Développement durable de l’industrie des gaz de schiste au Québec

Bureau daudiences publiques sur lenvironnementRapport 273

Dveloppement durable de lindustrie des gaz de schiste au QubecRapport denqute et daudience publique

Fvrier 2011

La mission Le Bureau daudiences publiques sur lenvironnement a pour mission dclairer la prise de dcision gouvernementale dans une perspective de dveloppement durable, lequel englobe les aspects biophysique, social et conomique. Pour raliser sa mission, il informe, enqute et consulte la population sur des projets ou des questions relatives la qualit de lenvironnement et fait rapport de ses constatations et de son analyse au ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs.

La dontologie et lthique Les commissaires sont soumis aux rgles du Code de dontologie des membres du Bureau daudiences publiques sur lenvironnement. Ils adhrent aux valeurs de respect, dimpartialit, dquit et de vigilance nonces dans la Dclaration de valeurs thiques du Bureau, lesquelles compltent celles de ladministration publique qubcoise.

La documentation relative aux travaux de la commission est disponible au Bureau daudiences publiques sur lenvironnement. difice Lomer-Gouin 575, rue Saint-Amable, bureau 2.10 Qubec (Qubec) G1R 6A6 [email protected] www.bape.gouv.qc.ca Tlphone : 418 643-7447 (sans frais) : 1 800 463-4732

Mots cls : BAPE, schiste, shale, Utica, gaz naturel, exploration, exploitation, fracturation hydraulique, basses-terres du Saint-Laurent Dpt lgal Bibliothque et Archives nationales du Qubec, 2011 ISBN 978-2-550-61068-7 (version imprime) ISBN 978-2-550-61069-4 (PDF)

Qubec, le 28 fvrier 2011

Monsieur Pierre Arcand Ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs difice Marie-Guyart, 30e tage 675, boulevard Ren-Lvesque Est Qubec (Qubec) G1R 5V7

Monsieur le Ministre, Il mest agrable de vous transmettre le rapport du Bureau daudiences publiques sur lenvironnement relativement au dveloppement durable de lindustrie des gaz de schiste au Qubec. Le mandat denqute et daudience publique, qui a dbut le 7 septembre 2010, tait sous la prsidence de Pierre Fortin, avec la participation des commissaires Michel Germain, Jacques Locat et Nicole Trudeau.

Lanalyse et les constatations de la commission denqute reposent sur les faits recueillis partir du tmoignage de citoyens, de groupes et de municipalits, de documents scientifiques et gouvernementaux, davis dexperts ainsi que sur lexprience des personnes responsables dappliquer la rglementation au Qubec, en Alberta, en Colombie-Britannique ainsi que dans certains tats amricains. Certaines lgislations en vigueur au Canada et aux tats-Unis ont t examines. La commission denqute a galement observ, lors de missions, lapplication sur le terrain des cadres rglementaires dans les tats du Texas, de la Pennsylvanie et de New York.La commission a examin les avenues pour lexploration et lexploitation du gaz de schiste dans une perspective de dveloppement durable. cet gard, elle soumet lattention des instances dcisionnelles divers avis et orientations. Veuillez agrer, Monsieur le Ministre, lexpression de mes sentiments les meilleurs. Le prsident,

Pierre Renauddifice Lomer-Gouin 575, rue Saint-Amable, bureau 2.10 Qubec (Qubec) G1R 6A6Tlphone : 418 643-7447 (sans frais) : 1 800 463-4732

Tlcopieur : 418 643-9474 [email protected] www.bape.gouv.qc.ca

Qubec, le 28 fvrier 2011

Monsieur Pierre Renaud Prsident Bureau daudiences publiques sur lenvironnement difice Lomer-Gouin 575, rue Saint-Amable, bureau 2.10 Qubec (Qubec) G1R 6A6

Monsieur le Prsident, Jai le plaisir de vous remettre le rapport denqute et daudience publique de la commission denqute charge dexaminer le dveloppement durable de lindustrie des gaz de schiste au Qubec. Je tiens exprimer mon apprciation aux personnes et aux groupes ainsi quaux experts qui se sont intresss aux travaux de la commission en posant des questions ou en dposant un mmoire. Je remercie galement les personnes-ressources pour leur collaboration ce processus public. En terminant, je fais part de ma reconnaissance mes collgues Michel Germain, Jacques Locat et Nicole Trudeau ainsi quaux membres de lquipe qui nous ont accompagns tout au long de nos travaux. Veuillez recevoir, Monsieur le Prsident, mes salutations les plus distingues. Le prsident de la commission denqute,

Pierre Fortin

difice Lomer-Gouin 575, rue Saint-Amable, bureau 2.10 Qubec (Qubec) G1R 6A6Tlphone : 418 643-7447 (sans frais) : 1 800 463-4732

Tlcopieur : 418 643-9474 [email protected] www.bape.gouv.qc.ca

Table des matiresIntroduction ............................................................................................................................ 1 PARTIE 1 Chapitre 1 Ltat de situation ............................................................................................. 3 La dmarche de la commission....................................................................... 5

Le cadre danalyse............................................................................................................... 5 Lorganisation des travaux ................................................................................................... 6 Les missions et les visites sur le terrain............................................................................... 7 Le dveloppement durable .................................................................................................. 9 Chapitre 2 Le milieu dinsertion ....................................................................................... 11

Le milieu physique et loccupation du territoire .................................................................. 11 Lhydrographie et les ressources en eau ........................................................................... 12 La gologie rgionale et le gaz de shale ........................................................................... 17 Chapitre 3 Lindustrie du gaz de shale ............................................................................ 29

Le dveloppement de lindustrie ........................................................................................ 29 Le contexte nord-amricain ........................................................................................... 29 Les recherches ptrolires et gazires au Qubec ....................................................... 35 Le march au Qubec ....................................................................................................... 36 Chapitre 4 Les activits..................................................................................................... 39

Les droits sur le gaz naturel............................................................................................... 39 Lexploration....................................................................................................................... 39 Lexploitation ...................................................................................................................... 48 La fermeture et labandon .................................................................................................. 49 Chapitre 5 Les proccupations et les opinions des participants ................................. 51

Les perceptions gnrales................................................................................................. 51

Dveloppement durable de lindustrie des gaz de schiste au Qubec

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Table des matires

Le rythme anticip dexploitation ........................................................................................53 Le milieu biophysique .........................................................................................................57 La qualit de leau potable .............................................................................................57 Les ressources hydriques ..............................................................................................58 La gestion des matires rsiduelles et des eaux uses.................................................62 La qualit de lair ............................................................................................................63 Les missions de gaz effet de serre ...........................................................................64 Les risques technologiques et sismiques.......................................................................67 Les milieux sensibles .....................................................................................................70 Le milieu humain ................................................................................................................71 Les nuisances ................................................................................................................71 Le paysage.....................................................................................................................72 Le bon voisinage ............................................................................................................73 Le territoire agricole .......................................................................................................74 Les zones habites ........................................................................................................75 Lconomie .........................................................................................................................76 La scurit nergtique au Qubec ...............................................................................76 Les redevances..............................................................................................................77 Les revenus fiscaux et de taxation.................................................................................79 Lemploi et la formation de la main-duvre ..................................................................81 Les cots sociaux et environnementaux ........................................................................83 La nationalisation ...........................................................................................................84 Lencadrement....................................................................................................................85 Le rgime lgal...............................................................................................................85 Limplication des citoyens et des municipalits..............................................................86 Les contrles et la surveillance environnementale ........................................................88 PARTIE 2 Chapitre 6 Chapitre 7 Lanalyse ..........................................................................................................91 Le rythme anticip dexploitation...................................................................93 Lusage et la protection de leau ....................................................................97

Les besoins en eau ............................................................................................................97 La rcupration et la rutilisation de leau......................................................................98 Le stockage de leau ......................................................................................................99

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Table des matires

La disponibilit de leau.................................................................................................... 100 Les eaux de surface .................................................................................................... 101 Les eaux souterraines ................................................................................................. 103 Les prlvements deau................................................................................................... 113 Lencadrement............................................................................................................. 113 Lapprovisionnement auprs dune municipalit.......................................................... 116 Les sources de contamination ......................................................................................... 117 Les forages.................................................................................................................. 118 La fracturation hydraulique .......................................................................................... 121 Les rsidus de forage et les contaminants naturels in situ.......................................... 130 Les puits abandonns ou orphelins............................................................................. 131 La gestion des eaux uses .............................................................................................. 132 Les bassins de rtention.............................................................................................. 133 Lencadrement des rejets ............................................................................................ 134 Lpuration des stations municipales........................................................................ 135 Le traitement commercial ou industriel et linjection .................................................... 139 Les techniques de remplacement de leau et des additifs ............................................... 140 Chapitre 8 La qualit de lair........................................................................................... 141

Le gaz naturel qui schappe ........................................................................................... 141 La qualit de lair et les activits gazires........................................................................ 145 Les gaz effet de serre ................................................................................................... 151 Chapitre 9 Les risques naturels et technologiques ..................................................... 155

Les risques naturels......................................................................................................... 156 Les sismes................................................................................................................. 157 Les glissements de terrain........................................................................................... 159 Les risques technologiques ............................................................................................. 160 Chapitre 10 Le milieu humain........................................................................................... 165 Lamnagement du territoire et la cohabitation des usages ............................................ 165 Les outils damnagement et la gouvernance ............................................................. 166 La planification du dveloppement .............................................................................. 168 La compatibilit des usages ........................................................................................ 170


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Table des matires

Les nuisances...................................................................................................................178 Le bruit .........................................................................................................................178 La luminosit ................................................................................................................181 Le camionnage.............................................................................................................183 Les distances sparatrices...........................................................................................186 La gestion des plaintes ................................................................................................187 Le droit daccs ................................................................................................................189 Lassurance habitation et lassurance responsabilit civile ..............................................190 Chapitre 11 Lconomie.....................................................................................................193 Lexploitation du gaz naturel au Qubec ..........................................................................193 Les obstacles ...............................................................................................................194 Les avantages concurrentiels ......................................................................................195 Les projections conomiques ...........................................................................................196 Les revenus tirs de la ressource.....................................................................................199 Ltat de la situation au Qubec et ailleurs ..................................................................200 La rforme du rgime qubcois .................................................................................204 La fiscalit.........................................................................................................................207 La fiscalit qubcoise.................................................................................................207 Les taxes municipales..................................................................................................209 Le Fonds des gnrations ................................................................................................210 La cration demplois........................................................................................................211 Les projections demplois.............................................................................................212 Le besoin en personnel spcialis et en entreprises ...................................................212 La restauration des sites ..................................................................................................214 Lutilisateur payeur ...........................................................................................................216 La valeur des rsidences situes proximit de sites gaziers.........................................218 PARTIE 3 Les orientations .............................................................................................219

Chapitre 12 Lvaluation environnementale stratgique................................................223 Chapitre 13 La cohabitation harmonieuse.......................................................................227 Lacceptabilit sociale.......................................................................................................227 Lengagement social de lindustrie ...............................................................................229

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Table des matires

Linformation et la participation.................................................................................... 231 Un comit de concertation ............................................................................................... 233 Une consultation pralable .............................................................................................. 235 La participation des municipalits .................................................................................... 236 Chapitre 14 Lencadrement............................................................................................... 239 Les autorisations.............................................................................................................. 239 Le modle dorganisation et son financement ................................................................. 241 Conclusion ........................................................................................................................ 245 Annexe 1 Annexe 2 Annexe 3 Annexe 4 Annexe 5 Annexe 6 Annexe 7 Annexe 8 Annexe 9 Les renseignements relatifs au mandat .......................................................... 247 Les participants la consultation publique ..................................................... 251 Lencadrement lgislatif au Qubec et ltranger......................................... 267 Les personnes-ressources invites................................................................. 271 Le programme des ateliers sur le dveloppement durable ............................. 277 Les programmes des missions et des visites sur le terrain............................. 281 Les seize principes du dveloppement durable et leur dfinition.................... 289 La documentation............................................................................................ 293 Terminologie du risque.................................................................................... 311

Bibliographie....................................................................................................................... 315


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Table des matires

Liste des figures et des tableauxFigure 1 Figure 2 Figure 3 Figure 4 Figure 5 Figure 6 Secteur l'tude ................................................................................................13 Zones de gestion intgre de l'eau par bassin versant .....................................15 Schma morphostratigraphique du secteur ltude ........................................19 Coupe gologique simplifie..............................................................................21 Carte gologique simplifie et localisation des puits gazier et ptrolier ............25 Variation de lpaisseur du shale dUtica dans les basses-terres du Saint-Laurent ................................................................................................27 Exemple de forage et de fracturation.................................................................31 Localisation des shales gazifres en Amrique du Nord.................................33 Nombre de permis mis pour diffrents shales gazifres................................33 tat actuel de lindustrie ptrolire et gazire dans quelques bassins dAmrique du Nord...........................................................................................37 Permis de recherche de ptrole, de gaz naturel et de rservoir souterrain - basses-terres du Saint-Laurent ......................................................41 Les diffrents coffrages dun puits pour lextraction du gaz...............................45 Couverture de la cartographie hydrogologique..............................................107 Fondements de la gestion de la scurit .........................................................163

Figure 7 Figure 8 Figure 9 Figure 10

Figure 11

Figure 12 Figure 13 Figure 14

Figures 15.1, 15.2, 15.3 et 15.4 Montage photographique ................................................175 Superficie et rserves en gaz naturel pour diffrents shales.............................30 La comparaison des missions de dioxyde de carbone ..................................153 La synthse des retombes conomiques ......................................................198 Potentiel de redevances pour le Qubec selon le rgime actuel.....................203

Tableau 1 Tableau 2 Tableau 3 Tableau 4

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IntroductionLe 31 aot 2010, le ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs, monsieur Pierre Arcand, confiait au Bureau daudiences publiques sur lenvironnement (BAPE) le mandat de crer une commission denqute sur le dveloppement durable de lindustrie des gaz de schiste au Qubec et de tenir des consultations dans les rgions administratives du Centre-du-Qubec, de ChaudireAppalaches et de la Montrgie1. Par ce mandat, confi en vertu de larticle 6.3 de la Loi sur la qualit de lenvironnement, la commission doit : proposer un cadre de dveloppement de lexploration et de lexploitation des gaz de schiste de manire favoriser une cohabitation harmonieuse de ces activits avec les populations concernes, lenvironnement et les autres secteurs dactivit prsents sur le territoire ; proposer des orientations pour un encadrement lgal et rglementaire qui assure, pour les volets dexploration, dexploitation et dinfrastructures de collecte de gaz naturel, le dveloppement scuritaire de cette industrie dans le respect du dveloppement durable ; sadjoindre des experts scientifiques qui valueront tout enjeu li au prsent mandat.

Le 2 septembre 2010, le prsident du BAPE, M. Pierre Renaud, formait une commission denqute dont le mandat a dbut le 7 septembre 2010 pour une dure de cinq mois. Le 21 dcembre 2010, la demande du prsident du BAPE, le ministre prolongeait la dure du mandat jusquau 28 fvrier 2011, alors que le dpt du rapport tait prvu initialement pour le 4 fvrier. Laudience publique a t conduite en deux parties. La premire sest droule Saint-Hyacinthe et, simultanment, par visioconfrence Bcancour et Saintdouard-de-Lotbinire du 4 au 7 octobre ainsi que les 12 et 13 octobre pour recueillir linformation. La deuxime partie a permis aux participants dexprimer leurs opinions au cours de treize sances qui se sont tenues du 15 au 18 novembre Longueuil, le 23 novembre Bcancour et le 24 novembre Saint-Flavien (annexe 1). La commission a reu 199 mmoires, dont 123 ont t prsents lors des sances publiques, de mme que 8 prestations orales (annexe 2).

1.

(2010) 39B G.O.II, 3849B.


1

Introduction

Les termes schiste et shale Les termes schiste et shale ont t utiliss pour dsigner la mme unit gologique renfermant le gaz susceptible dtre exploit dans les basses-terres du Saint-Laurent. Il convient donc de prciser la terminologie qui sera utilise dans le prsent rapport. La formation gologique contenant le gaz naturel est nomme shale dUtica . Cette unit gologique a t dfinie en 1842 dans le nord de ltat de New York, tout prs du village dUtica, par un gologue tasunien du nom de Damons. Elle est constitue dune roche sdimentaire argileuse consolide ayant la particularit de se dliter en feuillets. Cette particularit morphologique est notamment lorigine de lappellation schiste qui lui a t communment attribue sans se rfrer sa composition minralogique (PR3, p. 3 ; M. Denis Lavoie, DT1, p. 20). En France, le mot schiste , au sens large, dsigne aussi bien cette argile feuillete (schiste argileux) que toute autre roche mtamorphique (schiste) obtenue en raison dune augmentation trs leve de la pression et de la temprature, et donc ne contenant pas de gaz naturel. Dans la langue anglaise, le schiste dsigne la roche mtamorphique alors que la roche sdimentaire est nomme shale . Le dictionnaire de gologie franais reconnat les deux termes et suggre de ne pas utiliser le terme schiste dans son sens large1. Par consquent, bien que les deux termes puissent tre employs, la commission utilisera le terme shale tout au long du rapport, et ce, notamment en conformit avec les prfrences de la communaut scientifique du Canada (PR3, p. 3).

La structure du rapportLe prsent rapport est subdivis en trois parties. La premire partie prsente la dmarche de la commission, dcrit de faon factuelle le milieu dinsertion, lindustrie du gaz de shale, les tapes de dveloppement ainsi que les proccupations et les opinions des participants. La deuxime partie porte sur lanalyse des enjeux. Elle aborde lusage et la protection de leau, la qualit de lair, les risques associs cette activit industrielle, le milieu humain et lconomie. Finalement, la troisime partie propose des orientations pour un dveloppement scuritaire de lindustrie dans le respect du dveloppement durable et pour une cohabitation harmonieuse des activits de lindustrie avec les populations concernes, lenvironnement et les autres secteurs dactivit prsents sur le territoire.

1.

Alain Foucault et Jean-Franois Raoult, Dictionnaire de gologie, 6 dition, dition Dunod, 2005, 382 p.

e

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PARTIE 1

Ltat de situation


3

Chapitre 1

La dmarche de la commission

La lettre mandat du ministre prcise que le gouvernement a la volont de mettre en valeur, dans le respect du dveloppement durable, de lenvironnement et des communauts concernes, les hydrocarbures prsents sur son territoire et quil sest engag lgifrer pour bonifier lencadrement du dveloppement de lindustrie gazire et ptrolire au Qubec. La commission denqute a le mandat de proposer un cadre de dveloppement pour favoriser une cohabitation harmonieuse et de proposer des orientations pour un encadrement lgal assurant un dveloppement scuritaire de lindustrie du gaz de shale. Puisquelle nest pas dcisionnelle, lanalyse de linformation amne la commission formuler des constats et des avis afin dclairer les recommandations que le ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs fera au Conseil des ministres. Un constat porte sur une observation alors quun avis traduit lopinion de la commission.

Le cadre danalyseLes deux premiers alinas de larticle 6.3 de la Loi sur la qualit de lenvironnement (L.R.Q., c. Q-2) prvoient que :6.3 Le Bureau a pour fonctions denquter sur toute question relative la qualit de lenvironnement que lui soumet le ministre et de faire rapport ce dernier de ses constatations ainsi que de lanalyse quil en a faite. Il doit tenir des audiences publiques dans le cas o le ministre le requiert.

Cette disposition permet au ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs de dterminer ltendue dun mandat denqute quil confie au BAPE et den fixer la dure sur un sujet de son choix li la qualit de lenvironnement. Le mandat sur le dveloppement durable de lindustrie du gaz de shale au Qubec a t donn dans ce cadre, tout comme les mandats gnriques confis au BAPE par le ministre dans les secteurs des dchets dangereux, de la fort, des matires rsiduelles, de leau, de la production porcine et des levs sismiques pour lesquels les enjeux ont t dfinis par les commissions sans quune tude dimpact ait t ralise au pralable. Le dlai pour raliser ces mandats a vari selon divers facteurs, dont celui de tenir des consultations au niveau provincial ou de les circonscrire certaines rgions comme dans le prsent dossier.


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Par ailleurs, le mandat est diffrent dun mandat donn en vertu de larticle 31.3 de la Loi alors que le ministre est tenu de suivre la procdure dvaluation et dexamen des impacts sur lenvironnement dun projet, selon laquelle la ralisation dune tude dimpact par le promoteur est suivie dune priode dinformation et de consultation du dossier par le public au cours de laquelle un citoyen, un groupe ou une municipalit peut demander la tenue dune audience publique. Dans ce cas, sil juge la demande non frivole, le ministre donne un mandat au BAPE dont la dure, fixe par rglement, est de quatre mois. En vertu de la Loi sur la qualit de lenvironnement, la dcision de confier un mandat au BAPE appartient exclusivement au ministre. aucun moment, le BAPE ne peut le modifier ou le refuser. En outre, le BAPE ne peut pas, de sa propre initiative, mener une enqute, tenir une audience publique ou raliser une tude sur un sujet de son choix. Le prsent mandat vise valuer les enjeux associs au dveloppement de lindustrie du gaz de shale. La dtermination des enjeux permet danticiper les problmes potentiels lis lindustrie dans son ensemble et ses pratiques. Elle permet destimer, par exemple, si le dveloppement de lindustrie peut rduire la disponibilit et la qualit de leau ou si la technologie retenue peut modifier la qualit de lair. Contrairement une tude dimpact, cette approche ne vise pas valuer les consquences ou dterminer les seuils acceptables dun projet en particulier sur un milieu dtermin. La commission a effectu son analyse et a rdig son rapport en se basant sur les faits recueillis partir du tmoignage de citoyens, de groupes et de municipalits, davis dexperts, de documents scientifiques et gouvernementaux ainsi que sur lexprience des personnes responsables dappliquer la rglementation au Qubec, ailleurs au Canada et aux tats-Unis. Certaines lgislations en vigueur l o la ressource gazire est exploite au Canada et aux tats-unis ont t examines (annexe 3). Elle a galement observ lapplication sur le terrain des pratiques au cours de missions dans les tats du Texas, de la Pennsylvanie et de New York.

Lorganisation des travauxLa commission denqute sest adjoint les services de deux conseillers scientifiques, soit, pour la premire partie de laudience, M. Ren Lefebvre, chercheur lInstitut national de la recherche scientifique, Centre eau, terre et environnement et, pour la seconde partie et lanalyse, M. Ren Therrien, professeur titulaire et directeur au Dpartement de gologie et de gnie gologique de lUniversit Laval. M. Louis

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Driger, membre de plusieurs commissions denqute du BAPE au cours des dix dernires annes, a galement particip aux travaux de la commission en qualit de conseiller spcial. La commission sest galement entoure dune douzaine dexperts scientifiques choisis par le BAPE dans des champs de comptence varis pour agir comme personnes-ressources tout au long de la premire partie de laudience publique et pour son analyse. Ces personnes venaient de la Commission gologique du Canada, de lInstitut national de la recherche scientifique, de lUniversit de Sherbrooke, de lUniversit du Qubec Chicoutimi, de lUniversit Laval et de ALL Consulting, une firme de consultation dans le domaine de lenvironnement. Le Pennsylvania Department of Environmental Protection a particip laudience publique. La commission a bnfici galement de la participation de reprsentants des divers ministres et organismes gouvernementaux les plus concerns pour agir titre de personnes-ressources. Laudience publique ne portait pas sur un projet en particulier et, en labsence de promoteur, la commission a invit des reprsentants de lindustrie pour senqurir de leurs pratiques et des techniques utilises ainsi que pour obtenir les avis des scientifiques et lopinion dexperts. Plus de 85 spcialistes ont agi comme personnes-ressources (annexe 4). Puisque certains dentre eux taient anglophones, un service de traduction simultane tait offert aux participants. Afin doptimiser la participation du public, la commission tenait, dans la premire semaine des sances, consacres recueillir le plus dinformation possible sur le gaz de shale. La semaine suivante, des sances thmatiques ont permis dapprofondir avec des spcialistes certains aspects de cette industrie en lien avec le dveloppement durable. Ainsi, la commission abordait les aspects humains, conomiques et biophysiques (annexe 5).

Les missions et les visites sur le terrainPour la ralisation de son mandat, la commission denqute sest intresse aux pratiques dici et dailleurs (annexe 6). Ainsi : le 15 septembre, elle a rencontr des reprsentants du Energy Resources Conservation Board de lAlberta ; le 20 septembre, elle tenait une visioconfrence avec des reprsentants de la Oil and Gas Commission de la Colombie-Britannique ; le 23 septembre, elle sest entretenue avec des reprsentants du Ministry of Energy, Mines and Petroleum Resources de la Colombie-Britannique ;7



du 26 au 28 septembre, elle tait au Texas pour effectuer des visites de terrain, rencontrer le maire de la ville de Dish et des reprsentants de : Barnett Shale Energy Education Council ; Quicksilver Resources ; Railroad Commission of Texas, Oil and Gas Division ; Environmental Defense Fund ; Texas Commission on Environmental Quality.

Le 30 novembre et le 1er dcembre, elle tait en Pennsylvanie pour effectuer des visites de terrain, rencontrer une rsidente de Dimock ainsi que des reprsentants de : Citizens for Pennsylvanias Future (PennFuture) ; Susquehanna River Basin Commission ; Pennsylvania Department of Conservation and Natural Resources ; Pennsylvania Department of Environmental Protection, Bureau of Oil and Gas Management ; Pennsylvania Independent Oil and Gas Association ; Talisman Energy USA Inc., pour une visite de terrain, accompagne de membres du Bureau rgional du Pennsylvania Department of Environmental Protection ; Chesapeake Energy Corporation.

Le 2 dcembre, la commission se dplaait Albany dans ltat de New York pour y rencontrer des reprsentants de : United States Environmental Protection Agency (EPA) ; New York State Department of Environmental Conservation.

Enfin, le 10 dcembre, la commission se dplaait en Montrgie, aux sites de : Canadien Forest Oil Saint-Denis-sur-Richelieu ; Cambriam La Prsentation ; Cambriam Saint-Hyacinthe.

Les visites sur le terrain de mme que les changes avec les responsables gouvernementaux chargs dappliquer la rglementation et de surveiller les oprations ainsi quavec lindustrie, les groupes environnementaux, les citoyens et

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leurs reprsentants ont permis la commission de mieux comprendre le contexte dans lequel sinsreraient lexploration et lexploitation du gaz de shale au Qubec et de dgager les principaux enjeux.

Le dveloppement durableLa commission denqute a port une attention particulire linsertion du dveloppement de lindustrie du gaz de shale dans les milieux naturel et humain en prenant en compte les seize principes noncs larticle 6 de la Loi sur le dveloppement durable (L.R.Q., c. D-8.1.1) (annexe 7). plusieurs reprises lors des sances publiques, le principe de prcaution a t mentionn de faon plus particulire pour voquer un dveloppement scuritaire de cette industrie et pour revendiquer un moratoire sur lexploration et lexploitation gazire du shale dUtica. Lnonc du principe suppose que, malgr certaines tudes scientifiques probantes, il subsiste une incertitude scientifique significative face au risque grave et irrversible soulev. Les prsomptions scientifiques dterminant le risque doivent tre documentes quant son existence et ses consquences, sans quil y ait obligatoirement un consensus. Le principe renvoie galement lapplication de mesures de prvention afin de grer ce risque mal connu. Par comparaison, le principe de prvention voque un risque connu, dont on connat le mcanisme daction mme si lon ne sait pas sil surviendra. La porte dapplication du principe est gnrale, de sorte quil sapplique aussi bien au risque grave et irrversible (par exemple, le risque dincendie dun rservoir ou dune exposition une substance radioactive) qu la nuisance dun bruit. En matire dvaluation environnementale, le risque est habituellement technologique (accident causant un feu ou une mission subite de produits toxiques entranant des blessures ou une mortalit) ou toxicologique (exposition moyen ou long terme une substance toxique). Dans le prsent dossier, les situations voques ont gnralement port sur des risques connus, par exemple le risque dexplosion dun puits de gaz ou le risque de contamination de lenvironnement. Ces situations se rfrent donc au principe de prvention.


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Chapitre 2

Le milieu dinsertion

Le prsent chapitre prsente le milieu touch par lexploration et lventuelle exploitation du gaz de shale. Plus particulirement, il dcrit sommairement les rgions vises et fait le point sur le contexte hydrologique et gologique. Il explique galement lorigine du gaz naturel et sa rpartition dans le sous-sol.

Le milieu physique et loccupation du territoireActuellement, lexploration du gaz de shale est concentre dans une partie des basses-terres du Saint-Laurent entre Qubec et Montral, en ayant comme limite au nord-ouest le fleuve Saint-Laurent et comme limite au sud-est les Appalaches. Trois rgions administratives, soit Chaudire-Appalaches, le Centre-du-Qubec et la Montrgie, sont principalement concernes (figure 1). Le secteur est une plaine dune altitude gnralement infrieure 100 m, lexception de rares monts isols1. Le territoire des trois rgions administratives comprend la ville de Lvis, lagglomration de Longueuil, 28 MRC regroupant 333 municipalits et 4 territoires hors MRC. Ces diffrentes instances ont des responsabilits en matire damnagement du territoire, notamment en vertu de la Loi sur lamnagement et lurbanisme (L.R.Q., c. A-19.1). Le rseau routier suprieur est dvelopp, aussi bien avec des autoroutes que des routes collectrices, il est sous la gestion du ministre des Transports alors que le rseau local est sous celle des municipalits (figure 1). Un rseau de transport et de distribution de gaz naturel est dj en place dans le territoire concern (M. Martin Imbleau, DT4, p. 26 et 27). Les trois rgions comptent 2 062 171 habitants tablis sur un peu plus de 33 100 km2. La densit de la population atteint 129 habitants par km2 en Montrgie alors quelle est en moyenne de 30 habitants par km2 en Chaudire-Appalaches et dans le Centredu-Qubec, et 5 400 tablissements manufacturiers ont t comptabiliss2. La majeure partie de la rgion des basses-terres du Saint-Laurent est constitue de terres agricoles parmi les meilleures du Qubec et, dans les rgions vises, 16 130 exploitations agricoles taient enregistres au ministre de lAgriculture, des Pcheries et de lAlimentation le 31 mars 2010. La proportion du territoire des MRC

1. 2.

Ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs [en ligne (5 janvier 2010) : www.mddep.gouv.qc.ca/biodiversite/aires_protegees/provinces/partie4b.htm]. Donnes de 2008 et 2009 [en ligne (5 janvier 2011) : www.stat.gouv.qc.ca/regions/profils/region_00/region_00.htm].


11


couvert par la zone agricole est de 86 % en Montrgie, de 66 % en ChaudireAppalaches et de 93 % dans le Centre-du-Qubec1. Par ailleurs, la superficie boise des municipalits situes dans les basses-terres du Saint-Laurent est en moyenne de 28 %2, soit sous le seuil critique de 30 % gnralement considr comme tant ncessaire au maintien de la biodiversit.

Lhydrographie et les ressources en eauCette partie des basses-terres du Saint-Laurent est draine par des affluents du fleuve Saint-Laurent qui constituent le rseau des eaux de surface. Ce rseau hydrographique est subdivis en bassins versants, soit en territoires naturels dlimits par les lignes de partage des eaux (figure 2). Des organismes de bassin versant administrs par le milieu planifient et coordonnent les actions en matire de gestion de leau3. Neuf des 40 organismes de bassin versant pour la gestion intgre de leau identifis par le ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs sont susceptibles dtre concerns par lventuelle mise en valeur des ressources gazires4. Par ailleurs, depuis de nombreuses annes, un suivi de certains cours deau et de leur comportement est effectu partir de stations hydromtriques (M. Michel Ouellet, DT10, p. 65). Leau prsente dans les formations gologiques est dite souterraine peu importe sa profondeur et lusage qui en est fait (id., DT1, p. 48 et 49). Une distinction existe toutefois pour les saumures naturelles qui sont considres comme une ressource minrale en vertu de la Loi sur les mines (L.R.Q., M-13.1) (M. Jean-Yves Lalibert, DT1, p. 51). Toute leau souterraine nest pas galement accessible tant en quantit quen qualit. Ainsi, leau souterraine susceptible dtre disponible dpend de sa capacit circuler et, donc, de la porosit et de la permabilit du matriau gologique. Seules les formations permables ou aquifres contiennent des nappes deau exploitables (DB79, p. 3 et 8). Selon un reprsentant du ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs, une certaine connaissance des eaux souterraines est disponible, mais elle est toutefois amliorer (M. Michel Ouellet, DT1, p. 48). Par ailleurs, il existe des cartes lchelle rgionale sur la qualit des eaux souterraines, mais des variations locales importantes lies lenvironnement gologique peuvent exister (id., DT3, p. 66 et 67).1. 2. Commission de protection du territoire agricole du Qubec. Rapport annuel de gestion 2009-2010, 2010, 56 p. Pour les rgions de Chaudire-Appalaches, du Centre-du-Qubec, de la Montrgie et de Lanaudire ; rfrence : ministre des Affaires municipales, des Rgions et de lOccupation du territoire. La protection du territoire et des activits agricoles - Addenda au document complmentaire rvis, 2005, 65 p. Regroupement des organismes de bassins versants du Qubec [en ligne (5 janvier 2011) : www.robvq.qc.ca]. Bassins versants des rivires Etchemin, Chaudire, Du Chne, Bcancour, Nicolet, Saint-Franois, Yamaska, Richelieu et Chteauguay.

3. 4.

12



Au Qubec, la majorit des puits exploitant les eaux souterraines ont une profondeur infrieure 100 m (id., DT1, p. 47). Dune manire gnrale, ces puits alimentent 20 % de la population1. Toutefois, selon le portrait gnral de leau potable du ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs tabli par rgion administrative en 2000, cest en moyenne plus de 40 % de la population des trois rgions qui est alimente avec de leau souterraine, soit par un rseau de distribution, soit par des puits individuels (id., DT10, p. 5). Dans le cycle de leau, les eaux de surface et les eaux souterraines sont lies. Actuellement, la plupart des prlvements doivent tre autoriss en vertu de la Loi sur la qualit de lenvironnement (L.R.Q., c. Q-2). Dans le cas particulier des prlvements deau de surface faits par les industries, un dbit maximal est autoris et des conditions particulires peuvent tre imposes (M. Charles Poirier, DT10, p. 59 ; M. Michel Ouellet, DT10, p. 64 et 65). Par ailleurs, la demande dautorisation pour prlever de leau souterraine doit inclure une tude hydrogologique en vertu de larticle 35 du Rglement sur le captage des eaux souterraines [R.R.Q. c. Q-2, r. 1.1.3]. La gestion des prlvements est en rvision par rapport la mise en application de la Loi affirmant le caractre collectif des ressources en eau et visant renforcer leur protection (L.R.Q., c. C-6.2). Cette loi favorise une gestion durable, quitable et efficace des ressources en eau en prenant notamment en compte les droits dutilisation des personnes et des municipalits, la disponibilit et la rpartition des ressources (M. Michel Ouellet, DT10, p. 73). Il nexiste pas actuellement de donnes sur les quantits deau utilises par rgion et par utilisateur, mais le Rglement sur la dclaration des prlvements deau [R.R.Q., c. Q-2, r. 3.2.1] entr en vigueur en 2009 vise dresser un portrait gnral de cette consommation (ibid., p. 55).

La gologie rgionale et le gaz de shaleLe sous-sol des basses-terres du Saint-Laurent est compos de trois units gologiques distinctes (figure 3). Les roches prcambriennes du Bouclier canadien constituent le socle cristallin sur lequel reposent les roches sdimentaires ges entre 700 et

1.

Ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs [en ligne (5 janvier 2011) : www.mddep.gouv.qc.ca/eau/souterraines/programmes/acquisition-connaissance.htm].


17


350 millions dannes et formant la Plate-forme du Saint-Laurent1. Ces roches sont essentiellement recouvertes de dpts glaciaires et fluvioglaciaires constitus de sable et de gravier recouverts dargile marine datant du Quaternaire et dpose par lancienne mer de Champlain2. Cette argile dite sensible a la particularit de se liqufier lorsquelle est remanie. Par ailleurs, la principale source dapprovisionnement en eau potable provient des dpts de sable et gravier, et occasionnellement dans les formations rocheuses fractures. La Plate-forme du Saint-Laurent est donc un ensemble de roches sdimentaires essentiellement palozoques de prs de 3 000 m dpaisseur. La partie infrieure de cet ensemble est domine par des units de carbonate, caractristiques dune sdimentation en eau peu profonde. Au-dessus se trouvent les shales dUtica et de Lorraine qui peuvent atteindre 1 800 m dpaisseur. Cest lors de la formation de la chane de montagne des Appalaches, il y a entre 435 et 425 millions dannes, que la plateforme carbonate infrieure sest effondre et que des sdiments fins argileux deau plus profonde se sont dposs. La formation des Appalaches est le dernier vnement gologique de fracturation significatif survenu dans les basses-terres du Saint-Laurent (figure 4). Il faut noter quau Quaternaire des glaciations successives ont entran des variations verticales de la crote terrestre pouvant atteindre 250 m et une ractivation de certaines failles ou fractures (Adams et al., 1991). Le shale est une roche sdimentaire essentiellement argileuse grains fins qui contient en proportion variable dautres minraux tels le quartz et la calcite. Cette roche est peu poreuse et peu permable. Tous les shales ne sont pas identiques. Le shale dUtica est plutt calcareux contrairement celui de Lorraine et cette caractristique le rend propice la fracturation hydraulique (M. Denis Lavoie, DT1, p. 25). Toutefois, le shale dUtica est galement htrogne et, partir des donnes minralogiques, gochimiques et diagraphiques recueillies, le ministre des Ressources naturelles et de la Faune la subdivis en deux formations gologiques distinctes, soit lUtica infrieur et lUtica suprieur (DB26).

1. 2.

Ministre des Ressources naturelles et de la Faune [en ligne (5 janvier 2011) : www.mrnf.gouv.qc.ca/mines/geologie/geologie-apercu.jsp]. Pierre Pag. Les grandes glaciations L'histoire et la stratigraphie des glaciations continentales dans l'hmisphre e Nord, 2 dition, 1999, 492 p.

18


Figure 3 Schma morphostratigraphique du secteur l'tude

Puits deau potable

Agriculture

Tour de forage

Argile (peu permable)

Rivire

Argile (peu permable)

Rivire

Sable et gravi er

(aquifre)

Lorraine peu permable (shale/ silstones)

Utica peu permable (shale) Trenton Black Rive r Chazy perma bilit de

fracture (calcaire) Beekmantown permab ilit de fracture (dolomie) Postdam permabilit de fracture (grs)

Faille

Socle prcambrien


Le shale dUtica, dge ordovicien, est le plus ancien shale gazier connu en Amrique du Nord. Labondante matire organique originelle contenue dans ce shale sest dcompose pour gnrer des hydrocarbures en raison dlvations de temprature et de pression lies lenfouissement progressif des sdiments. Le gaz thermognique ainsi form est toutefois rest pig dans la roche mre, sans migrer vers une roche rservoir poreuse et permable pour former un gisement conventionnel (ibid., p. 26 et 27), sauf dans les cas o il a migr dans des dpts Quaternaire (Hardy et Lamothe, 1997). Le gaz du shale dUtica est qualifi de propre puisquil est constitu de mthane (CH4) 98 % et quil ne contient que peu ou pas de dioxyde de carbone (CO2) et de sulfure dhydrogne (H2S) (Association ptrolire et gazire du Qubec, DM148, p. 59 et 60 ; M. Denis Lavoie, DT1, p. 28 ; M. Jean-Luc Allard, DT9, p. 72). Par ailleurs, la compilation du carbone organique total (COT) mesur rvle des valeurs plus leves dans les shales de lUtica suprieur et du Lorraine par rapport aux units sous-jacentes, ce qui leur confre un plus grand potentiel gazier (DB26). Il convient de souligner que du gaz naturel peut aussi tre dorigine biognique lorsquil est form dans des dpts de plus faibles profondeurs partir de lactivit bactrienne. Un gisement de gaz de shale biognique est mme exploit par des puits verticaux dans la formation dAntrim dans ltat du Michigan (M. Denis Lavoie, DT2, p. 7). Au Qubec, du gaz biognique et du gaz mixte dorigine biognique et thermognique ont t rencontrs et parfois exploits dans les dpts quaternaires de la valle du SaintLaurent (Saint-Antoine et Hroux, 1993). Ce gaz pourrait tre rencontr en cours de forage pour des puits deau (M. Jean-Yves Lavoie, DT15, p. 48). Trois grands corridors dexploration dans le sud du Qubec, fonds sur la profondeur du shale dUtica qui augmente du nord-ouest vers le sud-est, ont t dtermins (figure 5). Dans le premier corridor, le shale affleure localement le long de la rive du fleuve Saint-Laurent pour atteindre une profondeur de 800 m en moyenne. partir de la faille de Yamaska, soit dans le deuxime corridor, la profondeur du shale augmente ainsi que son paisseur. Le toit de la formation se trouve entre 1 200 et 2 500 m de profondeur. Dans le troisime corridor qui dbute au droit de la faille de Logan, le shale dUtica est plus de 2 500 m de profondeur, mais une partie de la plateforme du Saint-Laurent a t mobilise par des grandes failles et des copeaux de shale dUtica peuvent tre remonts, localement, des profondeurs moins importantes (figure 4). Par ailleurs, lpaisseur du shale dUtica est variable ; elle est en moyenne de 105 m dans le premier corridor et de 220 m dans le deuxime corridor avec une anomalie dans la valle du Richelieu (figure 6). galement, le shale dUtica couvrirait en surface et en sous-surface une superficie approximative de 10 000 km2 (PR3, p. 4). Les figures 4 et 5 montrent les failles majeures. Bien que les travaux actuels dexploration de lindustrie ciblent le shale dUtica et se concentrent dans le deuxime corridor, un potentiel gazier existerait, dune part, dans le shale du Lorraine et, dautre part, dans le premier corridor situ le long des rives du Saint-Laurent.Dveloppement durable de lindustrie des gaz de schiste au Qubec 23

Chapitre 3

Lindustrie du gaz de shale

Le prsent chapitre traite de lexploitation du gaz de shale aux tats-unis et dans certains bassins canadiens. Il rappelle les recherches dhydrocarbures effectues au Qubec et aborde la place du gaz naturel dans le bilan nergtique du Qubec.

Le dveloppement de lindustrieLe contexte nord-amricainLe dveloppement rcent de lindustrie du gaz de shale en Amrique du Nord dcoule de lapplication de deux technologies combines, soit le forage horizontal et la fracturation hydraulique, lesquelles permettent une extraction conomiquement rentable du gaz prsent dans des roches sdimentaires peu permables et peu poreuses (figure 7). Ce type de gisement de gaz naturel est dit non conventionnel puisquil faut modifier le milieu pour en extraire la ressource. Le forage horizontal est le prolongement dun forage vertical qui est dvi une profondeur voulue. La section horizontale peut dpasser 1 000 m. La fracturation hydraulique consiste en linjection, sous forte pression, dun mlange deau, de sable et dadditifs afin de fracturer le shale et ainsi librer le gaz naturel (PR3, p. 8). Lexploitation du gaz de shale par forage horizontal et fracturation hydraulique a dbut aux tats-Unis, plus particulirement au Texas en 1993 (DB2, p. 4). Le gaz de shale est prsent dans 48 tats et lindustrie est active notamment dans les bassins du Barnett, du Haynesville, du Fayetteville, du Marcellus, du Antrim et du New Albany (figure 8). Le shale du Barnett du Texas contribue pour 6 % la production de gaz naturel de lensemble des gisements. En 2007, le gaz naturel, toutes provenances confondues, reprsentait 22 % de la consommation totale dnergie aux tats-Unis. La proportion provenant du gaz de shale tait initialement faible, mais elle devrait continuer crotre. Cette croissance reste toutefois dpendante du prix du gaz naturel (Ground Water Protection Council et ALL Consulting, 2009, p. 8 et 9). Au Canada, les principales zones de mise en valeur du gaz de shale sont les bassins de Horn River et de Montney dans le nord-est de la Colombie-Britannique, le groupe de Colorado en Alberta et en Saskatchewan, le shale dUtica au Qubec et celui de Horton Bluff au Nouveau-Brunswick et en Nouvelle-cosse (figure 8). Selon Statistique Canada, le gaz naturel reprsentait 34 % de la consommation totale dnergie au pays en 20031.

1.

Statistique Canada. Le Canada, un grand consommateur dnergie : une perspective rgionale, 2005, p. 4 [en ligne (2 fvrier 2011) : www.statcan.gc.ca/pub/11-621-m/2005023/tbl/4054257-fra.htm].


29


Tableau 1Shales gazifresBarnett (Texas) Fayetteville (Arkansas, Oklahoma) Haynesville (Louisiane, Texas) Marcellus

Superficie et rserves en gaz naturel pour diffrents shalesSuperficie (km2) Potentiel en place estim* (Tcf) 327 Rserve rcuprable estime* (Tcf)1 44

13 000

23 000

52

41,6

23 000

717

251

(Pennsylvanie, New York) Antrim (Michigan) New Albany (Illinois, Indiana, Kentucky) Horn River (Colombie-Britannique) Montney (Colombie-Britannique) Colorado (Alberta, Saskatchewan) Utica (Qubec) Horn Bluff (Nouveau-Brunswick)*

250 000

1 500

262

31 000

76

20

110 000

160

19,2

13 000

500

100

n. d.

80 700

16 140

n. d.

> 100

n. d.

10 000

> 120

40

n. d.

> 130

n. d.

Le potentiel en place et la rserve rcuprable de gaz naturel estims sont fournis titre indicatif uniquement. Les chiffres provenant de diverses sources peuvent varier normment ; ils dpendent de la connaissance des diffrents gisements, des technologies et de lintensit des forages qui voluent constamment et du pourcentage de rcupration. adapt de Ground Water Protection Council et ALL Consulting (2009), p. 17 ; PR.3, p. 7 ; BC Oil and Gas Commission, Horn River Basin status report for 2009/2010, p. 6 ; ON, LABC du gaz de schiste, p. 5 18.

Sources :

1.

Tcf, ou trillion cubic feet, est lunit anglaise quivalente 1 000 milliards de pieds cubes, soit 10 pieds cubes.

12

30



La superficie de diffrents shales et la rserve en gaz naturel rcuprable estimes sont fournies au tableau 1, alors que la figure 9 prsente lvolution du nombre de permis de forage mis pour certains de ces shales. Ainsi, le Texas, dont le gisement Barnett a une superficie et une rserve estimes comparables au shale dUtica, a mis sur dix-sept ans 18 287 permis de forage dans le shale de Barnett, avec un maximum en 2008 de 4 145. Toutefois, le nombre total de puits rellement fors tait de 14 574 le 29 novembre 2010. Mentionnons quau 1er janvier 2010 9 104 puits taient horizontaux sur les 13 785 fors (DB76). En Pennsylvanie, 2 558 permis de forage dans le shale de Marcellus ont t mis sur cinq ans, dont plus du deux tiers en 2009, mais en fait le nombre de forages est pass 195 en 2008, 768 en 2009 et plus de 1 000 en 2010 (M. Eugene Pine, DT10, p. 8 et 11)1. des milliers de kilomtres des principaux marchs de consommation de gaz naturel dans lest de lAmrique du Nord, le shale de Montney a lui aussi une superficie comparable au shale dUtica. Avec environ 80 puits fors par anne de 2006 2009, le dveloppement est toutefois infrieur ce qui se fait au Texas ou en Pennsylvanie2.

Les recherches ptrolires et gazires au QubecAu Qubec, des forages ptroliers et gaziers ont t raliss ds 1860, principalement dans la pninsule gaspsienne et dans les basses-terres du SaintLaurent o ils avaient comme cible des rservoirs conventionnels hydrocarbures peu profonds (M. Denis Lavoie, DT1, p. 23 ; PR3, p. 21). Des travaux dexploration ont t raliss notamment par la Socit qubcoise dinitiatives ptrolires (SOQUIP), une socit dtat cre en 1969 et dont le mandat initial tait dvaluer le potentiel de la province. En 1998, la SOQUIP est devenue une socit prive, dtenue par la Socit gnrale de financement, elle-mme une socit dtat. Les donnes de la SOQUIP ont t graduellement intgres au Systme dinformation goscientifique ptrolier et gazier (SIGPEG) du ministre des Ressources naturelles et de la Faune3. Cette exploration a amen la dcouverte et lexploitation de deux gisements de gaz naturel dans les basses-terres du Saint-Laurent qui, depuis, ont t convertis en sites de stockage. Le premier est situ Pointe-du-Lac dans des dpts meubles datant du Quaternaire. Le second, localis Saint-Flavien, a t exploit par la SOQUIP entre 1980 et 1994, une profondeur variant entre 1 200 et 1 500 m de profondeur, soit dans les dolomies de Beekmantown plus anciennes que le shale

1.

British Columbia Oil and Gas Commission, Horn River Basin status report for 2009/2010, p. 11 [en ligne (7 dcembre 2010) : www.rrc.state.tx.us/data/fielddata/barnettshale.pdf] et [en ligne (7 dcembre 2010) : www.dep.state.pa.us/dep/deputate/minres/oilgas/2009%20year%20end%20reports.ppt]. British Columbia Ministry of Energy, Mines and Petroleum Resources, Summary of shale gas activity in northeast British Columbia 2008/09, p. 15. Ministre des Ressources naturelles et de la Faune. Rapport annuel de gestion 2007-2008, p. 57.

2. 3.


35


dUtica1 (DB60). Par ailleurs, la socit dtat Hydro-Qubec avait cr en 2002 une division Ptrole et Gaz pour sassocier financirement des entreprises prives dans la recherche et lexploitation de gisements. Le Plan dexploration ptrole et gaz naturel 2002-2010 avait t dpos en aot 2002 au ministre des Ressources naturelles et de la Faune. Cette division dHydro-Qubec a t abolie en fvrier 20062. Actuellement, il existe 603 forages ptroliers et gaziers dans les basses-terres du Saint-Laurent, dont 150 ont travers le shale dUtica (M. Robert Thriault, DT2, p. 24). Vingt-neuf de ces forages ont t raliss par cinq oprateurs distincts entre 2006 et 2010 pour valuer spcifiquement le potentiel des shales gazifres (figure 4) (DQ28.1, p. 3).

Le march au QubecLe gaz naturel consomm au Qubec est en totalit import de lOuest canadien, soit environ 215 milliards de pi3 par anne (Bcf/an)3 (DB74). Il est achemin par un unique gazoduc gr par TransCanada Pipeline avant dtre transport et distribu principalement par le rseau de la Socit en commandite Gaz Mtro constitu de 10 000 km de conduites (M. Jean-Yves Lalibert, DT1, p. 11 ; M. Martin Imbleau, DT16, p. 55 et 56). Le march du gaz naturel est drglement. Le prix dpend donc de loffre et de la demande et il est galement influenc par le transport requis entre le producteur et le distributeur (M. Jean-Pierre Nol, DT3, p. 103 105). En 2007, le gaz naturel reprsentait 13 % du bilan nergtique du Qubec et 87 % tait utilis par les secteurs industriel et commercial (DB74). Par ailleurs, le Programme de rduction de consommation de mazout lourd gr par lAgence de lefficacit nergtique vise la substitution du mazout lourd par dautres formes dnergie moins mettrices de gaz effet de serre, dont la conversion au gaz naturel (DB72). Actuellement, le gaz naturel nest pas produit au Qubec puisque aucun puits nest en exploitation. Toutefois, selon le ministre des Ressources naturelles et de la Faune :Plusieurs indications nous laissent croire que les Shales de lUtica pourraient reprsenter une ressource de classe mondiale susceptible dentraner des investissements de plusieurs milliards de dollars, ainsi que la cration de milliers demplois pour le Qubec. (M. Jean-Yves Lalibert, DT1, p. 15)

1. 2. 3.

Ministre des Ressources naturelles et de la Faune (2001). Le Qubec, une zone ptrolire dcouvrir , o Bulletin of petroleum geology, vol. 51, n 2, juin 2003, p. 126-154. Hydro-Qubec. Plan stratgique 2004-2008, 220 p. ; Hydro-Qubec. Rapport annuel 2005, 112 p. Bcf, ou billion cubic feet, est lunit anglaise quivalente 1 milliard de pieds cubes, soit 10 pieds cubes. Par ailleurs, 1 mtre cube correspond 35,31 pieds cubes.9

36



La rserve de gaz naturel est estime entre 9 et 40 Tcf, base sur un taux moyen de rcupration de 25 % (DB4 ; M. Jean-Yves Lalibert, DT2, p. 99). Lindustrie est au tout dbut du processus dvaluation de ce gisement (figure 10). Elle doit encore confirmer son potentiel et sa rentabilit conomique (Mme Hope Deveau-Henderson, DT9, p. 24 30). Des essais prometteurs ont dj t raliss sur des puits verticaux et horizontaux. En fvrier 2010, Talisman Energy a annonc avoir obtenu en moyenne 6 millions de pi3/jour de gaz naturel pendant presquun mois dans le puits horizontal de Saint-douard (DB26 ; PR3, p. 7). Certains puits doivent encore tre complts pour connatre leur production ventuelle, tout en valuant les cots de forage (M. James Fraser, DT4, p. 19 et 20, DT6, p. 51). Il ny a actuellement pas de conduite de gaz pour raccorder les puits aux rseaux de transport ou de distribution existants. Figure 10 tat actuel de lindustrie ptrolire et gazire dans quelques bassins dAmrique du Nord

Source : adapte de DB44.


37

Chapitre 4

Les activits

Les activits dexploration et dexploitation dune ressource naturelle sont ralises suivant des tapes successives, dans le respect des lgislations locales. Dans le prsent chapitre, ces activits sont dcrites de mme que les conditions de fermeture et dabandon des puits.

Les droits sur le gaz naturelAu Qubec, les ressources du sous-sol font gnralement1 partie du domaine de ltat. Le ministre des Ressources naturelles et de la Faune est responsable de leur mise en valeur par lapplication de la Loi sur les mines (L.R.Q., c. M-13.1) et, spcifiquement dans le cas prsent, du Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains [R.R.Q., c. M-13.1, r. 1]. Cette loi permet quiconque remplissant les conditions dacqurir un droit exclusif pour rechercher et exploiter des substances minrales, lequel sappuie sur laccs universel la ressource en favorisant le premier demandeur ; cest le principe dit du free mining (DB92). Ainsi, une entreprise sollicite dabord un permis de recherche de ptrole, de gaz naturel et de rservoir souterrain. Par la suite, advenant la dcouverte dun gisement, un bail dexploitation est mis. Cependant, comme les droits de surface sont distincts de ceux accords sur les ressources, le dtenteur du droit la ressource est tenu, pour intervenir sur un terrain priv au cours dventuels travaux, dacqurir dabord des propritaires fonciers un droit daccs au terrain. Le ministre des Ressources naturelles et de la Faune a constitu un registre des droits sur les hydrocarbures conformment larticle 11 de la Loi sur les mines. Ce registre est en fait un systme informatique permettant diffrents suivis sur les titres mis (DB71).

LexplorationComme mentionn, les entreprises recherchant des ressources gazires pour les exploiter doivent dtenir un permis de recherche de ptrole, de gaz naturel et de rservoir souterrain quelles obtiennent auprs du ministre des Ressources

1.

Article 4 de la Loi sur les mines.


39

Les activits

naturelles et de la Faune. Elles choisissent le territoire qui les intresse selon un dcoupage rgulier ne dpassant pas 250 km2 et la demande de permis doit entre autres tre accompagne dun plan et dune description technique du territoire faisant lobjet de la demande, dun programme des travaux attest par un gologue ou un ingnieur gologue prcisant la nature et ltendue des travaux envisags avec les renseignements dordre gologique et gophysique que le requrant dtient1. En octobre 2010, 121 permis de recherche de ptrole, de gaz naturel et de rservoir souterrain accords 12 entreprises diffrentes couvraient un peu plus de 20 000 km2, dbordant la superficie du shale dUtica (figure 11). Cette superficie touche des proprits prives dans une proportion de 93,3 % (M. Jean-Yves Lalibert, DT1, p. 12 ; DQ34.1). Chaque titulaire de permis doit payer ltat des frais annuels et raliser des travaux obligatoires dexploration (tudes gologiques ou gophysiques ou des forages) pour maintenir en vigueur son permis. Aussi, le titulaire du permis de recherche doit remettre au ministre, dans les 30 jours prcdant chaque anne de validit de son permis, son programme de travaux dexploration pour lanne venir. Le cot minimum des travaux excuter est le suivant : la premire anne, le montant le plus lev entre 0,50 $ lhectare ou 3 000 $ ; la deuxime anne, le montant le plus lev entre 1 $ lhectare ou 6 000 $ ; la troisime anne, le montant le plus lev entre 1,50 $ lhectare ou 9 000 $ ; la quatrime anne, le montant le plus lev entre 2 $ lhectare ou 12 000 $ ; la cinquime anne, le montant le plus lev entre 2,50 $ lhectare ou 15 000 $ ; chaque priode subsquente de renouvellement du permis, le montant le plus lev entre 2,50 $ lhectare ou 20 000 $.

Toutefois, les cots des travaux dexploration peuvent tre regroups sous un mme permis si lentreprise en possde plusieurs (id., DT9, p. 16) ou peuvent tre reports aux annes suivantes sils dpassent les cots minima requis. Ainsi, 30 permis totalisant prs de 5 000 km2 en 2008 et 12 permis totalisant plus de 2 200 km2 en 2009 ont fait lobjet de travaux (DQ37.1). Les titulaires de 82 permis en 2008 et de 70 permis en 2009 se sont prvalus des dispositions permettant le regroupement ou le report selon les dispositions prvues aux articles 180 et 181 de la Loi sur les mines.

1.

En vertu des articles 62 67 du Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains.

40


Les activits

La dure initiale du permis dexploration est de cinq ans. Il est renouvelable annuellement jusqu cinq annes supplmentaires ou plus sil est dmontr la prsence dindices srieux quant la prsence de ptrole, de gaz naturel ou dun rservoir souterrain conomiquement exploitable1. Par ailleurs, au moment de la rvocation dun permis, un nouveau permis peut tre accord une autre entreprise la suite dun appel doffres (DQ28.2, p. 6 ; DB91). Initialement, une distinction tait faite entre la recherche de ptrole et de gaz et la recherche dun rservoir souterrain. Depuis le 21 janvier 2010, le titulaire dun permis de recherche de rservoir souterrain dlivr avant cette date est rput dtenir un permis de recherche de ptrole, de gaz naturel et de rservoir souterrain comme le prvoit larticle 154 de la Loi modifiant la Loi sur les mines et la Loi sur les terres du domaine public (chapitre 24 des lois de 1998) entr en vigueur par le dcret 13802009 du 21 dcembre 2009. Les permis de rservoirs souterrains sont de cette faon devenus des permis de recherche de ptrole, de gaz naturel et de rservoir souterrain, sans cot supplmentaire. Lorsquune entreprise possde son permis de recherche, elle, ou un oprateur avec qui elle a une entente, peut entreprendre des travaux dexploration gologique, gophysique ou de forage (PR3, p. 12). La compilation sur les travaux raliss est faite par le ministre des Ressources naturelles et de la Faune et est disponible sur le site Web du Ministre par le systme SIGPEG (DB24 ; DQ28.2, p. 3). Selon le reprsentant du Ministre, les informations demeurent confidentielles pendant trois ans aprs la ralisation des travaux (DQ28.1, p. 3). Pour raliser des activits gophysiques, lentreprise doit demander un permis de lev gophysique au ministre des Ressources naturelles et de la Faune. Ces levs visent acqurir des connaissances sur les structures et les formations gologiques sous la surface du sol. En 2010, cinq permis ont t mis pour des levs de sismique rflexion raliss dans les basses-terres du Saint-Laurent (DB24). Les analyses gologiques et les levs sismiques peuvent schelonner sur une priode de quelques semaines plusieurs mois (DB35, p. 24). Par la suite, le forage dun puits dexploration peut tre autoris par le ministre des Ressources naturelles et de la Faune qui prend connaissance du Programme dimplantation du puits fourni par lentreprise et met alors un permis de forage. Des distances sparatrices par rapport divers lments sensibles sont prvus dans le Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains. Ce forage, sil est localis en milieu terrestre, nest pas assujetti lobtention dun certificat dautorisation en vertu de larticle 22 de la Loi sur la qualit de lenvironnement (L.R.Q., c. Q-2)2. Sur des terres agricoles, une demande dimplantation est adresse1. 2. Articles 169 et 169.1 de la Loi sur les mines. Article 2 paragraphe 6 du Rglement relatif lapplication de la Loi sur la qualit de lenvironnement (c.Q2, r.1.001).


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Les activits

la Commission de protection du territoire agricole du Qubec (CPTAQ) qui rend une dcision suivant la Loi sur la protection du territoire et des activits agricoles (L.R.Q., c. P-41.1). Jusquen octobre 2010, 29 dcisions ont t rendues sans aucun refus (PR3, p. 21 ; Lvis Yockell, DT6, p. 73 et 77). Le forage permet la rcupration dchantillons et lacquisition de donnes sur le sous-sol (M. Jean-Yves Lalibert, DT3, p. 24). Le forage est ralis grce un trpan fix une tige rotative, alors quune boue dense, constitue dun mlange essentiellement deau et dargile comme de la bentonite, est injecte. Au cours des travaux, trois tubages de diffrents diamtres sont successivement installs et fixs, soit du plus grand vers le plus petit : le tubage de surface qui vise protger et isoler leau souterraine, le tubage intermdiaire et le tubage de production. Un ciment spcifique est coul dans les espaces annulaires au fur et mesure de linstallation des tubages. La conception du puits vise viter la migration de gaz ou de fluide vers les formations gologiques traverses et protger les aquifres dune contamination (figure 12) (M. Brian Bohm, DT11, p. 9 et 16). Un test dintgrit du puits est ralis pour vrifier la cimentation de chaque tubage et les rsultats sont fournis au ministre des Ressources naturelles et de la Faune. Le puits doit pouvoir rsister des fortes pressions et aucune perte de pression ne doit tre enregistre (M. Jean-Yves Lalibert, DT3, p. 62 ; M. Jean-Yves Lavoie, DT3, p. 84 et DT5, p. 71 75). En gnral, les puits atteignent 2 000 m de profondeur, avant dentamer une courbure sur 200 m et dtre prolongs sur 1 000 m lhorizontal, mais des puits uniquement verticaux peuvent galement tre fors (M. James Fraser, DT3, p. 50 et 51 et DT4, p. 18 et 19). Par la suite, des travaux de parachvement du puits sont ncessaires. Une tte de puits reliant lensemble des coffrages et permettant dassurer le contrle du puits est finalement installe (M. Jean-Yves Lalibert, DT1, p. 18). Les travaux de parachvement dun puits, soit sa compltion, consistent en la perforation du tubage de production et en la fracturation hydraulique, puis en la ralisation dessais de production (M. Jean-Yves Lavoie, DT3, p. 90). Le ministre des Ressources naturelles et de la Faune autorise les travaux par un permis de compltion alors que le ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs met des certificats dautorisation dune part depuis octobre 2010, pour les travaux de fracturation en vertu de larticle 22 de la Loi sur la qualit de lenvironnement (DB6) et, dautre part, pour linstallation dune torchre ou dun incinrateur en vertu de larticle 48 de la mme loi. La torchre ou lincinrateur brlent le gaz naturel extrait au cours des essais pour valuer la capacit de production et le potentiel de commercialisation dun puits avant son raccordement ventuel un gazoduc (DB6 ; DB1, p. 16 et 17).

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Les activits

Aprs la perforation du tubage, le puits est nettoy avec une solution base dacide qui est neutralise dans la formation (Mme Nabila Lazreg Larsen, DT5, p. 98). Par la suite, la fracturation hydraulique ncessaire pour augmenter la permabilit du shale est effectue par tapes en injectant trs haute pression essentiellement de leau avec du sable dans une proportion de 99,5 %. Le sable sert maintenir ouvertes les fractures cres (M. Paul Meyers, DT3, p. 100). Il sagit dun mlange de plusieurs produits provenant de trois groupes de substances : des rducteurs de friction, des agents de rcupration et des dsinfectants. Le mlange est particulier pour chaque entreprise ; le nombre et la concentration de ces intrants varient en fonction des entreprises (Mme Isabelle Guay, DT2, p. 10). Pour les travaux dexploration des dernires annes, le ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs a autoris des prlvements deau de surface (DB77). Les eaux de fracturation sont en partie rcupres dans des bassins et doivent tre gres selon la rglementation applicable. Les travaux de forage doivent obligatoirement dbuter dans lanne qui suit lmission du permis et il ny a pas de limite pour la dure des travaux de forage et de fracturation (DQ28.1, p. 32). Lexprience acquise dans le shale dUtica montre que le forage dun puits horizontal peut tre ralis dans un dlai dun mois, mais actuellement, en raison de la disponibilit des quipements, il peut se passer de six mois un an avant que ltape de fracturation dune dure de deux semaines soit ralise (M. Jean-Yves Lavoie, DT3, p. 90 et 91). Aussi, les activits de forage1 et de compltion incluant la fracturation hydraulique2, seffectuent gnralement sur une priode de deux mois par puits (DM148, p.37). La priode dessai dextraction de gaz de shale est au maximum dun an3. Lamnagement des lieux et la ralisation des travaux de forage impliquent le transport des matriaux et des quipements par camion. Il a t for 29 puits dexploration au Qubec jusqu la fin de lanne 2010 et ciblant spcifiquement le shale dUtica (figure 5). Sur ces 29 puits, 18 sont verticaux alors que 11 sont horizontaux (PR3, p. 4). La fracturation hydraulique a t ralise sur 9 puits verticaux et 6 puits horizontaux (DQ33.1 ; DB59).

1.

Le forage dun puits gazier requiert gnralement de 20 30 jours et les oprations seffectuent de manire ininterrompue, soit jour et nuit, 7 jours sur 7 (DB1, p. 9 ; DM148, p. 37 ; M. Vincent Perron, DT2, p. 82). Au Texas, certains forages ont t raliss sur une priode variant de 10 14 jours (M. Calvin Tillman, rencontre du 26 septembre 2010 ; Quicksilver Resources, rencontre du 27 septembre 2010). Selon lAssociation ptrolire et gazire du Qubec, les oprations de fracturation, incluant le transport de leau, sont normalement effectues durant le jour (M. Vincent Perron, DT2, p. 82 et 83). Article 71 du Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains.

2. 3.


47

Les activits

LexploitationPour exploiter le gaz naturel, lentreprise doit avoir avis au pralable le ministre des Ressources naturelles et de la Faune de la dcouverte dun gisement et dmontr que son exploitation sera conomiquement rentable1. Elle doit ensuite demander un bail particulier. Selon le reprsentant du Ministre, la phase dexploitation dun puits dbute lorsque le gaz extrait est vendu (M. Jean-Yves Lalibert, DT11, p. 60). Lexploitation dun gisement suppose le forage de plusieurs puits un mme site. La technique du forage horizontal permet de regrouper les puits. Les mmes contraintes et exigences mentionnes prcdemment pour les forages dexploration sappliquent. Au bail, dune dure initiale de vingt ans et dune superficie gnralement comprise entre 2 km2 et 20 km2, est associ un loyer qui doit tre pay annuellement au gouvernement (PR3, p. 14). Le montant du loyer est fix 2,50 $ par hectare en vertu de larticle 87 du Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains. Les rsultats et autres rapports en lien avec le bail dexploitation de ptrole et de gaz ne sont pas accessibles tant que ce bail reste en vigueur2. Lexploitation de la ressource gazire implique le versement dune redevance au gouvernement tablie entre 10 et 12,5 % de la valeur au puits3. La dure de la production de gaz naturel, et donc de lexploitation, est estime une cinquantaine dannes, mais la production dun puits est son maximum au dbut de lexploitation puis elle dcline rapidement, soit jusqu 65 % dans la premire anne. Par la suite, le dclin serait beaucoup plus lent (M. James Fraser, DT3, p. 92 94 ; DB19). En fait, le puits reste en exploitation tant quil est conomiquement viable et cette viabilit dpend notamment du prix du gaz naturel (M. James Fraser, DT2, p. 100 103). Lexploitation nest possible que si un rseau de collecte du gaz naturel sous la responsabilit des entreprises productrices est construit (M. Jean-Yves Lavoie, DT1, p. 19). Il ny aucune disposition dans la Loi sur les mines et dans le Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains en lien spcifiquement avec cette activit de collecte. Le gaz naturel produit est achemin des points de rception et avant dtre mis la disposition dun transporteur ou dun distributeur dont le rseau pourrait tre prolong (M. Robert Rousseau, DT1, p. 80).

1. 2. 3.

Article 194 de la Loi sur les mines. Article 215 de la Loi sur les mines. Article 104 paragraphe 2 du Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains.

48


Les activits

Par ailleurs, la mise en production dun puits gazier est assujettie larticle 22 de la Loi sur la qualit de lenvironnement et ncessite que le titulaire du bail obtienne un certificat dautorisation pralablement la ralisation de ses travaux et activits (DB1, p. 43).

La fermeture et labandon la fin des travaux de forage ou de compltion, lentreprise peut dcider de fermer temporairement ou dfinitivement un puits. Un puits doit aussi tre ferm dfinitivement avant la fin de la priode de validit dun permis de recherche de ptrole, de gaz naturel et de rservoir souterrain ou dun bail dexploitation. Lentreprise est tenue de demander une autorisation pour fermer son puits au ministre des Ressources naturelles et de la Faune. Des normes rgissent la fermeture de puits. Ainsi, celui-ci doit tre laiss dans un tat qui empche lcoulement des liquides ou la fuite des gaz hors du puits1. Le dpt dune garantie financire est exig depuis 1988 en vertu du Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains pour viter que le gouvernement ait payer la fermeture dun puits qui deviendrait orphelin (M. Jean-Yves Lalibert, DT10, p. 93). Cette garantie dexcution, minimalement de 5 000 $ et au maximum de 150 000 $, est calcule au prorata de 10 % de la valeur prvue des travaux de forage. Elle est maintenue en vigueur tant que le puits nest pas dfinitivement ferm (id., DT2, p. 88), sauf pour les puits dexploitation de gaz naturel puisque la garantie est libre lorsque le montant cumulatif de la redevance atteint celui de la garantie exige2. galement, en vertu des articles 184 et 206 de la Loi sur les mines, lentreprise peut demander labandon de son droit, soit son permis de recherche de ptrole, de gaz naturel et de rservoir souterrain, soit son bail dexploitation. Elle peut ainsi tre libre de ses obligations si le ministre des Ressources naturelles et de la Faune considre comme acceptable la ralisation des travaux de fermeture (id., DT3, p. 48). Le ministre autorise labandon aprs avoir consult le ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs. Par ailleurs, le ministre du Dveloppement durable, de lEnvironnement et des Parcs exige une caractrisation du site dans les six mois suivant la cessation des activits dextraction en vertu de larticle 31.51 de la Loi sur la qualit de lenvironnement et en lien avec le Rglement sur la protection et la rhabilitation des terrains [R.R.Q., c. Q-2, r. 18.1.01]. La remise en tat implique notamment la gestion des matires rsiduelles en vertu du1. 2. Articles 58 61 du Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains. Article 18 du Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains.


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Les activits

Rglement sur lenfouissement et lincinration des matires rsiduelles [R.R.Q., c. Q2, r. 6.0.2] (DB1, p. 22 ; M. Martin Tremblay, DT2, p. 85 et 86). Lentreprise est donc responsable du puits tant et aussi longtemps quil nest pas dfinitivement ferm, abandonn et enregistr au Bureau de la publicit des droits (M. Jean-Yves Lalibert, DT2, p. 91). Finalement, le ministre des Ressources naturelles et de la Faune est responsable des puits orphelins et abandonns. En 1999, il a appliqu un programme pour fermer adquatement 22 puits en Gaspsie, ptroliers, gaziers ou autres, conformment la rglementation en vigueur pour un montant de 95 000 $. Les rparations taient limites la tte de puits (DB15 ; M. Jean-Yves Lalibert, DT3, p. 48). La remise en tat des sites dexploitation, en lien avec un bail dexploitation de ptrole et de gaz naturel, nest mentionne dans aucune disposition de la Loi sur les mines et dans le Rglement sur le ptrole, le gaz naturel et les rservoirs souterrains. Toutefois, en territoire agricole, la CPTAQ exige une remise en tat du site.

50


Chapitre 5

Les proccupations et les opinions des participants

Le prsent chapitre a pour objectif de prsenter les proccupations et les opinions des participants sur le dveloppement de lindustrie du gaz de shale au Qubec. La perception gnrale des participants sera dabord aborde. Par la suite, les proccupations lies au rythme du dveloppement de cette industrie, au milieu biophysique et humain seront rsumes. Suivront les proccupations lies lconomie et lencadrement de lexploration et de lexploitation de ce gaz. Le nombre de mmoires reus fait en sorte quil nest pas possible de citer individuellement tous les participants. Toutefois, la commission denqute prend en considration tous les points de vue.

Les perceptions gnralesDans lensemble, les perceptions sur le dveloppement durable de lindustrie du gaz de shale au Qubec sont divises entre ceux qui sont en faveur, ceux qui demandent un moratoire et ceux qui rejettent totalement lide de cette filire nergtique. Ceux en faveur appuient leurs arguments sur le potentiel des retombes conomiques importantes de cette industrie et sur la ncessit dassumer la scurit nergtique du Qubec. De plus, on avance que le gaz naturel est une nergie moins polluante que dautres tels le mazout et le charbon (Association canadienne du gaz, DM46, p. 3 ; M. Richard Tremblay, DM179, p. 6). On ajoute quun cadre rglementaire appropri lindustrie du gaz de shale pourrait minimiser les impacts sur lenvironnement et sur la qualit de vie des citoyens (Association ptrolire et gazire du Qubec, DM148, p. 24). De leur ct, ceux qui demandent un moratoire et ceux qui rejettent compltement lide de cette activit dplorent le manque de connaissances sur lexploration et lexploitation du gaz de shale au Qubec. Selon eux, cette position dcoule de considrations lies la sant et la scurit publique et environnementale, qui sont encore peu connues. Limpact de cette industrie sur lapprovisionnement en eau est la principale proccupation (Ambioterra, DM38, p. 7 ; Coalition Eau Secours !, DM82, p. 3 ; Regroupement des organismes de bassins versants du Qubec et les Organismes de bassins versants, DM96, p. 8). On semble peu satisfait des rponses donnes par lindustrie ou par le gouvernement. De plus, plusieurs estiment quun


51

Les proccupations et les opinions des participants

moratoire permettrait de mener des tudes qui rpondraient certaines questions lies la sant publique et la protection de lenvironnement. En outre, certains dplorent labsence dtude dimpact disponible pour le Qubec. Selon des participants, cette tude devrait tre mene par une institution indpendante de ltat et des industries. Consquemment, lexploitation du gaz de shale devrait se faire en fonction des rsultats de cette tude. On cite plusieurs reprises ltude dimpact faite par ltat de New York qui vise faire la lumire sur le dveloppement du gaz de shale sur son territoire (Regroupement des mdecins pour un environnement sain, DM81, p. 2 ; Directions de sant publique Mauricie et Centredu-Qubec, Chaudire-Appalaches et Montrgie, DM100, p. 16). Dautres ont invoqu la ncessit de mener une valuation environnementale stratgique (Environnement et dveloppement Montrgie, DM8, p. 4 ; Association qubcoise de lutte contre la pollution atmosphrique et Stratgies nergtiques, DM178, p. xx ; Conseil rgional de lenvironnement du Centre-du-Qubec, DM132, p. 18). L

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