborder loin, hors de la zone ciblée, en se propageant par exemple dans un plan de faiblesse naturelle déjà présent. Cela se nomme une « diaclase »⁵ mais cela peut aussi se produire dans une faille qui rejoint les strates aquifères, jusque près de la surface. Quand cela se produit, la surveillance microsismique peut ne rien détecter du tout. C’est là une question essentielle qui fait que l’industrie gazière proclame qu’elle exerce un parfait contrôle et que la fracturation hydraulique demeure toujours à l’intérieur de la couche de shale ciblée.

L’extension réelle de la fracturation hydraulique

Une étude publiée en 2012 par le magazine « American Oil and Gas Reporter » [10] vise à démontrer que « même avec ces extensions incontrôlées, le bas des nappes phréatiques à 1 000 ou 1 300 mètres est encore loin de l’extension des zones fracturées ». Cela ne tient pas compte de la présence de failles et/ou de fractures naturelles qui s’ouvrent en traction pure sous la pression et qui peuvent être mises en communication avec les nappes. L’extension du fluide de fracturation de façon incontrôlée, bien au-delà de la zone où l’on croit opérer, résulte de la présence des fractures (ou failles) naturelles. Plutôt que de se limiter à produire des fractures de façon uniforme dans une seule couche, comme tente de le démontrer l’industrie pétrolière, le liquide sous pression s’injecte principalement dans des fractures naturelles et les ouvre sur de grandes distances.

Les phénomènes tectoniques se situent dans la partie profonde du manteau de l’écorce terrestre. On constate, en effet – toujours à l’aide des ondes sismiques – que la surface de notre globe est rigide sur une épaisseur de l’ordre de 100 à 200 km (dite lithosphère ou écorce et sommet du manteau supérieur). En surface, la lithosphère peut porter deux types de croûte : l’une continentale, l’autre océanique. [11] Les « chocs » des plaques les unes contre les autres sont à l’origine des tremblements de terre (ou séismes).

Au niveau des zones continentales stables (certaines zones continentales sont « mobiles » et d’autres sont stables : cratons continentaux), on distingue :

• une croûte supérieure rigide ou fragile, facile à interpréter ;

• une croûte inférieure où les déformations se font surtout par étirement ductile (croûte ductile), plus difficile à interpréter car inaccessible et plus massive, faite de roches basiques ; [12]

• et les failles qui sont des fractures (cassures du terrain ou zones de rupture) dans la croûte terrestre où il y a mouvement ou dans la roche, le long de laquelle les deux bords se déplacent l’un par rapport à l’autre, le long de celle-ci. [13]

À l’origine, le mot « faille » était utilisé par les mineurs pour désigner le plan qui, interrompant brusquement un filon de minerai, empêchait la poursuite de son exploitation. En général, il s’agit de plans verticaux ou fortement inclinés sur l’horizontale qui, selon l’importance de la faille, peuvent aller de quelques centimètres à plusieurs kilomètres verticalement, et jusqu’à plusieurs centaines de kilomètres horizontalement (exemple : la célèbre faille de San Andreas). [14]

Les failles sont donc des fractures ou zones de rupture dans la croûte terrestre occasionnées par le mouvement. Elles se caractérisent géologiquement selon le genre de mouvements qui se sont produits près d’elles, selon que la roche d’un des côtés de la faille ait monté, descendu ou encore ait pu se mouvoir de côté relativement à l’autre côté. Les failles varient de surfaces presque horizontales, où les roches d’un côté de la faille peuvent avoir glissé de l’autre côté (chevauchement), à des fractures verticales où les roches d’un côté de la fracture se retrouvent à un niveau inférieur à celles de l’autre côté. Les tremblements de terre se produisent généralement le long de failles parce qu’elles constituent des zones de faiblesse dans la croûte.

Nappes et chevauchements : les empilements de nappes et de chevauchements mettent en relief les vastes déplacements horizontaux associés à leur formation.

On peut simplifier la question des « failles »⁶ en énonçant qu’il y a trois grandes catégories de failles (normale, inverse et le décrochement) parmi lesquelles les failles actives (grandes failles, qui s’étendent sur des dizaines, voire des centaines de kilomètres et sont responsables des tremblements de terre).

En cas de rencontre d’une faille naturelle, la nécessité de fissurer la roche horizontalement dans la veine de schiste avant l’injection des fluides de fracturation va occasionner un « blow-out » en direction du puits (comme cela s’est produit à Leclercville à Lotbinière [Canada]) ou provoquer un risque de sismicité. Ainsi, une forte émanation de gaz – provenant de la portion horizontale du puits qui a été fracturé – a obligé à des travaux de colmatage du puits de Leclercville. La société canadienne Talisman Energy (multinationale du pétrole et du gaz) a indiqué que le problème était lié à une fuite de méthane (gaz) incontrôlée, pendant l’hiver 2011, par la rencontre d’une faille vers 1 100 m dans le puits. [16]L’incident vient, semble-t-il, d’être résolu le 18 décembre 2012, seulement.

Pourtant, les pétroliers prétendent que les failles ne peuvent pas être des voies pour la circulation des fluides car « elles sont recimentées ». L’industrie pétrolière présente l’argument qu’ils ne forent pas de puits près des failles connues parce que cela ne devient pas rentable en raison de la disparition du gaz qui aurait fui par cette zone très perméable et très fracturée. Dès lors, ils admettent ainsi que les failles sont bel et bien des zones de circulation faciles pour le gaz et autres fluides. « Présenter un argument de profit comme garantie de ne pas recouper de faille est un peu rapide ; les commissions d’enquête sur les grandes catastrophes environnementales de l’industrie pétrolière ont justement pointé la recherche du profit à court terme, ainsi que les manquements aux règles élémentaires pour rogner sur les coûts de production, comme la cause principale de ces catastrophes », affirme Marc Durand.

L’exploitation des gisements d’hydrocarbures non conventionnels présente, en effet, de très graves problèmes d’ordre géotechnique. La modification irréversible de la perméabilité de tout le volume d’une formation géologique met en application – à grande échelle – une technologie nouvelle aux conséquences non mesurées. C’est sans précédent dans l’industrie minérale. Le processus géologique de la migration du méthane vers les nouvelles fractures se poursuivra sur des temps géologiques, voire des millénaires. La fraction qui aura migré durant la très courte période du temps d’exploitation commerciale ne représente qu’environ 20 % du volume de gaz impliqué dans le processus. Les puits obturés en fin d’exploitation n’auront pas une durée de vie technique d’ordre géologique ; ils devront avoir dans ce contexte un mode de gestion qui est totalement à revoir et ne peut absolument pas être celui des puits abandonnés antérieurement dans le contexte d’exploitation de gisements classiques.

En effet, « lors de l’exploitation d’un gisement conventionnel, le gaz naturel migre facilement vers le puits d’extraction. À l’inverse, le gaz non conventionnel (de schiste qui est du méthane (CH₄)), qui se présente donc à l’état gazeux a, lors de la phase d’exploitation, une tendance naturelle à la dispersion et la fracturation créée artificiellement avant l’extraction par la nécessité de le libérer alors qu’il est piégé dans la roche-mère, occasionne (ra) alors un processus irréversible d’écoulement du gaz dans les failles naturelles ou créées. Cette migration va se poursuivre pendant des décennies, voire davantage, en une opération où aucune solution technique ne sera disponible pour remettre le shale dans son état d’imperméabilité originelle. Aucun organisme ne peut alors en prévoir les conséquences, surtout par le risque de chevauchement avec le volume potentiel de CO₂enfoui. » (Voir aussi chapitre 5 : L’enfouissement du CO₂)

EXPLICATIONS : Michael Celia, Professeur à l’université de Princeton, dit « que la plus grande menace de toutes les conséquences déjà connues de la fracturation hydraulique est le stockage du CO₂. Le CO₂ généré par les centrales électriques pourra, en effet, être stocké [enfoui] sous terre, dans des roches très poreuses formées par de profonds aquifères salins. Dans le même temps, le “shale” contenu dans la roche imperméable va migrer à travers les fissures dues à la fracturation tant qu’il ne se formera pas une étanchéité entre l’aquifère du dessous. C’est là où la fracturation hydraulique va poser des problèmes de par le risque de chevauchement du volume potentiel de CO₂ avec les réservoirs de gaz de schiste. »

Les produits chimiques utilisés

Dans son « Bilan toxicologique et chimique de l’exploration et l’exploitation des huiles et gaz de schiste ou hydrocarbures de roche-mère par fracturation hydraulique » (nouvelle édition – décembre 2012), le professeur André Picot et son équipe rappellent que : « Nous vivons un tournant historique. Les perspectives d’avenir sont telles que, si nous perdons la Terre, c’est l’humanité que nous perdrons. Pour éviter une telle issue, qui ruinera...