ParisTech Review

En France, les “gaz de schiste” (terme géologiquement impropre) ont donné lieu à des débats confus, pour aboutir à une loi interdisant d’utiliser la fracturation hydraulique qui permet de les produire. La presse et deux rapports publics (publiés après les choix politiques) ont apporté certains éléments d’information, mais on peut douter que l’opinion ait compris de quoi il s’agissait et qu’elle ait pu apprécier les enjeux futurs. Le débat s’est essentiellement concentré sur l’impact environnemental. Mais la révolution introduite par les gaz non conventionnels tient surtout à un changement de perspective géologique.

Une nouvelle approche géologique
Au départ, il y a une innovation dans les techniques d’extraction du gaz. Depuis le début de l’aventure pétrolière, les géologues ont retenu un schéma général pour la recherche d’hydrocarbures. Les hydrocarbures se sont formés il y a des centaines de millions d’années dans des roches mères sédimentaires où des dépôts fossiles se sont transformés, sous l’effet de la température et de la pression, en kérogène puis en hydrocarbures. Ces derniers ont pu partiellement migrer hors de la roche mère. Moins denses que l’eau, ils se sont déplacés dans le sous-sol en direction de la surface. Ils pouvaient rester bloqués dans des roches réservoirs (grès ou calcaires) par des couches imperméables formant un couvercle, et s’accumulaient alors dans des pièges. L’objet de l’exploration était de découvrir ces pièges, extérieurs à la roche mère, et dont le volume est relativement concentré.

On a toujours su que des hydrocarbures restaient dans la roche mère. Mais, compte tenu de la très faible perméabilité de la roche, leur extraction commerciale n’était pas envisageable, et ce n’est donc pas là que les explorateurs les recherchaient.

Les essais poursuivis par les foreurs américains depuis plus de vingt ans, et qui ont été couronnés de succès il y a moins d’une décennie, font qu’il est désormais techniquement et économiquement possible de produire des hydrocarbures contenus dans des roches mères peu perméables. Cela change radicalement le regard des explorateurs, ainsi que l’ordre de grandeur du potentiel des réserves mondiales.

Les travaux d’exploration pour rechercher ces nouvelles ressources présentent des spécificités. En particulier, ils sont beaucoup plus intégrés avec la phase d’exploitation que dans le cas conventionnel. Nous nous contenterons ici d’évoquer le shale gas, l’une des ressources les plus prometteuses.

Qu’est-ce que le shale gas?
Une couche de shale est principalement argileuse, très peu perméable, et le gaz y reste donc coincé. Par contraste avec le cas conventionnel, le shale est donc à la fois roche mère, réservoir et fermeture. Les bassins sédimentaires argileux sont nombreux dans le monde, mais tous ne sont pas prospectifs. Il faut que les dépôts fossiles y aient été significatifs (ce que l’on mesure par la teneur en carbone organique, TOC en anglais). Il faut aussi que la couche ne soit pas uniquement argileuse, mais qu’elle contienne d’autres éléments (quartz, carbonates, etc.) qui la rende “cassante” (de là une certaine ressemblance avec le schiste) pour que la fracturation artificielle soit efficace et permette de libérer le gaz.

La couche contenant du shale gas s’étend en général sur de grandes étendues, relativement horizontales, mais avec des caractéristiques qui présentent d’importantes hétérogénéités géographiques. C’est pourquoi il est préférable de disposer de vastes permis d’exploration dans lesquels on recherchera les zones les plus favorables (sweet spots), qui seront finalement retenues pour l’extraction.

Les spécialistes doivent adapter les paramètres du forage aux caractéristiques locales, et c’est un savoir-faire de nature expérimentale. Mais comme tout shale est spécifique, ce n’est qu’après le forage de plusieurs puits et plusieurs essais de fracturation que l’on peut optimiser l’exploitation, et commencer à apprécier les réserves globales.

C’est l’un des problèmes posés par la récente loi française: interdire la fracturation conduit à rendre impossible la simple estimation des réserves potentielles du pays.

Des techniques d’extraction particulières mais maîtrisées
La percée technologique qui a permis l’exploitation a été obtenue en couplant la fracturation hydraulique et le forage horizontal. Ces deux techniques étaient connues de longue date (la première depuis 60 ans, la seconde depuis environ 30 ans) et elles étaient appliquées dans les gisements conventionnels. Mais il a fallu adapter certains paramètres de la fracturation aux caractéristiques particulières des couches de shale, de façon à obtenir des productions significatives à partir de puits dirigés vers ces horizons imperméables. Dans ce contexte, le forage horizontal présente un intérêt particulier: en étendant la longueur du contact du puits avec la couche prospective, il permet plusieurs facturations, ce qui améliore la production de ce puits. Même avec ces progrès, la production d’un puits reste faible car la zone de drainage est réduite. Il faut donc un nombre plus important de puits pour récupérer un volume donné de gaz.

Dans ces conditions, la question de l’impact environnemental est légitime et elle doit être examinée avec rigueur.

Comme pour la plupart des activités industrielles des précautions strictes doivent être prises, mais dans le cas de l’extraction du shale gas, le risque est relativement limité si de bonnes pratiques industrielles sont suivies. If done responsibly, it can be done safely. C’est la conclusion à laquelle sont arrivées les autorités réglementaires indépendantes, dans tous les pays qui ont mené des études sérieuses.

On peut distinguer trois enjeux au regard de l’impact sur l’environnement : les nuisances de chantier, la gestion de l’eau et la bonne réalisation du forage.

Les enjeux environnementaux
Il faut de nombreux puits et, après la phase de forage d’un puits, il faut le préparer avec de nombreuses fracturations.

Les nuisances de chantier. Cela pose d’abord la question de l’emprise en surface et des nuisances temporaires liées aux chantiers (trafic de camions, bruit…). Aux Etats-Unis, des productions importantes sont localisées en zone urbaine: le plus grand gisement américain en production, celui de Barnett (Texas), se situe à proximité de Fort Worth. On imagine bien que les opérateurs américains ont recherché des solutions pour atténuer les nuisances afin de les rendre acceptables pour le voisinage. Dans des zones agricoles, peu desservies en routes, les troubles liés aux chantiers sont de nature différente mais on a aussi cherché à les diminuer.

La possibilité de forer plusieurs puits à partir d’un même emplacement permet de réduire le nombre de sites en surface. Aux Etats-Unis le régime juridique minier est souvent présenté comme une caractéristique favorable à l’exploitation des ressources, car il donne la propriété du sous-sol à l’occupant en surface: celui-ci est donc directement intéressé à la production. En revanche, cela a l’inconvénient d’introduire des contraintes dans l’optimisation de l’organisation des puits. Dans les pays où les ressources du sous-sol appartiennent à l’Etat, une réduction du nombre d’emprises au sol serait en principe possible.

Pour autant, les mesures prises ne font pas disparaître les gênes de voisinage (essentiellement durant les semaines de chantier) et donc le risque de susciter des réactions de type NIMBY (Not In My Backyard), surtout dans les régions n’ayant pas d’expérience d’activités pétrolières.

Les besoins en eau. Deuxième enjeu environnemental, pour préparer un puits de shale gas à la production, les besoins en eau sont importants: pour le forage (élaboration des boues de forage) mais surtout pour les fracturations qui sont souvent au nombre de 10 ou 15 par puits. Il est donc absolument nécessaire d’intégrer aux données hydrographiques de la zone les prélèvements d’eau liés à l’activité de forage.

L’eau utilisée par les opérations industrielles en sous-sol revient en partie en surface, saumâtre et chargée en éléments minéraux. Il faut donc veiller à ce qu’elle ne pollue pas les eaux potables (rivières et nappes phréatiques). On peut la réinjecter en profondeur dans le sous-sol, au moyen d’aquifères salins étanches. Sinon il faut la traiter avant son rejet en surface. Cela a un coût, mais les techniques sont bien connues. On a enfin recherché à recycler l’eau pour des fracturations ultérieures, et c’est un sujet de recherche toujours d’actualité. La difficulté est que la salinité de l’eau n’est pas appropriée à de bonnes fracturations.

Le liquide de fracturation comprend un pourcentage faible (de l’ordre de 0,5%) d’additifs chimiques favorisant le processus. Les produits retenus aujourd’hui sont assez classiques, souvent utilisés dans le traitement des eaux, dans l’industrie agroalimentaire ou encore en cosmétologie. Il faut surveiller la teneur résiduelle dans les eaux rejetées: cela ne pose pas de problème particulier, mais doit être suivi avec rigueur. Au départ, les compagnies gardaient le secret sur leur cocktail de produits car elles estimaient que cela constituait un élément de leur savoir-faire. Désormais, les administrations de tutelle ont accès à ces données.

La bonne réalisation du forage. Bien entendu, le forage proprement dit doit être réalisé selon les bonnes pratiques de la profession. Les quelques cas de contamination des eaux qui ont été constatés aux Etats-Unis,et qui peuvent être attribués à l’activité d’extraction du gaz, ne viennent pas de la fracturation hydraulique proprement dite mais de fuites dans la partie supérieure du puits. Pour l’essentiel, il s’agit de mauvaises cimentations entre les tubages et le terrain, sachant qu’il faut tenir compte de la pression élevée et des chocs thermiques observés lors de l’envoi du liquide de fracturation.

Les craintes suscitées par les pratiques non professionnelles de petits exploitants ont conduit à des excès militants qui brouillent une analyse rationnelle de la question. On citera par exemple le documentaire Gasland, entaché de nombreuses inexactitudes qui ont été relevées par les responsables de l’administration américaine. On y voit, par exemple, une séquence tournée au Colorado où le robinet d’eau de la cuisine produit une flamme: il a été établi, après enquête, qu’il ne s’agissait pas de shale gas, mais de gaz de fermentation contenu de façon naturelle dans la nappe phréatique.

A cet égard, on peut noter que la législation des Etats-Unis a évolué. Dans ce pays fédéral, l’activité minière a été traditionnellement régulée au niveau des Etats, qui ont une meilleure connaissance des conditions locales. Toutefois, la cohérence avec des législations fédérales plus récentes (concernant notamment les eaux potables) est apparue insuffisante. C’est ce point qui a conduit, ces dernières années, à des évolutions règlementaires. Par ailleurs, compte tenu de l’ampleur nouvelle des productions de shale gas, le Congrès a demandé à l’Environment Protection Agency (EPA) une étude détaillée sur la fracturation hydraulique dans les shales. Dès 2004, l’EPA avait effectué une étude sur la fracturation hydraulique dans les veines de charbon, concluant qu’elle ne posait pas de risques significatifs si les précautions nécessaires étaient prises. Une première version de la nouvelle étude devrait être publiée en 2012. Elle reprendra l’analyse des différents cas de contamination évoqués plus haut. De nouvelles mesures devraient être proposées pour accroître la sûreté des opérations, en renforçant les contrôles sur site et en imposant les meilleures pratiques actuelles, notamment pour les cimentations et les tubages.

Une rupture? Non, une évolution progressive
Contrairement à la présentation des médias qui donne l’impression d’une rupture technologique, l’évolution des techniques d’extraction a été progressive et de nature très expérimentale. Les opérateurs ont cherché à améliorer les performances en réduisant les coûts, plus précisément les coûts unitaires (en dollar par m3 de gaz produit). Dans un contexte économique et règlementaire bien conçu, ce progrès technique permet d’atténuer l’impact environnemental: l’accès à l’eau et son traitement ont un coût et cela encourage à limiter les volumes utilisés, les opérations de forages sont chères et les opérateurs cherchent donc à réduire leur nombre et leur durée, les émissions éventuelles de gaz à l’atmosphère sont une perte de production, etc.

Les grandes compagnies américaines, devant le déclin de la production conventionnelle domestique, avaient privilégié les activités internationales et ne s’étaient pas intéressés au shale gas. Devant le succès des petits indépendants, elles ont cherché à rattraper leur retard, en achetant les actifs que ceux-ci avaient développés. Cette restructuration industrielle favorise les grands opérateurs, plus compétents et plus soucieux de la sécurité et de l’environnement.

Les progrès se poursuivent encore aujourd’hui et les meilleures solutions doivent être généralisées. L’usage de la fracturation hydraulique semble toutefois durablement établi: en dehors des cas particuliers où l’accès à l’eau serait particulièrement difficile, il est peu vraisemblable que d’autres techniques, envisagées aujourd’hui sur un plan théorique, puissent la remplacer dans les prochaines années.

Une croissance prévisible de la production en Amérique du Nord
Aux Etats-Unis, les productions gazières non conventionnelles (shale gas, tight gas, coal bed methane) représentent aujourd’hui plus de la moitié de la production gazière et leur essor a clairement changé la donne en permettant de compenser largement le déclin de la production gazière conventionnelle. Les Etats-Unis sont redevenus le premier producteur mondial de gaz, avec pour conséquence l’effondrement de leurs importations de GNL.

Le Canada, grand producteur de gaz conventionnel, suit les Etats-Unis dans la production de shale gas en les développant dans les provinces de l’Ouest (Colombie Britannique et Alberta) et sans doute aussi, à terme, dans celles de l’Est. L’ensemble USA-Canada a désormais la possibilité d’être auto-suffisant en gaz pour une longue période.

Le shale gas assure aujourd’hui environ un quart de la production gazière globale des Etats-Unis et les pouvoirs publics estiment que sa part pourrait monter à 45% en 2035, avec l’essor des gisements en cours de développement. Le shale gas représenterait plus du tiers des réserves gazières aux Etats-Unis.

Toutefois, le profil de production de shale gas pour les prochaines années est plus incertain qu’on ne le dit, car les niveaux actuels du prix du gaz font peser une hypothèque sur la rentabilité des productions. L’offre non conventionnelle est en effet très réactive au niveau des prix. Pour compenser le déclin des forages antérieurs et maintenir le niveau de production, de nouveaux puits doivent régulièrement être forés, et ces opérations doivent être rentables.

Vers 2005, le prix du gaz s’est envolé aux Etats-Unis, à plus de 8$/MBtu (Million British Thermal Units; le Btu, utilisé dans les pays anglo-saxons, équivaut à 1055,06 joule). Cela a permis le décollage des productions de shale gas et, par effet de taille et d’apprentissage, une réduction des coûts. Mais depuis 2008, l’abondance de l’offre gazière, survenant dans un contexte de récession économique, a fait chuter les prix de moitié les prix; or on peut douter qu’un niveau de prix de 4$/MBtu permette le maintien de l’offre.

Cela ne signifie pas que les importants gisements ne seront pas exploités à l’avenir, mais un réajustement à la hausse du prix du gaz sera sans doute nécessaire. Il faut savoir que le prix du gaz aux Etats-Unis est actuellement inférieur de moitié à celui constaté en Europe ou en Asie.

Les réserves mondiales
Aujourd’hui, il n’y a pratiquement pas de productions en dehors de l’Amérique du Nord. Les ressources mondiales apparaissent très importantes et assez bien réparties entre les continents, mais elles sont encore mal connues. Compte tenu des caractéristiques des ressources non conventionnelles, il est très difficile, avant un début d’exploitation, d’apprécier les ressources en place et les taux de récupération. L’estimation des réserves techniquement récupérables est donc particulièrement délicate.

Toutefois, l’US Energy Information Administration a publié un rapport récent (avril 2011) où l’estimation des réserves mondiales techniquement récupérables de shale gas est de l’ordre de 180 Tcm (Tcm: 1000 milliards de m3, trillion cubic meter). Ce chiffre représente la totalité des réserves gazières prouvées actuelles (essentiellement conventionnelles). Si on tient compte des réserves conventionnelles non prouvées à ce jour, et des réserves pour les autres gaz non conventionnels (tight gas et coal bed methane), chaque catégorie représentant à peu près 180 Tcm, on arrive à un total de réserves mondiales de 720 Tcm, soit 240 fois la production annuelle mondiale actuelle (qui est de l’ordre de 3Tcm par an).

En dehors de l’Amérique du Nord, les zones les plus prometteuses pour les shale gas sont distinctes des principaux producteurs gaziers actuels. La géopolitique gazière pourrait donc être profondément modifiée, et la sécurité des approvisionnements s’en trouver renforcée.

Défis et incertitudes
Toutefois les prévisions de production effectives restent très incertaines: les contraintes non géologiques à l’exploitation de ces réserves sont nombreuses, ce qui ne permet pas une estimation précise des profils de production.

Les défis sont considérables: il faut des autorités nationales capables d’élaborer et de conduire une politique énergétique sur le long terme, des règlementations assurant la sécurité des opérations mais adaptées aux caractéristiques des techniques employées, des infrastructures de transport. Enfin, il faut surtout disposer d’opérateurs compétents (notamment dans les activités de services pétroliers) et des équipements spécialisés nécessaires.

Seuls les Américains et les Canadiens disposent aujourd’hui de ces atouts. La diplomatie américaine a fait le choix en 2009 de favoriser la diffusion internationale du savoir-faire, avec la Shale Gas Resources Cooperation Intiative du président Obama.

La Chine, l’Australie (qui privilégie le coal seam gas), l’Argentine et la Pologne sont parmi les pays les plus avancés dans le développement de leurs ressources non conventionnelles.

L’acceptabilité pour les populations est un enjeu important. Cela suppose une politique industrielle cohérente, couvrant tous les aspects des développements, s’appuyant sur des débats sereins et bien préparés.

En conclusion, le shale gas (et plus généralement les gaz non conventionnels) semble bien être un game changer, qui influera sur les évolutions du système énergétique mondial dans les prochaines décennies. En accroissant la disponibilité du gaz naturel, il renforcera le rôle majeur qu’aura cette énergie, à moyen terme, pour la transition énergétique mondiale. C’est en tout cas l’analyse de l’Agence internationale de l’énergie dans une publication récente, Are We Entering a Golden Age of Gas? Certains pays ont pris de l’avance.

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• Arthur Philippe

  Le Gas de Schiste n’est pas renouvelable à l’échelle de l’Homme et accentue les émissions de gaz à effet de serre… Est-ce que ça ne fait pas deux excellentes raisons de ne pas en consommer?…

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• Nick Grealy

  Enfin, une vision équilibrée fondée sur la réalité, non sur l’émotion. Bravo Bruno! Malheureusement, une chose très rare dans la presse francophone. Je travaille dans l’acceptation du public pour les entreprises de gaz de schiste en Europe.La France, d’être diplomatique, est un défi.J’étais à Paris pour deux rencontres le week-end dernier, et j’ai été encouragé qu’il ya un petit nombre de partisans de schiste au moins. Ils sont en attente pour les cartes politiques pour tomber où ils seront l’année prochaine, mais la France ne peut pas se permettre de tomber trop loin derrière. Le gaz de schiste n’est pas parfait, mais c’est la meilleure des nouvelles pour l’économie etl’environnement depuis longtemps.Une description de ces réunions est ici, en anglais http://www.nohotair.co.uk/2011/63-shale-gas/2144-shale-gas-and-oil-in-france.html.www.shalegasinfo.eu a un contenu de langue française qui pourraient vous être utiles.Continuez votre bon travail, et n’hésitez pas à me contacter.
• Robin Vandersande

  Cet article – qui pose par ailleurs bien la question des “shale gas” me semble néanmoins confondre certaines unités:
  - Un MBTU = million de BTU, en tout cas pour les niveaux de prix indiqués (on écrit plutôt dans le monde anglo-saxon MMBTU d’ailleurs, les MBTU correspondant alors effectivement à 1000 BTU, probablement à cause du M latin signifiant 1000).
  - Un Tcm = ‘Trillion cubic meter’ soit 10^12 m3… sinon les réserves indiquées ne justifieraient pas que l’on s’en préoccupe (à titre indicatif, la Norvège à elle seule exporte annuellement vers l’Europe environ 100 Bcm, Billion cubic meter, milliards de m3).
• http://www.paristechreview.com/ ParisTech Review

  Monsieur, merci pour votre commentaire.
  Nous avons corrigé la coquille que vous nous avez signalée.
  A bientôt,
  La rédaction
• heptan

  Il faudra m’expliquer vos 0.5 % de produits chimique . On est en réalité plus près de 5% : ce qui permet en même temps de se débarasser des résidus pétroliers…
  Tout dans cette exploitation n’est qu’aberration … Pour une énergie qui n’est qu’un palliatif au passage aux énergies renouvelables, nous n’allons pas sacrifier notre eau, menacer le tourisme et notre santé pour un poignée d’actionnaires de chez Total.

  Et puis votre article est mauvais, du fait de votre parti-pris. Vous avez travaillez pour les pétroliers, et vous travaillez toujours pour eux. Je suis sûr que vous pourriez défendre l’exploitation des sables bitumineux à Madagascar..

  Ce gaz ne sera jamais exploiter en France… heureusement… et ce n’est pas l’insistance des think tanks qui va changer quelque chose, au contraire !
• Regis

  Votre parti pris sans concession et sans nuances contre ces techniques nous font penser aux millénaristes et salvateurs de tout poil. Bien sûr que l’exploitation des gaz de schistes sera mise en œuvre, la pression pour des fossiles bon marché est inévitable, sans aucun problème…
• Cyril Francois

  Je cite : « il a été établi, après enquête, qu’il ne s’agissait pas de shale gas, mais de gaz de fermentation contenu de façon naturelle dans la nappe phréatique. »
  Par curiosité, je serai intéressé par les sources de cette enquête, le protocole de mesure, l’administration « américaine » qui a demandé ces mesures, etc…
  On ne trouve pas aisément des documents officiels, de publications, voir même des annonces de publication à ce sujet.

  Toujours est-il que ce genre d’activité est rarement à l’avantage des collectivités qui les accueillent : le manque à gagner au niveau du tourisme, la perte de valeur du patrimoine, proportion de l’investissement des collectivités dans les infrastructures de transports et maintenance de ces dernières, garanties et responsabilités…

  Je ne m’y connais pas en droit, mais en ce qui concerne sinistre en « sous-sol », qui est responsable, dans quelle mesure ? Pour qui est favorable, en cas de conflit, le droit français ?
  La France n’étant pas les États-Unis, ils seraient bon pour « L’acceptabilité pour les populations » d’être au mieux transparent et rassurer sur les capacités de recours du citoyen (et des associations par extension) en cas de litige. On remarque aussi, bien que « désormais, les administrations de tutelle ont accès » aux données, celles-ci ne sont pas toujours compétentes.

  Mon regard est celui d’un ingénieur, mais aussi celui d’un citoyen. J’accepterai aisément l’extraction de ce type de gaz si mes élus et la compagnie assurant les extractions sont transparentes, qu’un dédommagement digne de ce nom soit proposé aux collectivités pour développer leur bassin d’emploi. Sans hypocrisie, dans les autres pays je m’en contre-fiche, mais dans le mien, c’est autre chose.
• Cyril Francois

  Sans attendre de réponse, je suis parti à la recherche des documents officiels que je voulais. Ne voulant pas me limiter au discours d’André Caillé* sur la non sincérité du documentaire « à charge » Gasland, j’ai fini par trouver le lien du rapport du Colorado au format .pdf qui corrige sur certains points et rétablit une réalité plus mitigée : http://cogcc.state.co.us/library/GASLAND%20DOC.pdf

  Ce document ne remet en cause que l’inflammation du flux d’eau à la sortie du robinet pour seulement deux cas sur trois, un cas présenté dans Gasland étant bel et bien validé comme dût à la fracturation hydraulique. Le document abordant uniquement le volet scientifique des affirmations de Gasland, en aucun cas, ne remet en cause l’ensemble du documentaire Gasland qui met aussi le point sur les pratiques juridiques et les pressions appliquées à certains citoyens américains ou canadiens.

  André Caillé :  celui qui a le plus critiqué et relativisé les propos de « Gasland » sur les médias.
• Nicolas

  Cher Cyril,
  Le debat aux Etats-Unis porte sur l’origine du gaz lui-meme. Rien ne prouve qu’il est lie a l’exploitation des hydrocarbures eux-memes. Les nappes phreatiques peuvent contenir du gaz d’origine naturel… Il n’y a pour l’instant de preuve ni dans un sens ni dans l’autre.
• Cyril François

  Cher Nicolas,

  Je vous cite : « Le debat aux Etats-Unis porte sur l’origine du gaz lui-meme. Rien ne
  prouve qu’il est lie a l’exploitation des hydrocarbures eux-memes ».

  Je tenais juste à préciser la vérité qu’apportait le document de l’administration du Colorado, en référence à ce passage de l’article suivant : « [...] documentaire Gasland, entaché de nombreuses inexactitudes qui
  ont été relevées par les responsables de l’administration américaine. On y voit, par exemple, une séquence tournée au Colorado où le robinet d’eau de la cuisine produit une flamme: il a été établi, après enquête, qu’il ne s’agissait pas de shale gas, mais de gaz de fermentation contenu de façon naturelle dans la nappe phréatique. »

  Le document de l’administration américaine du Colorado, dont j’ai fourni le lien, stipule que : deux inflammations sur trois observées par l’équipe de tournage Gasland ne sont pas dues à la fracturation hydraulique, mais « un cas » a « bel et bien validé comme dût à la fracturation
  hydraulique ».
   La méthodologie et les protocoles de mesure sont explicités dans le lien que j’ai fourni. Elles se basent sur des articles scientifiques publiés dans des revues sérieuses.

  Je ne dis pas qu’ il y a ou qu’ « il n’y a pas pour l’instant de preuve ». Je ne fais rien dire de plus au document ou au documentaire Gasland. J’allais juste, tout simplement, au bout de mon propos : que si le document du Colorado remet en cause les « images » spectaculaires par lesquelles Gasland s’est fait sa publicité, il n’en reste pas moins que les pratiques dénoncés par le documentaire, elles, sont douteuses et n’ont pas été remise en cause, ni par les autorités, ni par André Caillé qui a su dire qu’il y avait eu quelques erreurs de commises au regard de certains citoyens.

  Ceci est ma réponse à cette partie de l’article : « Les craintes suscitées par les pratiques non professionnelles de petits exploitants ont conduit à des excès militants qui brouillent une analyse rationnelle de la question. ».

  En effet, je pense que poser la question aux travers du prisme « Gasland » n’est pas raisonnable. Mais je ne pense pas qu’il faille jeter le documentaire pour ces « inexactitudes », quand seulement quelques parties du documentaire sont solidement réfutés. Toujours est-il qu’il y a tout le reste, et souvent un puits non rentable fini entre les mains des petits exploitants, et dans ce cas, à qui la responsabilité pour des sites si sensibles.