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Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels

27 novembre 2013 : Les techniques alternatives à la fracturation hydraulique pour l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels ( rapport de l'opecst )

III. LA FRACTURATION HYDRAULIQUE : UNE TECHNIQUE ANCIENNE COMPORTANT DES RISQUES MAÎTRISABLES

Après avoir étudié les techniques alternatives à la fracturation hydraulique (I) puis les techniques sans fracturation (II), vos rapporteurs souhaitent présenter les progrès réalisés dans la pratique de la fracturation hydraulique.

Cette technique est ancienne et bien connue de l'industrie. Elle ne saurait être rejetée en bloc car, étant la mieux connue, elle est aussi la plus susceptible d'améliorations. Puisque l'on ne peut compter uniquement sur la bonne volonté de l'industrie - qui a toutefois réalisé des progrès importants - ces améliorations doivent être rendues obligatoires par une réglementation adaptée.

Interdire une technique, en vertu du principe de précaution, n'implique pas que l'on n'essaie plus de savoir s'il n'existerait pas, pour l'avenir, des conditions auxquelles cette technique pourrait être améliorée, voire rendue inoffensive. La loi de 2011 ne se fondait d'ailleurs pas sur des certitudes absolues, puisqu'elle prévoyait la possibilité d'expérimentations.

À l'issue de leurs auditions, vos rapporteurs pensent que les conditions d'une fracturation hydraulique acceptable peuvent être réunies. Certes, ces conditions ne seront pas toujours réunies - il se peut, dans certains cas, que l'usage d'une technique alternative, soit préférable, ou que tout procédé de stimulation soit contre-indiqué - mais elles peuvent l'être.

C'est pourquoi une réglementation adaptée, si possible dans un cadre européen, est souhaitable.

A. DES RISQUES VARIABLES SELON LES RÉGIONS : LA NÉCESSITÉ D'ÉTUDES AU CAS PAR CAS, PLUTÔT QUE DE JUGEMENTS GLOBAUX

Après avoir rappelé les principaux risques associés à l'usage de la fracturation hydraulique, certains risques particuliers, seront abordés, les rapporteurs ayant souhaité en approfondir l'étude pour ce rapport final.

1. Les principaux risques associés à l'usage de la fracturation hydraulique
a) Principes de la fracturation hydraulique

La fracturation hydraulique consiste à injecter à forte pression dans le puits un fluide permettant de fissurer la roche. Ce fluide est composé d'eau (8 000 à 20 000 m3 par forage), d'additifs chimiques et de particules (agents de soutènement, dits aussi proppants) permettant de maintenir les fractures ouvertes.

Les agents de soutènement sont constitués de sables ou de particules de céramiques.

Les additifs nécessaires à l'opération jouent les rôles de gélifiant, désinfectant, casseur de gel, réducteur de friction, acide, inhibiteur de corrosion, décalcifiant.

Sur un puits donné, les opérations de fracturation sont réalisées par phases successives - cinq à dix phases au total - dans différentes sections du puits.

La quantité de gaz extraite de chaque puits reste faible, ce qui nécessite de disposer d'un grand nombre de puits pour atteindre un niveau significatif de production. Ces puits sont regroupés en grappes (« clusters »). Il est possible de forer jusqu'à seize puits à partir d'une seule tête de forage.

PRINCIPES D'UNE PROCÉDURE DE FRACTURATION HYDRAULIQUE


· Objectif : rouvrir ou créer artificiellement un réseau de fractures / fissures de petite taille 

- Dans l'intervalle ciblé

- Autour du puits de forage


· Procédure opérationnelle 

- Réalisée par phases successives

- Perforation de la colonne de production et du ciment

- Pompage du fluide, de l'agent de soutènement et des additifs

- Développement du réseau de fractures / fissures

- Arrêt du pompage, extraction des fluides de reflux


· Caractéristiques du réseau de fractures / fissures

- Perpendiculaire à une direction de contrainte minimum

- S'étend latéralement sur près de 100 m, verticalement sur quelques dizaines de mètres


· Chiffres moyens 

- Longueur de drainage horizontal : 1 500 à 2 000 m

- 5 à 10 phases de fracturation par puits

- 1 500 à 2 000 tonnes de sable pour un puits à 5 phases

- 10 000 à 20 000 m3 d'eau par puits

- 90 % d'eau ; 9,5 % de sable ; 0,5 % d'additifs (en volume).

La conception de la fracturation varie selon les caractéristiques du réservoir et du puits.

Source : Total

b) Principaux risques identifiés

Les principaux risques et les enjeux associés à l'usage de la fracturation hydraulique sont les suivants :

- Son impact quantitatif sur la ressource en eau : la disponibilité de l'eau et les conflits d'usage potentiels sont variables selon les zones ;

- Le risque de migration des gaz ou des produits utilisés pour la fracturation : les nappes phréatiques étant proches de la surface du sol, leur contamination du fait de la fracturation hydraulique est très peu probable. Il faut néanmoins contrôler l'intégrité des aquifères profonds salés. S'il y a un risque de pollution du sol et des nappes phréatiques, il est plutôt imputable à la qualité du forage et des installations au sol.

Ce risque n'est pas fondamentalement différent de celui qui est associé à un forage conventionnel mais le nombre de puits nécessaires pour produire une quantité donnée d'hydrocarbures est plus important pour les gisements non conventionnels que pour les gisements conventionnels.

Aux États-Unis, où des cas de pollution d'eau potable ont été observés (par exemple à Pavilion au Wyoming), l'Agence de protection de l'environnement américaine (EPA) a entrepris une étude sur les impacts environnementaux de la fracturation hydraulique, dont les résultats sont attendus en 2014.

Une publication scientifique43(*) a fait état d'un lien entre l'extraction du gaz non conventionnel et la présence de méthane à des concentrations anormalement élevées dans des puits d'eau potable situés à moins d'un kilomètre des puits de gaz, dans le bassin de Marcellus en Pennsylvanie.

Toutefois, s'agissant des images du film Gasland, où l'on voit l'eau du robinet s'enflammer au contact d'un briquet allumé, il était établi, dès avant la sortie de ce film, que le gaz qui provoque ce phénomène est d'origine biogénique et non thermogénique (voir encadré). M. Philippe Martin, ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, l'a, du reste, admis lors d'une audition récente au Sénat, au cours de laquelle il a jugé que des phénomènes identiques à ceux observés dans Gasland pourraient être obtenus « dans le marais poitevin »44(*).

GASLAND : DES IMAGES TROMPEUSES

Image provenant du rapport45(*) de la mission d'information de l'Assemblée nationale

D'après le rapport de la mission d'information de l'Assemblée nationale sur les gaz et huiles de schiste, en date de juin 2011, dont est tirée l'image ci-dessus : « Destiné au grand public, le film [Gasland] délivre des informations proprement effrayantes, tant par les images que par les commentaires qui les accompagnent. Quiconque nourrit un intérêt pour le sujet a forcément vu la séquence dans laquelle un homme enflamme l'eau sortie de son robinet. L'effet, saisissant, illustre la pollution des nappes phréatiques due à une activité extractive peu respectueuse de l'environnement. »

En réalité, à la suite de la sortie du documentaire Gasland de Josh Fox, en 2010, la State of Colorado Oil&Gas Conservation Commission a publié une note afin de corriger plusieurs erreurs figurant dans la description par ce film d'incidents survenus dans l'État du Colorado. Cette note établit que le gaz à l'origine du phénomène observé dans ce documentaire est d'origine biogénique, comme ladite Commission l'avait indiqué au propriétaire du puits d'eau par un courrier en date du 30 septembre 2008.

Le méthane est un gaz naturel produit soit par la décomposition et la fermentation de matière organique (gaz biogénique), comme c'est souvent le cas dans les marais, soit par un processus géologique d'enfouissement à hautes température et pression. Plusieurs méthodes d'analyse permettent de distinguer les deux types de méthane, notamment une analyse géochimique et l'analyse de la composition du gaz. Les études réalisées par la Commission dans le Colorado ont établi que le gaz biogénique présent dans cet État ne contient presque que du méthane et une petite quantité d'éthane, tandis que le gaz thermogénique contient aussi du propane, du butane, du pentane et des hexanes.

L'eau qui coule du robinet, dans l'image ci-dessus, est, certes, contaminée par la présence de méthane à des concentrations suffisantes pour entraîner le phénomène observé. Néanmoins, Gasland attribue la contamination de cette eau à l'exploitation pétrolière et gazière alors qu'elle est causée par la présence de gaz biogénique, sans lien avec cette industrie.

Source : State of Colorado Oil&Gas Conservation Commission

- L'impact spécifique des additifs chimiques employés pour la fracturation. Ceux-ci représentent une faible part du liquide de fracturation (0,14 % dans l'exemple ci-dessous), ce qui correspond toutefois à des quantités importantes, étant donné les volumes d'eau utilisés.

COMPOSITION DU FLUIDE DE FRACTURATION
(Gisement Marcellus, États-Unis)

Source : RANGE Resources pour les Marcellus shale (États-Unis), d'après IFPEN

Les additifs sont des acides, des contrôleurs de viscosité, des réducteurs de friction, des bactéricides et des inhibiteurs de dépôts.

L'acide le plus utilisé est l'acide chlorhydrique. Il est utilisé, avant les opérations de fracturation, afin de nettoyer les abords du puits. Des inhibiteurs de corrosion sont ajoutés afin de protéger les installations.

Les contrôleurs de viscosité visent à permettre au sable de rester en suspension dans le fluide. Des agents à action différée sont employés : en effet, il est utile que le fluide soit peu visqueux lors de son injection, qu'il le devienne ensuite lors de la fracturation, et qu'il redevienne peu visqueux, enfin, lors de la mise en production du puits. Des enzymes et des oxydants permettent de détruire le gel une fois la fracturation effectuée et le sable en place.

Les réducteurs de friction permettent de diminuer les pertes par frottement.

Les bactéricides permettent d'éviter le développement d'un milieu microbien susceptible de dégrader certains composants comme la gomme de guar (utilisée comme contrôleur de viscosité).

Les inhibiteurs de dépôt permettent d'empêcher les dépôts dans les tuyaux.

Source : GEP-AFTP

Trois catégories de fluides aqueux sont employées sur le marché :

· L'eau dite « glissante » (slickwater) pour la production de gaz sec (méthane) ;

· Les gels dits linéaires pour la production de gaz humide ou de pétrole léger ;

· Les gels dits réticulés pour la production de pétrole plus lourd.

Les gels permettent le maintien du sable en suspension. L'eau représente généralement environ 94 % du fluide, le sable entre 5 % et 6 % et les additifs chimiques 0,15 % à 0,25 %.

À haute dose, certains de ces produits sont toxiques. Par ailleurs, certains produits injectés, non toxiques, seraient susceptibles de devenir toxiques au contact d'éléments contenus dans le sous-sol.

- Le risque de mobilisation d'éléments contenus dans la roche par la fracturation hydraulique. Aux États-Unis, il a été observé sur un site que de l'uranium et du radon radioactifs avaient été drainés. Des métaux lourds peuvent être présents dans les argiles.

Source : TOTAL

 

Contamination due à la fracturation hydraulique (considérée comme très peu probable)

 

Contamination due à des problèmes d'intégrité du puits

 

Contamination due à un déversement ou à une défaillance de rétention

- Le risque de sismicité induite : La fracturation hydraulique crée dans la plupart des cas des microséismes de très faibles amplitudes, ne créant pas de danger en surface. Néanmoins des séismes ont été attribués à l'exploitation d'hydrocarbures non conventionnels au Texas et en Arkansas, non pas en lien avec la fracturation hydraulique, mais en raison de la réinjection d'eaux usées dans le sous-sol. Au Royaume-Uni, en 2011, deux séismes de faible magnitude pourraient être liés à la fracturation hydraulique, dans un puits d'exploration de la région de Blackpool.

- Les nuisances locales associées aux travaux d'exploration et d'exploitation : emprise au sol, impact sur les paysages, passages de camions. On estime que la réalisation d'un puits de recherche (avec drain horizontal et fracturations) nécessite entre 900 et 1 300 voyages de camions. Ces nuisances sont cependant temporaires (6 à 18 mois).

- L'impact de l'exploitation des hydrocarbures non conventionnels sur le climat est l'objet de controverses. Aux États-Unis, l'usage croissant du gaz, en lieu et place du charbon et du pétrole, pour produire de l'électricité, a permis une réduction des émissions de CO2. Entre 2006 et 2011, on a observé une diminution des émissions liées à la production d'électricité de 8 %. La part croissante du gaz naturel n'en est pas seule responsable puisque les énergies renouvelables et les centrales nucléaires ont également contribué à remplacer charbon et pétrole.

Si, en termes de combustion, le gaz naturel produit moins de CO2 que le charbon, les fuites de méthane lors de la production, du transport et de l'utilisation du gaz pourraient avoir un impact négatif en matière climatique. En effet, sur un siècle, le méthane a eu un effet sur le changement climatique 25 fois plus important que le CO2.

À l'issue de leur mission aux États-Unis, vos rapporteurs ont souhaité consacrer une partie spécifique à cette question (voir ci-après III.A.3).

2. Des risques qui varient selon les régions : l'exemple du sud-est français

Vos rapporteurs se sont rendus à Montpellier pour examiner les problématiques spécifiques à la région sud-est. Ils ont notamment rencontré des chercheurs de l'université de Montpellier 246(*) qui ont attiré leur attention sur la complexité géologique de cette région et les risques spécifiques qui seraient encourus en cas d'usage de la fracturation hydraulique, si certaines précautions n'étaient pas prises, en l'absence de travaux de recherche suffisants à ce jour sur les caractéristiques de ce bassin.

a) Une géologie complexe et mal connue

La géologie de cette région est complexe et mal connue. Les estimations de ressources réalisées aux États-Unis, par l'EIA, sont beaucoup trop simplistes. Elles ne rendent pas compte de la complexité de la géologie locale : au-delà d'une distance de 10 km, on ne peut en effet pas extrapoler les résultats connus d'une zone à une autre, comme cela est possible dans les bassins nord-américain ou parisien qui présentent des caractéristiques homogènes sur plusieurs dizaines de kilomètres.

Les données géologiques connues sont anciennes et leur distribution est éparse. Leur acquisition remonte à plus de vingt ans. Elles sont donc fondées sur des technologies dépassées. Leur résolution spatiale est supérieure à 10 km. Enfin, la surface est beaucoup mieux connue que le sous-sol.

Les principales ressources seraient contenues dans les « schistes carton » du Toarcien (- 180 millions d'années) et les « schistes noirs » de l'Autunien (- 280 millions d'années). Mais la maturation de ces bassins est incertaine. Les roches du Toarcien n'ont pas toutes été suffisamment enfouies pour produire des hydrocarbures. Elles n'auraient ainsi produit du gaz que dans la région d'Alès et en Ardèche, et pas dans le Larzac ni à Montpellier. Toutefois, dans ces deux zones, les roches de l'Autunien pourraient être suffisamment matures pour avoir produit des hydrocarbures.

Les estimations de l'EIA sont fondées sur des paramètres incertains (proportion de matière organique, épaisseur de la couche, étendue du bassin, taux de récupération...). Compte tenu des incertitudes sur l'ensemble des paramètres pour le bassin sud-est, les estimations de gaz récupérable varient de 1 à 1 000.

Une connaissance approfondie de la géologie est, par ailleurs, nécessaire au contrôle de la fracturation hydraulique. Il est, en effet, nécessaire de connaître l'état de contrainte régional et ses déviations locales pour prévoir l'orientation des fractures induites et leur éventuelle interaction avec les failles existantes, pour éviter toute communication. Or les mesures de l'état de contrainte sont actuellement trop peu nombreuses.

Étant donné la complexité de cette région, la circulation potentielle des fluides souterrains est mal connue. Cette circulation pourrait être favorisée par la présence de nombreuses formations calcaires, ce qui induit des risques spécifiques.

b) Des risques spécifiques

Les karsts sont des massifs calcaires érodés par la circulation d'eau, qui y a créé des cavités. Les réseaux de circulation de cette eau sont complexes et mal connus. Or, les karsts sont susceptibles de permettre des échanges entre aquifères.

LE KARST

Le karst est un paysage résultant de processus particuliers d'érosion (la karstification). Ces processus sont commandés par la dissolution des roches carbonatées (calcaires et dolomies) constituant le sous-sol des régions concernées. C'est l'eau de pluie infiltrée dans ces roches qui assure cette dissolution. L'eau acquiert l'acidité nécessaire à la mise en solution de la roche en se chargeant de gaz carbonique (CO2) produit dans les sols par les végétaux et les colonies bactériennes. Le paysage de surface, constitué en général de dépressions fermées (appelées dolines, pour les petites, et poljés, pour les plaines d'inondation), est associé à un paysage souterrain, dont les grottes et les gouffres parcourables par l'homme font partie. Le karst est par conséquent un paysage original, créé par les écoulements d'eau souterraine. L'eau circule en son sein, s'y accumule et émerge par des sources aux débits souvent considérables, mais très fluctuants dans le temps. Le karst est donc également un aquifère : l'aquifère karstique.

Source : Bassin Rhône-Méditerranée-Corse, Guide technique : Connaissance et gestion des ressources en eaux souterraines dans les régions karstiques (juin 1999)

Par ailleurs, même si des couches imperméables séparent les aquifères, ceux-ci peuvent être connectés entre eux par des failles : de telles failles peuvent créer des liens hydrauliques entre couches profondes et couches de surface.

Ces phénomènes pourraient contribuer à une contamination des aquifères, si un certain nombre de précautions n'étaient pas prises en cas d'usage de la fracturation hydraulique : connaissance préalable des failles existantes, réalisation des opérations au-delà d'une distance de sécurité par rapport aux failles, contrôle étroit des opérations de fracturation à distance (monitoring)47(*).

Cette contamination pourrait être d'autant plus problématique que l'eau consommée ne provient pas des nappes phréatiques, proches de la surface, mais de nappes plus profondes, comme c'est le cas dans le sud-est.

AQUIFÈRES KARSTIQUES À FORT INTÉRÊT STRATÉGIQUE
POUR LES BESOINS EN EAU ACTUELS OU FUTURS

Source : Bassin Rhône-Méditerranée-Corse, Guide technique : Connaissance et
gestion des ressources en eaux souterraines dans les régions karstiques (juin 1999)

Ces constats militent non pour l'immobilisme, mais au contraire, pour un effort redoublé de recherches sur la connaissance de notre sous-sol. Ces recherches ne serviraient d'ailleurs pas qu'une éventuelle exploration / exploitation des ressources non conventionnelles. Elles permettraient aussi une meilleure connaissance de la ressource en eau, et seraient utiles pour la géothermie ou encore pour la réalisation de dispositifs de stockage d'énergie.

3. Les conséquences de la production de gaz de roche-mère sur les émissions de gaz à effet de serre et la question des fuites de méthane : la problématique aux États-Unis

À l'occasion du rapport d'étape, vos rapporteurs ont été interpellés sur la question des fuites de méthane éventuellement associées aux forages non conventionnels, non pas en termes de règlementation, mais en termes d'effets réels sur la production de gaz à effet de serre. Le méthane est considéré comme un puissant gaz à effet de serre, 72 fois plus nocif que le dioxyde de carbone selon l'organisation de défense de l'environnement RFF48(*) (les travaux du CGEDD et du CGIET précisent que cette nocivité s'observe sur un cycle de 20 ans)49(*).

a) La production de gaz de schiste a réduit les émissions de dioxyde de carbone aux États-Unis

Depuis quelques années, et bien qu'ils aient refusé tout engagement à cet égard, les États-Unis voient se réduire leurs émissions de dioxyde de carbone : une réduction de 450 millions de tonnes de gaz à effet de serre (GES) de 2008 à 2012, dont -5,72 % sur la seule année 2012.50(*)

Le graphique suivant, tiré des travaux de l'agence américaine d'information sur l'énergie (EIA) reflète la diminution des émissions de dioxyde de carbone (en tonnes) du seul secteur de l'énergie (et non pas de toute l'économie américaine).

Cette amélioration provient de la substitution du gaz naturel au charbon comme combustible des centrales électriques. La combustion du gaz est en effet beaucoup moins émettrice de CO2 que celle du charbon.

À cet égard, il faut être conscient qu'en France le résultat serait bien moins marqué dans la mesure où le parc de centrales électriques est déjà peu émetteur de gaz à effet de serre.

b) Des fuites de méthane plus faibles qu'il n'était craint

Les éventuelles fuites de méthane associées à la production d'hydrocarbures non conventionnels représentent un enjeu environnemental essentiel : compte tenu de l'importance de l'impact du méthane en tant que gaz à effet de serre, des chercheurs ont calculé qu'une fuite de 3,2 % anéantirait les effets bénéfiques de la réduction de la consommation de charbon vis-à-vis des émissions de gaz carbonique51(*). Ces chercheurs pensaient d'ailleurs que ces fuites excédaient probablement ce seuil, diverses études estimant alors le niveau des fuites entre 3,6 et 7,9 %52(*).

Les chercheurs de l'Université d'Austin rencontrés par vos rapporteurs leur avaient indiqué que l'Université allait publier à l'automne une étude sur les fuites de méthane lors de la production des hydrocarbures non conventionnels aux États-Unis. Celle-ci a été rendue publique en septembre53(*). L'étude conclut que les fuites au stade de la production (forage et extraction de gaz issu du puits) de gaz non conventionnel sont de 0,42 %, soit un taux nettement inférieur aux estimations précédentes qui se fondaient sur des recherches moins poussées et sans doute sur une production moins précautionneuse, puisque les techniques et les règlementations tendant à éviter le dégagement de méthane dans l'atmosphère progressent. À noter toutefois que ce taux ne concerne que la production, et non en aval le transport (camions, gazoduc) et l'utilisation finale par les consommateurs (ménages, entreprises) du méthane, lesquels occasionnent aussi des dégagements dans l'atmosphère, ainsi que d'autres activités, notamment agricoles (voir figure ci-dessous).

Selon l'organisation de défense de l'environnement Environmental Defense Fund (EDF), qui est un des commanditaires de l'étude avec plusieurs compagnies productrices de gaz et de pétrole, un taux de fuite inférieur à 1 % sur l'ensemble du cycle de production du méthane est un objectif atteignable et garantirait l'innocuité environnementale de ce gaz.

Extrait de : Center for climate and energy solutions
«Leveraging natural gas to reduce greenhouse gas emissions» juin 2013

Seuls 40 % des émissions de méthane proviendraient du système énergétique (pétrole : 5 %, charbon : 11 % et gaz naturel : 24 %), le reste provenant de l'élevage (enteric fermentation, soit le système digestif des animaux : 24 %, et manure management , soit les lisiers : 9 %) et du traitement des déchets (wastewater treatment c'est-à-dire eaux usées : 3 %, landfills, soit les déchets : 18 %).

4. La question de l'après-exploitation

Tout projet d'exploitation d'hydrocarbures doit intégrer la problématique de l'après-exploitation.

D'après M. Marc Durand, ingénieur-géologue, ancien professeur du département des sciences de la Terre et de l'atmosphère de l'Université du Québec à Montréal (UQAM), auditionné par vos rapporteurs, l'après-exploitation doit être particulièrement surveillée dans le cas des hydrocarbures non conventionnels. Les réglementations existantes, pensées pour les puits conventionnels, doivent être réexaminées.

En effet, la fracturation modifie durablement la perméabilité du milieu. Elle enclenche un processus de migration des hydrocarbures qui se poursuit au-delà de la fermeture du puits. Cette fermeture, décidée lorsque le débit du puits n'est plus commercialement rentable, ne met pas fin à ce processus de migration, ce qui crée un risque de fuites.

Il est donc essentiel d'étudier le comportement des hydrocarbures dans la roche-mère au-delà de la période d'exploitation ainsi que celui du puits creusé dans la roche, en tenant compte de la spécificité des gisements non conventionnels.

La réglementation et le contrôle post-exploitation doivent tenir compte de cette spécificité.


* 43 «Increased stray gas abundance in a subset of drinking water wells near Marcellus shale gas extraction», Robert Jackson et al., PNAS (Proceedings of the National Academy of Science).

* 44 Audition de M. Philippe Martin, ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, le 1er octobre 2013 par les commissions du développement durable et des affaires économiques, en vidéo sur le site internet du Sénat : http://videos.senat.fr/video/videos/2013/video19813.html

* 45 Rapport d'information de MM. François-Michel Gonnot et Philippe Martin, députés, au nom de la mission d'information sur les gaz et huile de schiste, Assemblée nationale n° 3517 (8 juin 2011).

* 46 MM. Nicolas Arnaud, Michel Séranne (Géosciences Montpellier) et Séverin Pistre (Hydrosciences Montpellier).

* 47 Cf Potential contaminant pathways from hydraulically fractured shale to aquifers, Tom Myers, GroundWater (2012).

* 48 Resources for the future.

* 49 Le méthane, un gaz à effet de serre : mesures de réduction et de valorisation des émissions anthropiques, CGEDD/CGIET (2010). Cette nocivité est 25 fois plus élevée sur 100 ans.

* 50 D'après l'Agence internationale de l'énergie, chiffres cités dans «The Shale Oil and Gas Revolution, Hydraulic Fracturing, and Water Contamination: A Regulatory Strategy» par Thomas W. Merrill et David M. Schizer, projet de mars 2013- Université de Columbia

* 51 «it is likely that leakage at individual natural gas well sites is high enough, when combined with leakage from downstream operations, to make the total leakage exceed the 3.2 % threshold beyond which gas becomes worse for the climate than coal for at least some period of time»- Greater focus needed on methane leakage from natural gas infrastructure- Ramón A. Alvarez, Stephen W. Pacala, James J. Winebrake, William L. Chameides, and Steven P. Hamburg- publié au Proceedings of National Academy of Science, février 2012. La question des fuites de méthane dans l'atmosphère est plus générale que celle de l'éventuelle pollution des aquifères, qui est accidentelle (voir supra III.A.1).

* 52 RW Howarth, R Santoro, A Ingraffea (2011) Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations. Climate Change n°106

* 53 Measurements of methane emissions at natural gas production sites in the United States- David T.Allen, Vincent M. Torres, James Thomas, David W. Sullivan, Matthew Harrison, Al Hendler,Scott C. Herndon, Charles E. Kolb, Matthew P. Fraser, A. Daniel Hill, Brian K. Lamb, Jennifer Miskimins, Robert F. Sawyer, and John H. Seinfeld- Université du Texas à Austin et alii- publié au Proceedings of National Academy of Science, septembre 2013