Le journal La Presse a publié ce lundi 5 octobre ce qui se veut une réplique pro-gaz à mon propre texte publié une semaine avant. L'IEDM fait la promotion de l'industrie des hydrocarbures depuis sa création en 1987; je m'attendais donc à voir une réplique, mais plus étoffée. Le texte de Gabriel Giguère se limite à des arguments qui ont peu de rapport à l'exploitabilité de l'Utica. Je crois important d'en souligner les incongruités et les faiblesses.
Le texte de M. Giguère est en entier ci-dessous ; j'ai ajouté en rouge mes commentaires.
LE QUÉBEC PEUT ENCORE FAIRE LE CHOIX DE LA PROSPÉRITÉ - Gabriel Giguère, IEDM
Avec le retour du gaz naturel dans le débat politique québécois, il n’a pas fallu attendre bien longtemps avant de voir les activistes ressortir leur même vieux disque. Au cas où ce serait ce qu’il suggère, car je suis le seul qu'il mentionne plus bas dans son texte, je tiens à préciser que je suis un expert indépendant, pas du tout un activiste.
Pourtant, la mise en valeur du gaz se trouvant dans notre sous-sol représente une occasion en or pour accroître la prospérité des Québécois. On a vu par le passé qu’un bon nombre d’investisseurs étaient prêts à risquer leur propre argent pour le développer et créer de bons emplois, bien rémunérés, un peu partout au Québec. Certes entre 2006 et 2012 on a vu affluer au Québec des compagnies, certaines locales, certaines de l’Alberta;. Elles étaient attirées ici par des prix de permis ridiculement bas (10¢ par hectare), des subventions, des avantages fiscaux très généraux et une réglementation déficiente leur permettant d’aller partout sans même avertir les communautés. Très tôt après les premiers forages, les résultats bien en dessous de leurs projections ont fait qu’elles ont plié bagage dès 2012 en rayant de leur bilan la valeur de leurs actifs au Québec. Elles ont alors cédé leurs permis à Questerre et à quelques petits joueurs locaux. Ces derniers ont intenté une poursuite de 18G$ contre le Québec pour l'annulation de ces permis et perte de revenus anticipés, une poursuite encore pendante devant les tribunaux. Ils ont donc tout intérêt à s’activer pour ramener la fiction d’un gisement contenant des milliards sous nos pieds.
Un mot sur les bons emplois: à l’époque, c’est de l’extérieur du Québec que sont débarqués ici les équipes spécialisées pour y faire 24h/24 la bruyante fracturation hydraulique.
Quant à l'expression "risquer leur propre argent", M. Giguère sait sans doute que pour chaque $5,00 dépensé au Québec lors des forages de 2006 à 2010 l'ensemble des divers avantages fiscaux, subventions et autres leur retournait $5,12 tel que l'a analysé la firme Ross Smith de Calgary.
Et si le gouvernement n’avait pas adopté une série de lois toujours plus restrictives – allant jusqu’à interdire la recherche de gaz dans le sous-sol québécois –, il y a fort à parier que le Québec pourrait aujourd’hui bénéficier de la croissance de la demande internationale en gaz naturel. Faux: les activités dans l’Utica n’aurait jamais atteint l’étape de la production.
Pourtant, certains tentent toujours de prétendre, en s’appuyant sur des chiffres vieux de plus d’une décennie, que le Québec ne serait pas en mesure de tirer son épingle du jeu dans ce secteur. Ou peut-être le font-ils par altruisme envers ces pauvres investisseurs, qui seraient prêts à risquer leur propre argent pour développer le Québec. Qui sait ?
Un exemple récent de ces vieux chiffres provient d’un billet d’opinion écrit par un professeur retraité, Marc Durand, paru dans ces pages le 28 septembre dernier. En se basant sur les données de production d’un seul puits d’exploration, dont le forage a commencé en 2007, il prétend qu’il serait impossible pour une entreprise de faire de l’argent avec le gaz naturel québécois. Les opérations de forage du A275 : début 26 sept 2009 - fin 27 novembre 2009; les opérations de fracturation ont eu lieu en 2010.
Si l’argument semble à première vue convaincant, il faut reconnaître que la technologie d’extraction n’est pas la même aujourd’hui qu’elle l’était en 2007. Une estimation prédisait que ce puits expérimental pourrait produire 1,3 milliard de pieds cubes de gaz naturel.
Pour mettre le chiffre en perspective, c’est suffisamment d’énergie pour chauffer environ 25 000 résidences québécoises pendant une année. Ressources naturelles Canada indique qu'il faut environ 94 800 pi³/an pour chauffer une maison unifamiliale moyenne neuve; dans ce cas :1 300 000 000 ÷ 94 800 ≈ 13 700 maisons/an.
En fonction des coûts de l’époque, cependant, le professeur estime que ce puits n’aurait pas été en mesure de rembourser les coûts de forage et d’exploitation. Au 5 octobre 2026, le prix Henry Hub est d'environ 3,07 $US/Mpi3 ce qui donne 4,05M $US pour 1,3 milliard pi cu de gaz. En 2010, le prix était de 4,37U$/Mpi3. Pour les mêmes 1,3 milliard de pi³ on avait 5,68M $US il y a seize ans. À l’époque comme en 2026 ce prix est vraiment beaucoup trop bas. C’est même 30% de moins en 2026 pour payer simplement le coût du forage (environ 10M U$).
Je n’ai présenté les données que du puits A275 car l’industrie n’a publié une courbe de production que pour ce puits en indiquant que c’était là le meilleur puits. J’ai pu trouver, dans des communiqués de presse des exploitants à l’époque, quelques données fragmentaires seulement pour certains des 17 autres puits (de ~moitié moins productifs à zéro productif selon les cas).
Les exploitants ont eu des nombreuses occasions de présenter des données probantes dans leurs mémoires devant les nombreuses instances gouvernementales (BAPE deux fois, ÉES deux fois aussi) entre 2010 et 2016. Ils ont gardé ces mauvais résultats pour eux.
Or, il faut comprendre que le potentiel d’un gisement peut évoluer. Certains puits forés dans une formation rocheuse similaire en Ohio et en Pennsylvanie montraient une performance semblable à l’époque. En 2016, la région produit 8,5 milliards de pieds cubes de gaz naturel par jour ! Et les producteurs ne semblent pas déficitaires non plus. Ce n’est pas du tout scientifique de comparer le pseudo gisement de l’Utica du Québec avec ce qui se fait dans un autre gisement en Pennsylvanie et en Ohio, dans un autre contexte géologique à plus de 1000Km. De plus l’auteur présente ici une valeur pour l’ensemble de la région, sans aucune précision utilisable, par exemple le nombre de puits. La meilleure valeur mesurée dans l'Utica du Québec 1,3 Bcf (milliards pi cu de gaz) est beaucoup plus faible que ce que donnaient en moyenne les puits de même taille aux USA: Marcellus: entre 3 et 4 Bcf; Haynesville: 4 à 7 Bcf; Eagle Ford: 4 à 5,5Bcf. Il est faux de prétendre que l'Utica du Québec serait comparable aux gisements exploités aux USA, d'autant plus que la valeur 1,3 Bcf n'est pas la moyenne des 18 puits testés, mais la meilleure valeur trouvée.
Le problème de l’argument de M. Durand est qu’il présuppose un potentiel technologique fixe (Faux: dans mon texte j’ai écrit ceci: «il n’y a pas eu d’amélioration significative»; je n’ai pas décrit le potentiel technologique « fixe ». Cela s’est amélioré certes un peu, mais vraiment pas assez pour modifier mon analyse). C’est un peu comme s’il affirmait que, puisque le premier iPhone n’est pas assez puissant pour faire fonctionner ChatGPT, les nouvelles générations d’iPhone ne le seront pas non plus. Tout comme les téléphones se sont améliorés au fil des ans, la technologie permettant l’extraction de gaz naturel a aussi changé. Les coûts sont plus bas, le forage horizontal permet à un seul puits d’aller chercher la ressource plus loin, et les méthodes d’extraction sont plus précises et efficaces. Je constate que l’auteur n’a pas vraiment d’expertise, ou de données géotechniques pour analyser cette question, car son argument se limite au iPhone ! Les foreurs de 2026 vont être sans doute contents de regarder leur iPhone le plus récent pendant que la machine travaille, mais l’argument que M. Giguère apporte ici n’a aucun lien avec ce qu’il devrait discuter.
La technique de fracturation hydraulique certes évolué depuis 2010, mais nullement de façon comparable aux téléphones cellulaires. On constate que la production par puits a environ doublé, mais essentiellement parce que les extensions horizontales sont plus longues*. Il y a donc par puits plus de stages de fracturation, plus de propant (sable et additifs) et plus de fluide de fracturation. Ça donne plus de gaz produit par puits, mais c’est parce que l’étendue couverte par un puits est plus étendue. Il n’y a cependant pas plus de gaz dans le shale et la proportion qui est récupérable reste sensiblement la même. Si votre moissonneuse fauche 12 m de large au lieu de 6 m, cela donne un intérêt pour les coûts de récolte, la production augmente par machine, mais cela n’augmente pas la quantité de blé que vous pouvez récolter dans un même champ.
Une chose qui n’a pas changé, cependant, c’est à quel point la ressource voit sa demande croître. En 2007, le monde consommait 106 billions (106 083 milliards) de pieds cubes de gaz naturel. En 2024, c’était 149 billions de pieds cubes. D’après les prévisions récentes, la consommation atteindrait 198 billions de pieds cubes en 2050. Le fait que la demande augmente récemment dans le monde n’augmente en rien la quantité de gaz qui s’est accumulé dans l’Utica au cours des millions d’années lors de la période géologique de l’Ordovicien. C’est plutôt du côté du prix du gaz qu’on devrait évaluer cet impact.
À cela s’ajoute le fait que de nombreux pays européens et asiatiques cherchent à diversifier leurs approvisionnements, en privilégiant des sources de gaz provenant de partenaires commerciaux stables et fiables - comme le Québec et le Canada.
Au cours des derniers mois, notamment, nous avons pu voir des entreprises gazières allemandes et britanniques s’engager à acheter des volumes de gaz naturel liquéfié dans des projets en développement en Colombie-Britannique pour s’assurer un approvisionnement. C’est un fait; l’ouest canadien produit du gaz depuis des décennies en grand quantité. À une époque encore récente on devrait souvent bruler l’excédent à la torchère faute de débouchés locaux. Cette abondance de gaz bon marché existe ailleurs dans le monde. C’est le coût de liquéfaction (énorme) et le coût de transport qui explique les prix élevés pour certains marchés. Le pseudo gisement de l’Utica n’est pas du tout comparable à ce qui existe ailleurs en Amérique du Nord.
Si nous sommes passés à côté d’une belle occasion d’enrichir le Québec au cours des dernières années, la bonne nouvelle est qu’il n’est toujours pas trop tard pour se rattraper. Ce serait catastrophique de forer à perte des nouveaux puits.
Espérons que cette fois-ci sera la bonne, et que le prochain gouvernement saura rouvrir la porte à cette filière prometteuse pour le Québec ! Cette filière n’est pas du tout prometteuse. La décision de l’enterrer en 2022 a été prise après douze ans d’études diverses, très sérieuses où l’opportunité a été donné à tous de s’exprimer. Le nouveau gouvernement ne la déterrera pas, malgré les souhaits de l'IEDM.
__________________________
* Dans certains champs de gaz de schiste où on fait des puits depuis maintenant vingt ans, les parties horizontales des puits atteignent parfois 5 Km. Cette amélioration de la technique rencontre maintenant une limite mécanique. 1) Le train de tiges frotte beaucoup plus sur les parois rocheuse du trou. 2) les vibrations du train de tiges deviennent excessives. 3) Les zones d'instabilité locale des parois du forage augmente en proportion de la distance; ces zones peuvent coincer, même bloquer le train de forage. 4) les débris de forage s'accumulent plus dans la section horizontale et les boues de forage qui ont comme rôle de les évacuer fonctionnent moins bien dans les section longues. 5) Il est très complexe et coûteux de descendre le tubage dans la section longue. 6) Les forages dévient de leur orientation prévue; le foreur doit mesurer au front de trou la déviation et appliquer pour la suite une correction d'orientation; toutes ces mesures techniques (mesures-correcstions) sont possibles, coûteuses et indispensables, sinon la fracturation ne se retrouvera plus dans la bonne couche géologique. 7) La probabilité de perte du forage, donc la nécessité de le reprendre à zéro à côté, augmente; la perte d'un puits pour un blocage impossible à corriger, cela existe depuis toujours, mais cela devient sérieux dans les forages très long, car ils sont très coûteux. Pour toutes ces raisons, l'amélioration technique que représente les forages très longs n'est appliquée concrètement que dans 15 % des nouveaux forages. Ce n'est pas parce qu'une technique existe que les exploitants choisissent automatiquement de l'appliquer.