samedi 1 janvier 2095

Présentation générale du site

           N'oubliez pas de lire chaque 1er du mois mon nouveau billet    


Vous trouverez avec les sept onglets en haut de cette page, des liens ordonnés vers mes documents techniques, qui sont également mis en file chronologique plus bas sur cette page.  L'accès par les onglets offre une présentation différente, qui  vise à rendre plus conviviale et plus logique l'accès à ces documents. J'exprime dans des écrits les résultats des analyses que je fais avec une approche totalement indépendante. Il n'y a que la vérité des faits scientifiques qui me motive; je n'ai pas d'intérêts personnels.

N'hésitez pas à ajouter des commentaires et/ou des questions, directement sur ces pages si c'est d'intérêt général. Si par contre vous souhaiter me contacter plus directement, vous pouvez m'envoyer un courriel :  -->     
durand.marc@uqam.ca

J'ai commencé en décembre 2010 à analyser la question de ce qui est communément appelé "le gaz de schiste".  Je ne rejette pas cette appellation qui est entérinée dans le langage courant, ainsi que dans la dénomination des Commissions d'enquête que le gouvernement a créées pour ce sujet (ÉES, BAPE, etc.). Il y a cependant une expression plus scientifiquement juste: les gisements d'hydrocarbures de roche mère, que j'emploi pour le nom de ce site et pour la majorité de mes documents.

On désigne ces nouvelles ressources comme des gisements non conventionnels de pétrole et de gaz, car tant par leur nature géologique que par la méthode d'extraction employée (la fracturation artificielle requise), ils sont bien distincts des gisements conventionnels d'hydrocarbures. Les impacts économiques et environnementaux très négatifs qui en résultent sont également très différents.

À partir de 2011, j'ai mis en ligne mes documents sur cinq sites Facebook  que j'ai créés à cette fin:
www.facebook.com/gazdeschistewww.facebook.com/gazdeschiste2 , www.facebook.com/PetroleDeRocheMerewww.facebook.com/DebatScientifiqueGazDeSchistele cinquième site pour les versions en anglais de mes documents: https://www.facebook.com/shalegas), ainsi que des présentations en vidéo qui sont placées sur  YouTube.

Certains lecteurs s'objectent à utiliser Facebook; de plus ce type de site peut se trouver bloqué sur les ordinateurs dans des lieux de travail d'utilisateurs qui oeuvrent dans des instances du gouvernement, etc. J'ai donc repris ici mes documents les plus importants. Ces pages constituent un site qui est indépendant de Facebook et qui permet un classement plus ordonné de mes documents.

Je tiens à remercier tous mes fidèles lecteurs. J'ai créé ce site spécialisé il y a deux ans (1er août 2014) en espérant qu'il soit utile à la compréhension de questions techniques. Je suis heureux de voir qu'il remplit ce rôle auprès d'un nombre toujours croissant, comme le montre le graphique ci-contre. En août 2015, après un an, il y avait eu 20 000 vues. Après deux ans, la fréquentation a augmenté de façon significative, car c'est maintenant 10 000 vues par mois qui sont comptées sur ce site. Le total cumulatif a dépassé 100 000 vues à la mi juillet 2016, et finalement 200 000 en mai 2017 Mon site rejoint maintenant des lecteurs de partout dans le monde. Les problèmes techniques et environnementaux reliés à la fracturation des gisements d'hydrocarbures disséminés dans leur roche mère sont universels. L'expérience d'ici peut servir aussi ailleurs.





jeudi 1 juin 2017

Un bilan de ce blogue

Le mois dernier, ce blogue aura franchi le nombre de 200 000 visionnements de pages. C'est beaucoup plus que je m'y attendais. Je remercie tous et chacun d'entre vous qui lisez fidèlement chaque mois mon billet sur les sujets toujours controversés reliés à l'utilisation de la fracturation hydraulique dans l'exploitation des gisements non conventionnels d'hydrocarbures.

Il est peut-être encore un peu tôt pour écrire que la fracturation hydraulique des shales est chose du passé. Mais par contre, on peut constater que ce n'est plus le futur que plusieurs envisageaient un peu partout dans le monde. Des pays qui avaient amorcé l'exploration et la fracturation de ces couches géologiques sur leur territoire, y ont renoncé les uns après les autres. Le cas récent de l'Algérie marque un heureux virage à 180°. Les conséquences de la fracturation des strates gazières sous les aquifères auraient été tout simplement catastrophiques.

Même dans le dernier bastion pro-gaz en Europe, c'est-à-dire au Royaume-Uni où le gouvernement a autorisé la fracturation hydraulique, une très forte opposition est en train de se mettre en action. Rien n'est moins certain quant au déploiement réel de cette industrie dans ce pays.

La fracturation hydraulique reste bien implantée aux USA. L'élection du président Trump constitue une nette victoire des forces conservatrices opposées à  l'accord de Paris sur le climat. L'industrie américaine des gisements non conventionnels bénéficiera donc encore de quatre autres années avec une protection de l'État. Les impacts négatifs de l'expansion irréfléchie des étendues fracturées au Texas, en Pennsylvanie, au Dakota, etc. vont être camouflées encore quelques années, mais elles ne vont pas disparaitre. Le réveil sera brutal dès qu'on aura passé l'ère Trump: on constatera alors leur ampleur réelle.

Je demeure de plus en plus convaincu que l'exploitation des gisements non conventionnels par la fracturation étendue de vastes territoires constitue le pire choix technique, économique et environnemental jamais fait dans le domaine de l'énergie. C'est une évidence qui a été pressentie comme telle par des mouvements citoyens spontanés partout dans le monde. Ces mobilisations ont  bien souvent tenu en échec les ambitions irréfléchies des promoteurs.

Au Québec parmi les promoteurs, il y a bien sûr dans l'industrie locale d'exploration des hydrocarbures le tout petit noyau des propriétaires de compagnies juniors; ils ont trouvé un appui circonstanciel chez des hauts fonctionnaires du gouvernement. Une partie des acteurs de ce secteur provient justement d'ex-fonctionnaires, passés à l'industrie par le jeu des portes tournantes. Cela nous a valu depuis 2010 des mascarades d'Évaluations Environnementales Stratégiques (ÉES), un table ronde baisée, des rapports d'études complaisants et calqués sur les points de vues des promoteurs, l'octroi de toutes les autorisations demandées pour les forages à Anticosti, mêmes les plus contestables, ainsi que l'injection de fonds publics dans ces projets irréfléchis. Cela nous a aussi valu, hélas, la promulgation d'une loi 106* sur les hydrocarbures et d'un règlement (RPEPqui définit des normes absolument complaisantes pour la fracturation hydraulique
___________________________________
* L'adoption  de cette loi sous le baillon s'est faite avec la volonté explicite du gouvernement de n'entendre qu'un expert ingénieur-géologue non neutre car lui-même détenteur de brevets de fracturation hydraulique, La commission a même voté pour refuser la proposition d'entendre un autre point de vue d'un autre expert qui lui n'a aucun intérêt financier dans le procédé de fracturation.

lundi 1 mai 2017

Maintenir les faits alternatifs pour Anticosti c’est bien utile pour livrer des millions aux promoteurs.


Les faussetés devenues des « faits alternatifs » se multiplient depuis l’arrivé de Trump répète-t-on souvent. Elles bénéficient largement dans bien des cas de l’effet levier des médias qui les relaient sans l’examen critique sérieux qui serait de mise.

Les milliards de dollars d’un incroyable gisement de pétrole à Anticosti constituent un bel exemple de fausseté présentée comme un fait réel par les médias. Cette affaire qui est bien de chez nous, n’a rien à voir avec le phénomène Trump, car elle le précède.

Les promoteurs ont bien joué leurs cartes et le gouvernement a été roulé dans la farine ; c’est très facile de berner quelqu’un qui ne demande que ça de se laisser séduire par des fausses promesses. Plus le mensonge est gros, plus il fait la manchette et plus il a de chances de s’implanter comme fait alternatif.

Ainsi a-t-on vécu depuis 2011 une l’interminable suite d’articles de journaux traitant du pétrole d’Anticosti. À chaque occasion on reprenait les nombres faramineux à l’origine du psycho-drame : 43 milliards de barils ! 45 milliards de dollars de profits !  Certains, vites en calcul, se sont même avancés à se dire : « Mais non, c’est plus que ça ! à 100$ /baril, il faut compter plus de 400 milliards de dollars  même avec seulement 10% du pactole.» « Le Québec n’a pas les moyens de se priver de cette manne ». Un beau très gros mensonge devenu une « vérité » à force d’avoir été relayé des centaines de fois.


Peu de gens se sont préoccupés d’analyser si vraiment il y a là-bas du pétrole exploitable économiquement. On a plutôt érigé dès le départ une lutte à finir entre les pros et les contres. Les pros étant les promoteurs, le lobby, des fonctionnaires et des membres du gouvernement ayant pris les dires des lobbyistes pour du « cash ». Du côté des contres, il y avait des environnementalistes, des artistes et poètes défendant la beauté et les valeurs patrimoniales de l’île, mais aussi beaucoup de citoyens simplement préoccupés par l’avenir et les conséquences d’une exploitation irréfléchie des combustibles fossiles.

Il est beaucoup plus intéressant pour les médias de couvrir les moindres détails de ce débat entre les « verts » et les « $$$ », d’autant plus que la politique s’en est vite mêlé. Chaque déclaration venant d’un politicien à propos d’Anticosti a été systématiquement relayée par les médias, même quand manifestement le politicien en question était un parfait ignare dans ce type de dossier technique.

Il aurait été beaucoup plus terne (donc bien moins vendable comme contenu de média) de traiter de la question de fond : les paramètres techniques et économiques qui déterminent l’exploitabilité ou la non-exploitabilité du shale Macasty à Anticosti. Ça demanderait à ceux qui ont sauté pieds joints dans le débat, les pros comme les contres, de tenter de lire et comprendre les documents techniques et de faire la part des choses entre les documents produits par les promoteurs et d’autres plus indépendants. Ce n’est pas simple à faire, c’est drabe, ça fait de moins bons articles que de relater une bonne dispute entre écolos et chambres de commerce, ou encore entre deux députés assis de part et d’autre à l’Assemblée Nationale.

Nous sommes maintenant six ans plus tard ;  le gouvernement a finalement décrété qu’Anticosti devra oublier son développement pétrolier. Tant mieux, mais on ne s’est toujours pas intéressé à présenter le fait que le potentiel pétrolier n’a jamais existé ; c’était un à priori érigé en pseudo-vérité (vérité alternative inventée par les promoteurs). Le gouvernement continue sur le postulat qu’il existerait un gisement, mais qu’il y renonce pour des raisons environnementales, patrimoniales, etc. Ce sera peut-être très rentable politiquement de se donner cette image de vertu écologique. En même temps, on se garde bien d’aller au fond des choses, car la nouvelle solution trouvée va permettre de pouvoir contenter bien des amis.

À l’origine de la saga d’Anticosti, il y a une entente demeurée très longtemps secrète grâce à laquelle des promoteurs privés obtenaient de l’État et d’Hydro-Québec des titres miniers pour un prix dérisoire. Ensuite, l’État encore rachète à ces mêmes promoteurs, mais à très haut prix cette fois, une participation (35%) pour les mêmes droits miniers. Pauline Marois annonce juste avant la campagne électorale de 2014 la création d’une société Hydrocarbures Anticosti en même temps qu’un potentiel de 45G$ de revenus pour l’État. Le mythe est crée : il ne reste plus qu’à le nourrir pendant les trois années qui suivent.

Pour mettre fin à cette saga, le gouvernement n’a rien trouvé de mieux que d’annoncer la fin de l’exploration en même temps que d’émettre une déclaration pour dire que grâce aux surplus budgétaires obtenus aux coupures sauvages des années 2015 et 2016, il aurait les moyens de dédommager les promoteurs déçus.

Ce n’est pas du tout comme ça que cela devrait se passer, mais comme l’État est impliqué, tout se fera par calculs politiques plutôt qu’en fonction de faits strictement économiques.

Cela devrait se passer ainsi : des partenaires s’embarquent en 2014 dans une campagne d’exploration minière où rien n’est certain, où tout est hautement spéculatif. Trois ans plus tard, on fait le bilan des résultats les plus probants : on doit se rendre à l’évidence que le pétrole de shale à Anticosti n’a vraiment aucune possibilité économique, même en se projetant dans un futur lointain, même avec un prix au baril largement supérieur à 100$. Les permis ne valent donc plus rien. Chaque partenaire s’est engagé dans les conditions entendues en 2014 et chacun savait que c’était une aventure spéculative. Au final les contributions fournies pouvaient devenir une perte sèche. La contribution de Pétrolia et de Corridor étaient simplement de partager une partie des droits qu’ils détenaient ; Corridor de plus a négocié une compensation de 13,3M$.  L’entente étant là aussi secrète (ça fait bien des ententes secrètes pour des biens publics !), on ne peut préciser ici les motifs de cette compensation.  L’État (57,7%) et Maurel&Prom (43,3%) ont fourni 100% des vraies dépenses d’exploration ; Pétrolia et Corridor zéro %.

En décrétant un arrêt maintenant, en annonçant d’avance qu’on va compenser les détenteurs de permis pétroliers sur toute l’Île, le gouvernement annonce qu’il va livrer aux promoteurs des compensations pour des profits fictifs anticipés en 2014. C’est le mythe de l’exploitabilité économique d’un pseudo gisement à l’origine de la saga qui est ainsi maintenu comme vérité alternative jusqu’à la conclusion finale. Les promoteurs n’auront même pas à se salir les mains en réalisant des forages ; l’argent escompté va leur être livré directement en chèque signé Ministère des finances.

Les vérités alternatives ont donc un coût au Québec. Ce qui a été sans doute promis aux promoteurs en 2011 et 2014, au final leur sera livré, mais sous une autre forme. On leur avait vendu des droits à prix dérisoire (10¢/ha), on leur a livré toutes les autorisations, les lois et les règlements pour favoriser leurs actifs. Mais comme entretemps le vent politique a tourné, comme le premier ministre juge plus opportun de se déclarer protecteur d’Anticosti, on va quand même livrer aux promoteurs un généreux dédommagement. Pour justifier cela, il est nécessaire de garder le mythe du gisement rentable bien vivant. Pas question donc de mettre les projecteurs sur un bilan réel et objectif de la question du pétrole d’Anticosti, car cela indiquerait trop clairement qu’il est injustifié de compenser les promoteurs.


Quelques rappels

Pétrolia Inc. 
Société par action fondée
en 2002 par André Proulx
Siège social à Québec
Capitalisation en bourse
en date de la rédaction de
ce texte 26 avril 2017:  14,5M$.
La Caisse de Dépôt était un des actionnaires
importants de Pétrolia. Elle a récemment retiré ses billes.



Hydrocarbures Anticosti S.E.C. Société en commandite créée en 2014 et annoncéle 13 février 2014.

Superficie des permis détenus : 6196 km2

Montant annuel du coût des permis)  61 960$.

La base du partenariat repose sur l’attribution fictive d’une valeur de 200 M$ à ces permis, soit environ 32 300$/km2  bien qu’ils n’aient été obtenus du gouvernement qu’au tarif annuel de 10$/km2 !
L’entente est secrète bien qu’elle implique l’injection de fonds majoritairement publics pour réaliser de l’exploration sur un territoire public (Anticosti). « La première phase d’exploration comprend des travaux de puits stratigraphiques (entre 15 et 18) en 2014 et 3 forages d’exploration avec fracturation en 2015 avec le projet de Pétrolia, Corridor Resources et Maurel & Prom. Pour l’entente avec Junex, il est question de 4 puits stratigraphiques en 2014 ainsi que de 3 puits d’exploration et de 2 puits horizontaux avec fracturation en 2015. »  Dans la réalité, il aura fallu deux ans pour réaliser 12 forages seulement ; les trois forages avec fracturation ont été retardés deux fois d’un an ; ils ne seront pas réalisés en 2017 et ne seront probablement jamais forés. C'est une filiale d'Investissement Québec, Ressources Québec, qui s'est engagé à injecter 56,6 millions de dollars dans une co-entreprise dont les partenaires sont Pétrolia, Corridor Resources et Maurel & Prom. L'accord prévoit également que Ressources Québec verse 13,3 millions de dollars à Corridor pour une participation additionnelle dans la co-entreprise.
N.B. La preuve que la valeur attribuée aux permis fut très grossièrement surestimée est que Junex qui détient en plus 944km2 dans la partie sud d’Anticosti, n’a jamais trouvé de partenaire privé disposé à accepter d’embarquer dans le financement d’une entente comparable sur la base d’une valeur de cet ordre (32 300$/km2).

samedi 1 avril 2017

Un projet-pilote d'exploitation dans les Basses-Terres du St-Laurent?

Le 8 février 2017, Questerre Energy Corporation a émis un communiqué qui annonce une relance dans les travaux d’exploration/exploitation du gaz dans le shale d’Utica. Il s’agirait selon le pdg M. Binnion de projet(s)-pilote(s) dans la région de Bécancour et/ou Lotbinière.

Questerre détient directement un seul des 77 permis actuellement en vigueur dans la liste du MERN (permis # 2005PG773) ; ce permis correspond à un territoire de 218 km2 dans la région de St-Jean d’Iberville (zone verte dans la fig. 1 ci-dessous). Questerre ne détient donc directement que 1,7% du territoire de l’Utica sous permis (13129,92 km2) dans les Basses-Terres du St-Laurent.

 
Figure 1: Liste et carte des permis d'exploration d'hydrocarbures dans l'Utica des Basses-Terres - données MERN 27 janvier 2017.




Talisman Energy, devenu Repsol Oil & Gas Canada Inc. le 8 mai 2015, possède la plus grande part de ces permis : 3666 km2 pour vingt permis qui représentent 28% du territoire (teinte orange, fig. 1). À noter que Talisman avait radié ses principaux actifs au Québec en 2012, et Questerre avait annoncé la même chose en 2016. Les permis de recherche d’hydrocarbures demeurent cependant en vigueur à leur nom. Le site WEB de Repsol ne fait aucune mention d’actifs au Québec ; le site WEB de Questerre par contre les décrits globalement. Questerre est partenaire de Repsol qui a aussi un lien de partenariat avec Intragaz détenteur de 767 kmen permis. Les neuf permis d’Intragaz sont localisés aux deux sites d’opération de stockage souterrain de gaz de la compagnie : Pointe-du-Lac et St-Flavien (zones en rose dans la figure 1).

Pourquoi Bécancour et pourquoi Lotbinière ? L’objet ce de texte est d’analyser les données sur chacune de ces deux régions. Il y a eu des très fortes oppositions populaires lors de la précédente campagne de forages d’hydrocarbures dans les Basses-Terres du St-Laurent. M. Binnion indique vouloir maintenant regarder les possibilités dans deux zones « faiblement peuplées ».


Bécancour possède un vaste parc industriel situé en bordure du fleuve, juste à l’est de l’embouchure de la rivière Bécancour (fig. 2).  Ses promoteurs sont toujours intéressés à de nouveaux projets ; le député local (CAQ), les chambres de commerce, etc. sont ouverts à donner leur appui à ce type de développement industriel. Le conseil du patronat et les chambres de commerce ont invariablement présenté des mémoires (BAPE, ÉES, etc.) favorables au développement de l’exploitation des hydrocarbures au Québec. L’avantage d’un parc industriel, c’est avant tout qu’il n’a pas de résidents, pas non plus de conflits éventuels avec des opérations agricoles. En annonçant ce projet-pilote, on peut penser que M. Binnion pourrait de plus souhaiter un apport de fonds publics, comme cela s’est produit avec Pétrolia à Anticosti.

 
Figure 2:   La zone du parc industriel de Bécancour.


Le communiqué de presse de Questerre parle d’un projet-pilote de 36 000 acres ; c’est donc une zone plus étendue que le territoire du parc industriel délimité ci-dessus en magenta. Trente-six mille acres correspond à un peu plus qu’un carré de 12 km de côté (en jaune, fig. 2).

Lotbinière est certes une région agricole, mais elle possède aussi une vaste zone forestière inhabitée que lorgnent les promoteurs pétroliers et gaziers depuis le tout début. La Commission de protection du territoire agricole du Québec (CPTAQ) a donné l’autorisation pour un projet de gazoduc dans la région de Lotbinière à Gaz Métro. Cette décision date du 8 décembre 2011 et elle est valide pour dix ans ; elle concerne les dossiers #367629 (Leclercville), #367630 (Saint-Édouard-de-Lotbinière), #367631 (Saint-Janvier-de-Joly) et #367633 (Saint-Flavien). Le tracé approximatif (fig. 3) de ce projet relie les puits de Leclercville, St-Edouard, etc. aux installations existantes de stockage de gaz à St-Flavien.

 
Figure 3 :   Le secteur de la forêt de Lotbinière montrant quelques uns des puits ; en rouge, deux puits avec fracturation. Le carré jaune donne à titre indicatif ce que représente 36 000 acres.

 
Figure 4 :  L’unité d’aménagement 034-51 qui correspond à la forêt de Lotbinière. réf.


La localisation exacte de ce projet, ou de ces deux projets-pilotes, n’est pas encore précisée. Ce que le communiqué indique déjà par contre c’est une évaluation des revenus nets prévus : « La valeur nette de cette zone de développement de 36 000 acres est estimée à 311 millions $ » M.Binnion, 9 février 2017. Il y a peu de détails pour expliquer ce résultat. Voyons donc nous-même si c’est réaliste : 
36 000 acres c’est 56,25 mi; exploiter cette portion de shale d’Utica demanderait environ 36 plateformes de 8 à 10 puits chacune (ex. de plateforme: voir min 8:20). C’est un coût en puits d’au moins 3,6 G$. Comme il y aurait 0,311 G$ de revenu net, le revenu brut serait d’environ 3,9 G$  (3,6 + 0,311) comme total de valeur en gaz récupérable. Au prix actuel de 3$/1000 pc, on penserait donc pouvoir sortir 1300 Gpc de ce territoire de 56,25 mi2, ce qui correspondrait à 23,1 Gpc/mi(milliards de pieds cubes par mille carré). Dans un autre calcul avec le prix hypothétique de 4$/1000 pc, le volume correspondant serait 975 Gpc, ce qui équivaut alors à 17,3 Gpc/mi2.

C’est tout à fait incompatible avec les densités de gaz en place analysées par Chen et Al. de la Commission Géologique du Canada. Leurs résultats, qui sont repris dans le rapport du BAPE 2014 (fig. 5 ci-dessous), donnent la quantité de gaz en place en milliards de pieds cubes par par mille carré (Gpc/mi2). La densité est inférieure à 20 Gpc/mi2, sauf dans cinq petites zones plus riches qu’on désigne comme « sweets spots ».

Figure 5 :  Gaz en place dans le shale d’Utica - rapport du BAPE 2014, fig. 7.




Figure 6 :  Les quantité de gaz en place dans les secteurs de Bécancour et Lotbinière.









   
Dans le secteur de Bécancour, la quantité de gaz total en place dans le shale est indiquée comme ~10 Gpc/mi2.  Dans le secteur de Lotbinière, la densité est plus élevée et la quantité de gaz total en place dans le shale est ~ 40 Gpc/mi2.  Évidemment ces densités estimées se rapportent au gaz total emprisonné dans la roche. Les taux de récupération réalistes varient entre 8% et 20%. On peut donc estimer sortir 1 à 2 Gpc/mi2 à Bécancour et peut-être 3 à 8 Gpc/mi2 dans le « sweet spot » de Lotbinière, mais certainement pas 23 Gpc/midans aucun de ces deux endroits.

Si la quantité de gaz extrait est 2 au lieu de 23 Gpc/mi2, le revenu brut sera à Bécancour dix fois moins que le montant avancé ; environ 400 M$ au lieu de 3,9 G$.

Dans le cas de Lotbinière, ce serait au mieux (8/23e de 3,9 G$) environ 1,36 G$ en valeur brute de gaz extrait. Il y aurait là un énorme déficit par rapport au coût (3,6 G$) des 36 plateformes requises dans chacune des deux hypothèses. Les revenus nets indiqués dans le communiqué de Questerre sont à des années-lumières de la réalité. Les données de compilation et d’interpolation géostatistiques utilisées par Chen et al. demeurent approximatives ; elles constituent néanmoins la meilleure méthode reconnue. On ne peut pas les ignorer.

Talisman Energy, qui a réalisé le plus grand nombre des puits avec fracturation entre 2008 et 2010, n’a pas présenté les résultats des tests de production, à l’exception d’un seul cas: le puits St-Edouard HZ No1. Ce puits est situé en plein centre du sweet spot  de Lotbinière; c’est le symbole + qui le situe dans la figure 5.

J’ai précédemment commenté ce test de production de gaz dans mon billet de janvier 2016. Je reprends ici sommairement les éléments les plus significatifs de ce test de production (fig. 7 ci-dessous), car c’est la seule donnée probante de terrain dont on dispose actuellement:


Figure 7 :  Courbes de déclin de la production de gaz d’un puits dans le shale d’Utica: une productivité fictive VS un cas réel.







La surface (A) sous la courbe, donne le volume cumulatif de la production d’un puits. Celle sous la courbe rouge, une courbe fictive qui est de plus transposée de l'Ohio, donne un volume plus de cinq fois plus grand que le volume (B) qu'il est possible d'obtenir avec la courbe en magenta qui montre un cas réel, mesuré dans le puits A275 St-Edouard HZ No 1. Les promoteurs et même des rapports gouvernementaux (GECNo5) ont utilisé les valeurs hyper optimistes et fictives, plutôt que les données de terrain mesurées au Québec.

Dans ce dernier cas, j’ai calculé que la production ultime du puits A275 serait de 37 Mm3 (~1300 Mpc) ce qui rapporterait brut à 3$/1000 pc environ la moitié (3 935 000$) seulement du coût du puits (~8 M$). Le puits A275 est présenté par des auteurs (Cheng, Lavoie & Malo,2014) comme le meilleur des 18 puits fracturés : « L’industrie a publié les résultats pour quelques puits qui indiquent des résultats encourageants (Marcil et coll., 2012), le meilleur puits (Talisman St. Edouard no 1) ayant une production initiale de 11 Mpi3/jour et un débit stabilisé de fermeture de près de 6 Mpi3/jour après 30 jours ».  En supposant que la fracturation s’étend en moyenne à 150 m, le puits draine 0,35 km2 (fig. 8). Ultimement on y produirait 1,3 Gpc, ce qui correspond à 19% de la quantité de gaz en place dans le shale rejoint par la fracturation.

Figure 8 :  Le puits A275 foré en 2009 situé sur la route Leclerc à St-Edouard-de-Lotbinière.


   
Si un puits qui se situe dans un sweet spot ne peut même pas payer 50% de son coût, qu’en est-il des autres puits fracturés réalisés dans l’Utica ?  Ces autres données n’ont jamais été présentées ou analysées par les diverses études et les commissions lancées sur la question du gaz de schiste. Les promoteurs se sont bien gardés de les rendre publiques, à l’exception du puits A275.  Talisman a  rayé des livres ses actifs au Québec parce qu’il n’est pas possible d’envisager une exploitation, pas seulement parce que l’acceptabilité sociale n’était pas au rendez-vous. Le BAPE est arrivé à cette même conclusion en 2014, mais il faut se demander pourquoi le BAPE et l’ÉES, avec tous les millions dépensés en frais d’études, n’ont pas exigé des promoteurs la publication des données des 17 autres puits fracturés. Une analyse de ces données comme celle que je fait ci-dessus pour le puits A275, aurait pu clore de façon définitive toute velléité de reprendre encore en 2017 ce faux débat sur des hypothétiques retombées économiques « qui mériteraient d'être explorées ».
   
J’ai tenté d’obtenir du MERN une copie des rapports de complétion des puits fracturés ; ces fracturations datent de plus de six ans maintenant, mais on n’y a toujours pas accès. Elles sont protégées par les directives relatives aux « renseignements personnels » selon les avocats qui répondent aux demandes d'accès à l'information au ministère. Cette interprétation des directives est outrancière et favorise les intérêts de l'industrie au détriment de la transparence qui serait de mise.  Le substratum est une propriété de l’État ; les permis et autorisations ne s’apparentent qu’à des droits locatifs temporaires sur le shale ; si le locateur temporaire a fait des fracturations irréversibles dans ce bien public,  pourquoi en tant qu’expert indépendant ne puis-je examiner les rapports de ces travaux de fracturation ? Pourquoi l’État n’a-t-il pas lui-même commandé leur étude dans le cadre de l’ÉES? Il s’agit là pourtant de données bien réelles qu’on a choisi d’ignorer volontairement ; on a commandé à la place des études de modélisation (ÉES étude E3-10, voir 20:46 min) qu’on peut facilement qualifier de « bidon » ainsi que beaucoup d’études sur les « besoins de l’industrie ».


Et nous voici en 2017 à l’aube d’une tentative de relance « de l’acquisition de connaissance » par le démarrage (et l’appel de financement public?) d’un projet-pilote ciblant Lotbinière ou Bécancour. La vigilance de tous s’impose, car nos gouvernants ont continuellement démontré qu’ils adhèrent sans l’avouer publiquement, à cette vision qui est celle des détenteurs des permis d’hydrocarbures.  Les arguments scientifiques n’ont que peu d’impact sur les décisions du gouvernement : à preuve le contenu navrant des récentes lois (loi 106) et règlements (RPEP) ne tient aucunement compte des mémoires déposés par les experts indépendants. Une forte pression populaire démontrant une non-acceptabilité sociale aura un impact politique plus effectif.
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Dans ce texte nous avons volontairement limité le calcul économique à sa plus simple expression :
Revenus :  la valeur brute du gaz extrait dans l’hypothèse la plus favorable
Dépenses : le coût de construction des puits (10M$/puits) incluant les coûts de raccordement

N.B. Toutes ces données en dollars US; les densités sont données en milliards de pieds cubes par milles carré, comme c'est courant dans cette industrie ; 36000acres = 145,69 km2. Il y a 2,59 km2 dans un mi2; il y a 35,315 pc dans un m3  (1 m3/km2 = 91,466pc/mi2). Je postule ici des plateformes comportant 10 puits et couvrant 4km2 comme dans les études du dernier BAPE. Chaque puits a un coût de 10M$ incluant la fracturation, raccordements, etc.; des forages horizontaux plus longs pourront couvrir plus que 4km2, mais leur coût de fracturation et le risque d'échec augmenteront en proportion. Les statistiques montrent que les exploitants paient pour un % de puits qui se révèlent improductifs, causé souvent par un échec lors de la fracturation. Au final, le coût de base de l'exploitation avoisinera toujours 25M$/km2 car il faut environ 2,5 puits/km2, ou l'équivalent en puits plus longs et plus coûteux. C'est un ordre de grandeur général, car d'un État à l'autre aux USA, il y a des variations. Au Québec, les coûts se retrouveraient dans la tranche haute. Sans même ajouter les coûts d'opération divers, les redevances, les coûts environnementaux, etc., 25M$/km2 demeure un estimé minimal très conservateur et bien utile comme base de calcul.

Comme ces simples données démontrent que ces simples coûts dépassent de beaucoup les revenus bruts possibles, il aurait été farfelu de pousser plus loin les détails de l’analyse. Dans une analyse plus exhaustive, il faudrait évidemment ajouter d’autres paramètres: les coûts annuels d’opération, les frais de redevances, les coûts environnementaux, l'indexation des paramètres pour la durée de l'exploitation, etc. C’est bien inutile dans le cas d’un projet dont on constate qu’il est voué à l’échec commercial dès l’analyse la plus sommaire. Mais un grand danger subsiste : le jeu des promoteurs en cause actuellement ne se situe pas dans un contexte d’une exploitation réelle; il s’agit plutôt d’opérations de compagnies juniors visant à mousser la valeurs des permis d’exploration.

À l’étape d’exploration, le jeu complexe des avantages fiscaux, des subventions directes et indirectes, les contributions gouvernementales au financement (ex.: cas d’Hydrocarbures Anticosti S.E.C.), etc. faussent complètement le libre marché des décisions économiques. En avançant une proposition de projet-pilote et en y mettant des paramètres gonflés à l’hélium, le promoteur se place dans une position avantageuse où il pourra prétendre faire de la recherche ou de l’expérimentation. À cette étape, le gouvernement n’exigera aucune redevance ; au contraire, le promoteur pourrait plutôt solliciter la participation de fonds publics. Il y a au gouvernement (ministère des finances, MERN et MDDELCC) des hauts fonctionnaires très ouverts et qui semblent être en communauté de pensée avec les promoteurs.

Les taux de récupération farfelus que le promoteur choisit, les millions de revenus qu’il projette ne seront pas remis en cause quand il les présentera ; plus les chiffres de revenus seront gros, plus on voudra y croire aveuglément au gouvernement. La compétence, l’expertise en ce domaine du côté des hauts fonctionnaires peut être remise en question; les décisions passées qui ont mené à mettre des millions de fonds publics dans les forages à Anticosti en sont la preuve. Les promoteurs-détenteurs des permis Pétrolia et Corridor Ressources dans ce cas précis s’en sont tirés avec un financement nul à mettre dans le coûts des forages d’exploration. Il faut craindre la possible reprise de ce scénario à Bécancour ou Lotbinière.