L'exploration comprend les levés sismiques et le forage d'exploration visant à déterminer l'existence de réserves pétrolières commerciales dans les zones faisant l'objet d'un permis. Ces activités sont chères dans les zones en mer, les puits forés dans la Plate-forme Scotian coûtant en gros entre 40 et 50 millions de dollars chacun et ceux en eau profonde au large de la Plate-forme, entre 60 et 80 millions de dollars. Il peut falloir explorer longtemps avant qu'une découverte commerciale ne soit faite (le taux de succès des puits d'exploration est d'environ un sur dix sur la Plate-forme Scotian). À remarquer que le premier projet de mise en valeur d'importance réalisé en Nouvelle-Écosse (le projet Sable) remonte à la fin des années 1990, quelque 20 ans après le forage du puits de découverte.

L'exploration est à forte intensité de capital et requiert du matériel cher et très mobile, dont des navires sismiques, des engins de forage, des navires de ravitaillement ou de soutien et des hélicoptères. En général, ce matériel appartient à des multinationales spécialisées qui en sont aussi l'exploitant et qui font de l'exploration pour le compte de sociétés pétrolières sur une base contractuelle. L'activité terrestre de soutien des activités en mer est en général concentrée à un centre administratif situé sur la côte et doté d'un aéroport ou d'un héliport, qui peut parfois se trouver très loin des blocs de concession explorés.

Les niveaux d'activité pendant la phase d'exploration varient beaucoup. L'expérience montre que les entreprises peuvent cesser leurs recherches pour diverses raisons, notamment des résultats d'exploration médiocres, des perspectives meilleures ailleurs, une récession générale dans le domaine de l'exploration ou la mauvaise volonté de se conformer à des exigences en matière de préférence locale, d'imposition et/ou de protection de l'environnement.

L'exploration pétrolière et gazière en mer sur la Plate-forme Scotian remonte à 40 ans. Mobil Oil Canada a obtenu son premier permis en mer en 1959 pour le bloc de l'île de Sable. Mobil a entamé son premier programme sismique en 1960 et enchaîné avec un programme de forage en 1967.

À la fin de 2001, l'industrie avait acquis des données sismiques couvrant des centaines de milliers de km et foré quelque 140 puits d'exploration/de délimitation. L'activité de forage a varié d'intensité avec les années, le succès étant l'élément déterminant du nombre de puits d'exploration forés. Par ailleurs, 8 des 72 puits d'exploration et de délimitation forés vers la fin des années 60 et dans les années 70 ont donné lieu à des découvertes importantes.

Conjugué avec les incitations offertes dans le cadre du Programme énergétique national, ce succès a donné l'élan au forage de 52 autres puits d'exploration et de délimitation dans les années 80. Ces derniers ont donné lieu à 14 autres découvertes importantes, dont la plupart sont des gisements gaziers relativement petits, mais potentiellement rentables. L'activité d'exploration a été relativement légère dans les années 1990, 9 puits dont le puits de découverte du gisement de gaz Deep Panuke ayant été forés durant cette période.

L'activité menée dans les années 1990 a été dominée par la mise en valeur des gisements, 38 puits de production ayant été forés au total par rapport au Projet Cohasset-Panuke et au Projet énergétique extracôtier de l'île de Sable (PEES), contre 6 puits d'exploration seulement durant cette période. L'activité a repris en 2000, à la fin du PEES. Au milieu de 2004, 22 autres puits d'exploration et 8 autres puits de production avaient été forés. Le tableau 7 donne des détails sur le nombre de puits forés selon le type jusqu'en 2004. Les puits d'exploration qui y sont indiqués ont produit en général des résultats médiocres.

Les découvertes importantes (majorées du projet Deep Panuke) représentent des réserves récupérables évaluées à un peu plus de 170 millions de mètres cubes (6 billions de pieds cubes) de gaz naturel et à 35 millions de mètres cubes (220 millions de barils) de pétrole et de condensat4. Le puits Marathon Annapolis, foré en 2001-2002, a été le premier puits en eaux profondes; il a mené à la découverte d'assez d'hydrocarbure pour inciter Marathon à déclarer qu'elle procéderait à une exploration plus poussée du bloc. (OCNEHE, 2002) estime que ce potentiel d'exploitation en eaux profondes est de 425 à 1 160 millions de mètres cubes (de 15 à 41 billions de pieds cubes) de gaz naturel. Le ministère de l'Énergie de la Nouvelle-Écosse estime que le total des ressources découvertes et non découvertes sont d'environ 1 130 millions de mètres cubes (40 billions de pieds cubes).

La mise en valeur des gisements suit une fois qu'un ou plus d'un gisement pétrolier ou gazier a été jugé commercialement développable par la société exploitante. Cette phase peut survenir bien des années après la découverte pour des raisons de réglementation, de commercialisation, de financement ou des raisons techniques. Un projet de mise en valeur comprend la conception, la construction et l'établissement des installations de production, y compris les systèmes nécessaires pour amener le pétrole et/ou le gaz à la côte (ce peut être par pétrolier ou par oléoduc dans le cas du pétrole ou par gazoduc dans le cas du gaz). La mise en valeur inclut aussi le forage des puits de production nécessaires pour extraire les hydrocarbures (tableau 8). Le nombre de puits dépend de la taille et de la géologie (porosité et perméabilité) du gisement.

• Projet Cohasset-Panuke. Premier projet de mise en valeur de pétrole en mer sur la côte est du Canada, le projet Cohasset-Panuke était un projet pétrolifère d'envergure relativement petite. Le projet comprenait les gisements Cohasset et Panuke, découverts en 1973 et 1986 respectivement. La mise en valeur s'est faite pendant les années 1991 et 1992. La production a commencé en 1992 et s'est terminée en 1999. Ce gisement a produit quelque 45 millions de barils de pétrole léger. Un pétrolier faisant la navette transportait le pétrole jusqu'aux raffineries depuis un bateau réservoir ancré près du gisement. Les coûts totaux en capital se sont élevés à 500 millions de dollars environ et les coûts d'exploitation annuels étaient de l'ordre de 110 millions de dollars (tableau 8).
  
  
• Projet énergétique extracôtier de l'île de Sable (PEES). Premier projet d'envergure de la Nouvelle-Écosse, le PEES est un projet de mise en valeur de gaz naturel qui comprend six gisements. Il a fallu de nombreuses années pour en arriver au stade de mise en valeur. Coeur du projet, le puits de découverte a été foré en 1979. En 1986, on a dû mettre un terme à la première tentative pour mettre en valeur ces gisements (le Projet de mise en valeur en mer Venture) parce que les conditions du marché se sont avérées inadéquates.
  
  Le projet a été repris dans les années 1990 parce que les conditions du marché étaient plus favorables et que des réserves de gaz suffisantes ont été découvertes. Les travaux d'ingénierie ont commencé en 1997, tandis que la mise en valeur s'est faite pendant les années 1998 et 1999. La production a débuté à la fin de 1999. Le projet comporte deux phases (volets). Le Volet 1 regroupe trois gisements (Thebaud, Venture et North Triumph) et sa production quotidienne moyenne est de l'ordre de 400 à 550 millions de pieds cubes. Le Volet 2 est en cours et comprend le développement d'Alma et South Venture.
  
  L'estimation originale de 3,2 billions de pieds cubes de réserves récupérables a été revue à la baisse (elle s'établie maintenant à 1,7 billion de pieds cubes) à cause de la médiocrité des caractéristiques du réservoir. Le gaz est présent, mais il est plus coûteux à récupérer qu'on l'avait anticipé à l'origine. Les coûts en capital de ce projet sont évalués à 3,0 milliards de dollars, soit 2,0 milliards de dollars dans le Volet 1 et 1,0 milliard de dollars dans le Volet 2.
  
  
• Deep Panuke. Situé à 65 km au sud-ouest de l'île de Sable, ce projet est au stade de la planification et aucun plan de mise en valeur, ni aucun échéancier n'a encore été approuvé. Plusieurs puits d'exploration et de délimitation ont été forés.

Pendant la phase de production, les hydrocarbures sont produits au gisement, sont traités puis transportés aux installations côtières par oléoduc ou pétrolier. La phase de production peut durer plusieurs décennies dans le cas d'un grand gisement, mais elle peut être beaucoup plus courte (moins de dix ans) dans le cas des petits gisements.

• Le projet Cohasset-Panuke avait une vie du champ d'un peu plus de six années, et des coûts d'exploitation annuels de l'ordre de 110 millions de dollars.
• La production du PEES devait durer à l'origine plus de 25 ans, mais la récupérabilité réduite pourrait ramener ce chiffre à environ 15 ans. En liant d'autres découvertes importantes, on pourrait augmenter la vie du champ. Les coûts d'exploitation annuels sont évalués à 130 millions de dollars.

Le déclassement désigne le démontage et l'enlèvement des structures et du matériel rendus désuets lorsque les réserves commercialement productives du gisement pétrolier ou gazier ont été épuisées. Le gisement pétrolier de Cohasset au large de la Nouvelle-Écosse a été déclassé en 2000 après avoir été exploité pendant sept ans environ. Les coûts sont évalués à 50 millions de dollars.

Les projets pétroliers et gaziers en mer sont en général des projets internationaux, où qu'ils soient situés. C'est le cas autant des projets sur la Plate-forme Scotian que des projets dans la mer du Nord, dans le golfe du Mexique ou sur les Grands Bancs. Une partie des dépenses sont faites à l'extérieur des économies nationales quand la mise en valeur est faite. Cette partie varie selon les capacités et la compétitivité des fournisseurs nationaux par rapport aux fournisseurs internationaux.

• Exploration: Les fournisseurs néo-écossais font face à des demandes de produits et de services d'exploration en mer depuis 40 ans environ et le contenu néo-écossais des dépenses d'exploration est en gros de 35 % (soit environ 18 millions de dollars par puits). Une capacité d'approvisionnement qui s'accommode des fluctuations et des risques associés à l'industrie s'est développée dans la province. Les entreprises peuvent maintenant répondre aux demandes de services tels que les services de soutien maritime et aérien (fourniture de navires et d'hélicoptères), de ravitaillement, de consultation technique et scientifique et de manoeuvre d'engin de forage. Le niveau d'incertitude est trop grand pour financer l'investissement nécessaire dans les engins de forage et les autres matériels en mer mobiles (barges-grues et navires poseurs de canalisations).
  
  
• Mise en valeur des gisements. Les fournisseurs néo-écossais n'avaient fait face à presque aucune demande de produits et de services liés à la mise en valeur de gisement en mer avant le projet Cohasset-Panuke. Des coentreprises ont permis de combler quelques lacunes, de sorte que le contenu néo-écossais est de l'ordre de 37 % dans ce domaine (184 millions de dollars). Ce contenu néo-écossais est constitué principalement par la construction des installations, les services de soutien maritime et la main-d'oeuvre occupée au forage. Dans le cas du PEES, le contenu néo-écossais est évalué à 31 % (712 millions de dollars), et est constitué principalement par la construction des installations terrestres et en mer, les services de soutien maritime et aérien et la main-d'oeuvre occupée au forage.
  
  
• Production. Une plus grande proportion des besoins annuels en produits et services est comblée par des sources locales pendant la production : environ 40 % (43 millions de dollars) dans le cas du projet Cohasset-Panuke et 50 % (67 millions de dollars) dans le cas du PEES. Ce contenu est constitué en grande partie par les salaires et les traitements et par les services de soutien (maritime, aérien et entretien). Les projets en mer peuvent aussi contribuer à une économie par le revenu du capital et par les redevances payées aux gouvernements hôtes.

L'importance de l'industrie pétrolière et gazière en mer dans l'économie de la Nouvelle-Écosse a beaucoup augmenté dans la deuxième moitié des années 1990, l'apport au PIB provincial étant passé de 78,5 millions de dollars à quelque 1 120 millions de dollars (dollars courants) en 2001.⁵

L'emploi exprimé en équivalents temps plein (ETP) a augmenté pour passer de 340 en 1995 à 2 218 en 1999 au plus fort de la phase de mise en valeur dans le cadre du PEES. Il a diminué pour s'établir à environ 1 140 en 2001, les facteurs alimentant l'emploi alors étant la production dans le cadre du PEES, la planification par Encana pour Deep Panuke et l'exploration en cours. Ces chiffres incluent les personnes employées directement par les sociétés qui font de l'exploitation en mer et les personnes employées par les entrepreneurs principaux et les entreprises de services dont les activités sont inextricables des activités des entreprises qui font de l'exploitation en mer.

La majeure partie des hydrocarbures produits est exportée. La production pétrolière issue du projet Cohasset-Panuke a été expédiée directement du gisement aux raffineries situées à l'extérieur de la province, tandis que la majeure partie du gaz naturel produit dans le cadre du PEES est expédiée par gazoduc vers le nord-est des États-Unis. Une partie est vendue sur le marché néo-écossais (à des fins principalement de production d'électricité), quoique le gros a par la suite été exporté aussi parce qu'il s'est avéré moins cher de brûler du pétrole. Les exportations ont augmenté pour passer d'un sommet de 155 millions de dollars atteint pendant la vie du projet Cohasset-Panuke (1992-1999) à un autre sommet, soit celui de 1,2 milliard de dollars, atteint en 2001 quand la production dans le cadre du PEES était à son maximum (cette situation a également coïncidé avec une hausse marquée des prix du gaz naturel aux États-Unis attribuable à des températures anormalement basses et à des pénuries d'approvisionnement). La valeur des exportations a ensuite diminué, pour s'établir à un peu plus de 800 millions de dollars en 2002 quand les prix ont ralenti.

L'apport de l'industrie pétrolière et gazière au revenu des ménages a septuplé entre 1995 et 1999, pour passer de 16 millions de dollars dans les premières années de la production, dans le cadre du projet Cohasset-Panuke, à un peu moins de 180 millions de dollars au stade de la mise en valeur dans le cadre du PEES. Le revenu des ménages a diminué de moitié environ en 2001, en raison principalement de la transition de la phase de mise en valeur à la phase de production dans le cadre du PEES.

La contribution du secteur pétrolier et gazier à l'économie de la Nouvelle-Écosse est résumée au tableau 9. Il convient de noter que le tableau 9 inclut comme activité directe de l'industrie de nombreuses activités ordinairement classées comme indirectes. Par exemple, de nombreux intrants nécessaires à la mise en valeur ou à la production d'un gisement pourraient être apportés par la société exploitante elle-même ou impartis à des entrepreneurs tiers. Les intrants apportés par la société exploitante entrent dans les activités directes, tandis que les intrants apportés par un entrepreneur sont considérés comme indirects (d'un point de vue économique). La distinction est très artificielle dans le cas du pétrole et du gaz en mer parce que les sociétés exploitantes impartissent en général presque tous les intrants. Autrement dit, l'emploi direct est relativement faible et l'emploi indirect, relativement élevé. Pour éviter la confusion et simplifier l'analyse des incidences économiques, nous traitons la plupart des activités comme étant des activités directes même si ce n'est pas vraiment le cas au sens économique parce que cette façon de procéder cadre avec l'idée générale que les gens se font de la nature des activités associées aux intrants en question.