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20 études à l’interne (gouvernement)
49 543$ à WSP (Genivar)
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Un exemple de ce que l’ÉES n’étudiera pas: l’impact de la fracturation
La coûteuse illusion du pétrole d’Anticosti
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en supposant un baril à $200
Nb puits
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6500
3900
Km
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2600
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puits/Km
2
2
2,5
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Coût des puits
12M$
12,5M$
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en supposant un baril à $300
Nb puits
12000
6500
3900
Km
2
6000
2600
1560
puits/Km
2
2
2,5
2,5
Coût des puits
14M$
14,5M$
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Valeurs des estimés de pétrole en place non découvert 

en milliards de barils
Best (50% chances)
Hydrocarbures Anticosti ...
Superficie de toute l’Île: 7 923 Km
2
"Les prévisions des réserves pétrolières de l'île d'Anticosti
s'élèvent aux alentours...
MDDELCC août 2014, Lignes directrices provisoires sur l’exploration gazière et pétrolière. 
Loi des mines article 204. ......
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Marc Durand - Le point sur Anticosti et enjeux des EES en cours

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Une évaluation ÉES spécifique sur Anticosti, une campagne de forages sur le terrain en deux phases, des déclarations et même des débats entre politiciens d’un même parti, comment se retrouver dans ce qui circule sur l’hypothétique gisement de pétrole d’Anticosti. La présentation débutera par l’analyse de M. Du- rand en ce qui a trait aux connaissances sur les paramètres géologiques, géotechniques, économiques et réglementaires du shale Macasty à Anticosti. Trois facteurs rendent cet hypothétique gisement a priori non exploitable (profondeur, gaz associé et coût des forages), sans compter les coûts totalement négligés des externalités, les coûts environnementaux, etc. En deuxième partie, on discutera des investissements et des partenariats du gouvernement à Anticosti. De plus, on examinera le contenu et les conditions de productions (budget, délais courts, oublis majeurs et pertinence) des 64 études annoncées pour l’ÉES-Anticosti et ainsi que pour l’ÉES-Hydrocarbures (conventionnels et non conventionnels) couvrant le transport maritime, par chemin de fer, par pipeline, etc.

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Marc Durand - Le point sur Anticosti et enjeux des EES en cours

  1. 1. ÉES Anticosti: Exploration pour le pétrole d'un hypothétique gisement ! même comité et même groupe d’experts pour ÉÉS Hydrocarbures et ÉES Anticosti!
  2. 2. 1 juin 2011: rapport Sproule pour Pétrolia Inc. et Corridor Resources qui fait le bilan des travaux de recherche d'hydrocarbures dans l'Île. Ce rapport traite des ressources possiblement en place dans le shale, mais nulle part il ne traite de leur exploitabilité potentielle par la fracturation de la roche mère. 16 mai 2012: Investissement Québec annonce une injection de 10M$ dans Pétrolia.
 - Été 2012: Pétrolia complète trois forages d'exploration en rouge ci-dessous, à Anticosti (avec tout le budget prévu pour quatre:
 Princeton Lake - Highcliff - Oil River Chronologie d’Anticosti
  3. 3. 29 mai 2013: Le MDDEFP dépose le projet de Règlement sur le prélèvement des eaux et leur protection (RPEP) avec une période de consultation réduite de 60 -> 30 jours pour motif d’urgence. 5 septembre 2113: Dévoilement de l’entente que Pétrolia et Hydro-Québec avaient signé le 22 janvier 2008; Hydro- Québec cédait alors ses 35 permis de recherche d’hydrocarbures sur l’île d’Anticosti. 13 février 2014: Annonce par Pauline Marois de la création du consortium Hydrocarbures Anticosti S.E.C. avec Pétrolia et trois autres partenaires, un apport de fonds publics pour la réalisation de 15 à 18 forages en 2014 plus trois forages avec fracturation en 2015 + lettre d'entente avec Junex pour 9 forages, conditionnelle à ce que Junex trouve un partenaire privé au plus tard le 31 octobre 2014. 13 mars 2014: Le CQDE dépose une requête en jugement déclaratoire impliquant Junex, Pétrolia, le ministère MDDEFP, pour travaux de forages d'exploration d'hydrocarbures faits ou prévus sans permis. 9 juin 2014: arrêté ministériel pour forages à Anticosti 15 jours avant la date prévue pour l'audition de la requête du CQDE. Nouvelle appellation "sondage stratigraphique", ce qui contre la requête du CQDE qui traitait de permis de forage. fin juillet 2014: publication du Règlement sur le Prélèvement des Eaux et leur Protection qui définit (art 33 à 36) le "sondage stratigraphique" (RPEP, une analyse). Dans ce règlement qui, rappelons-le, porte avant tout sur les captages d'eau souterraine, on introduit les normes pour autoriser la fracturation hydraulique des forages d'hydrocarbures. août 2014: publication des "lignes directrices provisoires sur l’exploration gazière et pétrolière". On y annonce des normes très laxistes permettant entre autre chose le torchage du gaz dans les puits d'extraction du pétrole. 4 novembre 2014: Pétrolia annonce la fin de la campagne de forages 2014 à Anticosti et Junex annonce ne pas avoir trouvé de partenaire pour Anticosti et se concentre plutôt sur un gisement plus près de fournir une production commerciale à Galt en Gaspésie. Du côté Hydrocarbures Anticosti S.E.C. (Pétrolia et partenaires), six forages ont été complétés sur les dix-huit initialement prévus. La suite est reportée à l'été 2015. 2014 (date précise indéfinie): Mise sur pied d'une ÉES propre à Anticosti. Le calendrier des travaux indiqué sur ce site du gouvernement pour cette ÉES est en fait l'équivalent du descriptif des travaux prévus par Pétrolia pour 2014 et 2015. Une deuxième ÉES portant sur la filière Hydrocarbures globale est aussi mise en oeuvre. mars 2015: date prévue par le comité ÉES pour rendre en un rapport d'étape et décider de la poursuite des travaux prévus à la phase 2 (trois puits avec la fracturation hydraulique). 15 juin 2015: table ronde réunissant dix experts deux mois après que le comité ÉES aura rédigé ses conclusions pour autoriser la fracturation hydraulique et aller de l'avant à Anticosti entre autres choses. fin automne 2015: dépôt du rapport final ÉES Anticosti.
  4. 4. TransAmerica: 1 permis Junex: 5 permis! 945 Km2
  5. 5. 20 études à l’interne (gouvernement) 49 543$ à WSP (Genivar) 210 000$ à WSP (Genivar) 9 études à l’externe64 études lancées pour l’ÉES Hydrocarbures et l’ÉES Anticosti scénarios
  6. 6. Un exemple de ce que l’ÉES n’étudiera pas: l’impact de la fracturation
  7. 7. La coûteuse illusion du pétrole d’Anticosti
  8. 8. Wyoming! !Colorado Texas Dakota Nord Bakken profondeur (pi)! épaisseur (pi)! pétrole en place! pétrole récupérable! % récupération Niobrara Eagle Ford 9000 à 11000 75 à 130 420! 5! 1,2% 7000 à 14000 200 à 400 500! 7! 1,4% 7000 à 15000 50 à 350 300! 3! 1,0% milliards de barils (données de gisements en production) Gisements avec quelques milliers de puits en production autres estimés 1,8% 1,7%- valeur basse: 1,0% valeur haute: 1,8%
  9. 9. en supposant un baril à $100 Nb puits 12000 6500 3900 Km 2 6000 2600 1560 puits/Km 2 2 2,5 2,5 Coût des puits 10M$ 10,5M$ 11M$ 120G$ 68G$ 43G$ /puits TOTAL % Superficie totale des permis: 7350 Km 2 82% Pétrole en place 46 Gbbl (milliards de barils) 35% 21% 37,5 Gbbl 16,3 Gbbl 9,8 Gbbl Valeur brute si 1,8% réc. Redevances 20% 67,5 G$ 29,3 G$ 17,6 G$ 13,5 G$ 5,9 G$ 3,5 G$ Valeur brute - coûts - redevances ( Déficit ) - 66 G$ - 44,8 G$ - 28,9 G$ en supposant un baril à $60 Redevances 20% 4,5G$ 2,0 G$ 1,2 G$ Valeur brute - coûts - redevances ( Déficit ) - 102,0 G$ - 60,4 G$ - 38,2 G$ Valeur brute si on prend 1 % récupération 22,5 G$ 9,8 G$ 5,9 G$ Coût des puits 120G$ 68G$ 43G$ TOTAL scénarios: noir: M.Durand 2014 vert: MERN 2015 - PLUS jaune: MERN 2015 - MOINS
  10. 10. en supposant un baril à $150 Nb puits 12000 6500 3900 Km 2 6000 2600 1560 puits/Km 2 2 2,5 2,5 Coût des puits 11M$ 11,5M$ 12M$ 132G$ 74,8G$ 46,8G$ /puits TOTAL % Superficie totale des permis: 7350 Km 2 82% Pétrole en place 46 Gbbl (milliards de barils) 35% 21% 37,5 Gbbl 16,3 Gbbl 9,8 Gbbl Valeur brute si 1,8% réc. Redevances 20% 101,3 G$ 43,9 G$ 26,3 G$ 20,3 G$ 8,8 G$ 5,3 G$ Valeur brute - coûts - redevances ( Déficit ) - 51 G$ - 39,6 G$ - 25,7 G$ Redevances 20% 13,5G$ 5,9 G$ 3,5 G$ Valeur brute - coûts - redevances ( Déficit ) - 78,0 G$ - 51,3 G$ - 32,8 G$ Valeur brute si on prend 1,2 % récupération 67,5 G$ 29,3 G$ 17,6 G$ scénarios: noir: M.Durand 2014 vert: MERN 2015 - PLUS jaune: MERN 2015 - MOINS Coût des puits 11M$ 11,5M$ 12M$ 132G$ 74,8G$ 46,8G$ /puits TOTAL
  11. 11. en supposant un baril à $200 Nb puits 12000 6500 3900 Km 2 6000 2600 1560 puits/Km 2 2 2,5 2,5 Coût des puits 12M$ 12,5M$ 13M$ 144G$ 81,2G$ 50,7G$ /puits TOTAL % Superficie totale des permis: 7350 Km 2 82% Pétrole en place 46 Gbbl (milliards de barils) 35% 21% 37,5 Gbbl 16,3 Gbbl 9,8 Gbbl Valeur brute si 1,8% réc. Redevances 20% 135,1 G$ 58,5 G$ 35, G$ 27G$ 11,7 G$ 7G$ Valeur brute - coûts - redevances ( Déficit ) - 35 G$ - 34,4 G$ - 22,6 G$ Redevances 20% 15G$ 6,5 G$ 3,9 G$ Valeur brute - coûts - redevances ( Déficit ) - 72 G$ - 50 G$ - 32 G$ Valeur brute si on prend 1,2 % récupération 90 G$ 39 G$ 23,4 G$ Coût des puits TOTAL scénarios: noir: M.Durand 2014 vert: MERN 2015 - PLUS jaune: MERN 2015 - MOINS 12M$ 12,5M$ 13M$ 144G$ 81,2G$ 50,7G$ /puits
  12. 12. en supposant un baril à $300 Nb puits 12000 6500 3900 Km 2 6000 2600 1560 puits/Km 2 2 2,5 2,5 Coût des puits 14M$ 14,5M$ 15M$ 168G$ 94,2G$ 58,5G$ /puits TOTAL % Superficie totale des permis: 7350 Km 2 82% Pétrole en place 46 Gbbl (milliards de barils) 35% 21% 37,5 Gbbl 16,3 Gbbl 9,8 Gbbl Valeur brute si 1,8% réc. Redevances 20% 202,6 G$ 87,8 G$ 52,7, G$ 40,5 G$ 17,6 G$ 10,5G$ Valeur brute - coûts - redevances ( Déficit ) - 5,9 G$ - 24,0 G$ - 16,4 G$ Redevances 20% 27G$ 11,7 G$ 7G$ Valeur brute - coûts - redevances ( Déficit ) - 59,9 G$ - 47,4 G$ - 30,4 G$ Valeur brute si on prend 1,2 % récupération 135,1 G$ 58,5 G$ 35,1 G$ Coût des puits TOTAL scénarios: noir: M.Durand 2014 vert: MERN 2015 - PLUS jaune: MERN 2015 - MOINS 14M$ 14,5M$ 15M$ 168G$ /puits 94,2G$ 58,5G$
  13. 13. Valeurs des estimés de pétrole en place non découvert 
 en milliards de barils Best (50% chances) Hydrocarbures Anticosti S.E.C. Total Best (50% chances) 33,9 12,23 46,13 30,7 42,9 Hydrocarbures Anticosti S.E.C. Total estimés 2011 estimés 2015 12,23 Junex Low (90% chances) High (50% chances) Junex Low (90% chances) High (50% chances) 21,4 53,9 10,21 14,39 31,61 68,29 20.9 45,2 10,21 14,39 31,11 59,6 Pétrolia/Corridor Res.        baisse de 10%
  14. 14. Superficie de toute l’Île: 7 923 Km 2 "Les prévisions des réserves pétrolières de l'île d'Anticosti s'élèvent aux alentours de 30 à 40 milliards de barils de pétrole, ce qui signifie une valeur brute pouvant atteindre 4000 milliards de dollars" La Presse, 9 sept 2013 "La valeur brute de ces ressources se situe actuellement autour de 4000 milliards de dollars. Elle devrait augmenter au cours des prochaines années, avec la remontée des prix du pétrole" Le Devoir avril 2012 "À 100 $ le baril (probablement un chiffre prudent pour le prix du pétrole à long terme) et en présumant que seulement un dixième de ces réserves est récupérable, on parle donc d’une ressource valant la somme extraordinaire de 400 milliards de dollars" 40 G barils en place Anticosti, le vol du siècle? Daniel Breton, a déposé hier après-midi une plainte à la Sûreté du Québec (SQ) contre le gouvernement Charest, qu'il accuse d'avoir perpétré le «vol du siècle». Le Devoir, 23 novembre 2011 février 2014:! 115 millions$ d’investissement public
  15. 15. MDDELCC août 2014, Lignes directrices provisoires sur l’exploration gazière et pétrolière.  Loi des mines article 204. ... Aucune redevance n'est exigible sur le pétrole, le gaz naturel ... utilisés sur place... ou sur le gaz naturel brûlé à l'air libre. Pour terminer, la question du gaz associé… "Le requérant qui émet dans l’atmosphère une quantité de gaz à effet de serre (GES) égale ou supérieure à 10 000 tonnes métriques en équivalent CO2 doit déclarer ses émissions »  
  16. 16. Merci de votre attention

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