photo: http://snowandscience.wordpress.com/Ma traduction libre d'un reportage exclusif au quotidien indépendant The Tyee d'Andrew Nikiforuk.
Des chercheurs découvrent qu'une ancienne formation géologique de sel serait le facteur clef des désastres de fracturations à la vapeur en Alberta.
Une nouvelle étude propose qu'une circulation naturelle d'eau souterraine vers le haut dans la région des sables bitumineux créerait des fractures et des faiblesses qui pourraient expliquer une série d'évènements catastrophiques pour l'industrie minière si controversée.
La découverte, tout d'abord publiée dans une thèse de doctorat l'année dernière et qui sera dévoilée dans un papier pour le bulletin en géologie American Association of Petroleum Geologists Bulletin, a des implications importantes pour la sécurité des travailleurs, la protection de l'eau souterraine, la sécurité de disposer massivement les eaux usées industrielles dans la région ainsi que les questions économiques et l'emplacement de plus de 100 usines à vapeur et ces mines.
La moitié de tout le bitume provenant des sables bitumineux en ce moment utilise une forme de production pétrolière qui injecte de la vapeur à haute pression dans des gisements profonds de bitume froid.
Des éruptions récentes de vapeur, de bitume et d'eau souterraine à des opérations de sables bitumineux pourraient représenter une collision industrielle avec un processus naturel qui pousse l'eau souterraine salée dans des réservoirs qui contiennent du bitume qui a pour résultat de fracturer et affaiblir le roc près et au-dessus des gisements de bitume.
Ces évènements incluent l'importante fuite de 12,000 barils de bitume vers la surface de Canadian Natural Resources Ltd. (CNRL); un immense blowout sur le site du projet d'usine de vapeur de Total à Joslyn en 2006; et un immense jet d'eau souterraine à la mine de Shell à Muskeg River.
Ce désastre de 2010 avait transformé un barrage nouvellement construit pour contenir des déchets de mine en un lac rempli de 7 milliards de litres de saumures.
Ces calamités coûtent à l'industrie des dizaines de millions de dollars. Les désastres exigent aussi des efforts de nettoyage à grande échelle ou aboutissent à l'abandon du projet.
Benjamin Cowie, un chercheur de Harvard, qui avait présenté dernièrement ce qu'il avait découvert à l'industrie, maintenant avance que tous ces évènements ont un aspect géologique en commun: ils ont survenus sur le bord d'une ancienne formation géologique de sel qui s'étend du nord-ouest vers une direction sud-est au travers des gisements de sables bitumineux Athabasca et Cold Lake.
Des géologues la surnomment "Prairie Evaporite" - évaporat des Prairies - et fait parti de la formation géologique Devonian qui se trouve sous les gisements de sables bitumineux.
Mais en se basant sur la composition chimique des échantillons d'eau prélevés dans la région par l'industrie, Cowie pense que l'ancienne eau des glaciers qui non seulement gruge le roc mais crée de nouvelles faiblesses sous les couches de bitume qui sont dans la mire de l'industrie.
À certains endroits, l'eau très salée a surgi dans des formations de bitume où l'industrie a observé l'apparition soudaine d'affaissements de terrain où parfois de l'eau très salée s'est infiltrée. Plusieurs de ces endroits naturels se déversent directement dans la rivière Athabasca.
De plus, Cowie se doute que des nappes aquifères qui ont une concentration élevée de sel ont dissous et affaibli l'infrastructure de roc sous les gisements de bitume et qu'à certains endroits, ont créé des fractures verticales où l'eau très salée sous pression aurait migré vers le haut jusqu'à la surface.
Rendues là, des fractures provoquées par l'industrie en exploitant les sables bitumineux avec des opérations de vapeur ont rencontré ces montées d'Eau ou connecté avec des fractures créées par la dissolution avec le sel venant des déplacements de l'eau souterraine.
"Ceci est un important processus régional et un risque environemental entièrement nouveau pour les sables bitumineux," dit Cowie dans une entrevue exclusive avec The Tyee.
L'eau salée souterraine peut détruire le sceau de la roche-couverture
L'agence Alberta Energy Regulator (AER), qui cartographie la région afin d'identifier les facteurs géologiques qui peuvent affecter les sceaux de la roche-couverture, appuie maintenant la découverte de Cowie.
Une thèse de 2013 présentée au American Rock Mechanics Association à San Francisco affirmait que le régulateur avait identifié "une structure complexe sous-crétacée créée par la dissolution du sel et l'effondrement, qui a des implications pour l'intégrité de la roche-couverture et aussi pour la disposition des eaux usées dans les couches du Dévonien."
La thèse nous prévient également que des canaux anciens de l'eau souterraine peut percer des trous dans la roche-couverture (une couche faite de schiste et de grès qui est sensée sceller les formations de bitume des autres couches de roc). De plus, ce couvert protecteur de roc s’amincit ou s'use jusqu'à disparaître à plusieurs endroits dans les sables bitumineux.
En d'autres mots, aucun sceau géologique n'existe pour empêcher les fractures faites par l'industrie causées par des injections de vapeur sous pression ou des injections d'eaux usées de surgir à la surface.
Plus tôt cette année, le AER a soudainement suspendu des projets d'opérations d'usines de vapeur à faible profondeur sur une grande région des sables bitumineux, des projets de plusieurs milliards de dollars, à cause de préoccupations de percer des trous au travers la roche-couverture et polluer l'eau souterraine.
Nouveaux indices pour le désastre de Cold Lake
La présentation du régulateur à San Francisco a aussi révélé qu'il existe d'importantes lacunes scientifiques en ce moment sur cette question. Les régimes de stress sous 350 mètres dans la région "ne sont pas très bien compris et il y a très peu de données disponibles publiquement ." L'eau souterraine n'a pas été cartographiée de façon appropriée, ni le monitorage fait dans la région.
Un rapport préliminaire du CNRL de juin 2014 sur l'importante fuite de bitume à Cold Lake met en évidence comment l'industrie comprend mal la complexité des structures de la roche-mère de la région.
Le premier rapport de la compagnie sur les causes de l'évènement qui a fait les manchettes jette le blâme sur les fractures dans la roche-mère faites par l'industrie qui auraient permis au bitume et la vapeur de passer au travers d'une barrière de schiste et ensuite se propager dans des fractures naturelles, des failles ou des trous de puits mals cimentés jusqu'à la surface.
Depuis 2009, l'opération CNRL Primrose East à Cold Lake a laissé fuir des milliers de barils de bitume et de vapeur vers la surface via jusqu'à 5 fractures distinctes du sol identifiées, contaminant ainsi à la fois l'eau de surface et l'eau souterraine.
Toutefois, le rapport CMRL ne mentionne pas la possibilité que l'érosion d'une formation de sel sous le champ de Primrose East pourrait aussi avoir joué un rôle dans l'affaiblissement de la géologie locale en incitant des fractures et des failles.
Et le rapport du CNRL ne fait pas de référence non plus à l'étude de AER de 2013 ou au travail de Cowie.
Mais un panel technique indépendant qui a révisé le travail de causalité du CNRL souligne le nouveau danger géologique comme étant une préoccupation majeure.
Le panel prenait note, par exemple, que les faiblesses géologiques créées par la dissolution des formations uniques de sel situées sous les gisements de bitume à Primrose East "pourrait influencer l'intégrité du schiste."
Des affaissements du sel pourraient aussi provoquer des changements dans les stress et les fractures dans le roc, ce qui pourrait endommager les zones qui contiennent du bitume, dit aussi le rapport technique. "Identifier clairement ces dangers géologiques potentiels" est impératif, prévient le rapport.
Un nouveau facteur en évaluant les risques
Certains mineurs de bitume, toutefois, ont reconnu discrètement le nouveau danger géologique et ont établi récemment des nouvelles ententes pour partager des données sur e qui arrive dans la formation Devonian et comment ces évènements pourraient compromettre les activités industrielles.
Une présentation de l'industrie récente, par exemple, soulignait que l'érosion spectaculaire de gisements de sel par des eaux de glacier dans la partie est des gisements de sables bitumineux de l'Athabasca "a créé une complexité additionnelle" pour les opérations d'usines à vapeur.
Une autre présentation de 2014 prévenait: "la présence d'une nappe aquifère très transmetteur dans la formation 'intacte' de l'évaporat de Prairie devra être prise en ligne de compte dans leurs analyses de risques, et au besoin, dans les plans d'atténuation des risques."
Bernhard Mayer, un hydrologue de l'université de Calgary qui avait supervisé la thèse de doctorat de Cowie, dit que le gouvernement et l'industrie ont besoin de faire une "enquête plus détaillée de la nature de ces passages localisés entre la formation McMurray et les unités Devonian sous-jacentes."
Ils ont aussi besoin d'étudier "l'intégrité de la roche-couverture au-dessus des unités qui contiennent du bitume et évaluer l'intégrité de la roche-couverture en prévision du régime de stress et les pressions associés aux opérations de vapeur."
Cowie ajoute qu'il existe très peu d'information sur le phénomène géologique complexe.
"L'étendue de la dissolution récente du roc sous la région des sable bitumineux est inconnue et je pense que l'absence d'information pose un risque réel pour les producteurs de sables bitumineux."
En faisant un lien entre tous ces évènements sérieux à un seul mécanisme, Cowie espère que les régulateurs et l'industrie "y porteront plus d'attention" et feront une meilleure cartographie régionale pour étudier les risques.
Le nouveau danger géologique a des implications majeures pour la sécurité des travailleurs, l'aspect économique de l'extraction du bitume et la protection de l'eau souterraine dans la région.
Pendant le blowout de vapeur catastrophique de Josly et l'éclatement des nappes aquifères salines jusque là inconnues à la mine Muskeg de Shell, les travailleurs de bitume auraient pu être sérieusement blessés près des sites de sorties, dit Cowie.
Le risque géologique pourrait aussi affecter sérieusement l'aspect économique en "exigeant une caractérisation géologique plus détaillée pour identifier réellement ce qui se déroule dans l'eau souterraine dans ces systèmes, ou dans le pire des cas, des efforts substantiels et dispendieux pour nettoyer seraient nécessaires si des fuites se produisent."
David Schindler, un chercheur de l'eau reconnu mondialement et critique depuis longtemps du développement rapide du bitume a qualifié la recherche de Cowie comme étant claire et appréciable et recommande avec insistance que les autorités provinciales de changer la façon ont les projets sont approuvés et suivis.
"Encore une fois, le travail scientifique se fait après les faits accomplis. Le gouvernement de l'Alberta va-t-il jamais apprendre de ses erreurs?"
Inséré:
Casser la roche-Couverture (cap rock)
Benjamin Cowie, chercheur de Harvard et gradué de l'université de Calgary, relève 4 évènements remarquables et coûteux dans les sables bitumineux qui sont liés avec un danger géologique nouvellement identifié: l'érosion des formations salines sous les gisements de bitume par le déplacement de l'eau souterraine.
Cowie se doute que les fractures et les failles créées par ce nouveau danger sont entrés en collision avec l'activité industrielle à la limite est des mines de bitume dans la formation Athabasca.
1. En 2009, le bitume s'est infiltré à la surface dans l'opération Primrose de CNRL à Cold Lake. Quatre infiltrations additionnelles sont apparues en 2013, obligeant une opération de nettoyage de $50 millions. Éventuellement, le CNRL a excavé 82,508 tonnes de terre contaminée et a complètement drainé un lac. L'enquête sur le 4e plus important déversement de pétrole en Alberta est toujours en cour.
2. En 2010, la mine Muskeg River de Shell a frappé un geyser d'eau souterraine riche en sulfates et en sels relié au Devonian pendant qu'on creusait un étang de décantation. Cela a pris plus d'une année pour contenir une rupture qui a laissé jaillir 2,000 mètres cubes d'eau salée par heure. Cela a coûté des millions pour colmater la fuite. Des chercheurs disent que "c'est presque certain que d'autres conduits existent partout dans la région des sables bitumineux, et que ceci ne sera pas le seul incident de relâchement de saumures dans un système de sables bitumineux."
3. En 2006, Total a dynamité un cratère en surface de 75 par 125 mètres dans la forêt boréale sur le site de son usine de vapeur de Joslyn Creek, provoquant l'abandon du projet. L'évènement a rendu presque 30 millions de barils de bitume irrécouvrable. Les régulateurs de l'Alberta, qui n'ont pas fait de rapport sur l'évènement pendant 4 ans, ont plus tard comparé le blowout de Total à un travail de fracturation non contrôlé dans une présentation de 2011. "Vu les préoccupations courantes sur l'intégrité de la roche-couverture associées avec la fracturation et la fracturation hydraulique sous la surface pour initier la production, ces données vont être pertinentes pour d'autres opérations thermales et non thermales peu profondes, dont des opérations sur le terrain de bitume et de pétrole extra lourd, et de la production d'autres produits émergents non conventionnels comme du pétrole étanche et du gaz de schiste."
4. Vers la fin des années 1980, Texaco a causé un geyser de bitume et d'eau salée près de Fort McMurray. Il y a peu de littérature sur ce blowout. Mais il a très bien pu connecter avec une nappe aquifère du Devonian également.
Andrew Nikiforuk
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New-found Threat to Oilsand Projects
TYEE EXCLUSIVE: Researchers discover ancient salt formation key factor in Alberta steam fracking disasters.
By Andrew Nikiforuk, Today, TheTyee.ca
A new study suggests that naturally occurring upward flow of groundwater in the oilsands region is creating fractures and weaknesses that may explain a series of catastrophic events for the controversial mining industry.
The findings, first published in a PhD thesis last year and soon to appear in a paper for the American Association of Petroleum Geologists Bulletin, have significant implications for worker safety, groundwater protection, the security of massive industrial wastewater disposal in the region as well as the economics and placement of more than 100 steam plants and mines.
Half of all bitumen now produced from the oilsands relies on a form of oil production that injects highly pressurized steam into deep deposits of cold bitumen.
Recent eruptions of steam, bitumen and groundwater at oilsands operations may all represent an industrial collision with a natural process that drives salty groundwater into bitumen-bearing reservoirs where it fractures and weakens the rock near and above bitumen deposits.
The events include the massive 12,000 barrel bitumen seepage to the surface by Canadian Natural Resources Ltd. (CNRL); a huge blowout at Total's Joslyn steam plant project in 2006; and a large groundwater gusher at Shell's Muskeg River mine.
That 2010 disaster turned a newly created dam for mining waste into a lake full of 7-billion litres worth of highly saline water.
These calamities cost the industry tens of millions of dollars. The disasters also required large-scale cleanup efforts or resulted in project abandonment.
Harvard researcher Benjamin Cowie, who recently presented his findings to industry, now argues that all of the events share one geological feature: they occurred along the edge of an ancient salt formation that runs in a northwest to southeast direction through the Athabasca and Cold Lake oilsands deposits.
Geologists call it the Prairie Evaporite and it is part of the Devonian formation that lies underneath the tarsand deposits.
But based on the chemistry of water samples collected by industry from the region, Cowie believes that ancient glacial water is not only eating away the rock but creating new weaknesses under these bitumen layers targeted by industry.
In some places the highly saline water has erupted into bitumen formations where industry has recorded the sudden appearance of sinkholes or seeps of highly saline water. Many of these naturally occurring seeps run directly into the Athabasca river.
In addition Cowie suspects that that aquifers with high salt content have dissolved and weakened the rock infrastructure beneath bitumen deposits and in some places created vertical fractures as the highly pressurized salty water rises toward the surface.
At this point industry-made fractures created by oilsands mining and steaming operations then collide with these up swells of water or connect to metre scale fractures created by the dissolution of salt by the groundwater movement.
"This is a big regional process and an entirely new environmental risk for the oilsands," Cowie said in an exclusive Tyee interview.
Underground saltwater can destroy seal of cap rock
The Alberta Energy Regulator (AER), which is mapping the area to identify geological factors that may affect cap rock seals, now supports Cowie's findings.
A 2013 paper presented to the American Rock Mechanics Association in San Francisco said that the regulator had identified "a complex sub-Cretaceous structure created by salt dissolution and collapse, which has implications for cap rock integrity and also for the disposal of produced and process water into Devonian strata."
The paper also warned that ancient groundwater channels can carve holes in cap rock (a shale/sandstone layer that purportedly seals bitumen formations from other rock layers). In addition this protective cap rock thins or erodes to nothing in many places in the tarsands.
In other words, no geological seal exists to prevent industry made fractures caused by high-pressurized steam injections or waste water injection from erupting to the surface.
Earlier this year the AER abruptly suspended proposed shallow steam plant operations over a large area of the tarsands, worth billions of dollars, due to concerns about punching holes through the cap rock and polluting groundwater.
New clues to Cold Lake disaster
The regulator's San Francisco presentation also revealed that large science gaps now exist on the issue. Stress regimes below 350 metres in the region are "not well understood and there is very little publicly available data." Nor has groundwater been properly mapped or monitored in the region.
A June 2014 preliminary report by CNRL on its large bitumen seepage in Cold Lake also underscores how poorly industry understands the complexity of rock structures in the region.
The company's first report on the causes of the headline-making event blames industry made rock fractures that allowed bitumen and steam to break through a shale barrier and then travel by natural fractures, faults or badly cemented wellbores to the surface.
Since 2009 CNRL Primrose East steam operation in Cold Lake has leaked thousands of barrels of bitumen and steam to the surface in as many as five identified distinct ground fractures contaminating both surface and groundwater.
However, the CNRL report does not mention the possibility that the erosion of a salt formation underlying its Primrose East field may also play a role in weakening local geology by inducing fractures and faults.
Nor does the CNRL's report make any reference to the 2013 AER study or Cowie's work.
But an independent technical panel, which reviewed CNRL's causation work, flags the novel geological hazard as a major concern.
The panel noted, for example, that the geological weaknesses created by dissolving unique salt formations under the bitumen deposits in Primrose East "could influence shale integrity."
Salt-related subsidence could also result in changes in rock stress and fractures that damage bitumen bearing zones, adds the technical report. "Clearly identifying these potential geologic hazards" is imperative, adds the report.
New factor in assessing risk
Some bitumen miners, however, have quietly recognized the new geohazard and have recently set up agreements to share data on what's happening in the Devonian formation and how these events might compromise industrial activity.
One recent industry presentation, for example, noted that the dramatic erosion of salt deposits by glacial waters in the eastern portion of the Athabasca tarsands deposit "has created additional complexity" for steam plant operations.
Another 2014 presentation warned, "the presence of a highly transmissive aquifer in the 'Intact' Prairie Evaporite Formation will need to be considered as part of their risk analysis and, as needed, risk mitigation plans."
Bernhard Mayer, a University of Calgary hydrologist who supervised Cowie's PhD thesis, says the government and industry need to do a "more detailed investigation of the nature of these localized pathways between the McMurray formation and underlying Devonian units."
They also need to study "the integrity of cap rocks overlying the bitumen-containing units and assess the cap rock integrity in view of the stress regime and the pressures associated with steaming operations."
Cowie adds that there is little information about the complex geological phenomena.
"The extent of recent rock dissolution beneath the oilsands region is unknown and I think the absence of information poses a real risk to oilsands producers."
By linking all these serious events to one mechanism Cowie hopes that regulators and industry "will pay more attention to it" and perform better regional mapping to study the risks.
The new geohazard has major implications for worker safety, the economics of bitumen extraction and groundwater protection in the region.
During the catastrophic Joslyn steam blowout and the bursting of the previously unknown saline aquifer at Shell's Muskeg mine, bitumen workers could have been seriously injured near the discharge sites, says Cowie.
The geohazard could also significantly affect economics by "requiring more detailed geological characterization to truly identify what's happening with groundwater in these systems, or in the worst case, substantial and expensive cleanup efforts would be required if a leak does occur."
David Schindler, a world famous water researcher and long-time critic of rapid bitumen development, called Cowie's research clear and significant and urged provincial authorities to change how projects are approved and monitored.
"Once again, the scientific homework is done after the assignment is due. When will the Alberta government ever learn?" [Tyee]
Breaking the Cap Rock
Harvard researcher and University of Calgary graduate Benjamin Cowie traces four significant and costly events in the tarsands to a newly identified geohazard: the erosion of salt formations underneath bitumen deposits by the movement of groundwater.
Cowie suspects that fractures and faults created by the new hazard have collided with industrial activity along the eastern fringes of bitumen mining in the Athabasca deposit.
1. In 2009 bitumen seeped to surface at CNRL's Primrose operation in Cold Lake. Four more seeps appeared in 2013 resulting in a $50-million cleanup operation. CNRL eventually excavated 82,508 tonnes of impacted earth and drained an entire lake. The fourth largest oil spill in Alberta history is still under investigation.
2. In 2010 Shell's Muskeg River mine hit a gusher of sulfate-rich and salty groundwater connected to the Devonian while excavating a tailing pond. It took more than a year to contain a rupture that spurted 2,000 cubic metres of salt water an hour. It cost millions of dollars to plug the leak. Researchers say that "it is almost certain that more conduits exist throughout the oilsands region, and that this will not be the last incident of brine discharge in an oilsands system."
3. In 2006 Total blasted a 75 by 125 metre surface crater in the boreal forest at its Joslyn Creek steam plant resulting in the abandonment of the project. The event rendered nearly 30 million barrels of bitumen unrecoverable. Alberta regulators, which didn't report on the event for four years, later compared the Total blowout to an uncontrolled frack job in a 2011 presentation. "Given ongoing cap rock integrity concerns associated with fracturing and hydro-fracking in the subsurface to initiate production, these findings will have relevance to other shallow thermal and non-thermal operations, including in-situ bitumen/extra-heavy oil operations, and production of other emerging unconventional commodities such as tight oil and shale gas."
4. In the 1980s Texaco created a geyser of bitumen and salt water outside of Fort McMurray. There is little literature on the blowout. But it may have connected to a Devonian aquifer too. --Andrew Nikiforuk
Link: http://thetyee.ca/News/2014/07/28/Newfound-Threat-Oilsand-Projects/
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