Caractérisation des réseaux de fractures naturelles, de la porosité et de la saturation en eau du Shale d'Utica et de sa couverture par l'analyse des diagraphies de forages pétroliers dans la région de Saint-Édouard, Québec

Le présent travail a été réalisé à la demande de la Commission géologique du Canada, division Québec (CGC-Québec) et s'inscrit dans le cadre d'une étude plus vaste traitant des impacts potentiels sur les aquifères des activités liées au gaz de shale dans la région de Saint-Édouard (Basses-Terres du Saint- Laurent, Province de Québec). Ce travail a été réalisé pour le programme Géoscience environnementale du Secteur des Sciences de la Terre et financé par le programme de l'Initiative écoÉNERGIE sur l'Innovation du Secteur de l'Énergie de Ressources naturelles Canada. Les objectifs de l'étude présentée sont 1) de vérifier s'il est possible de détecter la présence de fractures naturelles ouvertes en sous-surface dans le Shale d'Utica et dans sa couverture par le biais de diagraphies conventionnelles et 2) d'estimer la porosité et la saturation en eau de ces mêmes unités. Trois puits verticaux forés pour le gaz de shale dans la région de Saint-Édouard. Pour chacun de ces puits l'identification d'intervalles naturellement fracturés a été réalisée en combinant une série de diagraphies conventionnelles. L'étude des réseaux de fractures a permis de mettre en évidence plusieurs intervalles densément fracturés au sein du Groupe de Lorraine (et du Shale d'Utica dans une moindre mesure) qui coïncident avec la présence de failles de chevauchement dans deux des trois puits. Entre ces intervalles fracturés, ainsi que dans le troisième puits qui est dépourvu de failles de chevauchements, les intervalles naturellement fracturés sont peu abondants. Ils sont même absents du Shale d'Utica dans ce troisième puits. La densité des réseaux de fractures identifiés peut être mise en relation avec la proximité des puits par rapport au front appalachien, la présence de failles de chevauchement et donc des réseaux de fractures ayant un lien direct avec la proximité de ce front orogénique. Si l'étude des diagraphies a permis de mettre en évidence la présence de fractures ouvertes dans les trois puits étudiés, elle n'a pas permis de faire la distinction entre des fractures naturelles éventuellement présentes dans la roche avant le forage d'une part, et d'autre part des fractures induites par le poids de la boue de forage. Quelle que soit la nature des fractures ouvertes identifiées, leur détection est importante car elle contribue à mieux évaluer la qualité du lien entre le ciment et la roche et à mieux anticiper les intervalles dans lesquels l'isolation hydraulique du forage pourrait être compromise. Les données disponibles indiquent que les intervalles fracturés ne semblent pas former un continuum jusqu'à la surface. La porosité et la saturation en eau ont été estimées pour les différentes unités stratigraphiques des trois puits de gaz de shale. Les valeurs de porosité calculées révèlent une tendance commune aux trois puits quand on considère la variation de la porosité moyenne d'une unité stratigraphique à l'autre. Le Groupe de Lorraine est l'unité qui présente systématiquement les valeurs de porosité les plus élevées. Le Shale d'Utica est caractérisé par des valeurs de porosité plus faibles, avec un membre supérieur toujours légèrement moins poreux que le membre inférieur. Le Groupe de Trenton est systématiquement la moins poreuse des unités considérées. De même que pour la porosité, une tendance commune aux trois puits se distingue lorsque l'on considère la variation de la saturation en eau d'une unité stratigraphique à l'autre. Le Groupe de Lorraine est l'unité qui présente systématiquement les valeurs de saturation les plus élevées, le Shale d'Utica supérieur est caractérisé par les valeurs les plus faibles, tandis que le Shale d'Utica inférieur et le Groupe de Trenton présentent des valeurs intermédiaires. L'étude a également permis d'identifier un certain nombre de travaux additionnels qui permettraient de confirmer ou raffiner les résultats exposés ici. Les principales recommandations en ce sens sont résumées ainsi sous deux thèmes : 1. Caractérisation des réseaux de fractures Caractériser l'orientation des fractures naturelles et induites à partir des diagraphies d'imagerie lorsque disponibles, et mettre ces résultats en relation avec l'orientation des champs de contrainte régionaux actuels. En particulier, l'examen des diagraphies d'imagerie par résistivité haute résolution enregistrées pour les puits horizontaux forés dans le Shale d'Utica, qui n'ont pas été étudiées ici, devrait permettre d'obtenir une image plus complète des différentes familles de fractures que ne le permet l'étude des puits verticaux. 2. Estimation de la porosité et de la saturation en eau Exploiter les données diagraphiques et de laboratoire disponibles pour d'autres puits, forés en dehors de la région d'étude, afin de définir si possible des corrélations robustes à l'échelle du bassin. Ces résultats pourront contribuer à raffiner les modélisations hydrogéologiques régionales qui s'attachent à établir le lien entre les aquifères proches de la surface et l'environnement géologique profond, particulièrement dans un contexte de fracturation hydraulique.

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