Investigation géologique et géochimique des relations entre un réservoir pétrolier et un aquifère superficiel dans le secteur Haldimand, Gaspé.

Peel, Morgan (2014). Investigation géologique et géochimique des relations entre un réservoir pétrolier et un aquifère superficiel dans le secteur Haldimand, Gaspé. Mémoire. Québec, Université du Québec, Institut national de la recherche scientifique, Maîtrise en sciences de la terre, 286 p.

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Résumé

La transcription des symboles et des caractères spéciaux utilisés dans la version originale de ce résumé n’a pas été possible en raison de limitations techniques. La version correcte de ce résumé peut être lue en PDF. Une caractérisation des conditions hydrogéologiques à Haldimand, Gaspé, a été initiée par le Ministère du Développement durable, de l’Environnement et de la Lutte contre les Changements climatiques (MDDELCC) en 2013. Cette caractérisation avait pour but de définir le contexte hydrogéologique du secteur Haldimand et d’évaluer qualitativement le risque envers la qualité des eaux souterraines des activités pétrolières à Haldimand, particulièrement par rapport au futur forage exploratoire Pétrolia Haldimand no 4. La majorité des travaux présentés dans ce mémoire a été effectuée dans le cadre de cette étude, et visait deux objectifs principaux : 1) dresser un portrait géochimique représentatif des eaux souterraines autour du site Haldimand no 4, ainsi que de comprendre les mécanismes contrôlant la chimie des eaux et; 2) définir les interactions entre les systèmes hydrogéologiques superficiel et profond à partir de données géologiques (structure, pressions de réservoir) et géochimiques. La réalisation de ce mémoire est basée sur 1) des analyses chimiques sur des échantillons d’eau prélevés par le MDDELCC au courant de l’été et de l’automne 2013; 2) des puits d’observation et des données provenant d’une étude hydrogéologique antérieure réalisée par TechnoRem entre 2011 et 2012; 3) des analyses chimiques spécialisées des composés organiques dans les eaux souterraines et dans trois suintements d’hydrocarbures, effectuées par la Commission géologique du Canada (CGC) en 2012 et 2013; 4) des diagraphies réalisées par la CGC dans des puits d’observation en 2012; 5) des données structurales, tant en surface qu’en profondeur, ainsi que des données de pression de réservoir obtenues de la compagnie Pétrolia. Les données structurales montrent que le roc superficiel est caractérisé par une fracturation naturelle bien développée, avec des fractures montrant une variété d’orientations différentes. L’écoulement de l’eau souterraine est contrôlé par les fractures, et l’essentiel de la fracturation se concentre dans les premières dizaines de mètres sous la surface du roc (∼ 30 m), alors que la majorité des fractures hydrauliquement actives se concentre dans les premiers 15 m à 20 m du roc. En plus grande profondeur, les données de diagraphies mettent en évidence un patron de fracturation distinct de celui retrouvé en surface. La discontinuité de la géométrie de la fracturation et la disparition des fractures subhorizontales en profondeur suggèrent que le réseau de fractures ne constitue vraisemblablement pas une voie continue entre le réservoir pétrolier et la surface. De plus, les surpressions de fluide enregistrées dans le réservoir pétrolier ainsi que l’accumulation d’hydrocarbures indiquent que le réservoir pétrolier est isolé hydrauliquement par rapport à l’aquifère superficiel. Le traitement statistique multivarié des données géochimiques a permis de séparer les différentes eaux échantillonnées en deux grands ensembles, contenant chacun quatre groupes d’eaux distincts. Le premier ensemble regroupe les eaux plutôt peu évoluées et peu chargées chimiquement, généralement de type Ca-HCO3 ou Na-HCO3, alors que le second regroupe des eaux plus évoluées et généralement plus chargées, de type Na-HCO3 et Na-Cl. Il existe une très grande variabilité dans la géochimie de l’eau souterraine, surtout considérant la taille restreinte de la péninsule. L’interprétation des paramètres géochimiques ainsi que l’analyse en composantes principales (ACP) ont permis de définir trois pôles géochimiques à partir desquels il a été possible de caractériser les principaux processus géochimiques contrôlant la chimie des eaux souterraines. En plus de la dissolution des carbonates, les principales voies d’évolution géochimique semblent être l’échange ionique Na-Ca et le mélange avec des eaux marines diluées de type Na-Cl. Les données géochimiques montrent également que la qualité des eaux est généralement très bonne à Haldimand, et très peu de dépassements de critères de santé ou esthétiques sont observés dans les échantillons. Une caractérisation exhaustive de la composition chimique et isotopique des gaz dissous montre que la majorité du méthane retrouvé dans les eaux souterraines est biogénique, bien qu’une composante thermogénique soit retrouvée au niveau de certains puits d’observation. Les plus fortes concentrations de méthane sont associées aux eaux les plus évoluées, et reflètent les conditions méthanogènes réductrices présentes dans ces eaux. Même si des suintements d’hydrocarbures sont localement présents en surface, l’analyse d’autres composés organiques indique que la qualité des eaux n’est pas significativement altérée, puisque seules de très faibles concentrations de composés organiques ont été retrouvées dans les eaux souterraines. Les concentrations des différents indicateurs de temps de résidence de l’eau souterraine (CFC, SF6, 3H, 14C) sont très variables dans le secteur d’étude. Les eaux les plus évoluées de type Na-HCO3 et Na-Cl sont généralement caractérisées par de plus faibles concentrations ou activités de traceurs d’eau jeune (CFC, SF6, 3H) que les eaux de recharge de type Ca-HCO3. Cependant, des concentrations non négligeables de traceurs modernes sont retrouvées même dans les eaux les plus évoluées, indiquant qu’un certain mélange d’eaux plus anciennes avec des eaux juvéniles se produit même en dehors des zones de recharge préférentielle. Les composantes d’eaux les plus anciennes sont néanmoins peu chargées chimiquement; leur présence n’est donc pas indicative d’un apport d’eaux très profondes et salines dans l’aquifère superficiel. Cette étude a montré qu’il existe peu d’interactions évidentes entre les systèmes hydrogéologiques superficiel et profond dans la zone d’étude. Les signatures géochimiques observées sont compatibles avec une évolution superficielle des eaux souterraines, avec localement des apports d’eaux plus salines et anciennes, mais vraisemblablement d’origine relativement peu profonde. Si l’isolement hydraulique du réservoir par rapport à la surface est maintenu pendant les opérations pétrolières, la remontée d’éventuels contaminants pétroliers par des voies de cheminement préférentiel naturelles semble très peu probable. Le risque environnemental envers les eaux souterraines serait ainsi relié aux activités en surface, aux fuites à travers la cimentation et le coffrage du puits, et éventuellement aux fuites à travers des puits abandonnées pénétrant le réservoir pétrolier. Il existe cependant encore des lacunes dans la compréhension de l’impact d’émissions de contaminants en profondeur sur les eaux souterraines dans l’aquifère superficiel. Il est encore nécessaire de mettre en place des moyens de suivi adéquats des opérations pétrolières, notamment dans l’éventualité de fracturation hydraulique, ainsi que de vérifier l’état des puits abandonnés dans les environs. Néanmoins, un suivi serré des opérations pétrolières futures permettrait de mitiger le niveau de risque environnemental envers les eaux souterraines dans le secteur Haldimand.

The symbols and special characters used in the original abstract could not be transcribed due to technical problems. Please use the PDF version to read the abstract.A hydrogeological assessment of the Haldimand sector, Gaspé, was initiated by the Quebec Environment Ministry (Ministère du Développement durable, de l’Environnement et de la Lutte contre les Changements climatiques, MDDELCC) in 2013. The objective of this assessment was to define the hydrogeological context of the Haldimand sector and to qualitatively evaluate the risk to groundwater quality related to petroleum industry activities in Haldimand, notably the planned Pétrolia Haldimand No. 4 horizontal borehole. Most of the work presented in this thesis was carried out in the context of this study, and two main objectives were set: 1) to provide a representative portrait of groundwater geochemistry around the Haldimand No. 4 drill site and to understand the main controls on groundwater chemistry, and; 2) to define possible interactions between shallow and deep groundwater flow systems based on geological and geochemical data. The work presented in this thesis was accomplished using 1) chemical analyses on water samples collected by the MDDELCC during summer and autumn 2013; 2) observation wells and data from an earlier hydrogeological study realized by TechnoRem between 2012 and 2013; 3) specialized analyses of organic compounds in groundwater and in three hydrocarbon seeps, carried out by the Geological Survey of Canada (GSC) in 2012 and 2013; 4) well log data from observation wells, collected by the GSC in 2012; 5) surface and subsurface structural data, as well as reservoir pressure data obtained from Pétrolia. Structural data show that the superficial bedrock is characterized by a well-developed fracture system, with fractures showing a variety of different orientations. Groundwater flow is controlled by theses fractures, the majority of which are found within the first few tens of meters below the surface of the bedrock (∼ 30 m), whereas the majority of hydraulically active fractures are found between the first 15 m to 20 m of the bedrock. Well-log data show that a distinct fracture pattern from the one at the surface is found at greater depths. Discontinuous fracture geometry as well as the disappearance of subhorizontal fractures at depth both suggest that the fracture network does not likely constitute a continuous path between the oil reservoir and the surface. Furthermore, an overpressured reservoir and the accumulation of hydrocarbons show that the oil reservoir is hydraulically isolated from the near-surface aquifer. Multivariate statistical analysis of geochemical data allowed the classification of groundwater samples in two main categories, each containing four distinct water groups. The first category groups together rather non-evolved and fresh Ca-HCO3 or Na-HCO3 waters, whereas the second category contains more evolved and saline waters, with Na-HCO3 and Na-Cl signatures. Quite wide variations in groundwater geochemistry were observed, especially considering the relatively small size of the study area. Three geochemical end-members were defined based on the interpretation of major ion data and through principal components analysis (PCA); from these end-members, it was possible to evaluate major geochemical processes controlling groundwater chemistry. In addition to carbonate dissolution, groundwater evolution seems to be controlled mainly by Na-Ca cation exchange and mixing of recharge waters with diluted Na-Cl waters. Geochemical data also show that groundwater quality is usually very good in the study area, and exceedances of groundwater quality standards were rarely observed in water samples. A comprehensive characterization of the chemical and isotopic composition of dissolved gases shows that methane found in groundwater is mainly biogenic, although a small thermogenic component is found at certain observation wells. Highest methane concentrations are associated with more evolved waters, and reflect reducing methanogenic conditions in these waters. Although hydrocarbon seeps are found locally at the surface, analysis of other organic compounds shows that groundwater quality is not significantly altered, since only small concentrations of organics were detected in water samples. Concentrations of groundwater residence time indicators (CFCs, SF6, 3H, 14C) are highly variable in the study area. More evolved Na-HCO3 and Na-Cl waters usually exhibit lower concentrations of ‘young’ age tracers (CFCs, SF6, 3H) than Ca-HCO3 recharge waters. Nevertheless, appreciable concentrations of modern tracers are found even in more evolved waters, suggesting that a certain degree of mixing of pre-modern and of juvenile waters occurs, even outside preferential recharge areas. The oldest groundwater components are nevertheless relatively dilute waters; their presence in sampled waters is therefore not indicative of the migration of deep and saline waters to the near-surface aquifer. This study has shown that there are little obvious interactions between shallow and deep groundwater flow systems in the study area. Geochemical signatures are compatible with a near-surface evolution of groundwater, with local inflow of older and more brackish water of relatively shallow origin. If the reservoir remains hydraulically isolated from the surface throughout future petroleum operations, the migration of contaminants to the surface through natural preferential pathways seems very unlikely. Environmental risk to groundwater rather seems related to surface activities, leakage through the casing and the cement of the oil well, and leakage through abandoned wells that penetrate the oil reservoir. However, the impact of potential contaminant emissions from the subsurface is not fully understood. Adequate monitoring approaches need to be put in place, notably if hydraulic fracturing activities are to be undertaken. Moreover, the quality of the decommissioning of abandoned wells penetrating the reservoir should be verified. Nevertheless, a tight monitoring of future oil operations would mitigate the level of environmental risk towards groundwater in the Haldimand sector.

Type de document:	Thèse Mémoire
Directeur de mémoire/thèse:	Lefebvre, René
Informations complémentaires:	Résumé avec symboles
Mots-clés libres:	caractérisation hydrogéologique; géologie; géochimie; eaux souterraines; aquifère superficiel; réservoir pétrolier; Haldimand; Gaspé; Québec; hydrocarbures
Centre:	Centre Eau Terre Environnement
Date de dépôt:	17 mars 2015 20:19
Dernière modification:	26 nov. 2021 18:51
URI:	https://espace.inrs.ca/id/eprint/2612

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