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.