La production de Eagle Ford Shale augmentera de 50% cette année, atteignant en moyenne 844,000 XNUMX barils par jour, selon une analyse de la société de recherche et de conseil Wood Mackenzie.
Et malgré la chute des prix du gaz naturel, le nord-est des États-Unis doublera sa production de gaz d'ici 2020, prévoient les chercheurs.
Dans le rapport sur la production d'énergie en Amérique du Nord publié vendredi, Wood Mackenzie projette un avenir sain pour l'énergie aux États-Unis, avec croissance rapide tirée par le pétrole serré, y compris le pétrole de Eagle Ford et d'autres formations rocheuses de schiste.
Même le gaz naturel américain a un avenir prometteur, ont déterminé les chercheurs, constatant que tous les forages gaziers actuels aux États-Unis sont économiques à des prix supérieurs à 4 dollars par million d'unités thermiques britanniques. Le gaz américain a fermé lundi à 3.46 $.
"Les schistes du nord-est n'ont pas connu de réductions drastiques de forage de gaz en raison du faible coût de développement", note le rapport.
Wood Mackenzie estime que 150 milliards de dollars seront dépensés cette année pour développer le pétrole et le gaz naturel nord-américains. Le pétrole serré représentera plus de 40% de ces dépenses, a révélé la firme.
Cet investissement lourd poussera la production de pétrole à plus de 5 millions de barils par jour d'ici 2019, avec plus de la moitié de ces barils provenant du Eagle Ford Shale dans le sud du Texas et du Bakken Shale dans le Dakota du Nord et le Montana.
Le Wolfcamp et Cline Shale dans l'ouest du Texas est un nouveau venu, les chercheurs ont déclaré que sa production de pétrole devrait bondir de 76% d'ici 2018. La pièce de Wolfcamp and Cline, actuellement à l'origine de 7% de la production du bassin permien, doublera sa part au cours des 5 prochaines années, selon Wood Mackenzie.
Pioneer, Devon, EOG Resources and Approach sont les principaux opérateurs du Wolfcamp / Cline Shale, note le rapport.
Cette croissance du brut domestique réduira les importations de l'étranger à seulement 15% de l'offre de brut américain d'ici 2020, contre environ 44% aujourd'hui.
La croissance du pétrole brut des sables bitumineux du Canada pourrait déplacer les importations sur la côte du Golfe, note le rapport. Mais cela nécessitera de nouveaux pipelines et d'autres infrastructures pour transporter le brut vers le sud.
«Nous prévoyons que la croissance de l’offre continuera de dépasser la mise en place des infrastructures, utilisation accrue de modes de transport alternatifs et la volatilité continue des prix », indique le rapport, notant que plus de la moitié du volume de brut quittant Bakken Shale dans le Dakota du Nord est transporté par chemin de fer.
Le transport ferroviaire dans le Bakken coûte environ 60% de plus que les tarifs des pipelines, selon Wood Mackenzie.
«Le rail aura un rôle à jouer, mais ce n'est pas la solution idéale pour les actifs de production de plateau à longue durée de vie comme les sables bitumineux», indique le rapport. «Pour ceux qui se concentrent sur un horizon à long terme, les pipelines restent le mode de transport le plus sûr et le moins coûteux.»
