Les réservoirs géologiques au service d’une transition énergétique performante

De plus en plus d’études scientifiques explorent le potentiel des saumures géothermiques comme sources secondaires d’éléments essentiels à la transition énergétique. De nombreuses études ont démontré que ces saumures contenaient des quantités importantes de métaux, notamment du cuivre, du lithium et du cobalt, ainsi que des éléments essentiels tels que l’hydrogène et l’hélium. Des simulations hydrodynamiques ont démontré que 10 000 ans de dégazage magmatique pouvaient générer une lentille de saumure riche en cuivre contenant jusqu’à 1,4 Mt de cuivre contenue dans un volume rocheux de quelques kilomètres à une profondeur de 2 km. Les flux mesurés d’or et d’argent à Taupo, en Nouvelle-Zélande, sont si élevés qu’en 50 000 ans environ, ils pourraient fournir suffisamment de métal pour égaler les réserves des plus grands gisements hydrothermaux du monde. En général, la plupart des études sont axées sur l’exploration de données et se concentrent sur la compilation des réserves terrestres. Les mécanismes sous-jacents qui régissent l’enrichissement en métaux dans ces systèmes restent mal compris. Si l’exploration de données est certainement une première étape cruciale pour comprendre quels environnements géodynamiques favorisent un enrichissement en métaux critiques, la compréhension de ces processus dans les saumures géothermiques pourrait fournir des guides d’exploration durables pour ces ressources. Nous passerons ici en revue les sites potentiels du craton canadien où les saumures pourraient montrer un enrichissement en métaux ou avoir accumulé des éléments critiques tels que l’hydrogène ou l’hélium, et discuterons de leur potentiel économique.

L’hydrogène est considéré comme un élément clé des stratégies de décarbonation de nombreux pays, ciblant des domaines comme la mobilité ou les industries lourdes et chimiques.

La demande en hydrogène devrait être multipliée par 6 d’ici 2050, générant un marché de 1,4 T$. Mais il y a un problème fondamental : les technologies de production d’hydrogène aujourd’hui sont grevées soit par des coûts d’investissement exorbitants, des coûts d’exploitation prohibitifs ou un impact carbone trop élevé, jusqu’à 10 kg CO₂/kg H₂ pour la principale technologie actuelle de production d’hydrogène, le vaporeformage du méthane.

Dans cette présentation, nous explorerons une option alternative en soulignant les bénéfices de l’hydrogène minéral. Nous montrerons que l’exploitation de l’hydrogène du sous-sol représente non seulement la réponse à la demande croissante d’hydrogène, mais que cette solution peut l’être à un prix compétitif, sans nécessiter de subventions ou de green premium.

Faisant partie intégrante de l’accélération de l’économie de l’hydrogène, l’hydrogène orange constitue la clé pour enfin faire le lien entre demande et prix.

Les changements climatiques imposent une transformation profonde du secteur énergétique dans lequel l’hydrogène peut jouer un rôle clé. L’hydrogène naturel se distingue comme une source d’énergie primaire, alors que les autres formes d’hydrogène sont surtout des vecteurs produits à partir d’autres ressources. Parmi celles-ci, l’hydrogène vert, produit par électrolyse à partir d’électricité renouvelable, est également considéré pour le stockage temporaire d’énergie en souterrain. Dans les deux cas, la mesure et l’interprétation fiables des émanations d’hydrogène en surface sont essentielles, tant pour identifier des zones d’exploration que pour surveiller des sites de stockage et y détecter d’éventuelles fuites.

Ces mesures demeurent toutefois sensibles aux artefacts pouvant fausser les interprétations. Ainsi, de l’hydrogène d’origine anthropique peut être généré lors du forage pour l’échantillonnage par divers mécanismes, tels que le « métamorphisme des forets », la corrosion des outils ou les réactions mécanoradicales.

Dans cette étude, un protocole complet a été élaboré afin d’évaluer l’impact des conditions de sol et des techniques d’échantillonnage sur la génération d’hydrogène artificiel. Des simulations en laboratoire, réalisées sur différents types de sols et en employant diverses méthodes d’installation de sondes, montrent que certaines combinaisons de paramètres peuvent produire plus de 1000 ppm d’hydrogène. Un tel signal est équivalent, voire supérieur, à celui de certaines anomalies naturelles mesurées dans les sols à l’échelle mondiale.

Ces résultats soulignent l’importance de protocoles robustes permettant de discriminer les anomalies réelles des artefacts. L’amélioration des méthodes d’échantillonnage en surface est à ce jour indispensable, tant pour l’exploration de l’hydrogène naturel que pour la surveillance des réservoirs géologiques impliqués dans la transition énergétique.

Cette conférence explore les usages de l’hydrogène, en distinguant les applications où il est directement consommé (p. ex., explosifs verts, carburants propres) de celles nécessitant un stockage à grande échelle, notamment pour l’équilibrage du réseau électrique. Deux technologies souterraines sont mises en lumière : les cavernes salines et les cavernes rocheuses étanchées. Le Québec ne dispose pas de formations salines importantes, sauf aux Îles-de-la-Madeleine, où un cas unique se présente qui combine centrale thermique fortement émettrice de GES, projets éoliens en développement et dôme de sel sous-jacent. Sur le continent, les cavernes étanchées demeurent coûteuses, d’où l’intérêt des collaborations avec l’Ontario et les provinces de l’Atlantique.

L’installation de captage et de stockage du dioxyde de carbone (CCS) Quest, exploitée par Shell Canada au nom du partenariat Athabasca Oil Sands Project (AOSP) — composé de Canadian Natural Upgrading, 1745844 Alberta et Shell Canada — est une opération CCS entièrement intégrée à l’échelle commerciale. Depuis son démarrage en 2015, Quest a injecté avec succès environ un million de tonnes de dioxyde de carbone (CO₂) par an. À ce jour, l’installation a stocké en toute sécurité plus de neuf millions de tonnes de CO₂ dans un aquifère salin profond appelé le Grès cambrien basal (BCS), situé à environ deux kilomètres de profondeur.

Le site de Quest a été soigneusement sélectionné pour garantir à long terme le stockage sécurisé du CO₂ dans un aquifère salin. Les principaux critères de sélection comprenaient la capacité de séquestration géologique, l’injectivité, la capacité de surveillance, l’accessibilité du site d’injection, la rentabilité et le potentiel d’agrandissement futur. La région de Thorhild, en Alberta, a été retenue en raison du faible nombre de puits existants, de la présence de multiples couches géologiques étanches assurant le scellement au-dessus de la zone d’injection et de l’absence d’interférences avec les activités pétrolières, gazières ou liées aux cavernes salines. Ces facteurs, associés à des mesures d’atténuation des risques, font de Quest l’un des sites de CCS les plus sûrs au monde. Cette présentation portera sur l’histoire de Quest en mettant l’accent sur le cadre géologique qui en fait une installation de stockage de classe mondiale.