Bassin permien : production record malgré la chute du nombre d'appareils de forage actifs

Le bassin permien, à cheval sur le Texas et le Nouveau-Mexique, a franchi en mai dernier le seuil symbolique des 6,6 millions de barils par jour (Mb/j), un record absolu, et ce malgré une diminution de 18 % du nombre d'appareils de forage actifs depuis l'an dernier, selon les données de Baker Hughes et de l'Energy Information Administration (EIA). Le nombre d'appareils est passé de 309 à 253 en l'espace de douze mois.

Cette hausse de productivité s'explique par la généralisation des forages multi-puits sur une même plate-forme, l'allongement des sections horizontales à plus de 3 000 mètres et l'optimisation des fluides de fracturation. Pioneer Natural Resources, maintenant intégrée à ExxonMobil après l'acquisition de 64,5 G$ US conclue à la fin de 2024, affirme désormais un coût de revient inférieur à 35 $ US le baril sur ses meilleurs blocs du comté de Midland.

Pour les producteurs canadiens, particulièrement ceux du bassin sédimentaire de l'Ouest du Canada (BSOC), cette efficacité accrue représente un défi concurrentiel important. Le brut léger du Montney en Colombie-Britannique et de la Duvernay en Alberta se mesure directement au pétrole permien sur les marchés du Midwest américain. Tourmaline Oil et ARC Resources, deux acteurs québécois et albertains majeurs, ont annoncé des programmes d'investissement révisés totalisant 4,2 G$ CA pour 2026, axés sur la réduction du coût de complétion par puits.

Suncor et Cenovus, davantage exposées aux sables bitumineux, voient l'enjeu sous un autre angle. Le brut lourd canadien ne concurrence pas directement le pétrole de schiste léger, mais l'abondance permienne pèse sur les capacités de raffinage du Golfe du Mexique, où une cinquantaine de raffineries américaines absorbent quotidiennement environ 4 Mb/j de brut canadien. La PDG de Cenovus, Jon McKenzie, a indiqué lors d'une conférence à Calgary que la stratégie consiste à diversifier les exportations vers l'Asie via le pipeline TMX, qui transporte maintenant près de 590 000 b/j vers Vancouver.

L'enjeu environnemental n'est pas en reste. Le Texas Railroad Commission a recensé près de 4,2 milliards de mètres cubes de gaz torché en 2025, soit l'équivalent de la consommation annuelle de gaz naturel du Québec résidentiel. Ces émissions de méthane fragilisent l'image du baril permien auprès des acheteurs européens soumis aux règles du Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), ce qui pourrait, paradoxalement, redonner un avantage au brut canadien si la Pathways Alliance livre ses projets de captage de carbone d'ici 2030.

À Ottawa, on suit la situation de près. Le sous-ministre des Ressources naturelles, Michael Vandergrift, a évoqué la nécessité de moderniser la réglementation fédérale sur les approbations d'infrastructures afin de permettre aux producteurs canadiens de garder un coût d'accès aux marchés compétitif. Le projet d'agrandissement du gazoduc NGTL de TC Énergie, évalué à 2,7 G$ CA, est l'un des dossiers prioritaires soumis à la Régie de l'énergie du Canada cette année.