Exploitation pétrolière en Guyane
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L'exploitation pétrolière en Guyane regroupe l'ensemble des actions de prospection et forage en mer, dans les eaux du département français d'outre-mer de la Guyane, en vue d'exploiter les hydrocarbures qui s'y trouvent. Entre 1975 et 2019 , 8 forages de prospection et de nombreuses campagnes de suivi acoustiques sont menées par plusieurs compagnies (Elf, Esso, Exxon, Shell, Total,...) sans résultat concluant, à l'exception du puit Zaeduys-1 réalisé en 2010. Celui-ci permet d'identifier deux réservoirs prometteurs qui ne sont pas confirmés par les forages suivants. Les responsables des compagnies pétrolières estiment qu'il n'existe pas de gisement rentable de pétrole dans les eaux guyanaises.
Les futures nouvelles explorations (et donc l'exploitation potentielle) sont arrêtées à partir de 2017 avec le vote de la "loi Hulot", interdisant la recherche ainsi qu'à l'exploitation des hydrocarbures en France. Cette loi est remise en cause par de nombreux élus guyanais.
Contexte géologique et potentiel pétrolier
La géologie régionale est liée à la séparation de l’Afrique et de l’Amérique du Sud lors de l’ouverture de l’océan Atlantique Sud[1]. La Guyane fait partie de la même marge conjuguée que le Sierra Leone, ce qui la différencie géologiquement des pays voisins comme le Guyana et le Suriname qui connaissent un fort essor pétrolier dans les années 2020[2].
Premières explorations
Opérations d'exploration de ERAP/Elf
Un permis de recherche d'hydrocarbures a été attribué en 1964 à la Société de Participations pour le Pétrole (PETROPAR), qui effectue une première campagne de suivi sismique de 2 164 km en 1965[3] puis cède le permis l'ERAP en 1968[4].
De 1968 à 1974, l'Entreprise de recherches et d'activités pétrolières, qui donnera plus tard naissance à Elf, réalise des campagnes de prospection sismique sur un total de 3 512 km[3]. En 1975 Elf effectue le premier forage en Guyane, nommé Sinnamary-1[3],[5]. Réalisé à 48 m sous la surface de la mer, le puits descend à 2 104 m[3]. Il est situé à 6° 22′ 48″ N, 53° 22′ 57″ O[5]. Il est abandonné le de la même année, faute de résultats concluants[6]
Le permis de l'ERAP passe à la Société Nationale ELF Aquitaine en 1977 puis est prolongé jusqu'en , et sa superficie réduite à 35 600 km2[4].
Opérations d'exploration d'Exxon
En 1976 et 1977, Exxon effectue deux campagnes de recherche sismique respectivement de 600 et 1 320 km[3]. Entre les deux, la compagnie IFP organise également un campagne de 458 km[3].
En 1978 la compagnie Esso - Recherches et Exploitaton Pétrolières (REP) effectue un second forage, nommé FG2-1[3],[7]Réalisé à 823 m sous la surface de la mer, le puits descend à 3 941 m[3]. Il est situé à 7° 15′ 39,8″ N, 52° 43′ 31,3″ O[5].
Le puits s'avérant sec, il est abandonné[3],[6].
Permis exclusif de recherche "Guyane Maritime"
Prospections sismiques
En 2001, un permis d'exploration (dit "Guyane maritime") est accordé à Planet Oil Limited, une filiale de Hardman Petroleum, pour 5 ans, pour une superficie de 35 000 km2.
La compagnie effectue en 2002 et 2003 (zone ouest du permis), puis de nouveau en 2005 (zones centre et est) des campagnes de prospection sismique 2D pour un total de 8 836 km[3]. En 2005 elle effectue également une campagne de prospection 3D sur 367 km2[3]. Ces campagnes aboutissent à l’identification de deux sites potentiels de forage faisant l'objet d'études plus approfondies, notamment biosédimentaires: le site "Kawana" à 2 400 m de profondeur, au pied du talus continental, et le site "Matamata" à 1 200 m de profondeur rattaché au talus continental[3],[11].
Tullow Oil rachète en en Hardman Petroleum[12],[13] et la même année, le permis est transféré à Hardman Petroleum et prolongé jusqu'au en le limitant à la zone du talus continental[14],[1]. En , Gaz de France met fin à sa participation à hauteur de 20% dans le projet, après l'avoir rejoint en 2006[15],[16].
De à , la compagnie Hardman Petroleum effectue une autre campagne sismique 3D sur 2 800 km2 à l’ouest du site de Kawana[3],[17]. Cette campagne permet d'identifier des zones potentielles d’accumulation d’hydrocarbures[17].
GM-ES-1
En , Hardman annonce son intention de lance une opération de forage exploratoire nommé "Guyane Maritime Eastern Slope 1" (GM-ES-1) et celui-ci débute finalement en [14]. Le forage exploratoire offshore GM-ES-1 (ou Zaedyus-1) est positionné à 150 km au nord-est de Cayenne[18] (5° 49′ 13,94″ N, 51° 06′ 29,92″ O[19]). Le puits se situe à plus de 2 000 mètres de profondeur sous la surface de la mer, et se prolonge dans 6 059 m de roche sous le plancher marin (le réservoir ayant été identifié à 5 711 m)[20].
Le pétrole est, selon l'opérateur du forage, présent à grande profondeur, sur 72 mètres d'épaisseur (en deux réservoirs), dans des couches sableuses[21] situées dans des grès turbiditiques en éventail datant du Crétacé supérieur, entre le Cénomanien et le Touraine[22]. Tullow Oils évoque en 2011 une réserve possible de milliards de barils de réserves (les prévisions les plus optimistes évoquent une réserve de 5 milliards de barils, ce qui pourrait alors porter la France à un statut de producteur pétrolier de troisième ou second rang d'ici une quinzaine d'années[23]) et le lobbyist pétrolier UFIP estimait en que le gisement permettrait de produire 120 000 barils par jour pendant dix ans, soit 7 % de la consommation nationale[24]. Ces estimations sont abandonnées suite aux autres forages.
Évolution du consortium
En , le permis d'exploration "Guyane maritime" est transféré à un nouveau consortium et prolongé jusque , mais en réduisant sa superficie à 24 100 km2[3],[1].
Le projet de forage est porté par la coentreprise Hardman Petroleum qui associe :
- le groupe Shell (45 % des parts) ;
- le groupe Total (25 %) à partir de [25];
- la compagnie Tullow Oil (opérateur du forage détenant 27,5 % des parts) ;
- Le groupe Northpet Investments (2,5 %). Ce groupe appartient à Northern Petroleum plc qui en possède 50 % et à Wessex Exploration plc. qui possède les 50 autres pour cents des parts[26],[27].
Forages exploratoires du consortium
GM-ES-2
Shell organise en 2012 deux campagnes sismiques 3D complémentaire sur le site Kawana, à 130 km de la côte, de part et d’autre de la zone prospectée en 2009-2010: entre 600 km2 et 775 km2 en juillet sur la zone Est et entre 4 700 km2 et 5 751 km2 entre aout et décembre sur la zone Ouest[17],[3].
Mi-2012, la compagnie pétrolière Shell reçoit les autorisations pour démarrer des forages d’exploration complémentaires, après un retard lié aux réticences de la ministre de l'environnement, Nicole Bricq[28].
Le puits GM-ES-2 (5° 50′ 10,7″ N, 51° 10′ 08,1″ O[29]) est creusé 5 km en amont de Zaedyus-1[30]. Il s'agit d'un forage de délinéation[31] au sein du système de cônes Cingulata dans lequel ont été identifiés les hydrocarbures en 2011[32].
En il est annoncé que le forage ne permet finalement pas de confirmer la présence d'hydrocarbures[33] mais que le puits GM-ES-2 / Zaedyus-2 n'est finalement pas connecté au puits positif, Zaedyus-1, situé à 5 km[30].
GM-ES-3
Le puits GM-ES-3 (5° 53′ 15,8″ N, 51° 15′ 35,9″ O[34]) vise le cône de turbidite Priodontes (d'où le surnom du puits Priodontes-1) qui fait également partie du système plus important de cônes de Cingulata comprenant le cône Zaedyus[35]. L'objectif de ce forage d'exploration[31] est de toucher plusieurs réservoirs du réservoirs et de mieux modéliser le système Cingulata[35].
Le forage débute le [35]. En GM-ES-3 est déclaré infructueux[36],[33], après avoir croisé des sables contaminés à 50 m (liés à l'éventail abyssal Bradypus), et approfondi jusqu'à 6 318 m pour identifier un potentiel gisement[37].
GM-ES-4 et GM-ES-5
Le forage GM-ES-4 (Cebus ; 5° 37′ 49,52″ N, 50° 44′ 21,26″ O[38]), terminé en à 6 292,0 m[38], se solde également par un échec malgré l'abondance des sables ciblés[39]. Le puits a pénétré les objectifs primaires et secondaires du prospect, présentant d'important développements sableux visés mais sans présence d'hydrocarbures[40]
Un cinquième forage GM-ES-5[41](5° 52′ 02,97″ N, 51° 04′ 07,44″ O[42] est mené entre aout et [43] à proximité de Zaedyus-1 avec pour objectif de délinéer un éventuel réservoir, comme GM-ES-2[36]. Atteignant 6 460 m de profondeur[42], bien qu'il ait pu confirmer la présence de réservoirs géologiques, ceux-ci ne présentent aucun hydrocarbure[44].
La plateforme Stena IceMax quitte la zone début [36]
Opération d'exploration de Total
Début 2016, Total devient seul propriétaire du permis de recherche "Guyane Maritime", à la demande des membres du consortium qui se retirent du projet faute de résultats[45], et en 2017 le permis est prolongé jusque [3],[1].
L'objectif du forage est de reconnaître le potentiel pétrolier (hydrocarbures liquides issus d'une roche-mère d'origine cénomanienne, avec une faible concentration de gaz dissous, d’hydrogène sulfuré et de dioxyde de carbone) dans les dépôts turbiditiques du Crétacé supérieur (Campanien et Santonien)[1] et d’âge Maastrichtien (cible secondaire)[31]. Les études sismiques ont montré un éventail de dépôts gravitaires, baptisé Nasua[1].
Le projet d'exploitation d'hydrocarbures a fait l'objet d'une enquête publique entre le et le [46] mais plusieurs associations environnementales déposent un référé suspension, considérant qu'il y a eu des irrégularités dans l'enquête publique et des défauts dans l'étude d'impact[47]. En , Total est autorisé à forer un puits d'exploration ferme, nommé Nasua-1 (GM-ES-6), pouvant être suivi de 4 puits d'appréciation en cas de succès[31]. Le forage démarre en à 2 116 m sous la surface de l'eau, avec le navire de forage DS-9 de la société ENSCO[31].
En l'absence d'hydrocarbures dans les formations visées, le forage a été arrêtée à 5 653 m de profondeur[31]. Les formations le long du forage sont essentiellement des formations argileuses avec des intercalations de siltites et de grès[31]. Le puits GM-ES-6 est définitivement fermé en [31]. Le forage mené par l'entreprise étant négatif, Total indique rendre le permis "Guyane Maritime" début 2019[48],[45].
Le premier , le Tribunal administratif de Cergy-Pontoise rejette la demande de suspension déposée par des associations et la commune de Sinnamary mais en , il annule a postériori l'autorisation d', considérant que l'enquête publique a été mal menée[47]. Le cout de cette dernière campagne est évalué à 100 millions d'euros[45].
Malgré l'arrêt du projet, Total s'est engagé à dépenser 10 millions d'euros pour le développement du territoire[45], une partie étant destinée au capital à la mise en place de la société de capital-investissements « Alise » qui devra d’accompagner des petites entreprises locales, 3 millions serviront à la filière pêche, 500 000 à la formation professionnelle et le reste aux énergies renouvelables et la lutte contre l’enclavement des territoires[49],[50].
Conclusion du permis
Présence de pétrole
| Numéro | Nom | Coordonnées | Date de début | Date de fin | Prospect visé | Profondeur sous l'eau | Profondeur puits | Résultat |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| GM ES 1 | Zaedyus-1 | 5° 49′ 13,94″ N, 51° 06′ 29,92″ O | mars 2011 | septembre 2011 | Zaedyus | 2 048 m | 6 059 m | Présence de deux réservoirs à 5 711 m |
| GM ES 2 | Zaedyus-2 | 5° 50′ 10,7″ N, 51° 10′ 08,1″ O | juillet 2012[51] | décembre 2012 | Zaedyus | 1 894 m[30] | 6 200 m | Présence de sables avec traces d'hydrocarbures |
| GM ES 3 | Priodontes-1 | 5° 53′ 15,8″ N, 51° 15′ 35,9″ O | décembre 2012 | avril 2013 | Priodontes | 1 750 m[52] | 6 318 m | Négatif |
| GM ES 4 | Cebus | 5° 37′ 49,52″ N, 50° 44′ 21,26″ O | mai 2013[53] | juillet 2013 | Cebus | 6 292 m | Négatif | |
| GM ES 5 | 5° 52′ 02,97″ N, 51° 04′ 07,44″ O | aout 2013 | novembre 2013 | Zaedyus | 6 460 m | Négatif | ||
| GM ES 6 | Nasua-1 | 6° 28′ 03,11″ N, 52° 01′ 18,78″ O | décembre 2018 | mars 2019 | Nasua | 2 116 m | 5 653 m | Négatif |
Patrick Romeo, président de Shell France, rappelle en devant la délégation sénatorial aux Outre-mer que les suivis menés permettent d'identifier des réservoirs cibles mais sans en connaitre le contenu, les forages d'explorations n'ayant que 20% de chance de succès[54]. Fin 2013, un porte-parole de l'entreprise indique que « le système d’hydrocarbure est prouvé, mais en quantité insuffisante pour passer en concession »[55].
En , le président du groupe Total, Patrick Pouyanné témoigne à son tour au Sénat de l'absence d'hydrocarbures dans les eaux guyanaises : « Vous n'avez pas entendu beaucoup TotalEnergies râler quand il y a eu la loi Hulot. Il n'y a pas d'hydrocarbures en Guyane. » (...)« On a trouvé des hydrocarbures au Suriname. Je peux venir avec les cartes géologiques et expliquer pourquoi le bassin du Suriname [...] ne se prolonge pas à l'est du Suriname et en Guyane. »[56],[57]. Il considère par ailleurs qu'il y a beaucoup de forages négatifs avant l'abandon du projet « parce que c'était en France. »[56],[57].
Impact socio-économique
Entre 2011 et 2013, les dépenses d'exploration sur le permis s'élèvent à un milliard et demi d’euros[58].
Les campagnes menées par Shell ont utilisé le port de Trinidad comme port principal, celui de Dégrad des Cannes n'étant qu'une base secondaire en raison de son accessibilité limitée due à l'envasement[54]. L'aménagement du port aurait nécessité la construction d'un quai flottant dédié, de changer le fonctionnement du port, et donc « de faire de l'activité pétrolière l'activité prioritaire du port »[54].
Shell considère avoir injecté jusque 2013, 2 millions d'euros (transports, salaires, maintenance, hôtellerie, carburant, contribution aux organisations professionnelles, etc.) contre environ 8 millions à Trinidad[54]. Ils indiquent également avoir « recruté » 5 stagiaires guyanais pour travailler à Cayenne, mais aussi à La Haye et Paris et avoir prévu en 2013 l'embauche d'une dizaine de personnes en local qu'ils prévoyaient former aux métiers du pétrole[54].
Impact écologique
L'autorité environnementale considère, outre le risque de marée noire, 3 principaux enjeux sur ces campagnes: la préservation des habitats naturels marins et des espèces associées, la pollution des sédiments et du benthos associé et la qualité de l’eau, les effets du bruit sous-marin[59].
Les remblais, issus du forage, nettoyés et rejetés en mer contiennent 1,5% de fluide de forage synthétiques (le taux maximum autorisé étant de 5%)[54]. Les volumes sont estimés à 4500 tonnes pour un puits pour le forage Nasua-1[59].
Permis UDO et SHELF
De 2011 à 2013, alors que les campagnes du permis « Guyane Maritime » sont encore en cours, huit nouvelles demandes de permis d’exploration sont déposées et deux, déposées par Total, sont sélectionnées par le ministère et sont mises en consultation publique en : la demande nommée « Guyane Maritime SHELF », située au niveau du plateau continental et la demande « Guyane Maritime UDO » sur le domaine maritime profond[17]. Les permis ne sont finalement pas accordés, en l'absence de validation du ministère.
Ce refus est attaqué en justice et le le tribunal administratif donne raison à la société Hardman Oil et enjoint le ministre de l'environnement de délivrer le permis "Guyane maritime SHELF" dans un délai de 2 mois[60],[61]. Le la cour administrative d'appel de Paris prend acte du désistement de la compagnie Hardman de la procédure[62].
Le , les entreprises Total, Esso et Hardman Oil se voient refuser des permis d'exploration sur la zone "Guyane Maritime SHELF" et "Guyane Maritime UDO" en raison de l'application de la nouvelle loi de 2017 (voir infra). Esso et Total demandent conjointement au tribunal administratif de Cayenne d'annuler le refus du permis exclusif de recherches "UDO" en , mais celui-ci rejette leur requête un an plus tard[63],[64], en même temps que Total abandonne les recherches sur le permis Guyane maritime, considérant l'absence de pétrole[65].
Loi mettant fin à la recherche ainsi qu'à l'exploitation des hydrocarbures
Vote de la loi "Hulot"
Durant la seconde moitié de l'année 2017, le ministre de l'écologie, Nicolas Hulot, défend une loi pour arrêter l'exploitation d'hydrocarbures sur le territoire français, mais rencontre une opposition des sénateurs (Georges Patient et Antoine Karam[66]) et députés (Gabriel Serville[67]) guyanais, souhaitant instaurer une exception pour le territoire[68]. Le , la loi mettant fin à la recherche ainsi qu'à l'exploitation des hydrocarbures conventionnels et non conventionnels et portant diverses dispositions relatives à l'énergie et à l'environnement est adoptée, prévoyant « l'interdiction immédiate de la délivrance de nouveaux permis de recherche d'hydrocarbures », y compris en Guyane[69].
Remise en cause de la loi Hulot
Malgré la déclaration au Sénat du PDG de Total sur l'absence d'hydrocarbures en Guyane en 2024[70], la "loi Hulot" est remise en question, notamment par le sénateur Georges Patient, au regard notamment du gisement guyanien, des investissements de TotalEnergies au Surinam et des explorations lancées dans l'état de l'Amapá, au Brésil[56]. En 2025, le ministre des Outre-mer, Manuel Valls, annonce vouloir rouvrir le débat sur l'exploitation du pétrole en Guyane malgré les réticences de la ministre de la Transition écologique, Agnès Pannier-Runacher[56],[70] et les critiques des associations environnementales[71].
Les députés Jean-Victor Castor et Davy Rimane, défendent également une reprise de l'exploration pétrolière en Guyane (en contradiction avec la position de leurs partis), en parallèle d'une plus grande autonomie de leur territoire qui permettrait aux revenus potentiels liés au pétrole de financer le territoire[72].
En le Sénat vote une proposition de loi « visant à lever, dans les territoires d'outre-mer, l'interdiction de recherche, d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures » déposée par le sénateur Georges Patient et d'autres collègues du groupe RDPI[73],[74] malgré un avis négatif du gouvernement[75] (lui-même divisé entre la ministre de la transition écologique, le ministre de l'économie[76]et la ministre des Outre-mer[77]). Plusieurs associations environnementales considèrent cette proposition comme "une promesse trompeuse et irresponsable"[77],[78].
Exploitation
En l'absence de réservoir d'hydrocarbure économiquement intéressant trouvé dans la zone économique exclusive de la Guyane avant la mise en place de la loi Hulot, aucune exploitation n'a été lancée.
Bibliographie
- Creocéan, Permis d'exploration Guyane Maritime - Réalisation du forage d'exploration GM-ES-1 - Document d'appréciation des impacts environnementaux, (lire en ligne)
- Creocéan, PERMIS D’EXPLORATION GUYANE MARITIME - REALISATION D’UNE CAMPAGNE SISMIQUE 3D VOLUME 1 – RESUME NON TECHNIQUE DU DOCUMENT D’APPRÉCIATION DES IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX (DAIE) Sismique, (lire en ligne)
- Créocéan, Projet de forage d’exploration pétrolière - Permis Guyane Maritime - Etat Initial Environnemental, , 526 p. (lire en ligne)
- (en) Jack Menke &Daniël Amrish Lachman, « Reflections on Dynamics of the Natural Resource Curse in Guyana and Suriname », dans Oil and Climate Change in the Guyana-Suriname Basin,
