Le pétrole en 22 questions

Les mythes et les faits sur les « gisements » pétroliers du Québec.

Photo: iStock
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1. Pourquoi le pétrole québécois semble-t-il soudainement un enjeu ?

Des progrès en géophysique et en technologie (forage horizontal, fracturation des roches) ainsi que l’augmentation du prix du baril permettent d’envisager l’exploitation de bassins jugés jusqu’ici sans intérêt.

2. Où trouve-t-on du pétrole au Québec ?

Sur 12 % du territoire, soit 200 000 km2, principalement dans l’axe du fleuve. Mais le potentiel est intéressant sur seulement 40 000 km2. Le quart de la Gaspésie recèlerait du pétrole classique, il y en aurait du non classique partout sur l’île d’Anticosti, et un forage dans le golfe ayant révélé la présence de gaz, on suppose qu’il pourrait y avoir du pétrole dans la structure dite d’Old Harry, au large des îles de la Madeleine.

3. Quelle est la différence entre le pétrole classique et le non classique ?

Le pétrole se forme dans la roche-mère, riche en matières organiques. Il est dit classique quand le liquide a migré vers des fractures naturelles, qui agissent comme réservoirs. Et il est dit non classique quand il est resté dans la roche appelée schiste. D’où l’appellation « pétrole de schiste » — « ou gaz de schiste », lorsqu’il s’agit de gaz. Il faut fracturer la roche pour l’en extraire.

4. Quelle est la valeur potentielle du pétrole québécois ?

Selon le ministère des Ressources naturelles, la Gaspésie pourrait renfermer 429 millions de barils ; la portion québécoise du gisement Old Harry (dans le golfe du Saint-Laurent), 7 milliards de barils ; et l’île d’Anticosti, près de 46 milliards de barils.

Sur le terrain, des experts parlent plutôt d’un potentiel « très théorique » de 200 à 300 millions de barils en Gaspésie et de 40 milliards de barils sur l’île d’Anticosti, dont environ 5 % seraient exploitables. Et ils refusent de s’avancer sur le potentiel d’Old Harry. À ce stade, il serait bien téméraire d’estimer la valeur d’une éventuelle exploitation québécoise, mais on peut rêver : au cours actuel du baril (95 $), les revenus pour les entreprises d’exploitation avoisineraient 1 milliard en Gaspésie et 190 milliards à Anticosti.

5. Combien y a-t-il de gisements au Québec ?

Aucun. Il ne faut pas confondre le gisement, aussi appelé « réserve prouvée » (puisqu’il s’agit d’une réserve dont on est sûr à 90 % qu’elle sera exploitable), et le bassin pétrolier, au potentiel hypothétique. Au Québec, il ne s’agit pour l’instant que de bassins.

6. Le potentiel du Québec est-il comparable à celui de l’Alberta ?

On peut difficilement comparer le potentiel du Québec aux réserves prouvées de l’Alberta ! Même en commençant une exploitation commerciale de grande envergure à Anticosti, le Québec pourrait au mieux extraire environ 2 milliards de barils du potentiel du bassin, qui serait de 40 milliards de barils, selon l’hypothèse optimiste du ministère des Ressources naturelles. Alors que l’Alberta a des réserves prouvées de plus de 169 milliards de barils, provenant surtout des sables bitumineux.

7. À qui appartiennent les ressources du sous-sol ?

L’État québécois est propriétaire de toutes les ressources naturelles, y compris celles du sous-sol. Il loue des « droits pétroliers » sous deux formes : les « permis de recherche » comprennent entre autres les droits d’exploration, pour étudier le potentiel ; et le « bail d’exploitation » permet d’extraire la ressource, moyennant redevances.

8. Quelles sont les étapes qui précèdent l’extraction ?

D’abord, il faut repérer les bassins propices à l’accumulation d’hydrocarbures. Quand une société estime que le sous-sol d’une région ou d’une partie du fond de l’océan est susceptible de contenir des produits pétroliers, elle demande un permis de recherche pour poursuivre son exploration. Des relevés sismiques (une échographie du sous-sol par des ondes sonores ou des jets d’air comprimé) lui permettent de trouver les réservoirs qui pourraient avoir piégé les hydrocarbures. (Par exemple, en 2012, la société québécoise Junex a fait des relevés sur 224 km à Anticosti.)

Des puits sont ensuite forés. C’est à cette étape qu’on évalue le potentiel. (Dans le cas du schiste, entre 5 % et 10 % du pétrole sera exploitable, et dans le cas du pétrole classique, un maximum de 30 %.) Quand les essais sont concluants, on commence à extraire.

9. Combien faut-il investir avant même d’extraire ?

« Dérisquer » (faire la preuve qu’on peut passer à la phase d’exploitation) un bassin de pétrole non classique comme celui d’Anticosti peut coûter entre 150 et 200 millions de dollars.

Junex, par exemple, y est titulaire de cinq permis de recherche sur 94 000 hectares. Le coût du permis est de 10 ¢ par hectare par an. L’État met comme condition à cette location que la compagnie dépense en travaux de recherche sur le terrain 50 ¢ par hectare la première année et jusqu’à 2,50 $ la cinquième année. Junex a dépensé quatre millions de dollars en 2012 pour des données sismiques qui lui ont permis de repérer une trentaine de cibles de forage. Elle construira de trois à cinq puits d’exploration verticaux à l’été 2013 sur les sites les plus prometteurs, pour un coût de quatre à six millions de dollars chacun.

Pétrolia, qui a des permis de recherche sur 300 000 hectares, paie un loyer de 30 000 $ par an. Certains y voient une subvention déguisée : les prix à l’hectare sont 10, 20, voire 100 fois plus élevés en Alberta, où l’on vend les permis aux enchères.

10. Quelles seraient les redevances pour exploiter un gisement au Québec ?

Le bail d’exploitation prévoit un loyer annuel de 2,50 $ par hectare, plus une redevance de 5 % à 12,5 % en fonction de la production.

11. Combien de sociétés ont des droits sur le territoire québécois ?

En Gaspésie, 11 sociétés sont titulaires de permis de recherche (comprenant l’exploration) ; à Anticosti, 5 ; dans le golfe, 2. L’État a délivré ces permis sur la base du « premier arrivé, premier servi ».

12. Un permis de recherche donne-t-il toute liberté aux entreprises ?

Non. Une société devra obtenir au moins cinq permis pour chaque travail géologique, géophysique ou de forage, en plus de l’accord de différents organismes — la Commission de protection du territoire agricole, si on est en milieu rural ; le ministère du Développement durable, de l’Environnement, de la Faune et des Parcs, si on est en milieu humide…

13. Une production québécoise ferait-elle baisser les prix à la pompe ?

Le Québec a déjà le pouvoir d’imposer un prix à la pompe, ce qu’il choisit de ne pas faire !

Plusieurs éléments déterminent le prix de l’essence, dont le coût du pétrole brut, le coût de son raffinage et la gourmandise des gouvernements. Il est impossible de répondre à la question sans ces données. Une plus faible distance entre les puits de pétrole et les raffineries pourrait se traduire par une légère pression à la baisse, et encore…

14. Est-il raisonnable de penser transformer sur place le pétrole gaspésien ou anticostien ?

Non. Qui voudrait investir dans une raffinerie dont on n’a pas besoin ? Deux raffineries — Suncor, à Montréal, et Ultramar, à Lévis — produisent déjà plus (400 000 barils/jour) que ce que le Québec consomme (300 000 barils/jour).

15. Comment le pétrole gaspésien serait-il acheminé vers une raffinerie ?

Probablement par bateau.

16. Quels seraient les risques environnementaux ?

• L’écoulement des fluides de fracturation et des hydrocarbures vers des terrains voisins.

• Des fuites dans les coffrages et tubes souterrains.

• Des nuisances causées par l’éclairage, le bruit, la poussière, la circulation.

• La contamination des sources d’eau potable par contact avec les hydrocarbures souterrains.

• L’exploitation en mer et le transport par bateau ajoutent des risques de marée noire et de perturbation des écosystèmes marins.

17. Comment répondre aux inquiétudes des gens concernant l’environnement ?

L’industrie et les pouvoirs locaux s’accordent pour réclamer un projet-pilote d’exploitation. La préparation, l’élaboration du cadre légal, les conditions d’exploitation et la coordination avec les pouvoirs locaux feraient l’objet d’un encadrement technique et scientifique.

Une étape essentielle serait aussi de bien mesurer l’« état zéro », c’est-à-dire la situation avant les travaux. Par exemple, l’eau potable de plusieurs zones des basses terres du Saint-Laurent contient déjà du méthane, et en Gaspésie, des suintements pétroliers sont observés depuis des siècles. Leur présence ne pourrait donc être attribuée à l’exploitation.

18. Quelle est l’incidence d’un champ de pompes à pétrole sur le paysage ?

Les grands champs pétroliers de 400 pompes sont chose du passé. Les forages horizontaux permettent désormais de faire plusieurs forages sur un seul site. On obtient les mêmes résultats avec un puits central alimenté par un système de puits horizontaux, qui recueillent le pétrole.

19. Quelle est la place des hydrocarbures dans l’énergie consommée au Québec ?

• Électricité : 40,1 %

• Pétrole : 39,1 %

• Gaz naturel : 12,5 %

• Biomasse : 7,4 %

• Charbon : 1 %

20. D’où provient le pétrole consommé au Québec ?

• Algérie : 28,1 %

• Autres pays : 22,4 %

• Royaume-Uni : 16,1 %

• Terre-Neuve-et-Labrador : 11,9 %

• Angola : 7,5 %

• Mexique : 5,3 %

• Norvège : 4,2 %

• Nigeria : 3,6 %

• Venezuela : 0,6 %

• États-Unis : 0,6 %

• Irak : 0,2 %

• Alberta : 0 %

21. Les Québécois profiteraient-ils d’un approvisionnement en pétrole albertain ?

Ce serait une bonne affaire pour Ultramar et Suncor ainsi que pour les consommateurs. Le litre d’essence (avant toutes les taxes) coûtait à la mi-février 7 ¢ de moins à Toronto qu’à Mont-réal, essentiellement parce que le pétrole albertain consommé en Ontario est moins cher (60 $ de moins le baril à la même période) que le pétrole en provenance d’Europe ou d’Afrique et qu’il vient de moins loin.

22. À quel prix Hydro-Québec a-t-elle cédé ses droits sur l’île d’Anticosti ?

Bien que l’entente entre Pétrolia et Hydro-Québec soit confidentielle, Hydro-Québec est d’accord pour la rendre publique et Pétrolia ne semble pas avoir d’objection de principe, mais tarde à le faire. Le PDG d’Hydro-Québec, Thierry Vandal, a déclaré que la société d’État percevrait des « redevances prioritaires » sur la ressource si elle était exploitée : « S’il y a des milliards de barils, on va faire des milliards de dollars. »

 

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