samedi 1 octobre 2016

Le déclin de la production d'hydrocarbures de roche mère aux USA

Les USA sont devenus le plus important producteur de pétrole et gaz au tournant de 2010, dépassant la Russie et l’Arabie Saoudite (figure 1 ci-dessous).  Les données du diagramme illustrent le total de la production, tant la production dans des gisements conventionnels que des gisements de roche mère où les conditions non conventionnelles exigent l'emploi de la fracturation hydraulique.

Figure 1  La production Gaz et Pétrole des trois principaux pays producteurs de 2008 à 2015




Les analystes ont attribué l'accroissement de la production américaine de 2008 à 2015 en bonne partie au développement des gisements non conventionnels par fracturation hydraulique. La technique demeure controversée chez nos voisins du sud comme partout dans le monde, mais la situation des USA demeure très particulière ; il y a d’un État à l’autre une grande variété dans les réglementations qui tentent de régir cette industrie. Dans les États plus permissifs, là où l’industrie pétrolière est présente depuis des décennies, le développement a connu une courbe fortement ascendante de 2008 jusqu’en 2015 (voir les figures 2, 4, 6 et 8). Il y a un très net renversement de tendance depuis 2015.  Toutes ces données proviennent du relevé mensuel que publie l'agence américaine de l'énergie EIA.

Cas du shale Bakken au Dakota Nord
Figure 2  La production de pétrole et gaz non conventionnel dans le Dakota Nord (shale de Bakken) en net déclin depuis 2015.
Figure 3  Carte schématique de la formation de roche mère Bakken dans le Dakota du Nord, mais qui se prolonge aussi sous les provinces et états voisins.

La production décline dans le Bakken en 2015 et 2016 bien que le nombre de puits en production ait augmenté de plusieurs centaines. Comment s'explique ce paradoxe apparent? Le nombre d'équipes de forage pour la construction de nouveaux puits est passé de 200 en 2014 à moins de 30 au Dakota en 2016. La production de chaque puits existant décline aussi de façon accélérée quand cette production résulte de la fracturation hydraulique; un puits donne les premiers 24 mois environ 80% de ce qu'il produira durant toute sa vie utile. Si le rythme dans la construction de puits décline, alors il n'y a plus suffisamment de nouveaux puits chaque année pour compenser le déclin productif des anciens puits. C'est très différent des puits dans les gisements conventionnels pour lesquels la production ne décline que peu pendant des décennies.



Cas du shale Eagle Ford dans le sud-ouest du Texas
Figure 4  La production de pétrole et de gaz non conventionnel dans le le champ pétrolier Eagle Ford en net déclin depuis 2015
Figure 5 Carte de localisation du champ pétrolier EagleFord dans la partie sud-ouest du Texas.
Le déclin est très manifeste pour le champ Eagle Ford au Texas. Là aussi on est passé de 275 équipes de forage en 2012-2014 à moins cinquante en 2016. Ces cinquante foreuses ont ajouté beaucoup de nouveaux puits, mais pas suffisamment pour compenser le déclin productif des puits existants.


Cas du shale Marcellus en Pennsylvanie
Figure 6  La production de pétrole non conventionnel dans le Marcellus reste faible. Pour le gaz le ralentissement s'amorce fin 2016 seulement.
Figure 7 La formation de roche mère Marcellus couvre la Pennsylvanie mais s'étend sous trois autres États limitrophes. Elle au-dessus du shale d'Utica qui lui se prolonge plus à l'ouest.
Dans le Marcellus la réduction du nombre de nouveaux forages s'est amorcée seulement à la fin de 2015 plutôt qu'en début d'année 2015. Le déclin va apparaitre manifeste seulement dans les prochains 12 mois.


Cas du shale Niobrara au Colorado-Nebraska
Figure 8 Inversion de la tendance dans la production de pétrole non conventionnel au Niobrara. Pour le gaz le ralentissement s'amorce fin 2016 seulement.
Figure 9  Carte de localisation du champ pétrolier Niobrara au Colorado et Nebraska.




La chute des prix des combustibles fossiles apparait comme une bataille menée par des producteurs détenant des très fortes réserves d’hydrocarbures dans des gisements conventionnels au Moyen-Orient notamment, contre l’émergence de producteurs de gisements non conventionnels. Il y a une grande différence dans les coûts de production de ces deux types de gisements : à peine une dizaine de dollars/baril au Moyen-Orient versus plusieurs dizaines de dollars (>50$/barils) dans les exploitations où rien ne coule sans la fracturation hydraulique. La technique est non seulement controversée, elle est surtout très coûteuse: aux USA, c'est trois à cinq fois le coût du pétrole conventionnel. Les exploitants tentent d’abaisser les coûts des forages horizontaux avec fracturation hydraulique, mais les impacts environnementaux amènent aussi des contraintes nouvelles qui augmentent les coûts de production.

Dans plusieurs pays et plusieurs régions hors des USA là où la fracturation hydraulique a été un temps envisagée, les exploitants qui s'y étaient aventurés ont récemment plié bagage en raison d’une absence de rentabilité. Cette non rentabilité est créée par l’impact financier de règles environnementales combiné à la faiblesses des prix du pétrole et du gaz.


Vu la forte courbe ascendante amorcée vers 2010 dans les données de production des gisements de pétrole et gaz de schiste, plusieurs ont annoncé en 2014 et 2015 avec un enthousiasme débridé que les USA allaient d'ici cinq ans (vers 2020) être autosuffisants en termes de combustibles fossiles. L’indépendance énergétique en pétrole et gaz risque apparaît maintenant comme une chimère depuis l’inversion très nette de la tendance dans les courbes de production de la plupart des champs pétroliers et gaziers non coventionnels aux USA.

Les très grandes différences entre les valeurs réelles de production mesurées depuis 18 mois et celles qu'on pouvait prédire au début de 2015 avec la projection extrapolée (les courbes en traits tiretés sur les figures 2, 4, 6 et 8), changent complètement la donne. À peu près tous les nouveaux gisements de roche mère qu'on prévoyait mettre en production dans le monde sont maintenant au point mort. Sans compter le nombre croissant de pays (France, Écosse, Pays de Galles, Allemagne, etc.) et de régions (Vermont, New-York, Nouveau-Brunswick,  etc.) qui mettent au ban la technique.

Une dernière remarque pour la situation au Québec. Le gouvernement est un gros paquebot qui a été lancé en 2008 dans un processus orienté vers le développement pétrolier. Les équipes en place au MERN et MDDELCC ont rédigé des arrêtés, des règlements et plus récemment la loi 106 pour autoriser et encadrer la fracturation hydraulique; ils ont aussi émis des avis pour induquer au gouvernement d'embarquer comme partenaire financier dans cette voie maintenant décriée. La machine gouvernementale continue dans les faits à ouvrir le Québec à tous les types de développement pétrolier et gazier, y compris de pétrole de roche mère. Le capitaine du bateau, le premier ministre* fait pour la presse des déclarations publiques qui indiquent une orientation différente. Mais dans les faits, les équipes en place au gouvernement restent objectivement en bon accord avec les orientations que souhaite le lobby pétrolier. C'est une situation pour le moins confuse.

*Philippe Couillard n’est pas très bien informé quant il affirme ceci « Vous savez qu'il n'y a pas eu de fracturation dans les basses terres du Saint-Laurent, il n'y en aura pas, a-t-il dit. On va continuer avec la même attitude. ».  C'est faux; il y a eu de la fracturation dans dix huit forages, avec l’autorisation du gouvernement Charest, de 2008 à 2010. La voix du premier ministre tient des propos rassurants, mais en même temps le gouvernement continue de mettre en place une loi et des règlements pour permettre aux exploitants de faire de la fracturation (camouflée sous le vocable "stimulation" dans les règlements). La fin de la citation "On va continuer avec la même attitude" n'est guère rassurant.