Les Shales gas sont des gisements de type non conventionnel qui se présentent sous la forme d’accumulations continues de gaz naturel réparties sur de larges volumes rocheux s’étendant à une échelle régionale. Le volume de roche est habituellement saturé en hydrocarbures et le contact entre le gaz et l’eau n’est pas un paramètre utile à la définition du gisement. Le gaz exploité dans ce type de gisement est contenu dans une séquence de roche à grains fins qui est dominée par des Shales.

Le gaz naturel est stocké dans le couche de roche de deux façons:

• Gaz adsorbé : Le gaz est fixé à la surface des ions ou des molécules. La portion de gaz adsorbée varie entre 20% (Barnett Shale) et 85% (Lewis Shale).


• Gaz libre : Ce gaz est contenu dans la porosité de la matrice (couches de silt ou de grès interlitées dans le shale) et dans le réseau naturel de fractures.

Contrairement aux gisements conventionnels, les Shales gas agissent comme source pour la génération de gaz naturel et aussi comme roche réservoir pour le stockage du gaz. L’origine du gaz peut être biogénique (par l’action de bactéries) ou thermogénique.

Les Shales gas sont connus depuis plus d’une centaine d’années, mais n’ont pas été explorés pour la grande majorité parce que les techniques ne permettaient pas une rentabilité des projets. Par contre, plusieurs facteurs font en sorte qu’il y a un maintenant un engouement pour ce type de gisement : les réserves de gaz naturel diminuent, les prix sont plus élevés et, surtout, les technologies ont évolué et permettent aujourd’hui une exploitation économique de ce type de ressource.

L’explosion de la production aux États-Unis

L’explosion de la production gazière à partir des Shales aux États-Unis a débuté au tournant des années 2000 et elle s’explique principalement par l’amélioration des techniques de fracturation des puits et par l’utilisation des forages horizontaux. À titre d’exemple, on dénombrait en 2006 dans le bassin du Barnett Shale, situé au Texas, plus de 6200 puits producteurs de gaz naturel. En 1999, seulement 523 puits étaient en production tandis que, 10 ans plus tôt, en 1989, seulement 47 puits produisaient du gaz à partir des Shales.

Les potentiels du Québec

Au Québec, toute la vallée du St-Laurent est prospective pour le développement des Shales de l’Utica. Quoique l’évaluation des caractéristiques de cette couche sédimentaire soit encore à ses premiers balbutiements, les données récoltées à ce jour sont fort encourageantes et pourraient mener à des développements importants au cours des prochaines années si la preuve est faite que les Shales de l’Utica que l’on retrouve au Québec ont une capacité de production comparable aux Shales de plusieurs bassins aux États-Unis.

Il en résulte que de de plus en plus de compagnies américaines et canadiennes sont intéressées par le potentiel des Shales de l’Utica. Plusieurs facteurs expliquent cet intérêt :

• on retrouve des caractéristiques géologiques et géochimiques similaires aux gisements connus parce qu’ils se sont déposés dans un même contexte géologique;
• les shales recouvrent une superficie de plus de 2 000 mi² à une profondeur économiquement exploitable ;
• les infrastructures de distribution sont déjà présentes sur le territoire.

La carte ci-dessous, tirée d’un article paru dans le magazine spécialisé AAPG Explorer du mois d’avril 2007 permet de localiser les principaux types de Shales gas aux États-Unis. Il est facile de reconnaître que le bassin du Québec est situé dans le prolongement du bassin géologique américain des Appalaches.



Dans le but de mieux évaluer le potentiel des permis de Junex situés dans un contexte favorable pour le développement des Shales gas, la compagnie a signé deux partenariats avec des compagnies américaines au cours de l’année 2006. Ces partenariats permettront à Junex de profiter de l’expertise et des capitaux de ces entreprises ayant déjà démontré leur capacité de mener à terme des projets de production à partir des Shales aux Etats-Unis.