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Étude des gaz présents à la surface du gisement de Haldimand
Origine, caractéristiques et empreinte régionale
Rédigé par
Rudolf Bertrand D. Sc.
Pour
Pieridae Energy Limited
07 décembre 2017
Table des matières Liste des figures ............................................................................................................................................................. 4
Liste des tableaux ......................................................................................................................................................... 7
Liste des annexes. .......................................................................................................................................................... 7
Résumé exécutif ............................................................................................................................................................ 8
1. Origine d’un gisement – introduction et clef d’interprétation ........................................................................... 12
1.1 Introduction ....................................................................................................................................................... 12
1.2 Résumé de l’histoire pétrolière du secteur d’Haldimand. ................................................................................ 12
1.3 Évolution de la génération/destruction (maturation) des hydrocarbures en fonction de
l’enfouissement – effet de la température et du temps ....................................................................................... 13
1.4 Évolution des isotopes du méthane en fonction de la maturation........................................................... 19
1.4.1 Introduction ............................................................................................................................................... 19
1.4.2 Évolution diacatagénétique ....................................................................................................................... 20
2. Géologie régionale et locale autour du gisement Haldimand ........................................................................... 24
2.1 Introduction et histoire .............................................................................................................................. 24
2.1.1 Histoire de l’exploration du nord-est de la Gaspésie ............................................................................... 25
2.1.2 Modèles sur l’histoire géologique du secteur d’Haldimand .................................................................... 26
2.2 Géologie et maturité thermique du secteur d’Haldimand ........................................................................ 29
2.2.1 Introduction à la maturité thermique et à la présence de roche mère ................................................... 29
2.2.2 Maturation thermique et roches mères dans quelques puits du secteur d’Haldimand ......................... 30
2.2.3 Maturation thermique régionale autour du secteur d’Haldimand .......................................................... 33
2.2.4 Enfouissement maximum des successions et épaisseur érodée .............................................................. 34
2.2.5 Nature et évolution des huiles dans le puits Pétrolia Haldimand No 1 ................................................... 41
2.3 Distribution, nature et maturité du gaz et du pétrole du gisement .................................................................. 46
2.3.1 Suintement d’huile en surface dans la péninsule d’Haldimand ............................................................... 46
2.3.2 Causes des suintements d’huile dans la péninsule d’Haldimand ............................................................ 48
2.3.3 Les gaz secs et humides dans le secteur d’Haldimand ............................................................................. 56
2.3.4 Isotopie du gaz sec et des gaz humides .............................................................................................. 61
3 Discussion sur la problématique du gisement – interprétation de l’ensemble des données .......................... 69
4 Conclusions ......................................................................................................................................................... 77
5 Remerciements ................................................................................................................................................... 79
6 Références ........................................................................................................................................................... 80
Tableau 2. .................................................................................................................................................................... 87
Annexes 1A à 1E et Annexe 2 ...................................................................................................................................... 91
Liste des figures
Figure 1. Schéma général de l’évolution de la matière organique à partir d’un sédiment
aquatique frais jusqu’au métamorphisme de la roche formée par l’enfouissement de
ce sédiment.
Figure 2. Diagramme de Van Krevelen montrant l’évolution de la composition chimique les
quatre types de kérogène possibles en fonction de la maturation thermique.
Figure 3. Stabilité thermique des hydrocarbures (HC) en fonction de l’accroissement de la
température.
Figure 4. Stades successifs de la génération de gaz dans les sédiments; évolution comparé du
kérogène et du méthane généré.
Figure 5. Caractérisation des gaz naturels par leur composition et leurs variations isotopiques
d’un point de vue environnemental.
Figure 6. Caractérisation des gaz naturels par leur composition et leurs variations isotopiques
d’un point de vue génération – altération des hydrocarbures.
Figure 7. A) Géologie régionale du secteur d’Haldimand, localisation et noms des puits discutés
dans le rapport, indications de présences de pétrole et de gaz, localisation de la
coupe de la partie C de la figure.
B) Stratigraphie régionale relative à la carte de la partie A de la figure pour le Silurien
et le Dévonien : les séries, (inférieur, moyen et supérieur), les étages (Pridolien à
Eifelien), les noms de formations et des groupes de formations.
C) Coupe structurale AA’ localisée sur la partie A de la figure. Les couleurs réfèrent
aux unités de la figure 7B.
Figure 8. Modèle de déformation durant la phase d’extension salinique qui a contrôlé la
sédimentation des groupes de Matapédia, de Chaleurs, des Calcaires Supérieures de
Gaspé et des Grès de Gaspé.
Figure 9. Lithostratigraphie, teneurs en carbone organique total (TOC), maturité thermique,
échantillonnages 1983, 1987 et 2005 des successions des puits Soquip Gaspé Sud No
1 (1979-C093), Soquip Douglas No 1 (1979-C097) Soquip Gaspé Nord No 1 (1981-
C099) et Pétrolia Haldimand No 1 (2005-C131).
Figure 10. Maturité thermique régionale des successions sédimentaires du secteur d’Haldimand
en plan et sur la même coupe structurale que celle illustrée à la Figure 7C.
Figure 11. Histoire de la génération des hydrocarbures, enfouissement maximum de la surface
actuelle et des roches d’âge Cambro-Ordovicien d’après la modélisation basée sur la
réflectance de la vitrinite dans le puits Gaspé Sud.
Figure 12. Estimation de l’enfouissement maximum des successions du NE de la Gaspésie à
partir de l’évolution de l’indice d’hydrogène (IH) dans les puits pétroliers de la région.
Figure 13. Scénarios d’enfouissement d’un puits du NE de la Gaspésie (Sunny Bank; non localisé
sur les figures 7 et 10 montrant l’importance des successions carbonifères.
Figure 14. Prévisions des lieux d’accumulations d’hydrocarbures et de leur nature (gaz, huile,
indifférencié) et de traces de migration d’après les résultats des modélisations de
Grundman (2013).
Figure 15. Numérotation de tous les puits sur un fond géologique avec contour du gisement
d’Haldimand.
Figure 16. Chromatogrammes bruts de deux échantillons d’huile dans le puits Haldimand No 1 :
à 120 m de profondeur et dans le réservoir proprement dit.
Figure 17. Distribution des n-alcanes dans les quatre huiles analysées dans le réservoir principal
dans la Formation de York River (952.4m) et dans trois horizons de la Formation de
Battery Point qui sont saturés en huile (120, 725 et 807 m de profondeur).
Figure 18. Puits Pétrolia-Haldimand No 1: stratigraphie, présence d’huile, résultats de la
réflectance de la vitrinite et pétrographie de la matière organique.
Figure 19. Distribution relative par étude statistique des hydrocarbures légers peu dégradés (A)
et d’hydrocarbures biodégradés (B) dans les sols tel que déterminé à partir d’analyses
spectrales synchrones de fluorescence (SSF) le long d’une coupe NS passant par le
puits Pétrolia Haldimand No 1.
Figure 20. Distribution géographique des teneurs en n-butane (C4H10) dans les gaz humides des
échantillons de sol et ressemblance relative des hydrocarbures lourds extraits du sol
en comparaison d’un suintement d’huile dans le secteur d’Haldimand et d’une huile
qui leurs ressemble.
Figure 21. Intensités de fracturations des fractures subhorizontales (pendage <30°) ouvertes,
partiellement ouvertes et hydrauliquement actives observées avec les diagraphies
télé-voyeur acoustique (ATV).
Figure 22A et B. A) Suintement de pétrole naturel partiellement biodégradé dans le secteur de
la faille du Troisième Lac.
B) Aspect du puits du puits POT No 2, dans le secteur d‘Haldimand, plus de cent ans
après avoir été abandonné.
Figure 23. Temps d’écoulement d’un fluide qui proviendrait à diverses profondeurs du puits
Pétrolia Haldimand No 4 pour atteindre la surface.
Figure 24A-C. Écoulement et étendue des glaciers A) lors du maximum de la dernière phase de
glaciation du Wisconsinien supérieur dans l’est de l’Amérique du Nord, B) 4 000 ans
après le début du retrait amorcé aux sud et C) au moment de la libération du secteur
d’Haldimand des glaces.
Figure 25. Topographie sous-marine dans le prolongement de la Baie de Gaspé et des rivière
Dartmouth et York.
Figure 26. Géologie locale, contour du gisement d’Haldimand selon Pétrolia et teneurs en
méthane (A) et en éthane (B) dans les puits de surface et d’observation du secteur.
Figure 27. Relation entre la concentration en méthane et en éthane dissous dans les puits d’eau
ou d’observation illustrés dans la Figure 26 et détaillées dans le tableau de l’annexe 2
en fonction de la distance jusqu’à la limite extérieure du périmètre du gisement
d’Haldimand projetée en surface.
Figure 28. Distribution des dépôts Quaternaire dans le secteur d’Haldimand.
Figure 29. Caractérisation des gaz naturels analysés dans le secteur du gisement d’Haldimand
par leur composition et leurs variations isotopiques d’un point de vue génération –
altération des hydrocarbures (A et B) et d’un point de vue environnemental (C et D)
tel que préalablement introduit dans les figures 5 et 6.
Figure 30. Caractérisation des gaz naturels analysés dans le secteur du gisement d’Haldimand
par leurs variations isotopiques sur un diagramme qui combine les diagrammes
Schoell (1983) et Whiticar (1999) tels que montrés dans la Figure 29 B et D.
Liste des tableaux Tableau 1. Liste des puits dans le secteur d’Haldimand, anciens et récents, qui montre des
indices d’huile à faible profondeur (moins de 200 m).
Tableau 2. Synthèse des interprétations sur l’origine du méthane dans tous les échantillons
analysés pour la proportion de gaz sec (méthane) par rapport au gaz humides (C2+ =
éthane, propane et butane) et la composition isotopique du 13C et du 2H du
méthane.
Liste des annexes.
Annexe 1A. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 1 dans l’intervalle 105 – 110 mkb.
1B. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 2 dans l’intervalle 25 – 53 mkb.
1C. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 2 dans l’intervalle 43,5 – 73,5 mkb.
1D. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 2 dans l’intervalle 116 – 144 mkb.
1E. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 4 dans l’intervalle 45 – 83 mkb.
Annexe 2. Identification des échantillons de puits étudiés, composition des hydrocarbures
gazeux, composition isotopique du méthane dans ces échantillons et estimation
de la maturité des roches ou sédiments qui contiennent ces hydrocarbures en
termes de réflectance estimée de la vitrinite.
Résumé exécutif
Ce rapport veut répondre à la problématique de la présence des hydrocarbures dans les
eaux de la nappe phréatique utilisées par la population. La présence de méthane et de gaz
humides de type thermogéniques pourrait provenir soit des activités de prospections
récentes ou anciennes des hydrocarbures dans le secteur d’Haldimand ou soit elle est
d’origine naturelle, c’est-à-dire reliée au contexte géologique particulier de ce secteur de la
Gaspésie. En effet les préoccupations environnementales touchent une part grandissante de
la population et la présence d’hydrocarbures dans les puits d’eau potable du secteur
d’Haldimand en font partie. Au banc des accusés on soupçonne l’exploration pétrolière
comme étant la responsable de cette contamination.
Le gaz et le pétrole que l’on retrouve sous terre normalement à des profondeurs
kilométriques (Figure 1), sont formés dans ce qu’on appelle des bassins sédimentaires
généralement marins. Ces bassins sont le plus souvent localisés sur le pourtour des
continents où s’y accumulent de la boue, du sable composés de différent minéraux ou
fragments de roches qui proviennent de l’érosion des continents ainsi que des débits
organiques de plantes continentales. Ces détritus sont transporté par l’eau des rivières, par
le vent et les glaciers jusqu’à la mer. Ces dépôts d’origine continentale se combinent aux
détritus provenant d’organismes marins sous forme de matière organique et de minéraux
d’origine marine, essentiellement des carbonates et de la silice. Des hydrocarbures sont
formés lors de l’enfouissement progressif de ces dépôts au cours des temps géologiques par
un processus de transformation naturelle de cette matière organique.
Ce sont d’abord les bactéries qui se chargent de cette transformation lorsque le
sédiment est encore imbibé d’eau et que la température d’enfouissement est relativement
faible. Après quelques mètres d’accumulation de sédiments, le milieu devient réducteur
étant privées d’oxygène. C’est sous ces conditions que les bactéries génèrent comme déchet
métabolique du méthane, dit biogénique. Le méthane possède une gamme de signatures
isotopiques du carbone et de l’hydrogène qui sont caractéristiques du processus qui le
génère. Après un kilomètre ou un peu plus de d’enfouissement, ces bactéries disparaissent
lorsque la température atteint un certain seuil. La roche ou le sédiment est alors toujours au
stade immature en termes de génération des hydrocarbures.
C’est l’accroissement de la température avec profondeur qui prend le relais de la
décomposition de la matière organique dispersée ou concentrée dans ce qui est désormais
des roches sédimentaires. La matière est préalablement transformée en ce qui est appelé un
kérogène (Figure 4). Ce kérogène est alors fractionné en huile et en gaz, riches en
hydrogène, et en un résidu (kérogène) plus concentré en carbone. La roche a alors atteint
entre deux et quatre kilomètres de profondeur d’enfouissement; ce qui correspond en
terme pétrolier à la catagénèse. À ce stade la température est supérieure à 60°C. Si
l’enfouissement se poursuit, l’huile, d’abord bitumineuse et lourde, se décompose et devient
de plus en plus légère et volatile. La roche est alors mature en termes de génération
9
d’hydrocarbures. La proportion de gaz et de résidu carboné augmente jusqu’à ce qu’il ne
reste plus que du méthane dit thermogénique et un résidu carboné. On parle alors d’une
roche supramature en termes de génération d’hydrocarbures. Pour atteindre ce niveau de
transformation, la roche et sa matière organique a été portée à des températures de plus de
200°C correspondant à profondeur d’enfouissement pouvant atteindre les 10 km.
La géologie de secteur Est de la Gaspésie montre que le gisement qu’Haldimand est
situé sur la crête d’un bloc tectonique ancien, qui a été préalablement surélevé par rapport
aux secteurs avoisinants au moment de l’accumulation des hydrocarbures qui constituent le
gisement. La partie la plus élevée de ce bloc est limitée par deux failles, celle du Bras-Nord-
Ouest au SO et celle d’Haldimand au NE. Celles-ci ont principalement été actives de
l’Ordovicien au Dévonien et elles sont associées à la formation de ce bloc tectonique.
À l’époque de la formation des hydrocarbures dans la roche mère ordovicienne et de
leurs migrations dans le réservoir actuel, le gisement était enfoui à plus de cinq kilomètres
de profondeur. Il était à une profondeur qui correspond à celle où il se formait encore de
l’huile. Plus précisément elle s’est formée dans la zone ou les huiles commencent à être
décomposées en gaz, ce qui correspond du point de vue pétrolier au début du stade à
condensats.
Les études anciennes et récentes ont confirmé que ces événements se sont produits
au cours du Paléozoïque Moyen il y a environ 390 millions d’années. Selon des hypothèses
les plus récentes cet enfouissement maximum se serait produit lors du Dévonien ou un peu
plus tard au cours du Carbonifère. On estime qu’environ 4,5 kilomètres de roches ont été
érodées au-dessus de la surface exposée actuelle du roc. C’est cette érosion qui a amené le
gisement d’Haldimand à moins d’un kilomètre de profondeur. Cette érosion à fait disparaitre
tous les gaz biogéniques préalablement générés à partir de la matière organique contenue
dans les dépôts relativement peu enfouis du Dévonien ou Carbonifère.
La composition actuelle des dépôts meubles, de par leurs natures, leurs faibles
épaisseurs (quelques mètres) et leur faible contenu en matière organique, ne peut pas
expliquer la présence d’hydrocarbures liquides et gazeux dispersés dans le sol et les roches
couvertures qui sont à l’aplomb du gisement d’Haldimand. Le panache d’hydrocarbures qui
percolent au-dessus du gisement a bien été identifié par des analyses de chimie organique
des sols du secteur qui sont tous contaminés naturellement par des dizaines de sortes
d’hydrocarbures linéaires, cycliques et aromatiques communément présents dans un
réservoir de pétrole et dans les niveaux moins profonds saturés en huile qui sont localisés à
faibles profondeurs au-dessus du gisement. De tels niveaux sont observés jusqu’à moins de
30 m de profondeur. C’est ce panache d’hydrocarbures qui imprègne les roches et le sol du
secteur Haldimand. Leurs présence à la surface a permis de circonscrire le gisement par des
analyses géochimiques. Les seuls gaz identifiés comme d’origine biogéniques aujourd’hui
proviennent de l’altération et de la décomposition bactérienne du pétrole et du gaz humide
10
situé à faible profondeur et qui percolent à la surface depuis des millénaires. Les modèles
informatiques les plus récents traitant de la formation de ce gisement prévoient ce panache
d’hydrocarbures au-dessus du gisement. La présence de ce panache d’hydrocarbures
d’origine récente ou ancienne est aussi corroborée par le flux permanent de gaz humides
dans le sol et dans roches couvertures situées au-dessus du gisement, gaz qui ne sont pas
normalement générés par des bactéries méthanogène.
Les multiples avancés et reculs des glaciers qui perdurent depuis environ 2,5 millions
en Amérique du Nord ont fait varier la pression hydrostatique dans le gisement dans des
valeurs qui oscillaient entre le simple et le double de sa valeur actuelle; ces cycles se
produisent sur des périodes de plus ou moins une centaine de milliers d’années. Ces
compressions et décompressions successives expliquent l’intense fracturation des roches
superficielles du secteur d’Haldimand en comparaison des roches qui sont plus profondes.
Ces variations de pression hydrostatique ont surtout agi sur les niveaux saturés en huile les
moins profonds et elles ont nécessairement favorisé des fuites d’huile qui ont créé le
panache d’hydrocarbures actuel au-dessus du gisement. Cette fracturation superficielle des
roches favorise la dispersion des hydrocarbures mais aussi leur biodégradation avec l’apport
d’eau riche en oxygène, biodégradation qui se traduit par la formation de gaz biogénique. La
période glaciaire appelée Wisconsin, dont le maximum d’extension des glaces a eu lieu il y
environ 20 000 ans, et dont le retrait était complet dans la région il y a environ 10 000 ans,
est le dernier cycle de glaciation qui a fait varier la pression hydrostatique dans le gisement
d’Haldimand et les horizons saturés en pétrole situés à faibles profondeurs.
En général, dans le secteur d’Haldimand, la composition isotopique du méthane en
isotope 13C et 2H dans l’eau des puits d’observation et d’alimentation en eau potable est
fortement modifiée par rapport à la composition isotopique du méthane thermogénique du
réservoir ou de ce que l’on croit être la composition isotopique en 13C et 2H du méthane des
horizons peu profonds au-dessus du gisement. Ainsi, la signature en gaz des puits d’eau
potable ou d’observation montre un éventail de composition entre la composition du
méthane comme si le méthane provenait directement du réservoir, ou des niveaux peu
profonds saturés en huile, et une composition d’un méthane d’origine franchement
biogénique. Pour être biodégradés les gaz humides et les huiles légères provenant de ces
horizons saturés en huile, mais qui sont dispersées dans le panache au-dessus du gisement,
doivent préalablement être partiellement oxydés. Après quoi les bactéries peuvent les
décomposer par des processus de fermentation des acétates ou de réduction du CO2. Ces
processus de biodégradation des hydrocarbures font que les gaz humides diminuent
rapidement dès que l’on s’éloigne secteur correspondant à la projection du réservoir en
surface. La biodégradation des gaz humides semblent contribuer à la génération de méthane
biogénique qui perdure en concentrations significatives loin du gisement.
Trois analyses faites en 2013 sur des échantillons d’eau prélevés dans deux puits
d’approvisionnement en eau potable (GASP-20 et 21) et dans le puits d’observation le plus
11
près du puits pétrolier Haldimand No1 (PH-01 - puits d’observation litigieux) montrent des
compositions isotopiques du Carbone (C) et de l’Hydrogène (H) du méthane dissous dans
l’eau très enrichie en 13C et en 2H par rapport à celle du méthane dans les autres puits
d’approvisionnement en eau potable et d’observation. Cette composition est incompatible,
sinon très peu probable, considérant la composition isotopique du méthane du réservoir
d’Haldimand et celle des niveaux saturés en huile et peu profonds qui sont sus-jacents au
réservoir.
En effet, les analyses indiquent que le méthane associé au pétrole du réservoir
d’Haldimand provient d’une roche mère située au seuil entre le stade à huile et celui à
condensats, alors que la composition isotopique du méthane dans ces trois puits indique une
roche mère qui aurait atteint le stade à gaz sec. Par conséquent la composition isotopique
du méthane est incompatible vu le contexte géologique du gisement. Elle impliquerait que
ce méthane provenant d’une roche mère supramature aurait percolé à travers toute la
succession dévonienne en passant à travers tous les niveaux contenant du pétrole et du gaz,
provenant d’une roche mère moins mature, sans changer de composition jusqu’à la surface.
Ces trois analyses ont probablement été faites sur du gaz localement très oxydé qui n’est pas
représentatif de l’environnement général du secteur d’Haldimand.
Refaites partiellement en 2015, puis refaites à nouveau en 2017, les analyses du
méthane dissous dans l’eau du même puits d’observation PH-01 et du méthane gazeux au-
dessus de l’eau du puits infirment les résultats de 2013. La nature du gaz dissous dans ce
puits PH-01 semble évoluer dans le temps. Les résultats des analyses de 2017 montrent que
la composition du gaz dans le puits PH-01 est devenue de plus en plus similaire à celle
observée dans les autres puits d’observation.
12
1. Origine d’un gisement – introduction et clef d’interprétation
1.1 Introduction
Suite à des études hydrologiques et géochimiques récentes (Raynauld et al. 2014 et
Pinti, 2016), des résultats isotopiques sur quelques puits d’observation localisés à proximité
de puits pétroliers dans le secteur d’Haldimand de la région de Gaspé et plus
particulièrement le puits PH-01 situé près du puits de Pétrolia Haldimand No 1 inquiètent le
Ministère du Développement Durable, de l’Environnement et des Changements Climatiques
(MDDECC) (Lettre du MDDECC, 20 mars 2017). Dans sa lettre, le MDDECC requiert une
réponse à ces inquiétudes, soit par des explications qui disqualifient la compagnie Pétrolia
inc. de sa responsabilité vis-à-vis ce problème, ou par des mesures correctives appropriées.
Selon le MDDECC, ce problème qui serait une conséquence de son forage Pétrolia
Haldimand No 1
Ce rapport vise à répondre à ces inquiétudes par une analyse qui fait la synthèse
pédagogique de la compréhension géologique de ce secteur de la Gaspésie en regard des
résultats de récentes études.
1.2 Résumé de l’histoire pétrolière du secteur d’Haldimand.
Dès 1836, on connaissait des suintements d’huile en surface dans la Gaspésie
(McGerrigle 1950). Le premier puits foré dans la péninsule l’a été en 1860, juste après la
première découverte commerciale de pétrole en Amérique du Nord faite par le colonel
Edwin Drake en Pennsylvanie en 1859. En 1996, des indices d’huile étaient déjà connus dans
cent-cinquante-trois (153) sondages pétroliers en Gaspésie (Lavoie et al, 1996). Le puits
G.O.C. Conant est le premier forage avec des indices d’huile dans le secteur d’Haldimand. Il a
été foré en 1865 (1865FC027). D’une profondeur totale d’un peu plus de 200 mètres, un
premier indice d’une huile verdâtre accompagné de gaz a été répertorié dès les premiers 25
mètres de profondeur. Six (6) autres puits, dont l’objectif était de découvrir un gisement de
pétrole, ont été forés dans le secteur d’Haldimand entre 1889 et 1945, dont le puits P.O.T.
No 2 en 1890. Lorsque la compagnie Shell a évalué le potentiel pétrolier de la Gaspésie à la
fin du siècle dernier (Lavoie et al. 1996), la visite de ces anciens sites de forages pétroliers
répertoriés par McGerrigle (1950) a montré que le puits P.O.T. No 2, qui est présentement
situé près d’un quartier résidentiel, un puits abandonnée du secteur d’Haldimand (P.O.T. No
2 : 1890FC036), laissait encore échapper librement en surface une huile légère et verdâtre
qui percolait depuis plus de 105 ans (Figure 17B).
Dans une présentation d’affiche, Rodgers et al. 1998, démontrait que l’huile du puits
P.O.T. No 2 était peu biodégradée. Elle était dominée par des hydrocarbures saturés ayant
entre 9 et 15 carbones. Sa composition isotopique et celle dans les hydrocarbures
aromatiques et ceux riches en azote, soufre et oxygène (NSO) donnaient des valeurs
13
comprises entre -29,7 et -30,6 13C ‰ définitivement thermogéniques. Par comparaison avec
de l’huile extraite de la formation ordovicienne de Macasty provenant de l’île Anticosti, ces
analyses et celles des biomarqueurs pointaient toutes vers une origine marine et
ordovicienne de l’huile du puits P.O.T. No 2. Ces épanchements de pétrole ont été scellés
avant que Pétrolia ne fore le puits Pétrolia Haldimand No 1 en 2005.
Roy en 2008, refait en plus détaillé les analyses géochimiques et isotopiques de l’huile
conservée de ce puits P.O.T. No 2 et applique le même train d’analyses à une huile
provenant du puits Pétrolia Haldimand No 1, plus récemment foré. Même s’ils sont plus
complets, les résultats analytiques obtenus pour les mêmes échantillons par cette auteure
sont identiques à ceux de Rogers et al (1998). Seule l’interprétation finale qu’elle peut faire
sur l’âge de l’huile des deux puits diffère. En effet, cette auteure conclut que la distinction
entre une huile ordovicienne et dévonienne ne peut pas être faite si les deux roches mères
ont sédimenté dans un environnement marin similaire.
1.3 Évolution de la génération/destruction (maturation) des hydrocarbures
en fonction de l’enfouissement – effet de la température et du temps
La transformation de la matière organique durant les processus géologiques suit un
chemin comparable à celui de la matière minérale. Les processus physiques et biologiques
qui la transforment dans des sédiments imprégnés d’eau restent comparables même si la
vitesse de réaction et évidemment les produits transitoires et finaux sont différents.
L’activité biologique, la température et la pression des fluides ou de la roche sont les
facteurs cardinaux de ces transformations.
La figure 1 illustre les transformations de la matière organique depuis qu’elle touche le
sédiment au fond de la colonne d’eau dans un environnement sédimentaire (mer, océan, lac,
rivière). La biodégradation biologique de la matière organique commence dès son contact
avec le sédiment. Si elle n’est pas oxydée par l’oxygène dissous dans l’eau ou consommé par
des animaux brouteurs ou fouisseurs, ce sont les bactéries qui vont commencer à dégrader,
à l’aide de l’oxygène ou des sulfates dissous dans l’eau, les composants biologiques dans
l’ordre croissant de leur stabilité (hydrates de carbone, protéine, acides aminés, acides
fulviques, acides humiques et lipides).
Quand l’oxygène ou les sulfates viennent à manquer dans l’eau interstitielle qui sature
les premiers mètres de sédiments accumulés et que l’environnement diagénétique devient
anoxique, ce sont des bactéries méthanogènes qui prennent le relais de la dégradation des
biopolymères par un mécanisme de fermentation ou de réduction du gaz carbonique qui
peut être entièrement issus de la décomposition matière organique. C’est ce qu’indique le
diagramme de Van Krevelen de la figure 2 en montrant que du CO2 (rapport O/C décroissant)
est généré par la MO dès le début de diagenèse (Ro < 0,4%). On suggère des équations de ce
type pour expliquer la génération de ce méthane précoce (Whiticar, 1999):
14
CH3COO- + H2 + H+ 2CH4 + 2H2O (fermentation)
CO2 + 2H2 2H2O + CH4 (réduction)
Cette génération de méthane précoce est aussi quantifiée dans le diagramme de Van
Krevelen par légère diminution du rapport H/C dès le début de diagenèse (Ro < 0,4%) (Figure
2).
Figure 1. Schéma général de l’évolution de la matière organique à partir d’un sédiment
aquatique frais jusqu’au métamorphisme de la roche formée par l’enfouissement
de ce sédiment. CH = hydrates de carbone, AA = acide aminé, FA = acide fulvique,
HA = acide humique, L = lipide, HC = hydrocarbure, NSO = composés riches en azote,
soufre et oxygène non-hydrocarbures. Figure modifiée de Tissot et Welte, 1984.
15
Figure 2. Diagramme de Van Krevelen montrant l’évolution de la composition chimique les
quatre types de kérogène possibles en fonction de la maturation thermique. Type I
= sapropélique algaire, Type II = sapropélique mixte marin, Type III = humique,
Type IV = humique inerte. Les flèches indiquent le sens de l’évolution de la
composition du kérogène avec l’augmentation de la maturation thermique et
l’intensité de cette maturation est quantifiée par la valeur croissante de la
réflectance de la vitrinite (Ro %) (Courbes pointillées), qui augmente en fonction
de la profondeur comme montrée dans la figure 1. Figure modifiée de Hunt, 1995.
Simultanément avec la formation de méthane biogénique, toutes les fractions de matière biologique (acides humique, fulviques, protéines, acide aminé, lipides) se décomposent en géomonomères qui s’insolubilisent puis se polymérisent en géopolymères qui deviendront du kérogène (Figure 1). Certains hydrocarbures et produits polycycliques initialement présents dans la matière sédimentée survivent à ce processus diagénétique et s’incorporent dans le kérogène (Figure 1). Avec la compaction du sédiment et éventuellement sa lithification, la porosité du sédiment diminue et certains indicateurs de maturité, comme la réflectance de la vitrinite, commencent à évoluer (Figure 1).
16
Un éventail exhaustif des méthodes existe pour quantifier la maturité thermique des
roches (Héroux et al, 1979). Mais la réflectance de la vitrinite est le principal moyen utilisé
pour quantifier le niveau de maturité thermique de la matière organique (MO) qui se trouve
dans les roches. La vitrinite est un macéral de diagenèse précoce qui se forme par
humification et gélification de débris de plantes vasculaires supérieures continentales
(écorce et bois, acides humiques et fulviques, cellulose) dans un environnement continental
marécageux (Taylor et al, 1998). La vitrinite est le macéral qui est le plus abondant dans les
charbons des continents de l’hémisphère Nord (Taylor et al, 1998). Le niveau de maturité
thermique de la MO d’une roche est dû à la fois par la température à laquelle la roche qui la
contient a été portée et la durée du temps de cette chauffe. C’est le macéral dont la
réflectance évolue le plus régulièrement avec l’augmentation de la température et du temps
de chauffe des roches. Le terme macéral est équivalent pour la fraction organique des
roches au terme minéral pour la fraction inorganique des roches.
La réflectance est une mesure quantitative pétrographique, standardisée
internationalement par l’International Committee of Coal Petrology (ICCP). Elle mesure la
réflectivité d’une matière organique, en particulier celle de la vitrinite. Cette réflectivité est
mesurée avec photomicroscope-réflectomètre équipé en lumière incidente sur une
préparation pétrographique polie-miroir qui contient de matière organique (charbon ou
autre type de kérogène). La cellule photo électrique qui équipe le microscope mesure le
ratio entre la quantité de lumière qui éclaire chaque particule de matière organique et la
lumière qui en est réfléchie. La lumière qui éclaire chaque particule à mesurer est
généralement non polarisée et elle a une longueur d’onde de 546 nanomètres. La
préparation pétrographique et la lentille de l’objectif du microscope sont sous immersion
d’huile (indice de l’huile de 1,515).
La vitrinite n’existe pas avant l’apparition des plantes vasculaires au début du Silurien
et elle ne devient abondante qu’à partir du Dévonien précoce. Comme les successions dans
le présent rapport peuvent être en bonne partie pré-dévoniennes et/ou marines, les
mesures de réflectance n’ont pas toute été réalisées sur de la vitrinite standard. Les mesures
peuvent avoir été saisies sur des bitumes solides, des zooclastes (chitinozoaires, graptolites,
scolécodontes hydroïdes), des tests de spores ou d’algues. Afin d’être utilisables, toutes ces
mesures sont donc étalonnées pour en obtenir des mesures équivalentes à celles de la
vitrinite à partir d’abaques de corrélations établies empiriquement (Jacob, 1985, 1989;
Bertrand 1990, 1993; Bertrand et Malo, 2001; Héroux et Bertrand, 1991; Tricket et al., 1992).
C’est pour cette raison que toutes les données de réflectance dans le présent rapport
peuvent être exprimées en termes de mesures équivalentes à celle de la vitrinite, qu’elles
aient été prises sur de la vitrinite ou d’autres types de matières organiques. La mesure de la
réflectance peut être interprétée en termes de stades de génération d’hydrocarbures ou de
zones pré-métamorphiques (Héroux et al, 1979).
17
La réflectance initiale de cette vitrinite (Ro-initial) est d’environ 0,2%. Lorsque cette Ro
atteint 0,5%, soit entre 1 et 2 km de profondeur d’enfouissement où lorsque la température
atteint environ 60°C, la génération de méthane biogénique est alors complètement terminée
(Figure 1). L’augmentation de la réflectivité de la matière organique est surtout due à une
concentration en carbone dans le kérogène par perte de CO2, comme l’indique le diagramme
de Van Krevelen de la figure 2 qui montre surtout une diminution du rapport O/C pour tous
les types de kérogène, surtout celui de type III. Le sédiment initial est généralement
entièrement lithifié et la porosité inter-granulaire qui voisinait 90% à l’interface
eau/sédiment est généralement réduite à moins de 10% (Figure 1).
La roche et la matière organique dispersée qu’elle contient, entre alors dans la zone
pré-métamorphique qui est appelée la catagenèse (Figure 1). La dégradation du kérogène
devient alors essentiellement thermique. Le kérogène étant désormais fortement appauvri
en oxygène dans sa structure et relativement riche en hydrogène structurel, l’accroissement
de la température va surtout affecter les liens C-C des chaines aliphatiques qui sont
attachées à ce kérogène. Le craquage de ces liens va d’abord générer des hydrocarbures plus
ou moins lourds qui formeront de l’huile dont la densité sera relativement élevée (degré API
bas). Du méthane est toujours produit simultanément avec l’huile. La quantité de ce gaz
produite est plus ou moins importante en fonction du type de kérogène qui est dispersé
dans la roche. Si le kérogène est de Type I, la proportion d’huile sera très importante. Si le
kérogène est de Type III, ce sera surtout du méthane qui sera formé. Une proportion
intermédiaire d’huile et de gaz, mais surtout de l’huile, est générée si le kérogène est de
Type II. Presque rien, peut-être un peu de méthane est formé si le kérogène est de Type IV.
Avec l’augmentation de la température de la roche, généralement consécutive à un
accroissement de l’enfouissement, les hydrocarbures générés sont de plus en plus
abondants, de plus en plus légers (chaine C-C plus courte) et l’huile résultante sera plus
légère (degré API plus élevé). La quantité maximale d’huile produite par le craquage
thermique du kérogène arrive quand la Ro atteint une valeur d’environ 1,0%. Avec un ratio
H/C qui a presque coupé de moitié pour un kérogène de Type I et a diminué de près de 50%
pour un kérogène de Type II, beaucoup d’huile a été générée (Figure 2).
Si la température de la roche continue d’augmenter, généralement par simple
enfouissement dans un bassin sédimentaire actif, les hydrocarbures qui forment l’essentiel,
de l’huile commence à craquer, c’est-à-dire que les liens C-C des hydrocarbures aliphatiques
ou cycliques se brisent. À partir d’un alcane donné dans une huile, il se forme par craquage
des hydrocarbures aux chaines d’atomes de carbones de plus en plus courtes, jusqu’à ce
qu’il ne reste plus que du méthane et un résidu de carbone. Comme le montre la figure 1, la
fraction huile des hydrocarbures formés diminue, une fraction gaz humides (éthane,
propane, butane : alcanes comptant respectivement deux, trois et quatre carbones) plus
prend le relais et la fraction méthane augmente. Par exemple à partie d’octane, une huile
18
plus de l’énergie thermique () peut former successivement du butane (gaz humide), de
l’éthane (ultime gaz humide) et finalement que du méthane, avec un résidu de carbone:
Éq. 1A : 2C8H10 (octane) + 2C6H8 (heptane) + 2CH4 (méthane) + 2C (résiduel)
↓
Éq. 1B : 2C6H8 (heptane) + C4H10 (butane) + 2CH4 + 2C
↓
Éq. 1C: 2C4H8 (butane) + 2C2H6 (éthane) + 2CH4 + 2C
↓
Éq. 1D: 2C2H6 (éthane) + 3CH4 + C
C’est ce qu’illustre la figure 1. Au-delà d’une valeur de la Ro d’environ 2,0%, c’est-à-dire
lorsque la température est portée à environ 150°C à peut-être 200°C (Fig. 3), les derniers gaz
humides disparaissent. À la fin ce processus, il ne restera que du méthane thermogénique
lorsque le seuil de l’anchimétamorphisme sera atteint (Héroux et al, 1979), lorsque la Ro
dépasse les 4,0% (Fig. 1). Le métamorphisme véritable est plutôt fixé quand la Ro atteint
6,0% (Bostick, 1979). Le méthane est stable jusqu’à ce seuil. Au-dessus de cette valeur, il
aurait tendance à se décomposer en carbone (graphite) et en hydrogène élémentaires
(Figure 3).
19
Figure 3. Stabilité thermique des hydrocarbures (HC) en fonction de l’accroissement de la
température. Plus l’énergie libre de formation des HC est faible, plus un HC est
stable. La ligne horizontale correspond à l’énergie libre du carbone et de
l’hydrogène élémentaires. À basse température (< 200°C) la majorité des HC sont
plus stables que le C et l’H, au-dessus de ce seuil ils le sont moins. Quant au
méthane, il est plus stable que ses composants élémentaires jusqu’à environ
550°C, soit dans le voisinage du seuil du passage de l’épizone (facies des schistes
verts) au faciès des amphibolites. Cette figure est strictement valide que pour une
pression d’une atmosphère. À plus haute pression, qui peut atteindre des valeurs
variant de 1 à 2,6 kbar dans la figure 1, les différences relatives restent
essentiellement les mêmes, mais les valeurs absolues des énergies libres et des
températures changent (Hunt, 1995; Taylor et al. 1998; Fowler et al. 1988).
1.4 Évolution des isotopes du méthane en fonction de la maturation
1.4.1 Introduction
Le carbone (C) et l’hydrogène (H) se retrouvent principalement sous deux formes
isotopiques différentes dans la nature : sous la forme de C de poids atomiques 12 et 13 (12C
et 13C) et sous la forme d’hydrogène de poids atomiques 1 et 2 (1H et 2H). Ce dernier étant
aussi appelé deutérium. La proportion du 12C dans la nature est environ de 98.9% et celle du 13C est d’environ 1,1%. Pour l’hydrogène, la proportion de 1H est de 99,8%, celle du
deutérium (2H) est d’environ 0,2%. Même si les différents isotopes d’un même élément ont
des propriétés chimiques identiques, leur différences de poids a pour effet que les échanges
qui se produisent dans les réactions chimiques qui les impliquent ne se font pas à la même
vitesse et que les produits de réaction ont des signatures isotopiques différentiés : un
produit de la réaction sera enrichi ou approprie en 13C et 2H, ce sera l’inverse pour l’autre par
rapport à la signature du produit initial. De plus, cet enrichissement ou appauvrissement en
un isotope en particulier varie en fonction de la température à laquelle se fait la réaction.
Ces variations isotopiques ne se comparent pas en valeurs absolues de leurs concentrations
dans les constituants chimiques, mais de façon relative par rapport à la composition
isotopique d’un standard universel, différent pour chacun des éléments.
isotope par rapport à un standard la formule de calcul de ce paramètre est la suivante :
n/R standard -1) X 1000
Ou par exemple, « R échantillon » est la ratio entre la concentration en 13C et en 12C de
l’échantillon de méthane analysé alors que « R standard » et le ratio des mêmes isotopes
d’une coquille de bélemnite universellement acceptée comme standard.
20
Figure 4. Stades successifs de la génération de gaz dans les sédiments; évolution comparée
du kérogène et du méthane généré. Modifié de Tissot et Welte, 1984.
1.4.2 Évolution diacatagénétique
La différentiation isotopique du carbone dans le méthane généré du début de la zone
à gaz biogénique jusqu’au métamorphisme d’une roche est bien connue (Figure 4). Cette
figure montre que : 1) le kérogène 13C = -30 dans le
sédiment d’origine, s’appauvrit en 13C dès le tout début de la diagenèse, 2) que le méthane
formé dans zone biogénique est très déficient en 13 13C = -80,
3) que le méthane catagénique, tant du craquage de l’huile qu’à celui du kérogène, s’enrichit
en 13C avec l’enfouissement concurremment avec le kérogène, 4) pour atteindre au début du
métamorphisme une composition isotopique similaire au graphite, résidu solide du
kérogène supramature. Cette variation de la composition isotopique du kérogène est due
aussi à la génération de CO2 relativement enrichi en 13C (Longastaffe 1989) durant la
diagenèse (Figure 2).
Mais pour bien comprendre les processus de génération d’un méthane donné dans
une roche, il faut aussi considérer le fractionnement isotopique de l’hydrogène en plus de
celle du carbone dans ces processus. Le fractionnement isotopique dans le méthane est dû à
deux groupes de principaux processus : 1) des processus biologiques et 2) des processus
thermiques. De plus, comme les processus biologiques ne produisent presque pas
d’hydrocarbures autres que le méthane lors de la décomposition de matière organique, la
21
composition isotopique du carbone est généralement comparée à la proportion de méthane
par rapport à la quantité de gaz humide (éthane, propane et butane).
Les personnes qui abordent, ces processus le font, également de deux points de vue
différents : 1) d’un point de vue environnemental ou 2) d’un point de vue génération de gaz
et de pétrole. Les figures 5 et 6 illustrent des deux points de vue. Bien qu’ils ne soient pas
contradictoires, ces deux diagrammes n’insistent pas sur les mêmes facteurs de variations de
la composition du méthane. La figure 5 insiste sur les variations isotopiques de la
composition isotopique du méthane dues aux processus de diagenèse très précoces par les
bactéries dans des sédiments ou sols récents. Les processus thermiques et les variations de
la composition isotopique du méthane en fonction des paramètres dia- ou de la catagenèse
en grandes profondeurs et des migrations dans les roches ne sont qu’esquissés. La figure 6
insiste sur la variation de la composition du méthane due à de la maturité thermique des
roches, des migrations d’hydrocarbures, de leur altération chimiques en profondeur dans les
roches. Les processus précoces de génération du méthane ne sont qu’esquissés.
Or l’analyse géologique des occurrences de gaz et la compréhension des processus de
migration sont les clefs d’interprétations sur l’origine des gaz, le méthane en particulier
(Schoell, 2011). Il reste à déterminer si la compréhension de la composition du méthane
dans le secteur d’Haldimand nécessite plus une approche qui utilise le premier point de vue,
le second ou un mélange des deux. La compréhension de la géologie du secteur d’Haldimand
apporte une réponse à cette problématique.
Figure 5. Caractérisation des gaz naturels par leur composition et leurs variations isotopiques
d’un point de vue environnemental. Figure modifiée de Whiticar, 1999. Les flèches
du diagramme de gauche indiquent le sens des changements de composition des
isotopes des deux éléments constituants du méthane en fonction de la maturation
22
thermique, de mélanges de gaz d’origine ou maturité différentes, de migration et
de l’oxydation du méthane. Les lignes qui limitent le champ « Mélange » indiquent
que des valeurs beaucoup plus négatives que -80 peuvent exister pour le 13C du
méthane biogénique. De plus, dépendamment de la composition du méthane
biogénique et du méthane thermogénique mélangé, soit un kérogène de Type III ou
de Type II, le mélange de méthane aura une composition définie dans ce champ des
compositions possibles.
Figure 6. Caractérisation des gaz naturels par leur composition et leurs variations isotopiques
d’un point de vue génération – altération des hydrocarbures.
A) Concentration relative des gaz humides (C2+) en relation avec la concentration
du 13C du méthane. Les flèches indiquent le sens de la variation de composition
isotopique du méthane en fonction des phénomènes qui se produisent. Flèches
bleues : sens de l’évolution de la composition isotopique du méthane si c’est du
gaz bactérien superficiel (Ms), pauvre en C2+, qui se mélange avec du gaz
23
thermogénique (méthane qui accompagne de l’huile, du condensat ou du gaz
sec) ou (Mp), si c’est du gaz sec thermogénique d’origine profonde qui en
migrant vers le haut va se mélanger avec du méthane cogénéré avec du
condensat ou de l’huile ; flèche rouge : direction de l’évolution de la composition
isotopique du méthane en fonction de l’augmentation de la maturation
thermique, du stade à huile vers le stade à condensats puis à gaz sec : flèche
rouge du haut si le kérogène est d’origine sapropélique (s), flèche rouge du bas si
le kérogène est d’origine humique (h); flèche noire : direction de l’évolution de la
composition isotopique du méthane en fonction de l’accroissement du pouvoir
réflecteur de la vitrinite (2,0 <Ro <4,0%) pour de la matière organique d’origine
(Ro(h)).
B) Variation du deutérium (2H) et du 13C du méthane dans les gaz naturels. Le
méthane qui accompagne de l’huile (C1-huile), du condensat (C1-condensat) ou le gaz
sec (C1 d’origine sapropélique (s) ou humique (h)) sont tous des gaz
thermogéniques. Les flèches rouges indiquent le sens des changements de
composition isotopique du méthane en fonction de l’accroissement de la
maturité thermique. Pour les maturités élevées, stade à gaz, les flèches noires
indiquent les changements de composition isotopique du méthane généré à
partir de roches mères sapropéliques (Ro(s)) ou humiques (Ro(h)) en fonction de la
réflectance de la vitrinite. Les flèches bleu foncé indiquent les changements
attendus de la composition isotopique du méthane en fonction des mélanges
entre gaz d’origine biogénique et thermogénique. La flèche verte indique la
direction des changements de composition isotopique du méthane lorsqu’il y a
oxydation. La flèche orange indique la direction des changements de
composition isotopique du méthane qui migre à travers la colonne
stratigraphique vers le haut (flèche vers le haut) par rapport à la composition du
méthane qui traine en arrière (flèche vers le bas) (effet de chromatographie en
grand). Les deux longues flèches qui partent des deux champs du méthane
d’origine bactérienne montrent l’évolution de la composition isotopique du
méthane généré à partir d’un kérogène de nature humique (orange) ou
sapropélique (bleu), du stade immature jusqu’au stade à gaz sec. Figure modifiée
de Schoell 1983 et 2011.
24
2. Géologie régionale et locale autour du gisement Haldimand 2.1 Introduction et histoire
Figure 7. A) Géologie régionale du secteur d’Haldimand, localisation et noms des puits
discutés dans le rapport, indications de présences de pétrole et de gaz, localisation
de la coupe de la partie C de la figure. FBNO = Faille du Bras-Nord-Ouest, FH = Faille
d’Haldimand, FTL = Faille du Troisième Lac. Parce que le puits Soquip Gaspé Sud est
projeté de trop loin de la coupe structurale de la Figure 7C, la profondeur du puits
est exagérée d’environ 30%. Modifiée de l’interprétation géologique de Granger,
2014 (Pétrolia), et utilisé par Raynauld et al (2014).
B) Stratigraphie régionale relative à la carte de la partie A de la figure pour le
Silurien et le Dévonien : les séries (inférieur, moyen et supérieur), les étages
25
(Pridolien à Eifelien), les noms de formations et des groupes de formations. Les
épisodes de déformations orogéniques et d’érosion aussi indiqués.
C) Coupe structurale AA’ localisée sur la partie A de la figure. Les couleurs réfèrent
aux unités de la figure 7B. Sur cette coupe, les roches mères ayant généré du
pétrole sont indiquées par un point rouge qui est gros en fonction de leur potentiel
passé ou futur. Une représentation du gisement d’Haldimand et des niveaux indices
de pétroles au-dessus du gisement sont montrés. Les puits projetés de loin de la
coupe sont indiqués. Une stratigraphie grossière du cambro-ordovicien, déformée
lors de l’Orogénie taconienne, est indiquée.
2.1.1 Histoire de l’exploration du nord-est de la Gaspésie
La géologie de la Gaspésie et en particulier celle du secteur d’Haldimand a été étudiée
depuis le milieu du dix-neuvième siècle (Logan, 1844, 1863). Toutefois, la première
synthèse vraiment exhaustive de ce secteur, tant des points vus géologiques que de la
géologie économique, date de 1950 (McGerrigle, 1950). Dans son rapport, McGerrigle
mentionne l’abondance des suintements de pétrole dans plusieurs secteurs du nord-est de
la Gaspésie, y compris dans le secteur d’Haldimand. Plusieurs sondages pétroliers dans le
secteur du gisement d’Haldimand sont mentionnés dans son rapport. La majorité des
sondages datent d’avant l’année 1900 (G.C.O. Conant : C027; POT No 1 : C035; POT No 1 :
C035; POT No 2 : C036; POT No 8 : C042). De plus, même si dans le détail, beaucoup de
choses ont changé depuis cette époque, la géologie de surface est restée
fondamentalement la même.
Il en est autrement de la géologie de sous-surface. C’est surtout avec la multiplication
des forages profonds et les relevés géophysiques faits à partir du milieu des années mille
neuf cent soixante-dix, faits par la compagnie Soquip, que la compréhension de la géologie
de sous-surface s’est améliorée (Rocksandic et Granger, 1981; Bêche, 2008). Parallèlement
des études géochimiques de la matière organique dispersée et du pétrole dans les roches
de surface et dans les sondages pétroliers ont commencé à la même époque (INRS-Pétrole
1972, 1974A, 1974B, 1975; Sikander et Pittion, 1978; INRS-Géoressources 1983; Islam et al
1982; Bertrand 1987; Bertrand et Malo, 2001, 2002, 2007; Idiz et al, 1997; Roy 2008;
Grundman et al 2012; Grundman, 2013).
Ajouté à des modélisations informatiques des deux dernières décennies pour
comprendre l’âge de la génération des hydrocarbures, leur migration et la localisation
probable des gisements, le portait du potentiel pétrolier du secteur étudié s’est
grandement amélioré (Bertrand et Malo, 2001; Roy 2008; Grundman et al 2012;
Grundman, 2013) d’où la découverte dans les dernières années de trois gisements de gaz
et/ou de pétrole dans le nord-est de la Gaspésie, donc celui du secteur d’Haldimand.
26
2.1.2 Modèles sur l’histoire géologique du secteur d’Haldimand
La figure 7 (A à C) montre la géologie régionale la plus à jour autour du secteur et du
gisement de pétrole d’Haldimand. Tous les éléments de la géologie du secteur d’Haldimand
sont énumérés dans la légende des Figures 7A, 7B et 7C.
La coupe géologique de la Figure 7C montre que l’élément structurant de toute la
région lors de la déposition des successions du Silurien et du Dévonien, et en particulier
dans le secteur d’Haldimand, est la faille du Bras-Nord-Ouest. Cette faille a disséqué le
socle cambro-ordovicien en deux blocs dans le secteur considéré par cette coupe. La carte
de la Figure 7A, montre qu’il y un troisième bloc dans la région. Ce bloc est limité par la
faille du Troisième-Lac (Figure 7A). Dans la discussion qui suit, nous appelons donc les deux
blocs représentés sur la Figure 7C : Bloc Nord et Bloc Centre, appellation utilisée dans la
littérature depuis près de 40 années (Rocksandic et Granger, 1981; Bertrand 1987;
Bertrand et Malo, 2001; Roy 2008; Grundman, 2013).
La Figure 7 montre que socle cambro-ordovicien a bougé le long de faille du Bras-Nord-
Ouest (FBNO) durant la sédimentation des roches du Groupe de Chaleurs et des Calcaires-
Supérieurs-de-Gaspé et d’une partie de la sédimentation des Grès de Gaspé. En effet, les
observations suivantes : 1) différences d’épaisseurs des mêmes formations géologiques de
part et d’autre de la FBNO, 2) direction SO-NE de épaississements des formations dans les
blocs nord et centre, 3) et la non continuité de quelques failles secondaires au-delà de la
Formation de York River, sont les principaux arguments géologiques de cette assertion
(Figure 7C).
Figure 8. Modèle de déformation durant la phase d’extension salinique qui a contrôlé la sédimentation des groupes de Matapédia, de Chaleurs, des Calcaires Supérieures de Gaspé et des Grès de Gaspé. L’interaction entre le basculement des blocs et les variations du niveau marin ont localement exposé à l’érosion les parties les plus hautes des blocs. Ceci a favorisé la formation de complexes récifaux et de niveaux
27
perméables au sommet des blocs. Les mouvements d’extension saliniens ont favorisé la formation de chemins pour la migration d’hydrocarbures. La position du secteur d’Haldimand sur le modèle est indiquée par une double flèche noire. (Figure modifiée de Bourque (2002)).
Lors du basculement (rotation) des blocs vers le NE durant la sédimentation, ces failles
jouaient alors en failles normales (ou de gravité). Le socle est recoupé par des failles de
gravité lorsque le régime tectonique est en extension. La figure 8, modifiée de Bourque
(2001), montre l’évolution de cette géométrie du Silurien inférieur au Dévonien inférieur.
Dans chaque bloc elle montre l’épaississement progressif des formations du SO vers le NE.
La figure de Bourque (2002) montre aussi que si des fluides migrent à partir de la
partie profonde des bassins faillés (eau de formation, fluides minéralisant, pétrole ou gaz),
ces fluides vont utiliser les failles ou les horizons perméables dans les formations rocheuses
comme conduit et aboutir ou être piégés, dans le cas du gaz et du pétrole, à la crête des
blocs faillés (Figure 8). À l’aplomb du bloc centre, face à la FBNO, le secteur d’Haldimand
constituait un bloc haut où le gaz et le pétrole générés dans la partie profonde du bloc
nord, situé au NE du côté d’Anticosti, ont migré par l’intermédiaire d’horizons perméables
dans les successions siluro-dévoniennes mais aussi du bloc centre par l’entremise de la
FBNO qui était en extension (Bourque, 2002 : Figure 8).
Les autres failles qui partent en éventail au nord de la FBNO et qui naissent de celle-ci
en profondeur, comme la faille d’Haldimand (FH) qui affleure en surface (Figure 7A), sont
actuellement des failles de chevauchement. En effet, on observe que verticalement les
successions sont répétées comme le montre la Figure 7C à l’aplomb du puits Soquip
Douglas No 1.
Le puits de Haldimand No 1 a terminé sa course dans les shales riches en matière
organique et thermiquement mature (stade à huile) de l’Ordovicien (voir puits de Pétrolia
Haldimand No 1 sur la coupe AA’ de la Figure 7C). Lors du dépôt du York River, la faille de
Haldimand (FH) agissait en tant que faille normale puisqu’elle met en contact la Formation
de York River d’âge Dévonien inférieur au sud avec des roches riches en matière organique
au nord des successions taconiennes. La faille FH marque la limite entre un Formation York
River relativement mince située au nord de la faille et pénétrée par le puits de Douglas (+/-
100 m) avec un York River beaucoup plus épais situé au sud de cette faille (+/- 500 m)
(Figure 7C). La faille FH a été active lors des dépôts de la Formation York River et est
devenue passive lors de dépôts sus-jacents. Le chevauchement et la mise en horst de la
Formation York River de Haldimand sont associés à une faille plus profonde reliée aux
mouvements tardifs de l’Orogénie Acadienne (Figure 7 ; coupe AA’).
Dans le secteur Nord-Est de la Gaspésie, le Mélange de Cap-Chat, d’âge Ordovicien
inférieur, qui est la roche la plus riche en matière organique est probablement la roche
mère. Ce mélange forme souvent le socle des successions siluro-dévoniennes sus-jacentes
28
(Figure 7C). En effet, en plus du puits Pétrolia Haldimand No 1, des roches de composition
similaire, riches en matière organique, constituent le socle des successions siluro-
dévoniennes à la base des puits Gaspé Sud et Douglas (Figure 7C).
Le Mélange de Cap-Chat affleure en discordance sous les successions siluro-
dévoniennes à une vingtaine de kilomètres au nord-est du secteur d’Haldimand, dans le
parc de Forillon (Figure 7A). Cette unité stratigraphique est un mélange tectono-
sédimentaire formé surtout de grands blocs des formations de Rivière-Ouelle et de
Tourelle. Ces deux formations sont d’âge ordovicien inférieur. D’autres blocs d’âge
cambrien sont aussi localement présents dans ce mélange. Dans ce mélange, c’est
essentiellement la Formation de Rivière-Ouelle qui est particulièrement riche en matière
organique (Bertrand et al, 2003). En plus d’avoir atteint ce socle formé de roches riches en
matière organique, cette roche mère à hydrocarbures a atteint dans le puits Pétrolia
Haldimand No 1 le stade idéal de maturation thermique (stade à huile). Ce contexte fait
donc de cette roche mère une candidate idéale pour expliquer la présence ce pétrole dans
le réservoir de la Formation de York River sus-jacente.
La géométrie de la FBNO du secteur de Gaspé et d’Haldimand est complexe. Lors de la
sédimentation des Calcaires supérieurs de Gaspé (CSG) la FBNO agissait en faille normale
séparant le bloc Nord du bloc centre. Au nord de la faille du BNO, le bloc Nord était
surélevé et les CSG sont minces, voir absent, comme illustré sur la coupe AA’ où le York
River repose directement sur le socle ordovicien. Durant la même période, près de 2 km de
CSG se sont accumulés aux pieds de la FBNO. Pendant la sédimentation de la Formation
York River, la FBNO devient inactive et est relayée par la faille d’Haldimand. C’est au cours
des mouvements acadiens (post Battery Point) que les mouvements d’inversion et de
décrochement se sont produits. Au cours de ces mouvements, la FBNO et la FH ont été
réactivées en failles inverses et en failles de décrochement constituant une structure en
fleur asymétrique.
Bien que les successions sédimentaires du bloc nord s’épaississent vers le NE, comme
la prévoit le modèle de Bourque (Figure 8), leur pendage actuel va dans la direction
contraire à cet épaississement (Figure 7C). Ce phénomène résulte d’un mouvement
d’inversion associé au soulèvement de la chaîne acadienne et/ou postacadienne
(Carbonifère). Les parties les plus enfouies des blocs faillés ont été soulevées et plissées. En
effet, les modélisations récentes d’enfouissement du bassin gaspésien, de Grundman (2012
et 2013), en partie appuyées sur la quasi-horizontalité des courbes isovaleurs de la
réflectance de la vitrinite dans le bloc Nord de Bertrand et Malo (2001), suggèrent qu’un
épais dépôt de sédiments d’âge Carbonifère aurait enfouis beaucoup plus profondément
les successions siluro-dévoniennes du bloc nord que celles du bloc centre et que la
maturation dans le bloc Nord serait post-tectonique acadienne.
Les paragraphes suivants discutent de l’importance de l’enfouissement et de l’âge des
successions illustrées dans la Figure 7 et de comment l’histoire de la génération, de la
29
migration et du le piégeage des hydrocarbures, ainsi que les événements qui succédés à
cette première partie de l’histoire du gisement d’Haldimand, ont contribué à la
composition actuelle des hydrocarbures et à leur occurrence.
2.2 Géologie et maturité thermique du secteur d’Haldimand
2.2.1 Introduction à la maturité thermique et à la présence de roche mère
Les éléments de connaissance essentiels pour déterminer si une région à un potentiel
pour receler des gisements d’hydrocarbures est : 1) la présence d’une roche mère capable
d’en générer, c’est-à-dire contenant une quantité suffisante de matière organique ayant
une nature appropriée, 2) la mesure de la cuisson qu’elle a subie, c’est-à-dire sa maturité
thermique, qui doit être appropriée, 3) la possibilité qu’une fois générés dans la roche
mère, les hydrocarbures formés puissent en sortir, c’est-à-dire migrer hors de celle-ci
(migration primaire) et par la suite 4) migrer dans une tuyauterie formée de roches
perméables (migration secondaire ou tertiaire) ,5) qui la conduira dans un piège de nature
quelconque, également poreux et perméable, 6) mais qui est scellé par une roche qui elle
est imperméable, appelée roche couverture, pour empêcher les hydrocarbures de
continuer plus loin leur migration et éventuellement atteindre la surface de la Terre pour
être détruits par l’oxygène de l’air (oxydation) et les bactéries (biodégradation) (Figures 5
et 6).
Considérant que la présence d’un gisement est confirmée dans le secteur d’Haldimand,
ces six conditions ont dû être remplies. La correspondance entre le modèle illustré dans la
Figure 8 et l’attitude des successions sédimentaires en profondeur dans le secteur
d’Haldimand indiquent que les conditions 4, 5 et 6 du modèle sont remplies. Par contre la
profondeur à laquelle se trouve le gisement actuel, qui est de l’ordre du kilomètre, et les
profondeurs des roches mères potentielles voisines sont incompatibles avec ce qui est
normalement nécessaire pour générer un pétrole léger riche en gaz (Figure 1).
30
2.2.2 Maturation thermique et roches mères dans quelques puits du secteur d’Haldimand
Figure 9. Lithostratigraphie, teneurs en carbone organique total (TOC), maturité thermique,
échantillonnages 1983, 1987 et 2005 des successions des puits Soquip Gaspé Sud
No 1 (1979-C093), Soquip Douglas No 1 (1979-C097) Soquip Gaspé Nord No 1 (1981-
31
C099) et Pétrolia Haldimand No 1 (2005-C131). Figures modifiées de Bertrand et
Malo (2001 et 2007).
Figure 10. Maturité thermique régionale des successions sédimentaires du secteur
d’Haldimand en plan et sur la même coupe structurale que celle illustrée à la Figure
7C.
A) La zonation de la maturité thermique en termes zones d’hydrocarbures des
successions de surface est identique à celle suggérée dans Bertrand et Malo (2001).
B) Les limites des zones propices à la présence des trois principaux types hydrocarbures
(huile, condensats et gaz) et les gammes de valeurs de réflectance correspondantes à
ces zones sont les mêmes que celles de Bertrand et Malo (2001).
C) La zonation de la maturité thermique des successions de la sous-surface le long de la
coupe AA’ est très similaire à celle suggérée dans Bertrand et Malo (2001) pour le
bloc centre (sud de la FBNO), mais est réinterprétée par rapport à ce qui est suggéré
par ces auteurs dans le bloc nord (nord de la FBNO), vue la réinterprétation de la
32
géologie de subsurface (B. Granger (Pétrolia) dans Raynauld, 2014) et l’ajout de
données de maturité thermique du puits Pétrolia Haldimand No 1 (Bertrand et Malo,
2007).
La Figure 9 montre les variations des teneurs en carbone organique total (COT) et les
variations de la réflectance estimée de la vitrinite en fonction de la profondeur dans les
quatre puits du secteur d’Haldimand et des environs qui ont été étudiés pour ces
paramètres géologiques. Nous avons montré dans la Figure 1 que la réflectance de la
vitrinite (Ro) est le principal et le plus universel des paramètres servant à évaluer la maturité
thermique des roches et son potentiel pour déterminer si une roche mère ou un réservoir
peut être compatible avec la présence d’huile, de condensats ou de gaz sec. Quant au
carbone organique total (COT) d’une roche, c’est le paramètre de base pour déterminer si
une roche peut avoir un potentiel Roche mère à hydrocarbures. Strictement parlant, ce
paramètre seul n’est pas suffisant pour quantifier un potentiel Roche mère. La nature de la
matière doit aussi être du type approprié pour qu’une roche ait un potentiel pour générer
ou avoir généré de l’huile si sa maturité thermique est adéquate (Figure 2 : Type I ou II pour
du pétrole, le Type III ne produit que du gaz)
Dans les quatre puits illustrés de la Figure 9, les variations de la teneur en COT
indiquent que les roches qui seraient les principales roches mères pouvant avoir généré du
pétrole sont les roches du cambro-ordovicien, mais pas dans tous les puits. En effet les
roches du groupe de Québec du puits Soquip Gaspé Nord sont essentiellement stériles en
matière organique (MO). Dans le trois autres puits, les valeurs du COT voisinent ou
dépassent le 1% de façon relativement continue dans les successions cambro-ordoviciennes
indifférenciées. Considérant nos connaissances sur les successions cambro-ordoviciennes de
la Gaspésie (Bertrand et al, 2003), ces unités roche mères sont probablement équivalentes à
la partie supérieure de la Formation de Grosse-Roche (Cambrien tardif) et à la Formation de
Rivière-Ouelle (Ordovicien précoce). Localement, on observe aussi des teneurs
intéressantes, mais moins importantes en COT dans les formations dévoniennes d’Indian
Point et de Forillon. Dans la Formation de Battery Point, des teneurs en COT très
intéressantes sont observées, mais elles sont beaucoup plus localisées et discontinues. Ces
observations vont dans le sens des conclusions de Bertrand et Malo (2001) qui ont identifié
ces unités stratigraphiques comme de roches mères potentielles dans le nord-est de la
Gaspésie.
En des termes de réflectance de la vitrinite (Ro-evi dans la Figure 9) et de stade de
génération ou de conservation des hydrocarbures, les successions au sommet des puits sont
toutes au stage de la génération de l’huile (< 1,0%) (Héroux et al, 1979). Avec
l’accroissement de la profondeur, la maturité des roches atteint le stade de la préservation
de l’huile (1,0% < Ro < 1,35%) dans les trois puits profonds et rejoint le stade des condensats
(Ro > 1,35%) dans les deux puits les plus profonds (Gaspé Sud et Gaspé Nord). L’intervalle de
maturité qui correspond à des Ro comprises entre 0,5% et 1,35% est dans le présent rapport
33
est appelée la fenêtre à huile potentielle (FHP). C’est dans cette fenêtre de maturité
thermique que la présence de gisements qui contiennent de l’huile est possible. C’est dans le
puits le moins profond et dans lequel la maturité thermique est la moins avancée où sont
observés le plus grand nombre d’indices de pétrole et de gaz, le puits Pétrolia Haldimand No
1. Dans les intervalles stratigraphiques ou la maturité thermique rejoint le stade à
condensats, il n’y a que des indices de gaz qui sont observés (Figure 9 : puits Gaspé Sud).
2.2.3 Maturation thermique régionale autour du secteur d’Haldimand
De fait, il n’y a pas que dans les environs de ces quatre puits que la maturité des roches
de surface est au stade de la FHP. Les travaux de Bertrand (1987) et de Bertrand et Malo
(2001), qui se sont appuyés sur plus de deux cents analyses géochimiques et de réflectances
dans une quinzaine de puits et de près de cent vingt échantillons d’affleurement de surface,
ont démontré, qu’à l’exception de toutes les successions cambro-ordoviciennes et des
successions siluro-dévoniennes du cœur de l’anticlinal de la rivière St-Jean, toutes les roches
de la surface du secteur d’Haldimand et des environs sont au stade de la FHP (0,6% < Ro <
1,35%). Elles n’auraient même en grande partie atteint que le stade de la génération de
l’huile (0,6% < Ro < 1,0%) (Figure 10A et B). Il y a même un petit secteur à l’intérieur du
synclinal de la rivière York dans lequel les grès de la Formation de York River seraient
immatures (Ro < 0,6%).
Les zones de maturité thermique montrent que : 1) dans le bloc centre, au sud de la
FBNO, les courbes d’isovaleurs sont presque parallèles aux contacts géologiques (figure 10c)
; ceci implique que la maturation thermique de ces successions a été essentiellement pré- à
syn-tectonique, reliée à l’enfouissement sédimentaire (Taylor et al, 1998) , c’est-à-dire avant
ou synchrone avec le plissement qui a produit l’anticlinal de la rivière St-Jean (Figure 10A), 2)
il n’y a aucun saut de maturité entre les successions siluro-dévoniennes et celles qui sont
cambro-ordoviciennes, bien qu’il y ait un manque de temps très important entre le dépôt de
la Formation d’Indian Point et ce qui est probablement le Mélange de Cap-Chat (environ 40
Ma, d’après Slivitzky et al, 1991, et Gradstein et al, 2004.), ce qui implique que ces roches
cambro-ordoviciennes ont été peu enfouies avant que ne débute la sédimentation siluro-
dévonienne.
Dans le bloc nord, au NE de la FBNO la zonation de la maturité dans les roches est plus
complexe. La maturité des successions cambro-ordoviciennes est significativement plus
importante là où les successions cambro-ordoviciennes affleurent au NE de la coupe de la
Figure 10 qu’à l’aplomb de la structure d’Haldimand. Ceci implique que les successions dans
le secteur à l’aplomb de la structure d’Haldimand ont été moins enfuies. Sur toute la coupe
de la Figure 10, il y a aussi continuité entre la maturité des successions cambro-
ordoviciennes et dévoniennes. Ceci implique que ces roches cambro-ordoviciennes ont été
peu enfouies avant que ne débute la sédimentation siluro-dévonienne. La Figure 10 montre
une lentille de roches volcaniques supramatures associée à une anomalie magnétique et qui
34
est rencontrée au fond du puits Gaspé Nord No 1. Mais le puits Gaspé Nord est projeté de
loin de la coupe AA’. Dans le secteur d’Haldimand, l’anomalie magnétique est absente. Il est
donc probable que la faible maturité des roches du Cambro-Ordovicien affleurant au NE se
poursuivre en sous-surface, le long de la coupe AA’, sous la discordance Taconienne, jusqu’à
la FBNO, comme la montre la figure 10.
La maturité des successions cambro-ordoviciennes, au niveau de la discordance
taconienne et à l’aplomb de la structure d’Haldimand, est beaucoup moindre que celle des
successions cambro-ordoviciennes qui affleurent à l’extrémité NE de la coupe AA’, près du
contact avec les successions siluro-dévoniennes (Figure 10). Ceci implique que les
successions cambro-ordoviciennes à l’aplomb de la structure d’Haldimand ont moins été
enfouies par la succession siluro-dévonienne que celles qui affleurent plus au nord à la
bordure de la Ceinture taconienne. La maturité des roches taconiennes situées sous la
succession siluro-dévonienne à la bordure de la Ceinture taconienne n’est que légèrement
supérieure à celle observée dans la succession cambro-ordovicienne pénétrée à la base du
puits Douglas, où la succession dévonienne est beaucoup plus mince. Cela indique que la
partie la plus haute du bloc était au niveau du puits Pétrolia Haldimand No 1. Cette partie du
bloc était émergée lors de la sédimentation du Groupe de Chaleurs au niveau du puits
Douglas et pendant une bonne partie de la sédimentation siluro-dévonienne (groupes de
Chaleurs et des Calcaires supérieurs de Gaspé) dans le secteur à la bordure de la Ceinture
taconienne. C’est lors de l’enfouissement de la succession siluro-dévonienne que la FBNO a
rejouée en faille normale comme discuté plus haut dans ce rapport.
2.2.4 Enfouissement maximum des successions et épaisseur érodée
Si la maturité des roches aujourd’hui en surface tant dans le secteur du gisement
d’Haldimand que dans les environs ont atteint le début ou le milieu de la FHP (Fenêtre à
Huile potentielle), cela indique que des kilomètres de roches ont disparu par érosion depuis
que ces roches ont atteint ce niveau de maturité. Dans le passé, plusieurs méthodes ont été
employées dans les études antérieures pour estimer l’épaisseur de ces strates érodées. La
plus ancienne consiste à mesurer des sections stratigraphiques sur le terrain, les corréler et
empiler les épaisseurs pour avoir une idée de l’épaisseur totale des strates connues. Mais
cette méthode ne tient pas compte des strates qui ont disparu lors des périodes d’érosion
sans laisser de trace dans un bassin sédimentaire donné, comme c’est généralement le cas
dans des bassins très anciens comme ceux des Appalaches en Gaspésie.
La méthode mathématique qui a été appliquée la première fois en Gaspésie est basée
sur celle suggérée par Dow (1977). Comme on peut le constater dans la Figure 9, dans un
sondage profond qui ne montre pas de discordance majeure, l’évolution des valeurs
logarithmiques de la Ro de plusieurs échantillons de roches en fonction de la profondeur
dans un puits est généralement linéaire. Cet état de fait résulte de la croissance
exponentielle de la Ro en fonction de la température. Comme la température évolue
généralement de façon linéaire dans la croute terrestre, la valeur logarithmique de la Ro
35
évolue de façon linéaire dans un puits pétrolier. Sachant que la réflectance minimum que
peut avoir une « vitrinite » lorsqu’elle est totalement immature voisine 0,2%, il suffit, après
avoir déterminer l’équation de la droite de régression qui relie la valeur logarithmique de la
Ro (variable Y) en fonction de la profondeur (variable X), de déterminer pour quelles valeurs
de « X » la valeur de « Y » est égale à 0,2% (-0,699 en valeur logarithmique). La réponse est
toujours négative et elle donne l’épaisseur des strates érodées au-dessus de la topographie
actuelle.
Cette méthode a été employée par Bertrand (1987) et Bertrand et Malo (2001) pour 9
puits du Nord-Est de la Gaspésie. Elle a donné des profondeurs d’érosion variant entre 2 et
6,9 km. Ces auteurs expliquent la grande variabilité de ces résultats par des différences de
gradients paléogéothermiques qui seraient reliés à la géologie du sous-bassement cambro-
ordovicien qui varie d’un endroit à l’autre. Une fois exclues ces anomalies, des auteurs sont
arrivés à la conclusion que la plus grande partie de la région couverte par leur étude avait
été enfouie par environ 3,5 km de strates, essentiellement d’âge Dévonien Inférieur et
Moyen, qui sont maintenant érodées.
Figure 11. Histoire de la génération des hydrocarbures, enfouissement maximum de la
surface actuelle et des roches d’âge Cambro-Ordovicien d’après la modélisation
basée sur la réflectance de la vitrinite dans le puits Gaspé Sud. Modifiée de Roy,
2008.
Avec une approche plus moderne et informatisée avec un progiciel appelé « TEMIS »,
Roy (2008) applique, dans le cadre d’une thèse de doctorat, des épaisseurs de successions
érodées au-dessus de la surface actuelle du nord-est de la Gaspésie allant jusqu’à 6
36
kilomètres. Cet enfouissement aurait eu lieu après que quelque 4 km d’épaisseur de
sédiments de la Formation de Malbaie aient recouvert des roches des formations de York
River et de Battery Point maintenant disparues au niveau de la localisation actuelle du puits
étudié (Figure 11). L’âge de cet enfouissement maximum, de la production et de l’expulsion-
migration de l’essentiel de l’huile formée par les roches cambro-ordoviciennes, estimés par
cette auteure entre 395 et 390 Ma. Cela nous situe juste avant le paroxysme de la
déformation du NE de la Gaspésie (plissement des successions siluro-dévoniennes,
déplacements horizontaux (décrochement) et/ou de chevauchement local le long des failles
du Bras-Nord-Ouest, du Troisième Lac et d’Haldimand), mouvements associés à l’Orogénie
acadienne (Roy, 2008).
Figure 12. Estimation de l’enfouissement maximum des successions du NE de la Gaspésie à
partir de l’évolution de l’indice d’hydrogène (IH) dans les puits pétroliers de la
région (Grundman, 2013; Figure 3.22).
Une seconde approche informatique utilisant des progiciels appelés « TEMIS Suite 2D
et Permedia TM», plutôt que TEMIS 1D dans Roy (2008), est appliquée au NE de la Gaspésie
dans le cadre d’une autre thèse de doctorat par Grundman (2013). Plutôt que de se servir de
l’évolution de la maturité thermique tel que déterminée par la mesure du Ro dans les puits
de la région, cette auteure a valorisé l’utilisation de l’indice d’hydrogène (IH), une variable
géochimique plutôt que pétrographique comme la Ro pour quantifier la maturité thermique
et appliquer sa modélisation. L’IH est un indicateur d’une technique universelle pour
caractériser le potentiel Roche mère des successions sédimentaires développées durant les
années 1970, le Rock Eval (Espitalié et al, 1977). L’IH du Rock Eval est équivalent du rapport
H/C qui s’obtient à partir de l’analyse élémentaire des kérogènes illustrés à la Figure 2 du
37
présent rapport. L’enfouissement maximum que cette auteure déduit à partir de cet
indicateur géochimique est d’environ 4,4 km (Figure 12).
Figure 13. Scénarios d’enfouissement d’un puits du NE de la Gaspésie (Sunny Bank; non
localisé sur les figures 7 et 10 montrant l’importance des successions carbonifères.
La modélisation TEMIS 1D est basée sur les données de Ro des auteurs antérieurs
(Bertrand et Malo, 2001 et Roy, 2008). Les épaisseurs d’érosion égale à 5,2 km sont
vues comme étant surestimées par l’auteure à cause de l’imprécision de la Ro dans
le puits considéré. Notons que l’âge de la génération des hydrocarbures dans les
38
roches cambro-ordoviciennes est plus précoce de 10 Ma que ne le suggère Roy
(2008). Figure modifiée de Grundman, 2013.
Plutôt que de préconiser essentiellement un seul scénario d’enfouissement comme les
auteurs antérieurs (Bertrand et Malo, 2001 et Roy, 2008), Grundman propose et favorise
plutôt une grande épaisseur de strates carbonifères (Figure 13), alors qu’elles sont très
minces dans le scénario de Roy (2008 : < 500m).
39
Figure 14. Prévisions des lieux d’accumulations d’hydrocarbures et de leur nature (gaz, huile,
indifférencié) et de traces de migration d’après les résultats des modélisations de
Grundman (2013). 5 et 6 = gisement de gaz dans Groupe de Chaleurs et la
Formation de West Point; D et E = Trace de migration d’hydrocarbures dans les
Grès de Gaspé. Figures modifiées de Grundman (2013).
La conclusion la plus intéressante des analyses de Grundman (2013) est que même
si les roches siluro-dévoniennes ont généré des hydrocarbures, elles étaient trop pauvres
en matière organique pour les avoir expulsés. Il n’y a donc d’après cette auteure,
contrairement à ce qui a été suggéré par Roy (2008), que les roches cambro-ordoviciennes
qui ont approvisionné les réservoirs potentiels du NE de la Gaspésie. Les modélisations de
cette auteure confirment une migration d’hydrocarbures dans toutes les formations et les
secteurs des blocs centre et sud ou des auteurs antérieurs ont détecté des traces du passage
d’hydrocarbures dans des roches (surtout par la pétrographie de roches potentiellement
réservoir et les observations de terrain), peu importe les trois scénarios utilisés. Toutefois,
aucun des scénarios n’arrive à prédire la présence huiles au sommet de la FBNO dans la
Formation de de York River comme c’est le cas aujourd’hui avec le gisement d’Haldimand.
Dans les plus récentes modélisations, il n’y a que du gaz qui est prévu existé. De plus, ce gaz
ne devrait être présent que dans les formations du Groupe de Chaleurs (Figure 14).
Évidemment, à l’époque dans ses modèles l’auteure n’avait pas considéré que la Formation
de York River puisse être en contact direct avec des roches mères cambro-ordoviciennes
(Figure 7).
Bien que cette auteure favorise le scénario 2 ou 3 et mentionne que ces deux
scénarios ont pour effet que les courbes d’isomaturation de la Ro seraient horizontales
(maturation post-tectonique : voir Taylor et al, 1998) alors que la Figure 10 montre le
contraire. Bertrand et Malo (2001) indiquent que la maturation des successions siluro-
dévonienne est pré- à syn-tectonique, en vertu des courbes d’isomaturation sont plissées
comme les strates, mais avec une moindre amplitude (maturation syn-tectonique d’après
Taylor et al, 1998), comme l’auteure écrit l’avoir observé avec son scénario 1 (Grundman,
2013).
40
Figure 15. Numérotation de tous les puits : 1) d’approvisionnement en eau potable (série
GASP), 2) d’observation toujours utilisée pour cet usage (série POH), 3)
d’observation initialement utilisée pour fournir de l’eau lors du forage des puits
pétroliers Pétrolia Haldimand No 1, 2 et 4 (série PH), des puits pétroliers anciens
et abandonnés et des puits fait par Pétrolia, sur un fond géologique avec contour
du gisement d’Haldimand.
41
Figure 16. Chromatogrammes bruts de deux échantillons d’huile dans le puits Haldimand No
1 : à 120 m de profondeur et dans le réservoir proprement dit. Les grands pics
minces représentent les alcanes normaux (n-alcanes) qui sont des hydrocarbures
saturés et à chaine droite. La longueur des chaines, c’est-à-dire le nombre de
carbones que contiennent ces hydrocarbures varie de 4 à environ 33. Des points
de repère pour identifier les n-alcanes ayant 10, 20 et 30 carbones sont indiqués
sur les chromatogrammes (C10, C20 et C30). Les pics droits intermédiaires entre
les pics des n-alcanes indiquent la présence d’hydrocarbures ramifiés et/ou
isoprénoïdes (i-alcanes). À quelques exceptions près (pristane C19 et phytane C20)
ces hydrocarbures sont peut interprétés dans la littérature et les
chromatogrammes de cette figure ne permet pas de les identifier proprement. Ces
hydrocarbures ne sont pas discutés dans ce qui suit. La zone vide entre une ligne
de base tracée entre le début et la fin du chromatogramme et une ligne continue
qui suit la base des pics des n-alcanes, représente tous les autres hydrocarbures
présents dans les pétroles analysés non différentiés par la chromatographie : les
hydrocarbures mono- et polycycliques saturés, les aromatiques et les bitumes
riches en azote, soufre et oxygène. On doit soustraire les hauteurs de cette surface
pour isoler les hauteurs des pics de n-alcanes et les mettre à plat comme illustré
dans la figure 16.
2.2.5 Nature et évolution des huiles dans le puits Pétrolia Haldimand No 1
Plusieurs indices d’huiles ont été observés à diverses profondeurs dans la plupart des
puits pétroliers forés dans le secteur d’Haldimand depuis le début de l’exploration de la
Gaspésie (McGerrigle, 1950). Dans le puits Conant foré en 1865 (C027 : Figure 22), le premier
indice de gaz associé à du pétrole observé à 25 mètres de profondeur. Le puits Pétrolia
Haldimand No 1 ne fait pas exception et des analyses de chromatographie gazeuse ont été
réalisées pour trois de ces horizons saturés en huile sus-jacente au réservoir (120, 745 et 807
m) et dans le réservoir proprement dit à 952,5 m de profondeur. Les chromatogrammes
bruts de deux ces analyses, le plus superficiel dans le puits et celui du réservoir, sont
montrées dans la Figure 16.
La Figure 17 montre la distribution des n-alcanes prises isolément des autres types
hydrocarbures pour les quatre huiles analysées, dont trois horizons saturés en huile dans le
puits Haldimand No 1, et une dans le réservoir proprement dit, en fonction de la profondeur
des échantillons. Cette figure permet de faire trois importantes constatations : 1) deux
familles de n-alcanes sont présentes dans le puits et la distribution de ces deux familles n’est
pas aléatoire en fonction de la profondeur des échantillons analysés dans le puits, 2) l’une ou
les deux familles de n-alcanes ont des distributions compositionnelles et un mode dominant
très loin des paraffines ou des hydrocarbures normalement générés par les deux grands
types de roche mère potentielle (plancton ou plantes terrestres) et 3) la distribution des n-
42
alcanes ne montre aucune préférence pour les molécules à nombre de carbones impair sur
les molécules de n-alcanes à nombre pair de carbones.
Figure 17. Distribution des n-alcanes dans les quatre huiles analysées dans le réservoir
principal dans la Formation de York River (952.4m) et dans trois horizons de la
43
Formation de Battery Point qui sont saturés en huile (120, 725 et 807 m de
profondeur). La méthode pour éliminer les hydrocarbures qui ne sont pas des n-
alcanes est expliquée dans la Figure 16. La contribution des sédiments marins et
terrestres dans la génération des n-alcanes à nombre impair de carbones est
montrée au sommet du diagramme à titre de comparaison (Hunt, 1995). La
distribution des n-alcanes de l’huile de l’horizon saturé en hydrocarbures à 725 m
de profondeur est illustrée de deux façons : 1) globale et 2) après séparation
mathématique des deux populations de n-alcanes qu’elle contient.
Figure 18. Puits Pétrolia-Haldimand No 1: stratigraphie, présence d’huile, résultats de la
réflectance de la vitrinite et pétrographie de la matière organique. Ro =
réflectance sous immersion d’huile; barres = intervalles de confiance des valeurs
moyennes de la Ro avec probabilité de 90%. Modifiée de Bertrand et Malo
(2007).
44
La famille de n-alcanes que l’on retrouve à 120 m (Fig. 18) de profondeur contient
des hydrocarbures dont les chaines carbonées sont juste un peu plus courtes que celles qui
dériveraient du plancton (Fig. 17). À peine plus courtes que des hydrocarbures dérivés de
l’altération thermique de matière organique d’origine planctonique, ces huiles seraient à
peine maturées. Toutefois la non-prédominance des chaines carbonées à nombres impairs
de carbones infirme cette hypothèse. La distribution très lisse des hauteurs des pics des
alcanes, sans aucune prédominance des pics impairs sur les pics pairs, indique que cette
huile est au contraire très mature. La décroissance des pics des alcanes jusqu’à des chaines
carbonées de plus de trente carbones indique plutôt que l’huile qui contient ces alcanes
provient d’un kérogène dérivé de débris de plantes terrestres qui a subi un craquage
thermique important.
La famille de n-alcanes qui domine dans le réservoir à 952,5 m et à 807 m de
profondeur (Fig. 18) est aussi dérivée d’une huile qui a subi un craquage thermique
important, car elle ne montre comme la précédente famille aucune prédominance des pics
impairs sur les pics pairs (Fig. 17). Cette famille est soit de même nature, dérivée de plantes
terrestres, mais alors encore plus matures que la précédente ou origine de la maturation
thermique d’un kérogène planctonique également supramature, mais moins mature que si
elle est dérivée d’un kérogène dérivé de plantes terrestres. De toute façon, ces deux huiles
appartiennent à deux classes d’huiles différentes, soit de part de leur origine ou de leur
maturité. Le fait que les roches de la Formation de Battery Point montrent beaucoup plus
d’affinité avec des sédiments d’origine continentale plutôt que marine suggère que cette
huile est plus probablement dérivée de plantes terrestres plutôt que de matière organique
marine.
L’échantillon à 725 m est un mélange de ces deux familles d’huile. Le mélange serait
dans la proportion de un tiers d’huile provenant du réservoir et de deux tiers de la famille à
120 m (Fig. 17). Cela indique que de la surface jusqu’à au moins 725 m dans la Formation de
Battery Point, mais pas jusqu’à 807 m, l’huile dans les petits réservoirs de cet intervalle de
profondeurs appartiendrait surtout à la première famille. Dans le réservoir, l’huile aurait une
origine différente ou serait plus mature.
L’huile trouvée à 807 m, qui est de même nature que celle trouvée à 725 m dans le
puits Haldimand No 1, est formée d’hydrocarbures qui sont plus légers (modes à C7 et C8)
que celle du réservoir dans la Formation York River dont le mode est pour n-alcanes C9-C10
(Fig. 17 : 952,5 m). Les huiles trouvées à 807 et 725 m ne peuvent pas être plus matures que
celle du réservoir, car elles sont respectivement 145 m et 225 m plus haut dans le puits. Par
contre, si elles avaient migré à partir du réservoir, leur plus grande légèreté par rapport à
celle du réservoir d’origine serait une propriété attendue de ces huiles. En effet, toute
migration, surtout à travers une roche couverture plus ou moins perméable, produit un effet
chromatographique sur les fluides qui le traversent en laissant derrière les fractions formées
par les molécules les plus lourdes.
45
La distribution verticale des n-alcanes dans les huiles du puits Haldimand No 1
suggère donc que la Formation de Battery Point contiendrait de petits réservoirs remplis
d’huile produite par une maturation avancée de matière organique d’origine continentale,
dispersée ou concentrée dans de petits niveaux charbonneux. D’autre part, le réservoir dans
la Formation de York River contiendrait une huile produite par une maturation tout aussi
avancée, mais à partir d’une matière organique d’origine marine. L’huile d’origine marine du
réservoir aurait migré verticalement jusqu’à une distance verticale d’au moins 225 m au-
dessus du réservoir durant son histoire, mais l’huile du réservoir n’aurait jamais atteint les
grès de la Formation de Battery Point qui affleurent aujourd’hui dans la péninsule
d’Haldimand.
La Figure 18 permet de corroborer les conclusions sur l’origine des huiles dont la
composition en n-alcanes est illustrée dans la Figure 17. La Figure 18 montre que la matière
organique dispersée (MOD) dans les roches de la Formation de Battery Point à 120 m de
profondeur est d’origine continentale. En effet, elle est composée essentiellement de
vitrinite et d’inertinite qui sont des détritus dérivés de plantes vasculaires continentales. La
cooccurrence d’une fraction composée de liptinite est aussi compatible avec une origine
continentale de ce kérogène : résine, cuticules des feuilles, spores de plantes.
À plus de 700 m de profondeur, jusqu’à environ 1300 m de profondeur, la fraction
d’origine continentale de la MOD est toujours importante. Toutefois, la Figure 18 montre
qu’il s’y ajoute une fraction encore plus importante de MOD mixte ou d’affinité marine
(alginite : comprise dans la liptinite dans la Figure 18) et de la matière organique amorphe.
L’autre fraction de la MOD qui s’ajoute dans cet intervalle, surtout au niveau de réservoir,
est le migrabitume. Cette présence de migrabitume solide (condition essentielle pour avoir
été étudiée sous microscope en immersion d’huile) associée avec la zone du réservoir est
probablement reliée à du désalphatage de l’huile dans le réservoir.
D’après Bertrand et Malo (2008), les teneurs en matière organique dans les roches
des formations de Battery Point et de York River, estimées par le carbone organique total
dans ces roches, sont insuffisantes pour avoir généré l’huile du réservoir qui est localisé dans
la Formation de York River. La seule roche mère intersectée dans le puits Haldimand No 1,
qui est suffisamment riche en MOD pour être une roche mère, est trouvée environ entre
1300 et 1360 m de profondeur. Ces roches sont attribuées à la Formation de Rivière-Ouelle
ou au Mélange de Cap-Chat, d’âge ordovicien précoce. La MOD de cet intervalle est
entièrement constituée d’amorphinite et de migrabitume (Figure 18). La Formation de
Rivière-Ouelle et le Mélange de Cap-Chat sont deux unités stratigraphiques d’origine marine
(Globensky et al, 1993).
46
2.3 Distribution, nature et maturité du gaz et du pétrole du gisement
2.3.1 Suintement d’huile en surface dans la péninsule d’Haldimand
Figure 19. Distribution relative par étude statistique des hydrocarbures légers peu dégradés
(A) et d’hydrocarbures biodégradés (B) dans les sols tel que déterminé à partir
d’analyses spectrales synchrones de fluorescence (SSF) le long d’une coupe NS
passant par le puits Pétrolia Haldimand No 1. Modifiée de Seneshen, 2007.
47
Figure 20. Distribution géographique des teneurs en n-butane (C4H10) dans les gaz humides
des échantillons de sol et ressemblance relative des hydrocarbures lourds extraits
du sol en comparaison d’un suintement d’huile dans le secteur d’Haldimand et
d’une huile qui leurs ressemble. FBNO= faille du Bras-Nord-Ouest; FH = faille
d’Haldimand; FBA; faille de Belle-Anse; FTL = faille du Troisième Lac. Modifiée de
Seneshen, 2009.
48
Des études de géochimie de sol ont été réalisées peu après que le puits Pétrolia
Haldimand No1 ait révélé la présence d’un gisement potentiel dans le secteur d’Haldimand
(Seneshen, 2007, 2009). L'objectif de la première campagne était de déterminer quelles
méthodes d’analyse des sols, soit en géochimie organique ou inorganique, permettaient de
différencier un secteur potentiellement productif d’huile d’un secteur stérile ou n’ayant
qu’un potentiel pour du gaz. La méthode la plus discriminante utilise les propriétés
fluorescentes des molécules d’hydrocarbures aromatiques d’un pétrole. Ces molécules sont
toujours présentes bien que généralement en proportion mineure sauf dans le pétrole très
biodégradé. La première campagne n’étudiait qu’un profil d’un peu plus de deux kilomètres
entre la route 132 à Sandy Beach et une petite vallée distante d’un peu moins d’un kilomètre
au-delà du puits Pétrolia Haldimand No 1 (Figure 19). Les principales conclusions de la
première campagne étaient : 1) que les zones potentiellement productives d’huile peuvent
être discriminées des zones stériles en fonction des alcanes C1-C6 trouvés dans le sol et des
hydrocarbures aromatiques et 2) que les anomalies en hydrocarbures lourds reflètent
probablement des suintements d'hydrocarbures le long de failles en contact avec un
réservoir d’hydrocarbures en profondeur, suintement qui sont secondairement plus ou
moins biodégradé (Seneshen, 2007).
Après le succès du premier levé géochimique, le même laboratoire a couvert la
structure de Haldimand avec un pas d’échantillonnage de 200 m sur la surface couverte par
la sismique 3D. À ceci s’ajoute un levé géochimique avec un pas d’échantillonnage de 200 à
300 m qui couvrait toute la surface au nord entre les failles de Belle-Anse (FBA) et du Bras-
Nord-Ouest (FBNO) et le bassin de Gaspé-Nord et la rivière Dartmouth (Figure 20). Les
analyses géochimiques couvraient les SSF des hydrocarbures aromatiques lourds (C6-C36) et
les hydrocarbures légers (C1-C6) par chromatographie gazeuse et détection par ionisation de
flamme (GC-FID)). Les résultats de ces campagnes géochimiques ont démontré que des
suintements de pétroles légers à lourds sont importants dans la plus grande partie du
secteur étudié par cette campagne (Figure 20).
Ces suintements indiquent que le système pétrolier le long la frontière entre le Bloc
Nord et Centre du Nord-Est de la Gaspésie est présentement très actif. Cette activité se
manifeste par un flux constant vers la surface d’hydrocarbures qui s’exprime par la présence
de microsuintements à la surface (Seneshen, 2009). L’analyse les hydrocarbures présents
dans les microsuintements avec cette méthode de prospection géochimique permet de
cibler les secteurs les plus favorables pour faire de l’exploration pétrolière et/ou gazière.
2.3.2 Causes des suintements d’huile dans la péninsule d’Haldimand
Dans son rapport de 2013, Raynaud et al. présentent des données et une discussion
assez intéressante et assez complète sur la fracturation des roches dans le secteur
d’Haldimand. Ces données sont une compilation fournie par les diagraphies réalisées par la
Commission géologique du Canada de puits d’observation, de la compagnie Pétrolia et de
49
données récoltées à partir de campagnes structurales le long de coupes en surface et de
mesures diagraphiques dans le puits Pétrolia Haldimand No 2.
Figure 21. Intensités de fracturations des fractures subhorizontales (pendage <30°)
ouvertes, partiellement ouvertes et hydrauliquement actives observées avec les
diagraphies télé-voyeur acoustique (ATV). FPO : Fractures ouvertes et
partiellement ouvertes; FHA : Fractures hydrauliquement actives.
Ces résultats montrent que dans les premiers 30 à 40 m de profondeur dans le roc, les
fractures sont très abondantes, horizontales, généralement ouvertes et hydrauliquement
actives (Figure 21). Ces fractures relativement superficielles sont intersectées par deux
ensembles de fractures sub-verticales, moins nombreuses, mais qui donnent un patron très
complexe dans la partie superficielle du roc du secteur d’Haldimand. Ces dernières fractures
sub-verticales sont à peu près les seules qui subsistent à partir d’une quarantaine de mètres
de profondeur. Elles sont interprétées comme étant beaucoup plus anciennes et d’origine
tectonique précoce ou synchrone par rapport à l’orogénie acadienne. Un certain nombre des
fractures hydrauliquement actives appartiennent à des familles de fractures à pendage élevé
(Raynauld, 2013). La disparition de ces fractures horizontales, dite d’exhumation
superficielle, en profondeur est considérée normale par ces auteurs.
50
Figure 22A et B. A) Suintement de pétrole naturel partiellement biodégradé dans le secteur
de la faille du Troisième Lac. L’étang de pétrole fait environ 15 mètres carrés, a
environ 10 centimètres de profondeur, et flotte au-dessus d’un étang d’eau de
profondeur inconnu. B) Aspect du puits du puits POT No 2, dans le secteur
d‘Haldimand, plus de cent ans après avoir été abandonné. Les secteurs beige-
jaunâtres autour du bouchon qui cache le tubage du puits sont le résultat
d’expulsion toute récente de pétrole provenant du puits (termes de jours), juste
suffisante pour que les hydrocarbures volatils aient eu le temps de s’évaporer, ne
laissant qu’un résidu de paraffine pure, que les bactéries aillent oxyder
51
naturellement dans les semaines ou les mois suivants (secteur noir tout autour).
La végétation reprend procession du terrain quelques centimètres à quelques
mètres plus loin dépendamment du sens d’écoulement du pétrole.
Figure 23. Temps d’écoulement d’un fluide qui proviendrait de diverses profondeurs du puits
Pétrolia Haldimand No 4 pour atteindre la surface. Les tracés en noir avec les
marqueurs marquent la direction d’une particule en provenance du puits pour
atteindre la surface. Les points marqueurs sont tous les 50 000 ans. Cette figure
montre que l’eau circule très rapidement dans les premières dizaines de mètres de
roc près de la surface (de l’ordre de l’année pour parcourir des distances
kilométriques) à cause de l’intense fracturation horizontale illustrée dans la Figure
21. Dès deux cents mètres de profondeur, le temps d’écoulement vers la surface
est de l’ordre de 20 000 ans. Au niveau du réservoir il dépasse le million d’années.
Ces résultats indiquent qu’en dessous du niveau où le roc est fracturé
horizontalement, les roches de la formation de Battery Point sont très peu
perméables et protègent la surface des huiles du réservoir. Par contre, la grande
vitesse d’écoulement près de la surface indique que les niveaux saturés en huiles
qui sont peu profonds peuvent facilement contaminer en hydrocarbures les puits
d’alimentation en eau ou d’observation.
Considérant la densité et la complexité des fractures, horizontales et verticales, dans la
partie superficielle du roc, ces auteurs démontrent que la circulation de fluides y est très
active (Figure 23). Ils y voient une situation très différente en profondeur. En effet, les
fractures horizontales disparaissent sous les 40 premiers mètres de profondeur. Ces auteurs
y prédisent une faible circulation entre le réservoir de pétrole en profondeur et les eaux
superficielles. Ils font toutefois une exception potentielle pour les grandes failles régionales
52
telles que la faille du Bras-Nord-Ouest et la faille d’Haldimand, mais ils ne semblent pas faire
de projection sur ce qui peut se produire au cours des temps géologiques.
Bien que ces auteurs reconnaissent que de nombreux suintements naturels de
pétroles en surface sont observés dans les secteurs autour de ces grandes failles, ils croient
que ces suintements ne proviennent pas de gisements situés à des profondeurs
kilométriques comme celui d’Haldimand. La figure 22A illustre l’aspect d’un tel suintement
naturel dans le secteur de la faille du Troisième Lac. La Figure 22B montre l’aspect du puits
POT No 2 en 1996, plus de cent ans après avoir été abandonné.
Les derniers deux millions et demi d’années ont été une période glaciaire durant
laquelle une grande partie de l’Amérique du Nord a été recouverte d’une épaisseur de glace
pouvant atteindre jusqu’à 3 km d’épaisseur dans le centre de ce qui est aujourd’hui la baie
d’Hudson (Dredge et al, 2014). Au cours de cette période, il est estimé aujourd’hui qu’il y
aurait eu au Canada quelques vingt-deux (22) avancés et reculs des glaciers ou périodes
glacières, intercalées de périodes plus chaudes et déglacées. Avant 800 000 ans, la durée de
ces cycles glacières était d’environ 41 000 ans. Depuis 800 000 ans, les périodes glacières
sont principalement de 100 000 ans, mais avec des reculs partiels de glaciers encore tous les
40 000 ou 50 000 ans environ.
Figure 24. Écoulement et étendue des glaciers A) lors du maximum de la dernière phase de glaciation du Wisconsinien supérieur dans l’est de l’Amérique du Nord, B) 4 000 ans après le début du retrait amorcé au sud et C) au moment de la libération du secteur d’Haldimand des glaces. Modifiée de Hocq et Martineau (1994).
53
Figure 25. Topographie sous-marine dans le prolongement de la Baie de Gaspé et des
rivières Dartmouth et York. Cette figure montre la vallée glacière immergée qui se prolonge sur une quarantaine de kilomètres au SE du secteur d’Haldimand et qui se termine par un relief sous-marin qui serait une moraine frontale au large de Percé à environ 100 m de profondeur.
La Figure 24A illustre les directions d’écoulement et l’étendue de la calotte glacière qui recouvrait l’est de l’Amérique du Nord lors de la dernière phase du Wisconsinien. Cette phase a commencé il y a environ 50 000 ans après ce qui est appelé à l’interglaciaire Saint-Pierre dans les Basses-Terres du Saint-Laurent. Le maximum glaciaire a eu lieu il y a environ 20 000 ans (18 000 ans dans la Figure 23A). Cette figure montre bien que le secteur d’Haldimand était recouvert de glace à cette époque. Quatre mille ans plus tard, bien que les glaciers aient commencé à retraiter plus au sud (Figure 24B), le même secteur était toujours sous les glaces.
L’épaisseur de ces glaces n’atteignait probablement pas les 3 km qu’elles avaient au centre du continent. D’après la carte bathymétrique Pèche et Océan Canada de la Figure 25, le secteur d’Haldimand était probablement situé à une quarantaine de kilomètres de la fin des glaces qui étaient en bordure d’un bras de mer ou d’un lac, là ou un glacier s’amincit et qu’il y a vêlage dans la mer. Mais, vu l’importance de cette vallée sous-marine, il n’est pas
54
impossible que la glace ait quand même eu une épaisseur de l’ordre d’un kilomètre, car la limite des glaces semble être à l’époque beaucoup plus éloignée que les côtes actuelles, le niveau de la mer étant environ 130 m plus bas (Dredge et al, 2014). Deux mille ans plus tard, le secteur était dégagé de toute glace.
L’intense fracturation horizontale des quarante premiers mètres de roche du secteur d’Haldimand est due à ces allers et retours des glaces. En effet, actuellement la surface du roc ne subit que la pression atmosphérique. Il en fut de même durant chaque période interglaciaire des 2,5 derniers millions d’années. Mais en période glacière, sous un kilomètre de glace par exemple, la pression hydrostatique dans le roc directement sous le glacier correspond approximativement à une pression hydrostatique de un kilobar. Lorsque le glacier se retirait, la pression redescendait à la pression atmosphérique et cette décompression produisait une fracturation horizontale dans les roches peu perméables de la Formation de Battery Point (Figures 21 et 23). Cette fracturation est perpendiculaire la direction de la diminution de la contrainte hydrostatique. C’est le retrait des glaciers wisconsiniens dans l’intervalle de temps 14 000-12 000 ans qui a produit l’intense fracturation horizontale qui est observée actuellement dans les 40 premiers mètres de roc du secteur d’Haldimand. Un mécanisme similaire a été suggéré dans les Basses-Terres du Saint-Laurent pour expliquer des anomalies en hélium radiogénique dans les eaux souterraines des puits urbains et agricoles (communiqué par D. Pinti d’après Méjean et al, 2017).
Si chaque retrait glaciaire au cours des 2,5 Ma produisait un délaminage du roc superficiel par un relâchement de la contrainte hydrostatique verticale, le prochain retour des glaciers quelques dizaines de milliers d’années plus tard rabotaient l’épaisseur de roc fracturé et altéré par la circulation d’eau durant la période interglaciaire. La vingtaine de ces cycles :1) compression, 2) décompression avec délaminage puis 3) érosion du roc superficiel à chaque cycle glacière au cours du Quaternaire (Dredge et al, 2014), a brisés l’étanchéité des petits réservoirs saturés en pétrole qui étaient superficiels. À chaque cycle glacière, en période interglaciaire, la surface du sol exposait des couches plus vieilles de la Formation de Battery Point. Avec le temps ceci a rapproché le gisement de la surface, sans toutefois l’avoir atteint.
Noms des puits No MRN Années de
forage
Profondeurs totales mètres
Indices d'huile -profondeurs en mètres
G. O. C. Conant C027 1865 250 25, 73, 130-135, 183
POT No 2 C036 1890 787 152
C2 C032 1945 245 43, 64, 85, 142, 151, 183
Pétrolia Haldimand No 1 C131 2005 1436 105-110, 120
Pétrolia Haldimand No 2 C134 2009 1200 35-45, 57-62, 123-140
Pétrolia Haldimand No 4 C143 2014 50-90
55
Tableau 1. Liste des puits dans le secteur d’Haldimand, anciens et récents, qui montre des indices d’huile à faible profondeur (moins de 200 m). Tiré de McGerrigle (1950) pour les anciens puits et des profils et description des forages pour les puits Pétrolia Haldimand 1, 2 et 4 (Appendices 1A à E).
Le décapage des zones superficielles fortement altérées et fracturées (délaminées) lors des périodes interglaciaires a pour effet de rapprocher à chaque avancée et recul des glaces les niveaux d’huile les moins profonds de la surface actuelle, tel qu’observés dans les puits G. O. C Conant, C2 et Pétrolia Haldimand No 2 et 4 (Tableau 1). Ceci a favorisé leurs communications avec les zones de fractures superficielles. Ces fractures ouvertes mettent en contact les puits de surface avec des réseaux de fractures horizontales bien développés recoupés par des fractures ouvertes subverticales, avec les horizons de grès saturés en pétrole subaffleurants.
Ce décapage des zones superficielles a pour conséquence de favoriser le lessivage des hydrocarbures des horizons peu profonds saturés en huiles (Tableau 1) par l’eau des aquifères phréatiques qui occupent ces fractures dans les 40 premiers mètres de profondeur. Près de la surface, les hydrocarbures se sont ensuite dispersés dans tout le secteur par l’eau qui circule dans le réseau de fractures.
Cette délamination explique aussi la présence des suintements de pétrole à partir des horizons gréseux qui en sont saturés et qui sont situés près de la surface. Probablement que tous les suintements et les écoulements d’hydrocarbures dans l’est de la Gaspésie ont cette origine. Piégés il y a plus de 320 ou 390 Ma, il ne resterait plus beaucoup d’hydrocarbures dans ces pièges s’ils avaient fuis comme ils le font aujourd’hui depuis l’époque de leur piégeage.
56
2.3.3 Les gaz secs et humides dans le secteur d’Haldimand
Figure 26. Géologie locale, contour du gisement d’Haldimand selon Pétrolia et teneurs en
méthane (A) et en éthane (B) dans les puits de surface et d’observation du
secteur.
57
La Figure 26 illustre la géologie locale autour du gisement d’Haldimand et montre les
teneurs en méthane et en éthane dans le secteur de ce gisement. Ces données sont
détaillées dans l’Annexe 2. La mise en carte de ces données a pour but de voir s’il y aurait
une relation entre le gaz sec (méthane) et le plus commun des gaz humides, l’éthane, avec la
proximité du gisement. Cette comparaison est intéressante, car il est bien connu que les
bactéries anaérobiques et les champignons produisent essentiellement du méthane alors
que l’éthane est essentiellement un sous-produit de la catagenèse de la matière organique
due à l’enfouissement comme les autres hydrocarbures (alcanes, cycliques, aromatiques et
NSO).
À première vue, une relation entre les teneurs en méthane et la proximité du
gisement n’apparait pas très évidente (Figure 26A). À contrario, les valeurs les plus élevées
de l’éthane semblent se concentrer essentiellement à l’intérieur du pourtour du gisement
bien que des valeurs qui sont aussi faibles qu’en périphéries y soient également présentes
(Figure 26B).
Figure 27. Relation entre les concentrations en méthane et en éthane dissous dans les puits
d’eau ou d’observation illustrés dans la Figure 26 et détaillées dans le tableau de
l’annexe 2 en fonction de la distance jusqu’à la limite extérieure du périmètre du
gisement d’Haldimand projetée en surface.
La Figure 27 montre en effet que les valeurs les plus élevées en méthane et en éthane
sont effectivement à l’intérieur du périmètre du gisement. Toutefois, seule la teneur en
éthane montre un véritable contraste entre l’intérieur et l’extérieur du gisement (> 10 fois)
et une diminution énorme des teneurs en gaz. Les teneurs en méthane ne montrent pas une
diminution aussi importante en fonction de la distance entre l’eau des puits analysés et le
périmètre du gisement projeté en surface. Toutefois, à plus de 2 kilomètres de distance du
gisement, des valeurs de méthane dissous, qui sont supérieures au tiers des valeurs
maximales observées dans le périmètre immédiat du gisement, sont encore présentes.
Les Figures 12 à 14 ont montré que les successions de roches qui affleurent
actuellement en surface dans le secteur d’Haldimand ont été enfouies par plusieurs
58
kilomètres de strates aujourd’hui entièrement disparues. Dans la figure 13, les auteurs qui
ont estimé ces épaisseurs de strates disparues furent d’âge dévonien moyen ou supérieur et
carbonifère.
Figure 28. Distribution des dépôts quaternaire dans le secteur d’Haldimand. Modifiée de
Raynauld et al. 2014.
Si ces strates étaient d’âge carbonifère, considérant ce que montre la Figure 1, les
derniers gaz biogéniques générés à partir de la matière organique sédimentée en même
temps que la matière minérale carbonifère sont disparus depuis longtemps. Ils ont été
emportés par l’érosion de ces strates depuis la fin du Carbonifère jusqu’à l’époque actuelle.
De plus un gaz biogénique est constitué essentiellement de méthane.
Les gaz d’hydrocarbures dissous dans l’eau des puits d’eau ou d’observation ne
peuvent provenir que des horizons saturés en hydrocarbures relativement peu profonds qui
surmontent le gisement d’Haldimand qui est enfoui plus profondément. En effet, en plus des
éléments discutés antérieurement:
1) Les dépôts meubles récents au-dessus du roc du secteur d’Haldimand n’ont que
quelques mètres d’épaisseur et ce sont essentiellement des tills glaciaires, dépôts
essentiellement minéraux sous ou périglaciaire très pauvres en matière organique (Figure
28). Une partie significative de ce territoire est aussi formée de roc altéré (Raynauld et al,
2014),
59
2) les échantillons dans les puits d’eau résidentiels ou d’observation sont récoltés dans
le roc sous-jacent, à des profondeurs bien supérieures à ces quelques mètres (Annexe 2 :
entre 8 et 90 m, moyenne 34 m),
3) la seule zone de tourbière de laquelle une quantité significative de méthane
biogénique aurait pu être générée dans le secteur est loin au sud de la FBNO, sans aucun
contact possible avec l’eau des puits d’observation ou d’eau domestique le long de la côte
de la Baie de Gaspé.
Sans source de matière organique récente en quantité significative hors les
émanations d’hydrocarbures, par quel processus le sol et le roc superficiel du secteur
d’Haldimand peut-il présenter un tel panache d’hydrocarbures légers (surtout méthane et
éthane) à lourds?
Le sol contient une microflore et une microfaune nombreuse (108 à 109 bactéries par
gramme) qui lui donne une grande capacité d’épuration biologique. La biodégradation est un
phénomène naturel de dégradation de molécules organiques qui s’effectue surtout par
l’oxydation du carbone grâce à l’oxygène de l’air intergranulaire dans le sol (conditions
aérobiques). La dégradation s’effectue aussi en absence d’oxygène (conditions
anaérobiques) par la présence de nitrates, de sulfate ou de méthane. Ces composés sont
eux-mêmes produits par des microorganismes bactériens. Les divers chemins de dégradation
mènent ultimement à la décomposition des molécules organiques complexes à des produits
finaux que sont l’eau (H2O), le dioxyde de carbone (CO2) ou le méthane (CH4) (Beauchamp,
2002; Gaudu, 2012; Nahla, 2014). La première phase de décomposition des hydrocarbures
plus ou moins longs, essentiellement insolubles dans l’eau à l’exception du méthane, est leur
transformation par l’oxygène dans le sol en acide, en alcool, via ou non un passage par des
alcènes (Nahla, 2014). Les équations suivantes illustrent quelques chemins possibles qui
arrivent à décomposer partiellement ou totalement des hydrocarbures, ici du propane et de
l’éthane :
Éq. 2A: 2C3H8 (propane) + 3O2 2C2H5COOH (acide propanoïque) + 2H2O
Éq. 2B: 2C2H6 (éthane) + 3O2 2CH3COOH (acide acétique) + 2H2O
Première oxydation des hydrocarbures en acides qui deviennent plus solubles dans l’eau.
Éq. 2C: 2C2H5COOH + 3O2 2CH3COOH + 2CO2 +2H2O
Oxydation de l’acide propanoïque en acide acétique en milieu aérobique.
Éq. 2D: CH3COOH + 2O2 H2O + 2CO2 (cycle de Kerbs)
Oxydation complète en milieu aérobique de tous les hydrocarbures.
Ou
Éq. 3A: C2H5COOH C2H6 + CO2
Éq. 3B: CH3COOH CH4 + CO2
60
Formation d’hydrocarbures secondaires plus légers que les produits initiaux en milieux
anaérobiques
Ou
Éq. 4A: CH3COOH + 3H2 2CH4 + 2H2O
Formation de méthane par un processus de fermentation.
Tous ces processus de transformation suggèrent une grande complexité de la
composition possible en hydrocarbures légers des sols et des roches fracturées et
perméabilisées dans les 40 premiers mètres de profondeur des puits d’observation et
d’alimentation en eau potable des environs du secteur d’Haldimand, roc fracturé par
l’exsudation des glaciers il y a environ 10 000 ans. De plus, ces réactions possibles,
d’oxydation surtout, sont reconnues pour leur pouvoir de différentions isotopiques des
produits résultants par rapport aux produits initiaux (Figure 6).
61
2.3.4 Isotopie du gaz sec et des gaz humides
Figure 29. Caractérisation des gaz naturels analysés dans le secteur du gisement
d’Haldimand par leur composition et leurs variations isotopiques d’un point de vue
génération – altération des hydrocarbures (A et B) et d’un point de vue
62
environnemental (C et D) tel que préalablement introduit dans les figures 5 et 6.
Les couleurs regroupant des points de données correspondent à celles de l’Annexe
2. Flèches avec lignes tiretées en bleu montrent l’évolution du méthane dans le
puits PH-01 en fonction de l’année des analyses. Diagrammes A et B modifiés de
Schoell (1983) diagrammes C et D modifiés de Whiticar (1999). Tg = Till de Gentilly,
VF = Vieilles Forges, Ym = Yamachiche, SL = Sable de Lotbinière, SP = Sable de St-
Pierre, Joly = puits Soquip et al Joly No 3; St-Flavien = Shell St-Flavien No 1.
Données isotopiques 13C et 2H des Basses-Terres du Saint-Laurent et des
Appalaches du SO du Québec tiré de St-Antoine et Héroux, 1993; Bertrand et
Chagnon, 1995; Bertrand et al 1995B.
La Figure 29 illustre la composition des gaz naturels en termes de pourcentage ou de
ratio de gaz humides et gaz sec (méthane) et de composition isotopique du méthane: 1) des
puits d’approvisionnement en eau potable du secteur d’Haldimand, 2) des puits
d’observation autour des puits pétroliers et 3) des puits pétroliers eux-mêmes. Comme
discuté plus haut, ces données d’analyses sont présentées sur des diagrammes qui ont un
point de vue hydrocarbures (Figure 29 A et B) et d’un point de vue plus environnemental
(Figure 29 C et D).
La Figure 29A proposée par Schoell (1983) compare le pourcentage de gaz humides
avec la composition isotopique du méthane qui serait généré durant le stade des gaz
biogéniques, de l’huile, des condensats (catagenèse) ou du gaz sec (méthane) durant la
métagenèse (voir Figure 1). Cette figure montre que la plupart des gaz analysés en 2013
dans les puits d’approvisionnement en eau (série GASP dans l’Annexe 2 et Gp sur la Figure
29A) et ceux provenant des puits d’observation (série PH pour les puits originellement
utilisés pour alimenter en eau les forages pétroliers et série POH pour les puits forés
spécifiquement pour l’observation) sont dans le champ de composition intermédiaire entre
le gaz d’origine bactérienne mélangé avec du condensat et le champ du gaz d’origine
bactérienne (Figure 29A). Quelques analyses sont de notables exceptions : 1) celle provenant
du puits d’observation PH-01, analysé en 2013, situé à l’écart de toutes les autres analyses
dans le champ des gaz à condensats entre les champs des gaz à gaz secs d’origine
sapropélique et humique (Figure 29A), et celle des puits d’approvisionnement en eau GASP-
20 et 21 (Gp-20 et 21 sur la Figure 29A). Ces analyses indiqueraient que le méthane aurait
une origine associée à un gaz issu d’une roche mère au stade de la métagenèse (gaz sec).
En 2015, la compagnie Pétrolia a fait une analyse du gaz provenant de l’évent du puits
Haldimand No 4. Des analyses de composition des gaz dissous (méthane et gaz humides) et
des analyses isotopiques du 13C dans le méthane dissous ont aussi été faites dans les puits
d’observation PH-01, POH-11-06, POH-11-09, POH-11-10 et 2 fois dans le puits POH-11-14
(Pinti, 2016). Ces résultats apparaissent dans l’Annexe 2 et sont illustrés dans les figures 29 A
et C.
63
L’analyse qui montre l’évolution la plus significative est celle qui touche le puits PH-01.
La composition isotopique du méthane dissous de ce puits n’est maintenant plus dans le
voisinage de ce qu’elle aurait s’il était issu d’une roche mère au stade du gaz sec, mais il est
quasi identique au méthane trouvé dans le réservoir de puits pétrolier d’Haldimand No 4
(stade à condensats, méthane d’origine sapropélique). Le méthane du puits POH-11-09 s’est
également rapproché de la composition du méthane thermogénique du réservoir,
particulièrement de la composition trouvée dans le puits Haldimand No 2 (Figure 29A). Le
même phénomène est observé pour le puits POH-11-10, mais il est très ténu. Le méthane de
ce puits est resté entre 2013 et 2015 un gaz mixte biogénique-thermogénique (Figure 29A),
mais franchement biogénique dans le diagramme de la Figure 29C.
En 2017, la compagnie a fait des analyses sur le gaz dissous (comme en 2013) et du gaz
libre à la tête des puits l’observation PH-01, POH-11-09 et 10. Le puits d’observation POH-11-
09 est situé un peu plus loin au nord du puits PH-01. Ce dernier puits est situé juste à côté du
puits Haldimand No 1 qui est au-dessus du gisement pétrolier. Le puits d’observation POH-
11-10 est situé encore plus loin que les deux derniers puits d’observations du puits
Haldimand No 1, étant implanté loin à l’extérieur de la projection en surface gisement
(Figure 26). La compagnie Pétrolia a aussi analysé le gaz dans le tubage des puits Haldimand
No 1, 2 et 4.
Les analyses des gaz d’évent du puits Haldimand No 4 (Hd-4 Évent) et du gaz dans les
tubages des puits Haldimand No 2 et 4 (Hd-2 et 4) ont donné une composition isotopique du 13C méthane qui correspond à celle compatible avec le stade à condensats. La composition
de ce gaz à condensats est juste un peu plus riche en gaz humide (C2+) que ce qui est
observé dans certains puits d’observation (POH-11-09, 11-13, 11-14) et légèrement enrichi 13C par rapport à la majorité des autres gaz dissous provenant des autres puits
d’observation et de plusieurs puits d’approvisionnement en eau potable (Figure 29A).
Le puits Haldimand No 1 montre une composition isotopique du 13C identique au puits
Haldimand No 4. Le gaz est toutefois beaucoup plus riche en gaz humides. La teneur en gaz
humides va au-delà même d’un méthane généré durant le stade de production d’huile
(Figure 29A : Hd-1). Quant à la composition du gaz analysé à diverses profondeurs en cours
de forage dans le puits Haldimand No 4, la composition isotopique du 13C du méthane de la
majorité des échantillons analysés (exception de l’échantillon à 600 m de profondeur)
correspond à une génération de méthane compatible avec la fin du stade de la génération
de l’huile et le début de la génération de gaz à condensats. La proportion des gaz humides
dans ces échantillons est bien supérieure à celle est attendu d’après le digramme de Schoell
(1983) de la Figure 29A. Il faut toutefois considérer que ce puits est directement au-dessus
du gisement, d’où la surreprésentation des gaz humides qui fuient du (des) réservoir(s) sous-
jacent. Ces résultats jettent un doute sur l’analyse 2013 du puits d’observation PH-01. Par
contre, ils confirment ceux du puits d’observation POH-11-09, également près du puits
Haldimand No 1, et ceux du puits POH-11-10, plus loin et hors du gisement (Figure 23), bien
64
que la position de tous ces points d’analyses varie un peu d’une analyse à l’autre (Figure
29A).
La Figure 29B illustre les variations isotopiques du 13C et du deutérium (2H) dans le
méthane analysé dans les échantillons des mêmes trois groupes de puits que dans la Figure
29A. À titre de référence pour voir et confirmer les effets de la maturation de la matière
organique (MO) sur la composition du méthane généré durant la diagenèse, des
compositions isotopiques moyennes de cinq sédiments pléistocènes des Basses-Terres du
Saint-Laurent et du méthane de deux puits riches en méthane dans les Appalaches en
bordure de ces Basses-Terres sont montrées dans la Figure 29B. Dans trois des 5 échantillons
du Pléistocène, des mesures de réflectance de la vitrinite (ici de l’huminite) ont été réalisées.
Elles donnent des valeurs comprises entre 0,15% et 0,25% (0,20% en moyenne) (Bertrand et
Chagnon, 1995). Ces valeurs indiquent que ces MO sont totalement immatures. D’autre part,
dans le puits Soquip, Lemaire et al Joly No 3, le pouvoir réflecteur estimé de la vitrinite (Ro-
evi), au niveau du réservoir est de 1,56% (stade à condensats - catagenèse) (Bertrand et al,
1995B). Dans la même formation du puits Shell-St-Flavien, la Ro-evi est de 2,44% (stade à gaz
sec - métagenèse) (Bertrand et al, 1995A). Dans ces deux réservoirs de gaz des Appalaches,
le diagramme de Schoell (1983) suggère que le méthane a été généré lorsque la maturation
thermique de la roche mère était inférieure à celle atteinte par la roche-réservoir ou le gaz
est actuellement trouvé (Figure 29B).
Quatre des échantillons de sédiments quaternaires montrent une composition
isotopique du méthane qui indique un gaz d’origine bactérien continental ou mixte. La
composition du cinquième gaz provenant du Sable de l’intervalle St-Pierre pointe vers une
origine mixte, à la limite du stade de la génération d’huile (Figure 29B). La proximité de ce
sable avec la Shale d’Utica peu expliquer ce phénomène (Bertrand et Chagnon, 1995).
La Figure 29B montre que le méthane analysé en 2013 dans quatre des neuf puits
d’approvisionnement en eau potable (sérier Gp ou GASP dans l’Annexe 2) a une composition
isotopique en 13C et en 2H compatible avec un gaz généré au stade de la génération d’huile
(Figure 29B). Ces analyses portent sur des puits pouvant être éloignés de 500 m (GASP-04)
jusqu’à plus 2 km du gisement (GASP-78) (Figure 26). Trois des autres puits
d‘approvisionnent en eau potable montrent une composition du méthane dissous dans l’eau
compatible avec une origine bactérienne continentale (Gp-84 et 85) ou mixte du méthane
(Gp-02). Le gaz dans les deux derniers puits d‘approvisionnent en eau potable (Gp-20 et 21),
bien que l’emplacement de ces deux points d’analyse sortent du diagramme de Schoell,
indiquent le méthane dissous dans l’eau de ces puits aurait une composition isotopique du 13C et de l’2H compatible avec du méthane généré dans une roche mère montrant un
pouvoir réflecteur de la vitrinite (Ro) compris entre 2,0 et 3% (Figure 29B). Des valeurs aussi
élevées de la Ro ne s’observent dans la région que dans les roches cambro-ordoviciennes le
long de la côte nord de la péninsule gaspésienne (Ceinture taconienne) (Bertrand, 1987,
Bertrand et Malo, 2001, Bertrand et al. 2003). Le gaz analysé dans le puits d’observation PH-
65
01 en 2013 aurait une origine similaire d’après la composition isotopique sur le digramme de
la Figure 29B. Cette composition isotopique en 13C et de l’2H du méthane est très similaire à
celle du méthane trouvé dans le puits St-Flavien du sud-ouest des Appalaches (Groupe de
Beekmantown, Ordovicien inférieur).
La Figure 29B montre que le méthane provenant des échantillons de gaz dissous
analysés en 2013 et provenant des puits d’observation (séries POH et PH), à l’exception de
celui provenant du puits PH-01, a une composition isotopique similaire à celui des gaz
dissous analysés la même année provenant de puits d’approvisionnement en eau. Cinq de
ces huit puits contiendraient un méthane dont l’origine serait une roche mère au seuil de la
fenêtre à huile (POH-11-03, 06, 09, 12 et 14). Un puits contiendrait un gaz bactérien de type
continental (POH-11-11) et trois autres contiendraient un gaz mélangé biogénique/stade à
huile (POH-11-06, 10 et 15).
Les analyses isotopiques du 13C et du 2H du méthane des gaz dissous dans les puits
d’observation et en tête des coffrages des puits faits en 2017 confirment les résultats de
2013 pour les puits POH-11-09 et 10 mais infirment ceux du puits PH-01 (Figure 29B).
D’après ces nouvelles analyses, tant le méthane dissous dans l’eau que dans le gaz de tête
du puits PH-01 (PH-01.1 bleu et PH-01.1 rouge) ont une composition isotopique du 13C et du 2H du méthane tout à fait comparable à la majorité du méthane dissous dans l’eau des
autres puits d’observation et d’approvisionnement en eau analysés en 2013 (Figure 29B).
À la différence des résultats qui comparent le pourcentage de gaz humides avec le 13C
du carbone du méthane (Figure 29A), la composition isotopique du méthane échantillonné
dans le tubage des puits Haldimand No 1, 2 et 4, en termes de 13C et 2H, sont très regroupés
(Hd-1-2-4). Toutes les analyses indiquent un méthane formé dans une roche mère au seuil
entre le stade de génération d’huile et des condensats (Figure 29B). Le gaz provenant de
l’évent du puits Haldimand No 4 est légèrement appauvri en 13C et en 2H. Il apparait
légèrement appauvri 13C et 2H par rapport au gaz du réservoir dans les puits Haldimand No 1
et 2, mais plus riche en isotopes que le méthane dissous trouvé dans la majorité des puits
d’observation et d’approvisionnement en eau potable (Figure 29B). Il est aussi à noter que le
puits d’approvisionnement en eau potable Gp-06, localisé à plus de 2 km du gisement,
contient un méthane dissous dont la composition isotopique est presque identique à celle
qui émane directement du gisement dans le tubage des puits Haldimand No 1, 2 et 4 (Figure
29B).
Les analyses de gaz récolté en cours du forage du puits Haldimand No 4 (Hd4-200m et
300m) montrent des compositions isotopiques du 13C et du 2H passablement différentes de
celle des gaz émis par le gisement (Hd-1-2-4). Toutefois, ces compositions restent toujours
compatibles avec une génération dans une roche mère au seuil entre le stage de génération
de l’huile et des condensats (Figure 29B). Par contre, les compositions isotopiques du 13C et
du 2H du méthane dégagé en cours de forage dans le puits Haldimand No 2 sont sur le
chemin d’évolution d’un méthane généré par un kérogène d’origine continental humique (h)
66
plutôt que marin sapropélique (s) (Figure 6). Le méthane en cours de forage de ce puits
entre 200 et 300 m n’est pas du même type que celui qui est trouvé dans le réservoir qui
provient de la maturation thermique d’un kérogène d’origine marine. Les résultats
d’analyses de l’échantillon de gaz récolté à 600 m de profondeur restent inexpliqués, car
comment peuvent avoir une signature isotopique plus biogénique que le méthane de tous
les puits étudiés.
Le diagramme de Whiticar (1999) de la Figure 29C est l’équivalent de celui de Schoell
(1983) à la différence que le % de gaz humides sur l’axe des « X » est remplacé par le ratio
concentration en méthane sur concentration de gaz humides (C1/C2+). Ce choix de variable
pour représenter les gaz humides a l’inconvénient de rendre non-calculable le ratio lorsque
les concentrations en gaz humides sont indétectables. Ceci a pour conséquence qu’avec les
données d’analyses 2013 pour les puits d’approvisionnement en eau potable il ne reste
qu’un seul point sur le diagramme (Annexe 2 : GASP-04).
Ce point d’analyse et la majorité des points représentant les analyses 2013 du gaz
dissous dans les puits d’observation se placent dans le champ des mélanges entre le
méthane d’origine biogénique et le méthane thermogénique (Figure 29C). Ce résultat n’est
pas très différent de ce que montre le diagramme de Schoell (1983) dans la Figure 29A.
L’analyse de l’eau dans le puits d’observation PH-01 en 2013 indique, comme dans la Figure
29A, une origine thermogénique pour le méthane, mais dont la maturité de la roche mère
serait avancée (seuil du stade à gaz sec). Toutefois, les analyses effectuées en 2015, puis en
2017 sur le même gaz dissout et sur le gaz libre surnageant l’eau contredisent le résultat
2013. Selon l’analyse faite en 2015 (Pinti, 2016), le point d’analyse représentant le gaz
dissous dans le puits PH-01 tombe dans le champ des gaz thermogéniques associés à l’huile
dans le réservoir des puits producteurs. Selon l’analyse faite en 2017, pour le méthane
dissous, le puits PH-01 tombe dans le champ d’un mélange biogénique-thermogénique (PH-
01.1 bleu). D’autre part, l’analyse faite en 2017 du gaz libre au-dessus du puits (PH-01.1,
rouge) indique que le méthane a une composition isotopique qui indique la limite entre
champs du gaz thermogénique et le champ des mélanges biogénique-thermogénique (Figure
29C). Ce méthane serait généré par une roche mère dont la maturité est peu avancée (stade
de la génération de l’huile).
Le diagramme de Whiticar (1999) indique que le gaz dissous dans l’eau et dans le puits
POH-11-09, d’après les analyses, n’a pas beaucoup changé entre 2013 et 2017 (en jaune,
brun et bleu). Ce gaz serait de nature mixte biogénique/thermogénique (Figure 29C). À cause
de la très grande quantité de méthane dans le gaz surnageant l’eau du puits, l’analyse du gaz
du puits POH-11-09 (rouge) donnent un point sur le diagramme de Whiticar (1999) près du
champ du gaz biogénique (Figure 29C). Les résultats d’analyse 2013 du gaz dissous
provenant du puits POH-11-10 montrent le mélange le plus près du champ des gaz
biogéniques. Les résultats d’analyses du gaz surnageant l’eau du même puits en 2015 et en
2017 indiquent que ce méthane est purement d’origine biogénique (Figure 29C).
67
Quant au gaz analysés échantillonnés dans le tubage des trois puits pétroliers (Hd-1, 2
et 4) ou de l’évent du puits Haldimand No 4 (Hd-4-Event), ils seraient tous des gaz
thermogéniques. Mais ils proviendraient d’une roche mère relativement peu mature (Ro
bas : Figure 29C). Les gaz recueillis durant le forage du puits Haldimand No 4 sont également
d’origine thermogénique. Ils proviendraient aussi d’une roche mère relativement peu
mature, bien que les points qui représentent les résultats d’analyses sortent du diagramme
et sont plus difficiles à interpréter, sinon qu’ils sont différents du gaz provenant du réservoir
(Figure 29C).
Le diagramme de Whiticar (1999) de la Figure 29D est l’équivalent du diagramme de
Schoell (1983), mais avec plus de détails sur l’origine des gaz biogéniques et moins sur le
méthane thermogénique relié à du pétrole ou des condensats.
Ce diagramme indique que la composition isotopique du méthane en 13C et 2H dans
cinq des neuf puits d’approvisionnement en eau potable analysés (série GASP : Annexe 2 ou
Gp : Figure 29 D) est d’origine thermogénique associée à une roche mère marginalement
mature. Les gaz dissous des puits Gp-84 et 85 seraient essentiellement d’origine biogénique,
alors que ceux des puits Gp-20 et 21 seraient thermogéniques, associé à une roche mère à
un stade très avancé de maturité (Figure 29D). Les points d’analyse des gaz dissous des puits
Gp-84 et 85 et POH 11-11 indiquent en général une origine biogénique pour le méthane
dissous, avec des compositions isotopiques en 13C et 2H très similaires aux gaz d’origine
biogénique des unités stratigraphiques pléistocènes des Basses-Terres du Saint-Laurent
(Figure 29B et D).
Les gaz analysés en 2013 dans les puits d’observation (séries POH et PH) indiquent une
origine similaire pour le méthane que les gaz analysés dans les puits d’approvisionnement en
eau potable (série Gp; Figure 29C). En moyenne, le méthane dans les puits
d’approvisionnement en eau potable est un peu appauvri en isotope 13C et 2H. Plus de points
d’analyses des puits d’observation tombent dans le champ transitionnel entre un gaz
thermogénique et un gaz biogénique que ne le font les analyses de méthane des puits
d’approvisionnement en eau potable. Par contre, aucun puits d’observation ne contiendrait
un méthane associé à une source supramature à l’exception du puits PH-01. Toutefois, une
reprise d’analyse du gaz de ce puits en 2017 (PH-01.1) donne un résultant tout à fait
différent. La nouvelle analyse du méthane provenant du puits PH-01 indique que le méthane
de ce puits d’observation n’a pas été enrichi en isotopes lourds du 13C et de 2H par rapport
méthane des autres puits d’observation, à l’inverse de ce que suggère l’analyse en 2013.
Les compositions isotopiques en 13C et 2H du méthane provenant des 3 puits pétroliers
(Hd-1-2-4 et Hd-4-Event) sont très similaires et bien regroupées, comme dans la Figure 29B.
Comme dans les figures précédentes, ce diagramme indique que le méthane est d’origine
thermogénique. Il provient d’une roche mère peu mature (thermogénique précoce d’après
Whiticar (1999).
68
Les Figures 29B et D, qui comparent les compositions isotopiques 13C et 2H du méthane
dans tous les puits étudiés, montrent que la majorité des points de données d’analyses, à
l’exclusion des résultats des puits Gp-20, 21, peuvent être vue comme des trainées de
dispersion, tournées vers le haut ou vers la gauche, et dont les points d’origine sont soit : 1)
la composition isotopique du méthane provenant des trois puits du réservoir d’Haldimand
(Hd-1-2-4), 2) la composition isotopique du méthane provenant des profondeurs 250 m et
300 m du puits Haldimand No 4. La base de la trainée de dispersion est formée par des
points distribués dans le champ des gaz biogéniques, avec une légère tendance vers ceux
générés par fermentation des acétates si le point d’origine est la composition du méthane
du réservoir ou avec une tendance vers le méthane produit par réduction du CO2 si le point
d’origine est la composition du méthane dans le puits Haldimand No 4 (Figure 29 D). Le point
d’origine de cette trainée est situé dans le champ du méthane thermogénique compatible
avec la génération d’huile d’origine : 1) sapropélique ou 2) humique, respectivement. Cette
distribution des points d’analyses, surtout d’après le diagramme de Whiticar (1999),
constitue une trainée des compositions isotopiques possibles que prend le méthane sous
l’action de la biodégradation des hydrocarbures qui se diffusent à partir du gisement
d’Haldimand ou des niveaux saturés en huile à faible profondeur.
La direction des trainées ne permet pas de déterminer avec certitude si c’est par un
processus de fermentation des acétates, due à une oxydation partielle des hydrocarbures
(Nahla, 2014), ou de réduction du CO2, qui est le processus dominant, processus dont les
équations de transformation sont détaillées plus haut dans le texte. Deux des trois points
d’analyses indiquent que le méthane de ces puits a une composition intermédiaire entre les
compositions qui caractérisent les deux types de processus (Figure 29D; Gp-84, 85 et POH-
11-11). Ces trois puits sont extérieurs au pourtour de la projection du gisement en surface.
La composition isotopique du méthane diffusé vers le haut par le gisement ou par des
horizons saturés en pétrole sus-jacent au gisement dériverait vers une composition de plus
en plus biogénique par l’ajout de méthane résiduel dérivé de l’altération des huiles et des
gaz humides de ces émanations d’hydrocarbures.
L’origine sapropélique ou humique des huiles rencontrées dans le puits Haldimand No
1 en fonction de la profondeur dans le puits est probablement la clef qui doit orienter notre
choix sur l’origine du méthane présent dans les eaux des puits d’observation d’alimentation
en eau potable du secteur d’Haldimand. En effet, dans les paragraphes « Nature et évolution
des huiles dans le puits Pétrolia Haldimand No 1 » il est démontré que les huiles en
provenance du réservoir ont une composition qui pointe vers une roche mère dont le
kérogène est sapropélique alors que celle des huiles qui saturent le ou les horizons près de la
surface dans la Formation de Battery Point pointe plutôt vers une origine humique du
kérogène de leur roche-mère. De plus, même si les variations de la composition des huiles
en fonction de la profondeur dans ce puits suggèrent qu’il y a eu contamination des niveaux
sus-jacents au réservoir par de l’huile provenant du réservoir, cette contamination n’a
69
apparemment jamais atteint la surface actuelle et les niveaux supérieurs saturés en huile
d’origine humique.
Comme dans la Figure 29B, la composition isotopique du méthane dans le réservoir du
gisement d’Haldimand, représentée par ces quatre points d’analyses, ne peut pas expliquer
la composition du méthane dans le puits d’observation PH-01 analysé en 2013. Seule une
intense oxydation microbienne des hydrocarbures présents dans le sol, d’après ce
qu’indiquent les diagrammes de Whiticar (1999) et Schoell (1983) des figures 5 et 6,
respectivement, pourrait peut-être le faire. La même explication ou hypothèse peut être
invoqué pour expliquer la composition isotopique en 13C et 2H du méthane dissous dans
l’eau des puits Gp-20 et Gp-21 (Figure 29 B et D). Si un tel processus est invoqué, il implique
que le gaz dissous dans l’eau de ce puits d’observation et ces deux puits d’alimentation en
eau est resté assez longtemps en contact avec l’oxygène de l’atmosphère pour atteindre un
niveau élevé d’oxydation sans avoir été approvisionné par des vapeurs d’hydrocarbures frais
émanant du gisement ou des niveaux sous-jacents saturés en huiles, du sol ou des puits
voisins. Puis, entre 2013 et 2017, les conditions géochimiques de l’environnement du puits
auraient changé. Une venue d’hydrocarbures en 2015 aurait modifié la composition de ce
méthane dissous pour la rendre très similaire à celle du réservoir d’Haldimand. Entre 2015 et
2017, ce méthane thermogénique aurait été partiellement biodégradé et la composition du
méthane dissous dans le puits PH-01 aurait repris une composition semblable à celle des
autres puits d’observation. Un phénomène de nature semblable, mais moins claire et de
moindre amplitude, semble avoir affecté le puits d’observation POH-11-09, un peu plus loin
du puits Pétrolia Haldimand No 1. Est-il possible que le forage du puits Pétrolia Haldimand
No 1 ait laissé échapper dans les roches avoisinantes en 2005 un peu d’hydrocarbures en
provenance du réservoir? Est-il possible que ces hydrocarbures ont pris 10 ans pour faire
une quarantaine de mètres dans les roches et atteindre et contaminer le puits PH-01 qui ne
contenant avant qu’un gaz très oxydé? Et est-il possible que depuis la biodégradation par les
bactéries a repris son cours normal pour dégrader ce gaz thermogénique? Toutefois, les
deux reprises d’analyses du gaz dissous et de gaz de tête dans le puits en 2015 puis 2017, en
infirmant les résultats de 2013, suggèrent plutôt des défaillances ou des incohérences dans
certaines analyses.
3 Discussion sur la problématique du gisement – interprétation de
l’ensemble des données
La problématique à laquelle veut répondre ce rapport est de connaitre l’origine des
hydrocarbures qui contamine les eaux de la nappe phréatique utilisées par la population
humaine. Est-ce que cette présence particulièrement en méthane est due à la prospection
récente ou ancienne des hydrocarbures dans le secteur d’Haldimand, ou si cette
« contamination » est naturelle, c’est-à-dire due au contexte géologique particulier de ce
70
secteur de la Gaspésie. En effet, à cause de la présence de suintements connus depuis
probablement l’occupation du territoire, le secteur d’Haldimand est exploré depuis le dix-
neuvième siècle dans le but d’y découvrir du pétrole en quantité économique. Cette
exploration s’est faite dans l’indifférence de la population sauf depuis quelques années. Le
délabrement des sites des anciens puits en est la preuve de cette indifférence (Figure 22B).
En effet les préoccupations environnementales touchent une part grandissante de la
population et la présence d’hydrocarbures dans les puits d’eau potable du secteur
d’Haldimand pointe l’exploration des hydrocarbures comme responsable de cette
contamination.
Le gaz et le pétrole que l’on retrouve sous terre, à plus ou moins grande profondeur,
généralement à des profondeurs kilométriques (Figure 1), sont formés dans ce qu’on appelle
des bassins sédimentaires généralement marins. Ces bassins sont le plus souvent localisés
sur le pourtour des continents. Ils s’y accumulent de la boue, du sable et autres détritus
minéraux qui proviennent de l’érosion des continents. Ce sont surtout les reliefs
montagneux et de la matière organique qui provient de la végétation continentale qui
alimentent ces bassins. Ces détritus sont transportés par l’eau des rivières, par le vent et les
glaciers jusqu’à la mer. Avec l’enfouissement progressif des sédiments d’origine
continentale, qui se combinent aux détritus organiques et minéraux des organismes marins,
des hydrocarbures sont formés par la transformation naturelle de cette matière organique.
Ce sont d’abord les bactéries qui se chargent de cette transformation lorsque le
sédiment est encore imbibé d’eau et que sa température faible (Figure 1). Lorsque privées
d’oxygène après quelques mètres de profondeur dans les sédiments, les bactéries génèrent
comme déchet métabolique du méthane, dit biogénique. Le méthane possède une gamme
de signatures isotopiques du carbone et de l’hydrogène qui sont caractéristiques, fonction
du processus qui le génère (Figure 5). Après un kilomètre ou un peu plus de profondeur, ces
bactéries disparaissent.
C’est l’accroissement de la température avec profondeur, due au gradient
géothermique de la Terre, combiné à l’effet du temps qui prend le relais de la décomposition
de la matière organique dispersée ou concentrée dans ce qui est désormais des roches
sédimentaires. La matière est préalablement transformée en ce qui est appelé un kérogène
(Figure 4). Ce kérogène est alors fractionné en huile et en gaz d’une part, riche en
hydrogène, et en un résidu plus concentré en carbone d’autre part. C’est la catagenèse. La
roche a alors atteint entre deux et quatre kilomètres de profondeur. La température est
supérieure à 60°C. Si l’enfouissement se poursuit, l’huile, d’abord bitumineuse et lourde, se
décompose et devient de plus en plus légère et volatile. La proportion de gaz et de résidus
carbonés augmente jusqu’à ce qu’il ne reste plus que du méthane dit thermogénique et un
résidu carboné. Pour atteindre ce niveau de transformation, la roche et sa matière
organique a été portée à plus de 200 ou 250°C et la profondeur voisine les 10 km (Figure 1).
71
La géologie de ce secteur de la Gaspésie montre que le gisement qu’Haldimand est
situé sur la crête d’un bloc tectonique surélevé par rapport aux secteurs avoisinants en
direction de la baie de Gaspé au NE et le centre de la Gaspésie au SO. La partie la plus élevée
de ce bloc est limitée par deux failles, celle du Bras-Nord-Ouest au SO et celle d’Haldimand
au NE. Celles-ci ont principalement bougé de l’Ordovicien au Dévonien et elles ont présidé à
la formation de ce bloc tectonique.
Le gisement actuel est localisé à l’apex de ce bloc, à moins d’un kilomètre de
profondeur (Figure 7C). Le gisement actuel a été alimenté en hydrocarbures par des roches
ordoviciennes qui étaient riches en matière organique et qui gisent aujourd’hui juste sous le
gisement actuel et à plus d’un kilomètre en contrebas de la Faille du Bras-Nord-Ouest, où on
trouve un horizon de roche ordovicienne stratigraphiquement équivalent. Ces roches mères
d’où sont produits des hydrocarbures ont atteint des températures qui ont porté la matière
organique qu’elles contiennent au stade de la génération de l’huile à l’apex du bloc, là où on
trouve le gisement actuel d’Haldimand, mais jusqu’à stade à condensat dans la Roche-mère
équivalente située en contrebas de la Faille du Bras-Nord-Ouest (Figures 9 et 10C).
Le gisement a surtout été alimenté en hydrocarbures au cours du Dévonien supérieur, il
y a entre 390 et 360 Ma lors de l’Orogénie acadienne. Il est aussi possible qu’il l’ait été
jusqu’au Carbonifère inférieur, il y a environ 325 Ma lors de l’Orogénie alléghanienne.
Dépendamment des auteurs qui ont modélisé l’enfouissement et la génération des
hydrocarbures du bassin, ces deux hypothèses restent possibles dans le Bloc Nord (Figures
11 et 13). La migration des hydrocarbures s’est faite par diffusion à travers les roches et/ou
par une migration à partir des couches riches en matière organique située en dessous ou sur
le flanc nord du bloc haut alors basculé vers le nord. La migration des hydrocarbures au sud
de la Faille du Bras-Nord-Ouest à partir de l’Ordovicien situé au sud de la Faille du Bras-Nord-
Ouest s’est faite vers le sud vu que ce dernier était incliné vers le NE lors de l’enfouissement
maximal. D’après les modélisations de l’évolution du bassin, une migration des
hydrocarbures par l’intermédiaire de la Faille du Bras-Nord-Ouest lorsque le bassin est en
phase de relaxation après les phases de compression orogénique est aussi possible (Figures
11 et 13).
Mais à l’époque de la formation des hydrocarbures dans la roche mère ordovicienne et
de la migration des hydrocarbures, le réservoir actuel d’Haldimand n’était pas à 1 kilomètre
de profondeur. Il était enfoui à plus de cinq kilomètres de profondeur (Figures 11 et 13). Le
réservoir est alors rempli d’huile légère et de gaz thermogénique. C’était un mélange des
hydrocarbures provenant de la maturation des roches ordoviciennes juste sous-jacentes au
réservoir. Les roches mères étaient alors au maximum de la température atteinte au cours
de leur histoire, une température suffisante pour générer de l’huile. D’autre part, les roches
mères enfouies plus profondément en contrebas de la Faille du Bras-Nord-Ouest, observées
aujourd’hui au fond du puits Soquip Gaspé Sud (Figures 9 et 10), étaient au stade durant
lequel l’huile générée était craquée en condensats avec un résidu de bitume solide (Éq. 1A à
72
1D). Nous sommes alors au Dévonien supérieur ou au Carbonifère, il y a 390 ou 320 Ma
(Figure 11 ou 14).
À trois ou quatre kilomètres au-dessus des roches qui vont contenir le gisement
d’Haldimand, les bactéries d’âge Dévonien ou Carbonifère produisent du gaz biogénique
(Figure 1) à partir de la matière organique dispersée dans les sédiments de cette époque
révolue. Puis, le bassin cesse de s’enfoncer. Son émersion commence soit au Dévonien
supérieur, durant l’Orogénie acadienne, et/ou au Carbonifère, lors de l’Orogénie
alléghanienne, dépendant du modèle utilisé par les auteurs antérieurs (Figure 11 et 14).
Au cours des centaines de millions d’années qui suivent, plus de quatre kilomètres des
roches dévoniennes et/ou carbonifères sont érodés (Figure 11). Le méthane biogénique que
ces sédiments et ces roches contenaient est dispersé dans l’atmosphère d’alors où il est sans
doute détruit. Les grès érodés des formations de Malbaie, Battery Point et York River ont
probablement recyclée en sables dans les bassins carbonifères du golfe du Saint-Laurent et
probablement en partie recyclés de nouveau dans les bassins Tertiaires au large de Terre-
Neuve et de la Nouvelle-Écosse après l’éclatement de Pangée et la réouverture de l’Océan
Atlantique au Trias et au Jurassique (moins de 200 Ma).
Si les glaciations du Dévonien supérieur (entre 360 et 370 Ma) et celle de la fin
Carbonifère-début permien (entre 320 et 280 Ma) n’a pas beaucoup affecté le secteur du
gisement d’Haldimand d’aujourd’hui, parce que l’Amérique du Nord était en région
subtropicale et tropicale, au sud de l’équateur ou Dévonien et au nord au Permien,
respectivement (Harrison et al, 2015) , il n’en est pas de même à la fin du Pléistocène, il y a
2,5 Ma jusqu’à il y a environ 10 000 ou 12 000 ans (Figure 24). Durant cette période de
temps, probablement des dizaines d’avancées et de reculs de la calotte glacière qui
recouvrait le nord de l’Amérique du Nord ont affecté le secteur d’Haldimand (Dredge et al,
2014). Les mouvements des glaciers, qui étaient d’épaisseur kilométrique, ont : 1) aminci la
couverture rocheuse qui recouvrait le gisement d’Haldimand, 2) fait varier la pression
hydrostatique que supportait ce réservoir dans des proportions qui variaient du simple au
double, 3) si le gisement est confiné, comme on le croit dû à l’absence d’aquifère dans le
secteur d’Haldimand, sous-pressurisé le réservoir par rapport à la pression hydrostatique
ambiante, donc confiner davantage le réservoir, 4) intensément fracturé la partie
superficielle de la roche recouvrant le gisement et 5) par conséquent favoriser la fuite
d’hydrocarbures à partir des horizons superficiels sus-jacents au gisement dans les
premières dizaines de mètres de roches près de la surface actuelle.
C’est cette auréole de dispersion d’hydrocarbures à la surface que détectent les relevés
géochimiques (figures 19 et 20). Ces méthodes sont basées sur la fluorescence des
molécules d’hydrocarbures aromatiques. Cette fraction des hydrocarbures est la partie la
plus difficile à dégrader d’un pétrole par les bactéries. C’est donc la fraction la plus
persistante des hydrocarbures présents dans un sol contaminé par du pétrole, que ce soit
d’origine naturelle ou anthropique. D’autre part, les alcanes sont facilement dégradés par les
73
bactéries (Équations 2 à 4) et ils sont les premiers hydrocarbures à se faire décomposer par
les bactéries (Tissot et Welte, 1984).
Les hydrocarbures analysés ne sont donc pas les résultats de la décomposition de la
matière organique cosédimentée avec la partie minérale des dépôts superficiels
quaternaires de la région. Ces dépôts meubles sont essentiellement des tills glacières (Figure
28) qui sont probablement aussi pauvres en matières organiques que les dépôts
stratigraphiquement équivalents ou approximativement du même âge que ceux des Basses-
Terres du Saint-Laurent (Bertrand et Chagnon, 1995).
C’est la raison pour laquelle les gaz humides, qui sont des alcanes légers sensibles à la
dégradation bactérienne : 1) constituent jusqu’à plus de 90% du gaz lorsque analysés au fur
et à mesure au cours un forage pétrolier, comme dans le puits Haldimand No 4 entre 225 et
650 mètres de profondeur (Annexe 2), 2) mais ne constitue plus qu’au maximum 10% des
gaz dans les puits d’observation, même ceux qui sont localisés au-dessus du gisement et 3)
sont très généralement absents ou sous la limite de détection des appareils de mesures dans
les puits d’alimentation en eau (Figure 23B). Ces puits sont d’ailleurs toujours hors de la
projection du gisement en surface.
Ceci indique que les hydrocarbures percolent, comme le suggèrent les modélisations
(Figure 14) et les relevés de surface (figures 19 et 20) du gisement et des couches saturés en
pétrole qui coiffent le gisement (Figure 17) et qu’elles mettent plus de temps pour arriver
dans ces puits que dans les puits directement au-dessus du gisement. À de rares exceptions,
même l’éthane y disparait en fonction de l’éloignement du pourtour du gisement (Figue 27).
La distribution de la quantité de méthane en fonction de la distance du pourtour du
gisement suggère même que ce gaz humide est remplacé par du méthane (Figure 26A et
Figure 27) de composition mixte thermogénique-biogénique, résultat d’une action plus
longue de l’altération bactérienne, comme l’indiquent les équations 3B et 4A.
Cette biodégradation des hydrocarbures à partir de la proximité de la surface (à moins
de 225 m de profondeur selon les analyses isotopiques des gaz dans le puits Haldimand No 4
en cours de forage) est confirmée par les variations de la proportion de gaz humides
comparée à la composition isotopique du 13C dans le méthane qui accompagne les gaz
humides (Figures 29A et C). Elle est aussi confirmée par les covariations isotopiques des
isotopes 13C et 2H du méthane soit : 1) dissous dans l’eau des puits d’observation ou
d’approvisionnement en eau potable, 2) libre dans la fraction gazeuse au-dessus de ces eaux,
3) provenant directement du réservoir d’hydrocarbures du gisement d’Haldimand ou 4) des
horizons saturés en pétrole près de la surface, dont les compositions isotopiques du 13C et 2H
du méthane sont représentées par les échantillons analysés à 200 et 300 m de profondeur
dans le puits Haldimand No 4 (Figures 29B et D). En effet, tous ces diagrammes montrent des
points de vue légèrement différents sur la dispersion des compositions gazeuses ou
isotopiques des gaz analysés en fonction de l’éloignement du gisement.
74
Le gaz du réservoir montre une composition en gaz sec (méthane ou C1) et en gaz
humides (C2+) de même qu’une composition isotopique en 13C et 2H du méthane qui est très
homogène (Figure 29 B et D). De plus, la composition isotopique du méthane dans le
réservoir, en termes de 13C et 2H, indique que la maturité thermique de la roche mère qui a
produit le méthane du réservoir était au seuil entre le stade de la fin de la génération d’huile
et le début du stade de la destruction de l’huile en condensats. Ce seuil correspond à une
valeur de 1,0% de la réflectance de vitrinite (Figure 29 B). Cette valeur estimée à partir de la
composition isotopique du méthane en termes de 13C et 2H est comparable aux valeurs
mesurées de la réflectance estimée de la vitrinite à la base des successions siluro-
dévoniennes et cambro-ordoviciennes de part et d’autre de la discordance taconienne dans
les puits Soquip Douglas No 1 et Pétrolia Haldimand No 1 (Figure 9). Ces deux sondages sont
implantés dans la position la plus haute du Bloc Nord lorsque l’enfouissement de ces
successions était à son maximum (Figure 8).
La même conclusion sur l’homogénéité des compositions est tirée des analyses de gaz
provenant dans les niveaux plus superficiels de la Formation de Battery Point (200 et 300 m),
bien que la composition de ce méthane soit différente de celle du réservoir. Toutefois, la
composition isotopique du méthane dans ces niveaux de la Formation de Battery Point, en
termes de 13C et 2H, indique que la maturité thermique de la roche mère qui a produit ce
méthane était un peu moins avancée celle de la roche mère qui a alimenté le réservoir.
Cette différence nous apparait normale, étant donné que le réservoir est actuellement 600 à
700 m plus profond que les roches analysées pour la composition isotopique du méthane en
termes de 13C et 2H dans la Formation Battery Point en cours de forage du puits Haldimand
No 4.
Trois échantillons de gaz dissous dans l’eau de deux puits d’approvisionnement en eau
potable (GASP-20 et 21 ou Gp-20 et 21 sur les Figures 23 A à D) et d’un puits d’observation
(PH-01 : même figure) montrent des résultats isotopiques qui ne concordent pas avec notre
modèle explicatif de la composition des hydrocarbures dans le sol et dans les roches du
secteur d’Haldimand. La composition du gaz dissous et la composition isotopique en 13C et 2H du méthane dissous ont été vérifiées avec de nouvelles analyses en 2017. Si la
composition chimique de composants en hydrocarbures du gaz dissous dans ce puits
d’observation est confirmée par les nouvelles analyses chimiques de 2017, la composition
isotopique du méthane dissous, elle, est infirmée par ces nouvelles analyses (Annexe 2 et
Figure 29 A à D).
75
Figure 30. Caractérisation des gaz naturels analysés dans le secteur du gisement
d’Haldimand par leurs variations isotopiques sur un diagramme qui combine les
diagrammes Schoell (1983) et Whiticar (1999) tels que montrés dans la Figure29 B
et D. de. Les couleurs regroupant des points de données correspondent à celles de
l’Annexe 2. Tg = Till de Gentilly, VF = Vieilles Forges, Ym = Yamachiche, SL = Sable
de Lotbinière, SP = Sable de St-Pierre, Joly = puits Soquip et al Joly No 3; St-Flavien
= Shell St-Flavien No 1. Données de Basses-Terres du Saint-Laurent et des
Appalaches du SO du Québec tirées de St-Antoine et Héroux (1993); Bertrand et
Chagnon (1995); Bertrand et al (1995)
Pour obtenir pareille composition isotopique, les gaz dans ces trois puits nécessiteraient
l’intervention d’un processus qui impliquerait essentiellement l’oxydation du méthane au
lieu de processus impliquant de la fermentation des hydrocarbures et de la réduction
76
bactérienne du CO2 produit par l’oxydation d’acides d’alcanoïdes ou par oxydation complète
des hydrocarbures en milieu aérobique (Équations 2C et 2D). De plus, le processus
d’altération des hydrocarbures aurait complètement changé dans l’eau du puits
d’observation PH-01 entre 2013 et 2017, pour revenir en 2017 aux mêmes processus qui ont
agi dans la majorité des autres puits.
Sinon, il faut invoquer qu’en 2013, le méthane alors analysé dans l’eau des puits PH-01
et GASP-20 et 21 proviendrait alors d’une roche mère supramature, autre que celle qui
semble avoir alimenté le réservoir d’Haldimand ou autre que celle qui a alimenté les niveaux
superficiels saturés en hydrocarbures comme celui qui est trouvé à 120 m de profondeur
dans le puits Haldimand No 1 (Figure 17). Considérant la réflectance équivalente de la
vitrinite que la composition isotopique du 13C et de 2H implique pour les eaux des puits PH-
01 et GASP-20 et 21 (≈1,2% <Ro-evi< 3,0%) (Figure 29B), cette roche mère devrait être située
aujourd’hui complètement au nord de la coupe de la Figure 10 C, dans le mélange de Cap-
Chat de la Ceinture taconienne du nord-est de la Gaspésie (Figure 7 et 10).
Considérant que le seul réplica de ces trois analyses faites en 2017 (PH-01.1) infirme les
résultats d’analyse obtenus en 2013 (PH-01), si on ne veut pas invoquer des hypothèses peu
probables pour les expliquer ces résultats, il faut en conclure qu’il y a peut-être eu des
problèmes d’analyse du gaz dissous dans l’eau du puits PH-01 en 2013, sinon dans ces trois
échantillons de gaz dissous.
Afin de préciser l’origine du méthane dans chaque puits analysé, les diagrammes de
Schoell (1983) et Whiticar (1999) ont été combinés en un seul diagramme synthétique. Ce
diagramme possède à la fois les qualités de l’un en décrivant l’évolution de la composition
isotopique du méthane en fonction de la maturité thermique et montre aussi quel processus
bactérien est surtout responsable de la composition du mélange lorsque des hydrocarbures
sont biodégradés lorsqu’ils sont mis en contact avec l’hydrosphère et l’atmosphère (Figure
30). Ce diagramme synthétique permet aussi d’étendre au stade de génération de l’huile et
du stade du gaz biogénique la corrélation faite par Schoell (1983) entre la réflectance de la
vitrinite et la composition isotopique en termes de 13C et 2H du méthane qui est généré
durant ces stades de génération des hydrocarbures (Figure 30).
L’interprétation sur l’origine du méthane qui est observé dans tous les puits
d’approvisionnement en eau dont le gaz dissous a été analysé (Gp dans la Figure 30 ou GASP
dans l’Annexe 2), les puits d’observation (séries PH et POH) et les puits pétroliers (Hd dans la
Figure 30) est résumée dans le Tableau 2. On trouve aussi dans ce tableau les interprétations
des auteurs antérieurs. Le calcul de la proportion des mélanges qui existe entre le méthane
d’origine biogénique et le méthane d’origine thermogénique dans le gaz dissous dans l’eau
ou à la tête de ces puits (méthane associé à la génération d’huile, de condensats ou de gaz
sec) nécessite deux hypothèses : 1) que le méthane thermogénique qui est mélangé avec le
méthane biogénique (produit de la dégradation des hydrocarbures qui imprègnent les
roches fracturées des premiers 40 m de profondeur) provient surtout des niveaux
77
superficiels saturés en huile sus-jacente au gisement et 2) que ce méthane ait la composition
isotopique du méthane des roches traversées par le puits Haldimand No 4 à 250 m de
profondeur.
Ce choix se justifie parce que cette analyse isotopique du méthane produit en cours de
forage du puits Haldimand No 4 montre : 1) des rapports isotopiques 13C et 2H du méthane
qui indiquent que cet hydrocarbure a été généré à partir d’un kérogène de type humique; 2)
que la distribution des n-alcanes dans le niveau saturé en huile à 120 m de profondeur dans
le puits Haldimand No 1 indique que cette huile a aussi été générée à partir d’un kérogène
de type humique et 3) que cette analyse isotopique est plus rapprochée en terme de
profondeur par rapport au niveau d’huile analysée pour ses hydrocarbures (Figure 17 : 120
m). Il se justifie aussi parce que l’analyse isotopique 50 m plus profonde (Figure 30 : Hd4-
300 m) ne montre pas de changement significatif dans la composition isotopique du
méthane en termes de 13C et 2H et que les hydrocarbures servant de substrat à la génération
biogénique de méthane dans les roches superficielles et fracturées ne peuvent provenir que
des horizons superficiels saturés en huile. En effet, 200 m au-dessus du réservoir (725 m),
l’huile d’origine sapropélique du réservoir ne compte plus que pour le tiers des n-alcanes de
ces horizons secondaires saturés en huile au-dessus du réservoir (Figure 17).
4 Conclusions
Les conclusions que l’on peut tirer de cette étude sont :
1) Le gisement d’Haldimand actuel est localisé à moins d’un kilomètre de profondeur
sur la crête d’un bloc tectonique dont l’origine est très ancienne (plus de 450 Ma;
Ordovicien moyen). Le soulèvement de ce bloc à la fin de l’orogénie taconienne
s’est surtout produit dans les 50 Ma qui ont suivi sa formation. Ce bloc est
maintenant enfoui sous des roches beaucoup plus jeunes du Dévonien inférieur
(397 à 407 Ma). Il a toutefois déjà été enfoui par plus de quatre kilomètres et demi
de strates supplémentaires qui se sont faites érodés depuis le Carbonifère inférieur
(Mississippien : 320 Ma) sinon depuis le Dévonien supérieur (de 360 à 385 Ma).
2) Ce gisement a été alimenté en hydrocarbures lorsque les roches cambro-
ordoviciennes, qui étaient riches en matière organique (Formation de Rivière-
Ouelle, Mélange de Cap-Chat et autres) ont suffisamment maturé pour que l’huile
et les gaz formés migrent en direction de la crête de ce bloc tectonique, une zone
régionalement haute de moindre pression hydro et/ou lithostatique. Au moins une
roche mère connue est en contact avec le réservoir. L’augmentation de la
température des sédiments, due à l’enfouissement sous des sédiments du
Dévonien Supérieur et/ou du Carbonifère, et le temps d’enfouissement, sont les
causes de cette maturation.
78
3) À l’époque de la génération des hydrocarbures (huile, condensats et méthane
thermogénique) dans ces roches mères et aux moments de leurs expulsions et de
leurs migrations dans le réservoir d’Haldimand ces couches étaient enfouies sous
plusieurs kilomètres de roches et de sédiments d’âge Dévonien Supérieur et/ou
Carbonifère Inférieur.
4) Tant les indicateurs pétrographiques (réflectance de la vitrinite) et géochimiques
qui s’appuient sur l’analyse du kérogène résiduel des roches associées au réservoir
que les études géochimiques et isotopiques des hydrocarbures liquides ou gazeux
dans le réservoir confirment que les roches mères de ces hydrocarbures ont atteint
un stade au seuil de la fin de la génération /destruction de l’huile, en gaz et en
condensats.
5) Au cours des centaines de millions d’années qui ont suivi, jusqu’à aujourd’hui,
environ quatre kilomètres de roches dévoniennes et/ou carbonifères ont été
érodés. Les sédiments provenant de l’érosion de ces roches gisent très
probablement sous le golfe du Saint-Laurent actuel (Carbonifère et Permien) ou
sont incorporés dans les sédiments du plateau continental actuel au large de Terre-
Neuve ou de la Nouvelle-Écosse.
6) Tout le méthane biogénique formé à partir de la matière organique incorporée dans
ces roches et ces sédiments dévoniens et/ou carbonifères, qui ont été par la suite
été érodés entre le Carbonifère et l’époque actuelle, a été dispersé dans
l’atmosphère et détruit par oxydation.
7) Les multiples avancées et reculs de la couverture de glace sur le continent nord-
américain au cours des derniers deux millions et demi d’années ont à chaque cycle
de : glaciation/décapage de la zone fracturée et altérée superficielle / déglaciation
/ fracturation horizontale et altération de la zone fracturée en période
interglaciaire, rapproché les niveaux d’huile les moins profonds de la surface
actuelle et donc ont favorisé leurs communications avec les zones de fractures
superficielles occupées par l’aquifère.
8) Conséquemment, ces phénomènes ont beaucoup favorisé les fuites
d’hydrocarbures à partir des horizons de grès saturés en pétrole peu profonds que
l’on retrouve dans le Battery Point qui coiffe le gisement de Haldimand. Aucune
évidence ne suggère que des hydrocarbures pourraient provenir d’horizons saturés
en huiles plus profonds que ceux qui sont dans la zone fracturée près de la surface.
9) Ces fuites génèrent une auréole de dispersion d’hydrocarbures dans les roches
couvertures du gisement et dans les sédiments d’origine glaciaire qui recouvrent le
roc dans le secteur d’Haldimand. Cette auréole de dispersion est une des clefs
permettant de cartographier la forme du réservoir à partir de l’analyse des
hydrocarbures peu volatils dispersés dans les sols du secteur d’Haldimand.
79
10) Les hydrocarbures volatils sont rapidement dégradés par les bactéries dès que l’on
s’éloigne un tant soit peu de la projection du gisement en surface du secteur
d’Haldimand. Les analyses isotopiques du méthane indiquent les processus de
dégradation des hydrocarbures sont l’oxydation, la fermentation des acétates
produits après oxydation partielle des hydrocarbures et la réduction du CO2 généré
par décomposition des acétates produits en milieux plus réducteurs. Ces
phénomènes ont pour effet général de faire disparaitre rapidement les gaz
humides en périphérie du réservoir et de remplacer progressivement le méthane
et les gaz humides thermogéniques provenant du réservoir par du méthane
biogénique.
11) Il faut donc en conclure que la présence d’hydrocarbures dans les roches et les
sédiments superficiels du secteur d’Haldimand est d’origine naturelle et qu’elle est
due au contexte géologique particulier de ce secteur de la Gaspésie et aux
bouleversements répétés et relativement récents d’un point de vue géologique
qu’a subi le réservoir d’hydrocarbures et surtout les horizons peu profonds saturés
en hydrocarbures, sus-jacents au gisement, dus aux dernières glaciations,
réservoirs qui git à faible profondeur sous la surface dans le secteur d’Haldimand.
12) Quant aux quelques analyses qui suggèrent une contamination des sols et des
eaux de la nappe phréatique du secteur d’Haldimand par les puits pétroliers
localisés dans le secteur, il est plus facile de les expliquer par des problèmes
d’analyses (oxydation des échantillons de gaz) ou autres, comme le suggèrent des
reprises plus récentes d’analyses, que par des hypothèses géologiques moins
probables et peu convaincantes.
5 Remerciements
L’auteur tient à remercier Daniele L. Pinti, Ph. D., Professeur, Département des sciences de la
Terre et de l’atmosphère de l’Université du Québec à Montréal, qui a bien voulu commenter
ce rapport. Son expérience et ses connaissances sur les sujets traités dans ce document ont
grandement été appréciées.
80
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87
Tableau 2.
Synthèse des interprétations sur l’origine du méthane dans tous les échantillons
analysés pour la proportion de gaz sec (méthane) par rapport au gaz humides (C2+ = éthane,
propane et butane) et la composition isotopique du 13C et du 2H du.
88
Échantillon δ13C - δ2H,
Auteur δ13C - C1/C2+C3,
Auteur δ13C - δ2H,
Pinti (2016) δ13C - C1/C2+C3,
Pinti (2016)
δ13C - δ2H & δ13C - C1/C2+C3,
INRS-ETE 2014
δ13C - δ2H & δ13C - C1/C2+C3,
Savaria inc
δ13C - δ2H, Savaria inc
GASP-02 (2013) Mixte biogénique réduction -
huile(h) 60:40
Mixte condensats - gaz
bactérien
Thermogénique -
(mixte) - - - -
GASP-04 (2013) Biogénique réduction -
huile(h) 60:40
Mixte condensat RM (s)
- gaz bactérien
Thermogénique -
(mixte)
Mixte ou Biogénique
oxydation -
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
GASP-05 (2013)
Biogénique
fermentation/réduction -
huile (h) 65:35
Mixte condensat RM (s)
- gaz bactérien Mixte
Mixte ou Biogénique
oxydation -
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
GASP-06 (2013)
Biogénique réduction CO2 -
Huile (h), 40:60 et oxydé ou
Biogénique réduction - huile
(s) 10:90
Condensats RM (s) Thermogénique -
(mixte) - Biogénique - oxydation - -
GASP-20 (2013) Gaz sec ou très Oxydé Gaz sec ou très Oxydé Thermogénique -
humique - Biogénique - oxydation - -
GASP-21 (2013) Gaz sec ou très Oxydé Gaz sec ou très Oxydé Thermogénique -
humique - Biogénique - oxydation - -
GASP-78 (2013)
Biogénique
fermentation/réduction -
huile 55:45
Limite Mixte gaz
bactérien/condensats
Thermogénique -
(mixte)
Mixte ou Biogénique
oxydation -
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
GASP-84 (2013) Biogénique-fermentation Gaz bactérien Biogénique - Biogénique - -
GASP-85 (2013) Biogénique-réduction CO2 Gaz bactérien Biogénique - Biogénique - -
Haldimand No 4
(250 m)
huile (h); 100%
thermogénique
huile (h); 100%
thermogénique
Haldimand No 4
(300 m)
huile (h); 100%
thermogénique
huile (h); 100%
thermogénique
Haldimand No 4
(550 m) -
Limite Huile-
condensats (h)
Haldimand No 4
(600 m)
Bactérien - microbien par
fermentation ou erreur
analyse
Gaz bactérien par
isotope/condensats par
%C2+
Haldimand No, 4-
évent (2017)
Mixte huile- biogénique
fermentation 85:15 Condensats - RM (s)
89
Échantillon δ13C - δ2H,
Auteur
δ13C - C1/C2+C3,
Auteur
δ13C - δ2H,
Pinti (2016)
δ13C - C1/C2+C3,
Pinti (2016)
δ13C - δ2H & δ13C
- C1/C2+C3,
INRS-ETE 2014
δ13C - δ2H &
δ13C - C1/C2+C3,
Savaria inc
δ13C - δ2H,
Savaria inc
Haldimand No1
Tubing (2017)
Seuil génération/destruction
huile (s); 100%
thermogénique
Huile (s); 100%
thermogénique
Haldimand No2
Tubing (2017)
Seuil génération/destruction
huile (s); 100%
thermogénique
Condensats - RM (s);
100% thermogénique
Haldimand No4
Tubing (2017)
Seuil génération/destruction
huile (s); 100%
thermogénique
Condensats - RM (s);
100% thermogénique
PH-01 (2013) Condensats ou très Oxydé Condensats -RM (h) ou
très Oxydé Thermogénique Thermogénique Thermogénique Thermogénique Thermogénique
PH-01 (2015)
Condensats - Thermogénique - - -
PH-01 #1,1 (2017) Mixte biogénique réduction -
huile (h) 40:60
Limite Mixte bactérien
/condensats - RM (s)
PH-01 #1,1
Gaz(2017)
Mixte biogénique réduction -
huile (h) 50:50 Condensats - RM (s)
PH-02 (2013)
Transition biogénique
réduction/fermentation huile
(h) 65:35
Mixte condensats (s) -
gaz bactérien
Thermogénique -
(mixte) Mixte Mixte
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
POH-11-03 (2013)
Transition biogénique
réduction/fermentation huile
(h) 70:30
Mixte condensats (s) -
gaz bactérien
Biogénique mélange
thermogénique Biogénique (mixte) -
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
POH-11-06 (2013) Mixte biogénique réduction -
huile (h) 80:20
Mixte gaz bactérien -
condensat Mixte Mixte -
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
POH-11-06 (2015)
Limite Condensats -
mixte bactérien - Mixte - - -
POH-11-09 (2013) Biogénique réduction - huile
(h) 60:40
Mixte condensats (s) -
gaz bactérien
Thermogénique -
(mixte) Mixte Mixte
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
POH-11-09 (2015)
Condensats - RM (s) - Mixte - - -
POH-11-09 #1,1
(2017)
Biogénique réduction - huile
(h) 40:60 Condensats - RM (s)
90
Échantillon δ13C - δ2H, Auteur δ13C - C1/C2+C3,
Auteur
δ13C - δ2H,
Pinti (2016)
δ13C - C1/C2+C3,
Pinti (2016)
δ13C - δ2H & δ13C
- C1/C2+C3,
INRS-ETE 2014
δ13C - δ2H &
δ13C - C1/C2+C3,
Savaria inc
δ13C - δ2H,
Savaria inc
POH-11-09 #1,1
Gaz(2017)
Biogénique réduction - huile
(h) 50:50 Condensats - RM (s)
POH-11-10 (2013) Mixte biogénique réduction -
huile (h) 80:20
Mixte gaz bactérien -
condensat (s) Mixte Biogénique -
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
POH-11-10 (2015)
Mixte gaz bactérien -
condensats (s) - Biogénique - - -
POH-11-10 #1.1
Gaz(2017)
Mixte biogénique réduction
CO2 - huile 95:5
Mixte gaz bactérien -
condensats (s)
POH-11-11 (2013) Biogénique - mixte réduction
CO2-fermentation Gaz bactérien Biogénique Biogénique Biogénique Biogénique Biogénique
POH-11-12 (2013) Biogénique réduction - huile
(h) 35:65
Condensats - limite
mixte bactérien
Thermogénique -
(mixte)
Mixte ou Biogénique
oxydation -
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
POH-11-13 (2013) Mixte biogénique
fermentation - huile (h) 55:45
Condensats - limite
mixte bactérien
Thermogénique -
(mixte) Mixte Mixte
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
POH-11-14 (2013)
Mixte biogénique
fermentation/réduction -
huile (h) 70:30
Mixte condensats -
bactérien Mixte Mixte Mixte
Thermogénique,
biogénique ou mixte Thermogénique
POH-11-14 (2015)
Limite condensats -
mixte bactérien - Mixte - - -
POH-11-20 (14bis)
(2015)
Limite condensats -
mixte bactérien - Mixte - - -
POH-11-15 (2013) Mixte biogénique réduction
CO2 - huile 80:20
Mixte bactérien -
condensats Mixte - - -
Tableau 2. Synthèse des interprétations sur l’origine du méthane dans tous les échantillons analysés pour la proportion de gaz sec (méthane) par rapport au gaz
humides (C2+ = éthane, propane et butane) et la composition isotopique du 13C et du 2H du méthane. Comparaissons avec les précédents rapports.
Dans notre nomenclature, stade à huile, à condensats et gaz sec font partie de la zone thermogénique de génération des hydrocarbures, dans l’ordre
croissant de maturité thermique. (h) = généré à partir d’un kérogène d’origine humique (plantes continentales); (s) = généré à partir d’un kérogène
d’origine sapropélique (surtout phytoplancton marin); 70 :30 = proportion approximative de méthane d’origine biogénique (70%) (Décomposition
bactérienne des gaz humides ou des huiles) par rapport à la proportion de méthane d’origine thermogénique (30%) (Stades à huile ou à condensats dans
le cas présent).
91
Annexes 1A à 1E et Annexe 2
Annexe 1A. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 1 dans l’intervalle 105 – 110 mkb.
1B. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 2 dans l’intervalle 25 – 53 mkb.
1C. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 2 dans l’intervalle 43,5 – 73,5 mkb.
1D. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 2 dans l’intervalle 116 – 144 mkb.
1E. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 4 dans l’intervalle 45 – 83 mkb.
Annexe 2. Identification des échantillons de puits étudiés, composition des hydrocarbures
gazeux, composition isotopique du méthane dans ces échantillons et estimation de la
maturité des roches ou sédiments qui contiennent ces hydrocarbures en termes de
réflectance estimée de la vitrinite.
92
Annexe 1A. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 1 dans l’intervalle 105 – 110 mkb. Gracieuseté de Pétrolia Inc.
93
Annexe 1B. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 2 dans l’intervalle 25 – 53 mkb. Gracieuseté de Pétrolia Inc.
94
Annexe 1C. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 2 dans l’intervalle 43,5 – 73,5 mkb. Gracieuseté de Pétrolia Inc.
95
Annexe 1D. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 2 dans l’intervalle 116 – 144 mkb. Gracieuseté de Pétrolia Inc.
96
Annexe 1E. Indice d’huile dans le puits Haldimand No 4 dans l’intervalle 45 – 83 mkb. Gracieuseté de Pétrolia Inc.
97
Identifcation des échantillons
Gaz dissous (MDDEFP) Gaz dissous (CGC) Isotopes
Réf
lect
ance
es
tim
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vitr
init
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n
mg/l C
mg/l mg/l mg/l
pp
b
(µg/
l)
pp
b
(µg/
l)
pp
b
(µg/
l)
‰ ‰ %
GASP-01 15 2013 Battery Point 2,1 0,08 <0,05 <0,05 ND 0,0% NoD
GASP-02 19,8 2013 Battery Point 1,3 2,7 <0,05 <0,05 ND 0,0% 1795 ND ND ND 0,0% -202,1 -53,5 0,64
GASP-04 65 2013 Battery Point 0,9 6,2 0,08 <0,05 77,50 1,3% 8348 46 ND 181,5 0,5% -237,8 -52,5 0,64
GASP-05 nc 2013 Battery Point 0,6 9,8 <0,05 <0,05 ND 0,0% 10883 16 ND 680,2 0,1% -251,6 -53,5 0,64
GASP-06 7,6 2013 Battery Point 0,7 0,73 <0,05 <0,05 ND 0,0% 592 ND ND ND 0,0% -188,9 -48,5 0,64
GASP-16 18 2013 Battery Point 1,0 0,29 <0,05 <0,05 ND 0,0% 338 ND ND ND 0,0% 0,64
GASP-20 11,2 2013 Battery Point 0,6 0,56 <0,05 <0,05 ND 0,0% 354 ND ND ND 0,0% -63,5 -34,4 0,64
GASP-21 11,2 2013 Battery Point 0,8 0,91 <0,05 <0,05 ND 0,0% 339 traces ND ND ND -48,0 -37,5 0,64
GASP-27 30,5 2013 Battery Point 4,5 0,06 <0,05 <0,05 ND 0,0% ND ND ND ND 0,0% 0,64
GASP-29 35 2013 Battery Point 1,7 0,06 <0,05 <0,05 ND 0,0% 26 ND ND ND 0,0% 0,64
GASP-43 36,6 2013 Battery Point 0,5 0,07 <0,05 <0,05 ND 0,0% 77 ND ND ND 0,0% 0,64
GASP-44 2013 Battery Point 0,3 0,06 <0,05 <0,05 ND 0,0% ND ND ND ND 0,0% 0,64
GASP-64 43 2013 Battery Point 0,6 0,06 <0,05 <0,05 ND 0,0% 38 ND ND ND 0,0% 0,64
GASP-66 18 2013 Battery Point 2,8 0,53 <0,05 <0,05 ND 0,0% 416 ND ND ND 0,0% 0,64
GASP-78 20 2013 York River 0,3 11 <0,05 <0,05 ND 0,0% 8916 17 trace 524,5 0,2% -253,7 -51,9 0,64
GASP-84 NC 2013 York River 0,2 5 <0,05 <0,05 ND 0,0% 4098 traces ND ND ND -281,0 -64,6 0,64
GASP-85 21 2013 Battery Point 2,2 1,2 <0,05 <0,05 ND 0,0% 1542 ND ND ND 0,0% -206,6 -66,8 0,64
PH-01 46,8 2013 Battery Point 0,8 4,2 0,42 <0,05 10,00 9,1% 3611 255 14 13,4 6,6% -159,5 -38,4 0,64
PH-02 28,5 2013 Battery Point 0,5 2,06 0,05 - ND 0,0% 2056 52 traces 39,5 2,5% -226,8 -54,0 0,64
PH-04 39,6 2013 Battery Point 1,2 0,05 <0,05 <0,05 ND 0,0% 68 traces ND ND ND 0,64
98
POH-11-03 50,4 2013 Battery Point 0,5 2,4 <0,05 <0,05 ND 0,0% 2609 10 traces 260,9 0,4% -246,7 -54,4 0,64
POH-11-06 36 2013 Battery Point 0,7 14 0,21 <0,05 66,67 1,5% 22460 177 traces 126,9 0,8% -234,9 -56,0 0,64
POH-11-09 46,3 2013 Battery Point 0,7 28 1,3 <0,05 21,54 4,4% 27901 791 traces 35,3 2,8% -235,4 -52,4 0,64
POH-11-10 53,3 2013 Battery Point 1,1 25 0,23 <0,05 108,70 0,9% 26681 158 traces 168,9 0,6% -235,0 -56,0 0,64
POH-11-11 91,4 2013 Battery Point 0,4 2,3 <0,05 <0,05 ND 0,0% 3239 3 NoD 1079,7 0,1% -268,3 -65,7 0,64
POH-11-12 40,2 2013 Battery Point <0,2 2,721 <0,05 <0,05 ND 0,0% 2721 11 traces 247,4 0,4% -225,7 -49,6 0,64
POH-11-13 41,1 2013 Battery Point 0,6 4,2 0,31 <0,05 13,55 6,9% 5091 231 traces 22,0 4,3% -258,0 -51,0 0,64
POH-11-14 40 2013 Battery Point 0,6 29 1,9 <0,05 15,26 6,1% 35233 1202 traces 29,3 3,3% -259,1 -54,4 0,64
POH-11-15 19,8 2013 Battery Point 1,1 0,52 <0,05 <0,05 ND 0,0% 592 ND traces ND 0,0% -226,2 -56,6 0,64
POH-73-94 (Duplicata POH-11-12)
2013 0,5 2,6 <0,05 <0,05 ND 0,0% 2,04 ND 0,0% 0,64
SJ-07 42,5 2017 0,3 0,1 <0,05 <0,05 ND 0,0% 103 ND 0,0% 0,64
POH-11-06 36 2015 Battery Point 12,00 <0,05 <0,05 267,30 0,0% -51,3 0,54
POH-11-09 46,3 2015 Battery Point 23,00 0,67 0,0508 61,20 2,8% -47,9 0,54
POH-11-10 53,3 2015 Battery Point 31,00 <0,05 <0,05 690,50 0,0% -54,3 0,54
POH-11-14 40 2015 Battery Point 23,00 1,20 0,0523 34,90 5,0% -51,5 0,54
POH-11-20 (14bis) 40 2015 Battery Point 30,00 1,00 0,0499 54,40 3,2% -51,6 0,54
PH-01 46,8 2015 Battery Point 19,00 2,30 0,640 13,02 10,8% -45,5 0,54
Gaz dissous
% % % % ‰ ‰
Haldimand 1 2006 York River,-réservoir 83,11 6,49 3,94 7,97 11,2% ND ND 0,64
Haldimand 1-2 2006 York River,-réservoir 82,05 7,58 5 6,52 13,3% ND ND 0,64
Haldimand 4* 2017 York River,-réservoir ND ND ND ND ND -49,5 0,64
CL-95046-PH-01 #1,1 2017 56,07 0,632 0,0002 88,69 1,1% -243,4 -51,03
CL-95046-POH-11-09 #1,1 2017 55,34 3,36 0,857 13,12 7,1% -236,7 -49,78
Gaz tête du puits & évent
% % % % ‰ ‰
Haldimand No1 Tubing 1070 2017 York River,-réservoir, 69,99 20,75 6,3 5,02 29,5% -188,4 -46,0 0,86
Haldimand No2 Tubing 2017 York River,-réservoir, 86,34 4,05 0,935 31,43 6,5% -190,3 -46,4
Haldimand No4 Tubing 2017 York River,-réservoir, 86,1 8,03 2,03 16,46 11,2% -183,2 -46,0
CL-95046-PH-01 #1,1 2017
3,01 0,103 0,0314 44,24 4,5% -235,8 -49,3 0,64
CL-95046-POH-11-09 #1,1 2017
1,38 0,0014 nd 1848,21 0,1% -237,7 -51,0 0,64
CL-95046-POH-11-10 #1.1
2017
19,21 0,0530 0,0002 361,09 0,28%
-250,0 -59,05 0,64
99
CL-71115 Haldimand No, 4 2015 Gaz event 814200 72400 27400 7,60 11,6% -204,4 -47,9
Gaz de boue
ppm ppm ppm % ‰ ‰
CL-75115 Haldimand No 4 225 2015 Battery Point 277 504 131 0,35 74,3%
CL-75115 Haldimand No 4 250 2015 Battery Point 2640 3240 33 0,73 57,9% -240,0 -43,0
CL-75115 Haldimand No 4 300 2015 Battery Point 2570 3010 1200 0,55 64,4% -240,0 -41,8
CL-75115 Haldimand No 4 350 2015 Battery Point 327 418 359 0,36 73,5%
CL-75115 Haldimand No 4 400 2015 Battery Point 457 392 490 0,16 86,0%
CL-75115 Haldimand No 4 450 2015 Battery Point 92 46 65 0,40 71,5%
CL-75115 Haldimand No 4 500 2015 Battery Point 229 512 837 0,10 91,2%
CL-75115 Haldimand No 4 550 2015 York River 1140 3220 3650 0,15 86,9% -39,7
CL-75115 Haldimand No 4 600 2015 York River 2690 593 1110 1,04 49,0% -346,0 -69,0
CL-75115 Haldimand No 4 650 2015 York River 95 51 74 0,38 72,7%
Gaz tête de puits & bouteilles
ppm ppm ppm % ‰ ‰
Vieilles forges 1990 -274,1 -59,4
Saint-Flavien 1638,3 1990 Beekmantown -157,5 -36,6 2,44
Sable de Lotbinière moy 1994
Sable de Lotbinière moy -267,3 -57,9 0,20
Sable St-Pierre (Moy) 1994 Sable St-Pierre (Moy) -241,4 -53,5 0,20
Till Gentilly (Moy) 1994 Till Gentilly (Moy) -250,6 -69,8 0,20
Yamachiche 1990 minimum,94 -228,9 -62,1
Joly #3 moyenne 853 1995 Beekmantown -211,9 -41,3 1,56
Annexe 2. Identification des échantillons de puits étudiés, composition des hydrocarbures gazeux, composition isotopique du méthane
dans ces échantillons et estimation de la maturité des roches ou sédiment qui contiennent ces hydrocarbures en termes de
réflectance estimée de la vitrinite. Données de réflectance tirées de Bertrand et al. 1995A et B; Bertrand et Chagnon, 1995;
Bertrand et Malo, 2001
