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Supplément Avenir énergétique du Canada en 2018 – Production de gaz naturel

Supplément Avenir énergétique du Canada en 2018 – Production de gaz naturel [PDF 1663 ko]
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Mai 2019

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ISSN 2369-1484

Table des matières

Chapitre 1 : Contexte

La série Avenir énergétique du Canada de l’Office national de l’énergie explore la façon dont divers scénarios énergétiques pourraient se traduire à long terme pour les Canadiens. Les analyses présentées tiennent compte d’un large éventail de répercussions sur l’ensemble de la filière énergétique canadienne. Afin que toutes les facettes du secteur de l’énergie au Canada soient abordées dans un seul document de perspectives d’offre et de demande, l’analyse globale de la production de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides de gaz naturel (« LGN ») est effectuée sommairement. Une série de rapports supplémentaires traite des incidences propres à l’offre pour fournir davantage de précisions.

Les prix du gaz naturel constituent un déterminant de premier plan dans la production à venir et ils comptent aussi parmi les principales incertitudes liées aux projections dans le rapport Avenir énergétique du Canada en 2018   Offre et demande énergétiques à l’horizon 2040 (« Avenir énergétique 2018 »). Les prix du gaz naturel peuvent varier selon la demande, la technologie utilisée, les situations géopolitiques et le rythme d’adoption, par les différentes nations, de politiques visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre.

La présente analyse repose sur l’hypothèse qu’à long terme, les marchés seront en mesure d’absorber toute l’énergie produite. Il est difficile de prédire à quel moment et dans quelle ampleur les nouveaux marchés émergeront, si la croissance de la demande sera supérieure ou inférieure à la production locale, si des possibilités d’exportation et d’importation se présenteront ou si de nouvelles infrastructures de transport seront construites, d’où la formulation d’hypothèses simplificatrices. Donc, comme tous les rapports Avenir énergétique, l’analyse suppose que tout écart à court terme sera comblé à long terme.

Les rapports supplémentaires de la collection Avenir énergétique portant sur le gaz naturel, le pétrole brut et les liquides de gaz naturel (« LGN ») tablent sur les quatre scénarios du rapport d’origine.

Tableau 1.1 – Hypothèses et scénarios du rapport Avenir énergétique 2018 sur la production de gaz naturel et de pétrole brut

Variables Référence Prix élevé Prix bas Avancées technologiques
Prix du pétrole Modéré Élevé Prix bas Modéré
Prix du gaz Modéré Élevé Prix bas Modéré
Tarification du carbone Prix nominal fixe de 50 $ CAN/tonne Prix nominal fixe de 50 $ CAN/tonne Prix nominal fixe de 50 $ CAN/tonne Accroissement des coûts du CO2 jusqu’à un montant nominal de 336 $ CAN/tonne en 2040
Avancées technologiques Hypothèse du scénario de référence Hypothèse du scénario de référence Hypothèse du scénario de référence Adoption accélérée
Notes Fondé sur une perspective économique actuelle et sur une vision modérée des prix de l’énergie Puisque les prix, qui varient au fil du temps, comptent parmi les facteurs ayant le plus d’influence sur la production pétrolière et gazière, l’analyse porte sur les effets sur la production d’écarts importants à cet égard. Tient compte de l’incidence d’une adoption élargie de certaines technologies émergentes sur la filière énergétique canadienne, notamment des avancées technologiques pour l’exploitation des sables bitumineux et l’impact sur la filière énergétique canadienne d’une tarification élevée du carbone.

Le présent rapport supplémentaire sur la production de gaz naturel expose en détail le scénario de référence ainsi que les résultats des trois autres scénarios. Dans le scénario des avancées technologiques, on s’attarde sur la production tirée des sables bitumineux et non sur celle de gaz naturel, ce qui fait que les prix de celui-ci ne varient pas selon le scénario. Les hypothèses relatives au prix du gaz naturel du scénario de prix élevé et celui de prix bas sont très différentes de celles des autres scénarios.

Tous les scénarios supposent que le gaz naturel liquéfié (« GNL ») sera exporté à partir de la côte de la Colombie-Britannique. On chiffre les exportations à 0,75 milliard de pieds cubes par jour (« Gpi³/j ») en 2025, volume qui doublerait en 2026 pour atteindre 1,5 Gpi³/j. Les exportations totales de GNL passeraient ensuite à 2,25 Gpi³/j en 2030 et à 3,0 Gpi³/j en 2031. La figure 2.5 dans Avenir énergétique 2018 illustre le volume des exportations de GNL. Une hausse de production de gaz naturel provenant des exportations de GNL ferait donc augmenter la production de LGN.

L’annexe décrit les méthodes et les hypothèses employées pour faire des projections de la production et renferme des ensembles de données détaillés pour tous les scénarios – nombre de puits forés par année, paramètres propres à la courbe de diminution de leur production, production mensuelle – pour les regroupements stratigraphiques et géographiques. L’annexe se trouve dans le présent document; les données qu’elle contient et les données des tableaux du rapport supplémentaire sont aussi accessibles.

Chapitre 2 : Scénario de référence

2.1 Production selon le type de gaz

  • La production de gaz au Canada est demeurée stable ces dernières années, malgré le recul des prix depuis 2014 (figure 2.1). Cela tient, en partie, aux forages réalisés dans le but d’évaluer les ressources gazières en vue de soutenir les exportations de GNL à partir de la côte Ouest du pays. Pendant ce temps, de nouvelles usines de traitement ont aidé à désengorger une partie des réseaux de collecte de gaz. Plus important, toutefois, les liquides de gaz naturel dans certaines zones gazières ont stimulé les forages et la production de gaz en dépit des prix faibles du gaz naturel. L’hiver froid que le Canada a connu en 2017-18 a contribué à accroître la demande saisonnière. On prévoit que la production demeurera stable jusqu’en 2025 en raison de la persistance des bas prix pour le gaz naturel de l’Ouest canadien à court terme, une situation qui se redressera d’ici 2025 grâce à la construction de nouvelles infrastructures. Après 2025, lorsque commenceront les exportations de GNL selon les projections, la production reprendra, résultat d’une hausse des prixNote de bas de page 1 du gaz naturel et de nouveaux forages nécessaires pour soutenir les exportations de GNL. À l’échelle nationale, la production quotidienne a atteint un sommet en 2001 à 495 millions de mètres cubes (« Mm³/j »), soit 17,5 milliards de pieds cubes (« Gpi³/j »). En 2017, elle s’établissait à 442 Mm³/j (15,6 Gpi³/j) et on projette qu’elle augmentera de 34 % d’ici 2040 pour s’élever à 593 Mm³/j (20,9 Gpi³/j).
  • La production de la formation de Montney, vaste gisement gazier qui s’étend du Nord‑Est de la Colombie-Britannique jusqu’au Nord-Ouest de l’Alberta, a considérablement augmenté depuis six ans. Celle de gaz de réservoirs étanches dans cette même formation est passée de nulle avant 2006 à près de 149 Mm³/j (5,3 Gpi³/j) en 2017, ce qui représente 34 % de la production totale de gaz naturel au Canada. Pendant la période de projection, la croissance de la production canadienne est surtout attribuable à la formation de Montney, où elle atteint 344 Mm³/j (12,1 Gpi³/j) en 2040, soit 58 %. On prévoit que la plus grande partie du gaz qui sera transformé en GNL pour l’exportation provienne de la formation de Montney, ce qui entraînera la plus forte croissance de la production autour de 2025 et 2030, comme l’illustre la figure 2.1.
  • Pour ce qui est de la zone Deep Basin en Alberta, dont les réservoirs étanches longent les contreforts, elle a produit 95 Mm³/j (3,4 Gpi³/j) de gaz en 2017. La production augmente modestement en réaction à la hausse des prix du gaz naturel et des liquides de gaz naturel (« LGN »), et atteint 114 Mm³/j (4,0 Gpi³/j) en 2040.
  • Les formations schisteuses de Duvernay et du bassin de Horn River ne produisent à l’heure actuelle que de faibles quantités de gaz naturel. On prévoit une croissance modeste de cette production dans les deux cas pendant la période de projection. La formation de Duvernay est une zone schisteuse émergente en Alberta, qui renferme du gaz naturel, des LGN et du pétrole brut. Celle de Horn River, dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique, est mieux établie, mais comme on n’y trouve pas de LGN, il n’est pour le moment pas rentable d’y forer des puits. Cependant, on suppose qu’une petite quantité de gaz qui y provient sera exportée sous forme de GNL et que la production augmentera quelque peu, comme l’indique la figure 2.1. Regroupée, la production de ces deux zones passe de 14 Mm³/j (0,5 Gpi³/j) en 2017 à 24 Mm³/j (0,9 Gpi³/j) en 2040, la formation de Duvernay représentant alors 60 % de ce total.
  • La production de ressources gazières classiques ou sous forme de méthane de houille, qui ne nécessitent ni forage horizontal ni fracturation hydraulique en plusieurs étapes, fléchit tout au long de la période de projection en raison du fait qu’il n’est pas rentable de forer de nouveaux puits selon les hypothèses de prix du scénario de référence. Dans l’Ouest canadien, exception faite du gaz dissous, la production classique, qui constituait 55 % de la production totale en 2006 et 23 % en 2017, poursuit sa trajectoire descendante pour s’établir à 4 % en 2040.
  • La production de gaz dissous est fondée sur les données de la production de pétrole classique, de pétrole de réservoirs étanches et de pétrole de schiste du scénario de référence (Supplément Avenir énergétique du Canada en 2018 –Production de pétrole classique, de pétrole de réservoirs étanches et de pétrole de schiste). Elle augmente graduellement au cours des 25 prochaines années pour finalement constituer 13 % de la production canadienne totale en 2040.
  • Ailleurs au Canada, la production est minime pendant la période de projection, ce qui est expliqué plus en détail dans la section qui suit.

Figure 2.1 Production de gaz et prix selon le scénario de référence

Figure 2.1 Production de gaz et prix selon le scénario de référence

Remarque : OC = Ouest canadien (Colombie-Britannique, Alberta, Saskatchewan, Manitoba)

Description :

Ce graphique répartit les projections avancées dans le scénario de référence pour la production de gaz naturel commercialisable au Canada en fonction de la zone et du type de gaz. On y indique aussi le prix en Alberta. Dans l’Ouest canadien, de 2017 à 2040, on entrevoit pour le gaz dissous une augmentation de 1,76 à 2,74 Gpi³/j, mais une diminution, de 0,63 à 0,07 Gpi³/j, pour le méthane de houille et une diminution également, de 2,96 à 0,87 Gpi³/j, pour la production classique, comme ailleurs au Canada, de 0,14 à 0,003 Gpi³/j dans ce dernier cas. Pendant cette même période, la production de gaz de réservoirs étanches de la formation de Montney augmente, de 1,67 à 3,46 Gpi³/j en Alberta et de 3,59 à 8,69 Gpi³/j en Colombie-Britannique. On projette aussi une hausse de la production dans la zone albertaine Deep Basin, de 3,37 à 4,01 Gpi³/j. Ailleurs dans l’Ouest canadien, la production de gaz de réservoirs étanches pendant la période de projection diminuera pour passer de 0,99 à 0,25 Gpi³/j. Pour ce qui est du gaz de la formation schisteuse de Duvernay, de 2017 à 2040, on prévoit que la production augmentera, de 0,22 à 0,51 Gpi³/j. Quant à celle de Horn River, elle sera en hausse, pour passer de 0,26 à 0,33 Gpi³/j. Ailleurs dans l’Ouest canadien, la production de gaz de schiste pendant la période à l’étude devrait diminuer, de 0,04 à 0,01 Gpi³/j. Dans l’ensemble du Canada, on projette une hausse de la production de gaz naturel, qui passera de 15,62 en 2016 à 20,94 Gpi³/j en 2040. Pendant la période de projection, le prix du gaz naturel en Alberta, en dollars canadiens de 2016 par MBTU, augmente de 2,10 $ à 3,89 $.

2.2 Production par province

  • L’Alberta demeure en tête du peloton pour ce qui est de la production de gaz naturel, mais la part de la Colombie-Britannique augmente au fil de la croissance de la formation de Montney (figure 2.2). En Saskatchewan, la production, qui provient surtout du gaz dissous (voir les annexes C1 à C4 pour les regroupements), croît lentement mais à un rythme régulier pendant la période de projection.

Figure 2.2 Production par province selon le scénario de référence

Figure 2.2 Production par province selon le scénario de référence

Description :

Ce graphique présente une ventilation des projections du scénario de référence pour la production de gaz naturel commercialisable par province, qui devrait varier dans la mesure suivante de 2017 à 2040 : en Colombie-Britannique – augmentation, de 4,56 à 9,22 Gpi³/j; en Alberta – augmentation, de 10,53 à 11,41 Gpi³/j; en Saskatchewan – diminution, de 0,40 à 0,30 Gpi³/j; dans le Nord du Canada – diminution, d’environ 0,01 à 0,002 Gpi³/j en 2040; en Ontario – diminution, d’environ 0,01 Gpi³/j à nulle en 2040; au Nouveau-Brunswick – diminution, d’environ 0,01 Gpi3/j à presque nulle en 2040; en Nouvelle-Écosse – diminution, de 0,12 Gpi³/j à nulle dès 2021. Terre-Neuve ne produit pas de gaz naturel commercialisable.

  • Au Canada atlantique, la production de gaz naturel continue de fléchir au cours de la période de projection. Celle sur la terre ferme, au Nouveau-Brunswick, devient presque nulle en 2040. Quant à la production extracôtière en Nouvelle-Écosse, on prévoit qu’elle baissera progressivement pour s’arrêter complètement en 2020 tant pour le projet Deep Panuke que pour celui de l’île de Sable. Puisque les coûts d’exploration extracôtière sont relativement élevés et compte tenu des politiques provinciales actuelles en la matière, on ne prévoit la mise en exploitation d’aucun nouveau gisement gazier dans toute cette région du paysNote de bas de page 2.
  • La production de gaz naturel en Ontario et dans le Nord du Canada continue de diminuer pendant la période de projection. La production de gaz naturel dans le Nord du Canada a cessé à Norman WellsNote de bas de page 3 en février 2017 lorsque le pipeline qui transportait le pétrole de cet endroit, la canalisation 21, a été fermé après que l’on a constaté qu’une rive près de Fort Simpson était devenue instable. La remise en service du pipeline a depuis été approuvée, et on s’attendait à ce que la production reprenne en janvier 2019. On prévoit que la production de gaz à Norman Wells se situe au même niveau qu’avant la fermeture du pipeline et qu’elle diminuera au cours de la période de projection.
  • Des ressources gazières importantes existent à l’extérieur de l’Ouest canadien (voir la section 2.5), mais leur mise en valeur n’est pas prévue pendant la période de projection en raison de la conjoncture, des distances à franchir pour atteindre les marchés, des moratoires imposés à l’égard des forages et de différents autres facteurs.

2.3 Production selon l’année de forage des puits

  • La figure 2.3 illustre la production des puits, regroupés selon l’année de leur forage. Si aucun nouveau puits n’était foré après 2017, la production chuterait à 56 Mm³/j (2,0 Gpi³/j) d’ici 2040, exception faite du gaz dissous.
  • Par tranche de cinq ans de la période de projection, la production augmente dans le sillage de la hausse des prix et de l’accroissement des dépenses en immobilisations, qui traînent à leur suite le nombre de jours de forage et de puits forés (voir les annexes B1.1 à B1.4 et B2.1 à B2.4 pour des données précises, selon chaque regroupement, sur les jours de forage et les puits forés par année).

Figure 2.3 Production en fonction de l’année de forage des puits selon le scénario de référence

Figure 2.3 Production en fonction de l’année de forage des puits selon le scénario de référence

Description :

Ce graphique répartit les projections du scénario de référence pour la production de gaz naturel commercialisable au Canada selon l’année de forage. Les puits sont regroupés par tranche de cinq ans commençant en 2017. Pour le gaz dissous, qui est inclus, on projette une augmentation de 2015 à 2040, de 1,86 à 2,74 Gpi³/j. Pendant cette même période, pour tous les puits forés avant 2017, on prévoit une diminution, de 13,31 à 1,97 Gpi³/j, répartie de la façon suivante : de 2017 à 2020 – hausse de 0,54 à 4,32 Gpi³/j, puis baisse à 0,73 Gpi³/j; de 2021 à 2025 – hausse de 1,07 à 6,12 Gpi³/j, puis recul à 1,45 Gpi³/j; de 2026 à 2030 – hausse de 1,50 à 6,81 Gpi³/j, puis régression à 2,25 Gpi³/j; de 2031 à 2035 – hausse de 1,60 à 7,74 Gpi³/j, puis diminution à 3,64 Gpi³/j; Pour la tranche de 2036 à 2040, l’augmentation projetée est de 1,56 à 8,17 Gpi³/j.

2.4 Productivité initiale des puits

  • L’accent mis par l’industrie sur l’exploitation des ressources se trouvant à des profondeurs toujours plus grandes s’est traduit par une augmentation des taux moyens de production initiale dans l’Ouest canadien. Ce taux était à son plus bas en 2006, à 0,56 million de pieds cubes par jour (« Mpi³/j »), époque durant laquelle un grand nombre de puits peu profonds à faible productivité ont été forés (figure 2.4), ce qui tranche avec le taux de 2,15 Mpi³/j en 2017. Ce bond important en dix ans est attribuable à l’intensification des travaux visant des ressources à de plus grandes profondeurs au moyen du forage horizontal et de la fracturation hydraulique en plusieurs étapes. Pendant la période de projection, on prévoit que la production initiale moyenne demeurera élevée, les exploitants continuant de concentrer leurs efforts sur des puits productifs plus profonds. On s’attend à ce qu’elle tende vers le haut durant la période visée avec l’amélioration des techniques de forage et de complétion, qui devrait neutraliser les effets d’une plus grande mise en valeur en périphérie des zones centralesNote de bas de page 4, qui sont déjà en exploitation maximaleNote de bas de page 5. Les sursauts en 2025 et en 2030 rendent compte de nouveaux forages dans les zones de Montney et de Horn River destinés à l’exportation de GNL – dont les taux de production initiale sont élevés (voir les annexes A3.3, A4.1 et A4.2 pour connaître les taux et les autres paramètres de la diminution de la production par année pour chaque regroupement).

Figure 2.4 Production initiale moyenne des puits dans l’Ouest canadien selon l’année

Figure 2.4 Production initiale moyenne des puits dans l’Ouest canadien selon l’année

Description :

Ce graphique comprend le taux moyen de production initiale pour tous les puits de gaz forés dans l’Ouest canadien, par million de pieds cubes par jour. Cette moyenne s’établissait à 1,22 pour les puits forés en 2000. Elle est passée à 2,15 en 2017 et on projette qu’elle passera à 2,46 en 2040.

2.5 Gaz naturel commercialisable

Le Canada dispose d’abondantes ressources gazières. En tenant compte de la technologie actuelle, à la fin de 2017, la quantité estimative de gaz commercialisable pouvant encore être mis en valeur s’élève à1 220 millions de millions de pieds cubes (« Tpi³ »), ce qui représente, aux niveaux de production actuels, une offre qui pourrait s’étaler sur plus de 200 ans. La production annuelle du Canada se situe à 5,7 Tpi³. À ce rythme, la production totale de 2018 à 2040 sera de 149 Tpi³, soit à peine 12 % des 1 220 Tpi³ mentionnés ci-dessus. Selon le scénario de référence, les ressources de gaz naturel du Canada devrait encore s’élever à 1 090 Tpi³ en 2040, ce qui équivaut à 188 fois la production de 2017. Voir les annexes d’Avenir énergétique 2018 pour la répartition des ressources selon le type de gaz et la région.

Figure 2.5 Ressources gazières et production projetée

Figure 2.5 Ressources gazières et production projetée

Description :

Ce graphique illustre une répartition des ressources restantes de gaz naturel commercialisable au Canada au 31 décembre 2017 et la production cumulative au pays dans le scénario de référence, selon la zone et le type de gaz tout au long de la période de projection de 2018 à 2040. Les données qui suivent indiquent les ressources restantes à la fin de 2017 et la production attendue projetée jusqu’à la fin de la période de projection : méthane de houille – 47,37 et 2,02 Tpi³; gaz classique dans l’Ouest canadien – 65,83 et 30,75 Tpi³; gaz classique ailleurs au Canada – 231,60 et 0,16 Tpi³; gaz de réservoirs étanches de Montney – 444,05 et 76,58 Tpi³; autre gaz de réservoirs étanches dans l’Ouest canadien – 60,80 et 33,91 Tpi³; gaz de schiste dans l’Ouest canadien – 370,13 et 5,62 Tpi³. Pour l’ensemble du Canada, il restait 1 219,79 Tpi³ de gaz naturel commercialisable au 31 décembre 2017 et le scénario de référence prévoit qu’un volume supplémentaire de 149,04 Tpi³ sera produit d’ici la fin de la période de projection.

  • Une proportion importante de tout le gaz naturel au pays se trouve dans l’Ouest canadien. Ces ressources sont également abondantes ailleurs au Canada, en particulier dans le Nord (figure 2.6).

Figure 2.6 Ressources gazières ailleurs au Canada

Figure 2.6 Ressources gazières ailleurs au Canada

Description:

Ce graphique présente les ressources restantes de gaz naturel commercialisable ailleurs au Canada au 31 décembre 2017, réparties comme suit selon la région : Ontario – 0,97 Tpi³; Québec – 7,00 Tpi³; bassin des Maritimes – 1,00 Tpi³; Nouvelle-Écosse, Terre-Neuve-et-Labrador et Nouveau-Brunswick – 89,63 Tpi³; Mackenzie-Beaufort – 76,00 Tpi³; Îles de l’Arctique – 40,00 Tpi³; zone extracôtière de la côte Ouest – 17,00 Tpi³.

Chapitre 3 : Tous les scénarios

  • La production de gaz naturel varie selon le scénario, mais l’écart est particulièrement grand entre ceux de prix élevé et de prix bas (figure 3.1). Dans tous les cas, l’accent est mis sur le gaz plus rentable de réservoirs étanches en profondeur. Pour ce qui est des ressources gazières ailleurs au Canada destinées à l’exportation de GNL, les projections sont identiques dans les quatre scénarios.
  • À l’exception du scénario de prix bas, après une période de recul à court terme, la production dans tous les scénarios devrait augmenter d’année en année jusqu’à la fin de la période de projection. Dans le scénario de prix bas, c’est-à-dire un prix inférieur à 4 $/MBTU, les revenus sont insuffisants pour que les producteurs engagent des dépenses en immobilisations pour forer assez de nouveaux puits pour neutraliser la baisse de production des plus anciens. La production totale baisse donc pendant toute la période visée. Elle s’établit à 355 Mm³/j (12,6 Gpi³/j) en 2040, soit une chute de 40 % par rapport au scénario de référence.
  • Inversement, le scénario de prix élevé projette une production de 755 Mm³/j (26,7 Gpi³/j) en 2040, ou une augmentation de 27 % par rapport au scénario de référence. Cela est en grande partie le résultat d’un effet d’entraînement pendant toute la période visée, alors que des prix plus élevés mènent au forage d’un plus grand nombre de puits et à une production plus grande à l’origine d’une hausse de revenus. Ces derniers permettent alors un relèvement des dépenses en immobilisations, donc le forage d’un plus grand nombre de puits et une hausse de la production, etc.Note de bas de page 6 Toutefois, une telle analyse se fonde sur l’hypothèse que les marchés voulus existeront et que l’infrastructure requise sera construite, sans s’attarder à la question de savoir qui consommera cette production accrue.
  • Dans le scénario des avancées technologiques, les prix du carbone atteignent 336 $/tonne en 2040, en dollars nominaux, soit près de sept fois celui des autres scénarios qui s’établit à 50 $/tonne. Les prix du gaz sont aussi légèrement inférieurs à ceux du scénario de référence (figure 3.1). Des prix plus bas et un coût plus élevé du carbone pourraient se traduire par des revenus moindres, qui entraîneraient une réduction des dépenses en immobilisation et du nombre de forage de puits et, ultimement, une diminution de la production. Dans ce scénario, le gaz dissous est aussi en baisse, tout comme la projection de la production de pétrole classique dans le scénario des avancées technologiquesNote de bas de page 7. Elle s’établit à 355 Mm³/j (12,6 Gpi³/j) en 2040, soit une chute de 40 % par rapport au scénario de référenceNote de bas de page 8.

Figure 3.1 Prix du gaz et projections de la production selon le scénario

Figure 3.1 Prix du gaz et projections de la production selon le scénario

Description :

Ce graphique montre, pour le Canada, les projections de production de gaz naturel commercialisable des quatre scénarios ainsi que les prix du gaz en Alberta. Ce prix est indiqué en dollars canadien de 2016 par MBTU. Selon le scénario de référence, on prévoit une hausse du prix, qui passera de 2,10 $ en 2017 à 3,89 $ en 2040. Pendant cette même période, la production devrait augmenter de 15,62 à 20,94 Gpi³/j. Pour la même année, selon le scénario des avancées technologiques, le prix du gaz augmente à 3,52 $ et la production recule à 14,13 Gpi³/j. Dans le cas du scénario de prix élevé, toujours pour la même année, le prix du gaz et la production augmentent pour se situer, respectivement, à 4,68 $ et 26,67 Gpi³/j. Par contre, dans le scénario de prix bas, le prix du gaz fléchit pour s’établir à 2,89 $, et la production fait de même et se chiffre à 12,55 Gpi³/j.

Chapitre 4 : Facteurs à considérer

  • La présente analyse repose sur la double hypothèse qu’à long terme, les marchés seront en mesure d’absorber toute l’énergie produite et que l’infrastructure nécessaire sera mise en place en fonction des besoins. Toutefois, l’absence de débouchés pour le gaz naturel produit au Canada réduit les prix obtenus par les producteurs canadiens comparativement aux prix offerts au carrefour Henry et influe sur les tendances concernant la production de gaz.
  • Les projections illustrées ici présentent diverses possibilités associées à des hypothèses portant notamment sur les prix pratiqués, la conjoncture, la technologie et la géologie. La production réelle pourrait s’en écarter en raison, par exemple, d’imprévus dans la demande, d’intempéries ou de pannes à des usines de traitement.
  • La production gazière dépend des prix, mais aussi des techniques de récupération, de l’efficacité des travaux de forage et des coûts s’y rattachant. Si l’évolution de la technologie ou des coûts de mise en valeur diffère de ce qui est envisagé, les dépenses en immobilisations et la production des puits différeraient de celles modélisées.
  • Le Canada dispose d’abondantes ressources gazières.

Annexe

Table des matières

Annexe A

A1 – Méthode (Description détaillée)

La production de gaz naturel au Canada de 2017 à 2040 sera constituée de gaz classique et de réservoirs étanches provenant du BSOC, auquel se grefferont les contributions du Canada atlantique et de l’Ontario, le méthane de houille de l’Alberta ainsi que le gaz de schiste de cette même province et de la Colombie-Britannique. Dans le présent rapport, l’analyse porte notamment sur les tendances pour ce qui est des caractéristiques de production des puits et les attentes quant à la mise en valeur des ressources, le tout en vue d’élaborer les paramètres utilisés pour circonscrire la production gazière future dans le BSOC. Des démarches différentes sont utilisées pour les autres régions du Canada où la production provient d’un plus petit nombre de puits.

A1.1 BSOC

La production de gaz dans le BSOC a été séparée en cinq grandes catégories (figure A1.1).

Figure A1.1 – Principales catégories de production de gaz dans le BSOC

Figure A1.1 – Principales catégories de production de gaz dans le BSOC

Description :

Cette illustration segmente la production de gaz naturel dans l’Ouest canadien selon qu’il s’agit de gaz classique ou non. Dans ce dernier cas, on parle de méthane de houille ou de gaz de formations schisteuses. Dans le premier, les différents types peuvent être de réservoirs étanches ou non, auxquels se greffe le gaz dissous.

La méthode utilisée pour cerner la production tirée des puits de gaz classique (y compris de réservoirs étanches), du méthane de houille et des formations schisteuses est décrite ci après. On a eu recours à une analyse de diminution de la production fondée sur les données historiques afin de déterminer les paramètres de rendement futur. La méthode de calcul de la production de gaz associée à des puits de pétrole (gaz dissous) est exposée à la section A1.1.2 de la présente annexe.

A1.1.1 Regroupements pour l’analyse de diminution de la production

Différents regroupements selon le type de puits de gaz pour évaluer les caractéristiques de rendement de ceux-ci. Les puits de gaz classique, de réservoirs étanches et de schiste sont regroupés en fonction des régions petroCUBE en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan (figure A1.2). Les puits ont aussi été regroupés en tenant compte des zones géologiques. Dans la présente analyse, la production de la formation de Montney est séparée des autres sources de gaz provenant de réservoirs étanches.

Figure A1.2 – Carte des régions du BSOC

Figure A1.2 – Carte des régions du BSOC

Description :

Cette carte délimite les régions gazières dans l’Ouest canadien. Il y en a trois dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique, douze en Alberta et trois autres en Saskatchewan.

Dans chaque région petroCUBE et chaque zone, les puits sont regroupés par année, tous ceux antérieurs à 1999 faisant partie d’un même groupe alors que des groupes distincts ont été constitués pour chaque année de 1999 à 2040.

Les puits de méthane de houille en Alberta ont par ailleurs été regroupés principalement par zone en trois catégories :

  • formation principale de Horseshoe Canyon;
  • méthane de houille de Mannville;
  • autre méthane de houille.

Dans chacune des trois catégories, les puits de méthane de houille ont également été regroupés par année. En ce qui concerne la formation principale de Horseshoe Canyon et la catégorie autre méthane de houille, un groupe unique a été constitué pour l’ensemble des six puits antérieurs à 2004, mais les regroupements sont distincts pour chacune des années depuis. Tous les puits de méthane de houille de Mannville antérieurs à 2006 sont regroupés, mais depuis, des groupes distincts ont été créés d’année en année.

Il existe en tout environ 150 regroupements de ressources gazières dans l’Ouest canadien, chacun disposant de son propre jeu de paramètres de diminution pour chaque année.

A1.1.2 Méthode pour les puits existants

La méthode de projection de la production des puits de gaz existants diffère de celle utilisée pour les puits futurs. Dans le cas des puits existants, on a analysé la diminution de la production à partir des données historiques pour chaque regroupement (type de gaz, région petroCUBE, zone géologique et année) afin de produire deux jeux de paramètres.

  1. Paramètres de production du groupe – Attentes de production pour le regroupement de ressources gazières dans son ensemble
  2. Paramètres de production d’un puits moyen – Attentes de production pour un puits de gaz moyen du regroupement

La méthode employée pour l’analyse de la diminution de la production des puits existants est décrite ci-après. Les paramètres de production des groupes et ceux d’un puits moyen découlant de cette analyse se trouvent, respectivement, aux annexes A.3 et A.4.

Dans le modèle, on s’est servi des paramètres de production du groupe afin de projeter celle des puits existants. Un jeu de données historiques de la production commercialisable du groupe pour chacun des regroupements est obtenu de la façon suivante :

  • somme des données de production brute par mois civil des puits de gaz raccordés de chaque regroupement afin d’obtenir un total pour le groupe;
  • multiplication du total de la production brute d’un mois civil pour un groupe par un facteur de contraction qui lui est propre, puis division du produit obtenu par le nombre de jours de chaque mois pour obtenir le total mensuel de la production de gaz commercialisable et le taux (en Mpi³/j) pour chaque mois civil;
  • création ensuite, pour chaque regroupement, de schémas d’analyse du taux de production commercialisable quotidienne totale par rapport à la production commercialisable cumulative.

Les jeux de données historiques sur la production d’un puits moyen ont quant à eux été obtenus comme suit :

  • saisie des données sur la production brute des puits par mois pour chaque raccordement du regroupement;
  • détermination, pour chaque mois de production de chacun des puits, d’une valeur pour un mois de production normalisé correspondant au nombre de mois écoulés depuis le raccordement;
  • somme de la production brute des puits d’un regroupement par mois de production normalisé multiplié par le facteur de contraction moyen qui s’applique afin d’obtenir le total de production commercialisable par mois de production normalisé;
  • division de la production commercialisable d’un mois de production normalisé par 30,4375, soit le nombre moyen de jours dans un mois, pour obtenir le taux de production d’un puits moyen du groupe par mois de production normalisé;
  • création ensuite, pour un puits moyen de chaque regroupement, de schémas d’analyse du taux de production commercialisable quotidienne par rapport à la production commercialisable cumulative.

En ce qui concerne les puits de gaz classique, on a procédé de la manière précisée ci-après pour réaliser l’analyse de la diminution de la production au moyen des jeux de données historiques portant sur le groupe et pour un puits moyen.

  • Analyse de la diminution de la production des puits antérieurs à 1999

    Pour chaque regroupement, le schéma d’analyse comparant le taux à la production cumulative des puits de gaz en production avant 1999 est le premier évalué. Une diminution exponentielle constante sur plusieurs années en est ressortie, quel que soit le regroupement. Pour tous les puits antérieurs à 1998, le schéma d’analyse de groupe propose le taux de production commercialisable courant, un taux de diminution stable de la production future et une diminution ultime au besoin.

  • Analyse de la diminution de la production des puits de 1999 à 2017

    Après évaluation initiale globale des puits d’un regroupement, chaque année de 1999 à 2017 est évaluée dans l’ordre chronologique.

    a. Analyse de la diminution de la production d’un puits moyen

    Pour chaque année, le schéma d’analyse comparant le taux à la production cumulative est le premier évalué afin d’établir les paramètres suivants qui définissent le profil de production d’un puits moyen sur toute sa durée de sa vie productive :

    • premier taux de production;
    • premier taux de diminution;
    • deuxième taux de diminution;
    • nombre de mois avant le deuxième taux de diminution – habituellement autour de 18 mois;
    • troisième taux de diminution;
    • nombre de mois avant le troisième taux de diminution – habituellement autour de 45 mois;
    • quatrième taux de diminution;
    • nombre de mois avant le quatrième taux de diminution – habituellement autour de 100 mois.

La figure A1.3 donne un exemple des schémas d’analyse utilisés pour évaluer le rendement d’un puits moyen et les différents taux de diminution servant à décrire la production.

Figure A1.3 – Exemple de schéma d’analyse de la diminution de la production d’un puits moyen

Figure A1.3 – Exemple de schéma d’analyse de la diminution de la production d’un puits moyen

Source :

Analyse par l’Office des données de la production de puits GeoVista de Divestco

Pour les puits d’années antérieures, les données disponibles sont habituellement suffisantes pour établir tous ces paramètres. Dans le cas des puits d’années plus récentes, le raccourcissement de la durée sur laquelle portent les données historiques fait que les paramètres décrivant la diminution à un horizon temporel plus éloigné doivent être établis à partir de ce qui a été déterminé pour les premières années. Dans l’exemple présenté à la figure A1.3, les données disponibles permettent de déterminer les paramètres qui définissent les trois premières périodes de diminution de la production du puits, tandis que ceux de la quatrième période sont fondés sur l’analyse de puits d’années antérieures.

On a supposé, à moins que les données historiques de l’année n’indiquent autre chose, que le quatrième taux de diminution serait égal au dernier taux de diminution pour le regroupement établi après l’évaluation de tous les puits antérieurs à 1999 et que la période de diminution ultime commencerait après 120 mois de production.

Voir l’annexe A4 pour connaître les paramètres de diminution déterminés de cette façon pour les puits moyens.

b. Analyse de diminution de la production pour les données d’un groupe

Une fois les paramètres de rendement d’un puits moyen établis, on évalue ceux de groupe.

Tout d’abord, on intègre les paramètres de rendement d’un puits moyen à un calendrier sur 12 mois pour les puits connus afin de calculer le rendement prévu du groupe, à quoi on greffe les données de rendement réelles du groupe. Si les données obtenues à partir du rendement d’un puits moyen ne correspondent pas tout à fait aux données de production historiques réelles du groupe, les paramètres du puits moyen peuvent être revus jusqu’à ce que l’on obtienne un bon appariement des données de production calculées à partir de celles sur le puits moyen avec les données de production réelles. Un exemple de ce type de schémas d’analyse est présenté à la figure A1.4.

Figure A1.4 – Exemple de schéma d’analyse de la diminution de la production du groupe

Figure A1.4 - Exemple de schéma d’analyse de la diminution de la production du groupe

Source :

Analyse par l’Office des données de la production de puits GeoVista de Divestco

Les paramètres de rendement suivants sont déterminés à partir du schéma du groupe :

  • taux de production au premier mois;
  • premier taux de diminution;
  • deuxième taux de diminution (le cas échéant);
  • nombre de mois avant le deuxième taux de diminution (le cas échéant);
  • troisième taux de diminution (le cas échéant);
  • nombre de mois avant le troisième taux de diminution (le cas échéant);
  • quatrième taux de diminution (le cas échéant);
  • nombre de mois avant le quatrième taux de diminution (le cas échéant).

Dans les regroupements de puits plus anciens (2001, 2002, etc.), les données réelles se stabilisent habituellement à la date courante pour correspondre exactement ou presque au taux de diminution ultime établi pour tout le groupe antérieur à 1999. Dans ces cas, un taux de diminution unique est suffisant pour décrire la durée de vie productive restante du regroupement et le rendement prévu à partir des données d’un puits moyen a peu d’influence sur la détermination des paramètres de groupe.

Pour les puits plus récents (2015, 2016, etc.), les données historiques réelles du groupe ne constituent pas un bon fondement pour établir une projection de la production future. En pareil cas, le rendement prévu calculé à partir des données d’un puits moyen est essentiel à l’établissement des taux de diminution actuels et futurs.

Voir l’annexe A3 afin de connaître les paramètres de rendement déterminés de cette façon pour les groupes.

On a aussi eu recours à la méthode d’analyse de diminution de la production décrite ci-dessus pour les regroupements de méthane de houille et de gaz de schiste. Les raccordements associés au méthane de houille de Mannville ont un profil de rendement qui diffère de ceux des autres ressources gazières du BSOC. Alors que les puits de gaz de tous les autres regroupements sont reconnaissables à une diminution relativement prévisible du premier taux de production, les raccordements associés au méthane de houille de Mannville, en raison de l’étape de dessiccation qui leur est propre, présentent une hausse de la production sur plusieurs mois avant d’atteindre un taux maximal. Ce n’est que par la suite que le processus de diminution est enclenché. On a donc utilisé un jeu de paramètres légèrement différent pour établir le rendement d’un puits moyen pour le méthane de houille de Mannville, le premier taux de production étant remplacé par le « nombre de mois avant la production de pointe » et le « taux de production de pointe ».

La brève période de production de gaz de schiste permet plus difficilement d’établir des taux de diminution à long terme en se fondant sur des données historiques. Des taux de diminution pour toute la vie productive des puits de gaz de schiste sont quand même estimés en fonction de l’opinion de l’Office quant à la récupération ultime de gaz d’un puits moyen.

A1.1.3 Méthode pour les puits futurs

Pour les puits futurs, la production estimative est fonction du nombre de ceux projetés et des caractéristiques de rendement moyen prévues de tels puits. Les projections sur le forage servent à estimer le nombre de puits de gaz futurs. On a utilisé les tendances historiques des paramètres de rendement d’un puits moyen, obtenues à partir de l’analyse de diminution de la production des puits de gaz existants, pour estimer les paramètres correspondants des puits futurs.

A1.1.3.1 Rendement des puits futurs

On obtient le rendement des puits futurs de chaque regroupement en extrapolant les tendances de production d’un puits moyen des années antérieures. Les paramètres de rendement estimés sont la productivité initiale d’un puits moyen et les taux de diminution s’y rapportant.

Dans nombre de regroupements, les tendances peuvent pointer vers une diminution ou une augmentation de la productivité initiale d’un puits de gaz moyen. La figure A1.5 montre le taux de production initiale au fil du temps pour les puits de gaz de réservoirs étanches du regroupement du Colorado supérieur dans la zone Deep Basin AB. La production initiale avait tendance à diminuer jusqu’aux alentours de 2006, alors que la montée en popularité du forage horizontal et de la fracturation hydraulique en plusieurs étapes, dans ce regroupement, l’ont fait augmenter. Le premier taux de production des puits de gaz futurs est estimé en extrapolant la tendance observée dans chaque regroupement, puis en rajustant au besoin pour tenir compte d’autres hypothèses, par exemple des modifications touchant la technologie ou les ressources. Les annexes A3 et A4 traitent des valeurs historiques et projetées de productivité initiale d’un puits moyen pour tous les regroupements qui s’y trouvent.

Figure A1.5 – Exemple de production initiale moyenne par année – Réservoirs étanches du Colorado supérieur dans la zone Deep Basin AB

Figure A1.5 – Exemple de production initiale moyenne par année – Réservoirs étanches du Colorado supérieur dans la zone Deep Basin AB

Source :

Analyse par l’Office des données de production de puits de Divestco

Les paramètres de diminution clés ayant une incidence à court terme sont les premier et deuxième taux ainsi que le nombre de mois entre les deux. La figure A1.6 présente les valeurs historiques et projetées de ces paramètres de diminution clés pour un puits moyen du regroupement des réservoirs étanches du Mannville dans la zone Deep Basin AB. Comme on peut voir, les tendances observées dans les paramètres de diminution des puits des années antérieures servent à établir ces mêmes paramètres clés pour les années futures.

Figure A1.6 – Exemple de paramètres clés de diminution au fil du temps – Réservoirs étanches du Mannville dans la zone Deep Basin en Alberta

Figure A1.6 – Exemple de paramètres clés de diminution au fil du temps - Réservoirs étanches du Mannville dans la zone Deep Basin en Alberta

A1.1.3.2 Nombre de puits futurs

La figure A1.7 illustre la méthode employée pour cerner le nombre de puits de pétrole chaque année pendant la période de projection. Les intrants clés ici sont le degré de réinvestissement des revenus et les coûts par jour de forage. Une modification de l’un ou de l’autre peut avoir d’importantes répercussions sur les projections. Les valeurs projetées pour les autres intrants sont estimées à partir d’une analyse des données historiques.

L’Office projette un nombre de jours de forage ciblant du gaz pour chaque regroupement. Ceux-ci sont répartis en fonction des tendances historiques, des estimations récentes des coûts d’approvisionnement et de l’opinion de l’Office quant au potentiel de mise en valeur. Les fractions ainsi obtenues témoignent des tendances historiques à la faveur des formations plus profondes situées du côté ouest du bassin, d’un intérêt accru pour le gaz de réservoirs étanches et de schiste, en Colombie-Britannique et en Alberta, ainsi que d’une mise en valeur plus poussée du gaz naturel humide/riche en liquides. Les annexes B1.1 à B1.6 renferment des tableaux sur les jours de forage par année et regroupement selon chacun des scénarios.

Le nombre de puits de gaz forés au cours d’une année correspond au quotient des jours de forage ciblant chaque regroupement de ressources et du nombre moyen requis pour un puits. Ce dernier, pour les puits futurs de chaque regroupement, est fondé sur les données historiques en plus de tenir compte d’autres hypothèses, par exemple des modifications touchant l’efficacité des travaux ou les ressources. Les annexes B2.1 à B2.6 renferment des tableaux sur les puits par année et regroupement selon chacun des scénarios.

Figure A1.7 – Schéma de la méthode de projection des forages

Figure A1.7 – Schéma de la méthode de projection des forages

A1.1.4 Gaz dissous

Le gaz dissous est produit à partir de puits de pétrole en même temps que le pétrole brut et représente actuellement plus de 10 % de toute la production de gaz commercialisable du BSOC. L’analyse pour ce gaz prend en compte la région petroCUBE, et les projections sont fondées sur les tendances historiques et prévues pour la production de pétrole classique, de pétrole de réservoirs étanches et de pétrole de schiste par province (voir Supplément Avenir énergétique du Canada en 2018 –Production de pétrole classique, de pétrole de réservoirs étanches et de pétrole de schiste). La production de gaz dissous projetée n’est pas segmentée (c’est-à-dire qu’elle porte à la fois sur les puits de pétrole existants et futurs).

A1.1.5 Yukon et Territoires du Nord-Ouest

Le gaz provenant du delta et du couloir du fleuve Mackenzie n’est pas inclus dans la production pour la période de projection, car il n’est plus rentable en raison de la baisse des prix. Le champ Norman Wells produit de petites quantités de gaz à des fins locales et n’est pas relié au réseau pipelinier nord-américain. La production de gaz naturel à Norman WellsNote de bas de page 9 a cessé en février 2017 en raison de la fermeture du pipeline qui transportait le gaz de cet endroit, la canalisation 21, après que l’on a constaté qu’un tronçon de celle-ci près de Fort Simpson était devenu instable. La remise en service du pipeline a été approuvée, et on s’attendait à ce que la production reprenne en janvier 2019. On prévoit que la production de gaz à Norman Wells se situe au même niveau qu’avant la fermeture du pipeline et qu’elle diminuera au cours de la période de projection. Quant à la production à Cameron Hills, elle a cessé en février 2015.

A1.2 Canada atlantique

Au Canada atlantique, la production de gaz naturel continue de fléchir au cours de la période de projection. Celle sur la terre ferme, au Nouveau-Brunswick, devient presque nulle en 2040. Quant à la production extracôtière en Nouvelle-Écosse, on prévoit qu’elle baissera progressivement pour s’arrêter complètement en 2021 tant pour le projet Deep Panuke que pour celui de l’île de Sable. Puisque les coûts d’exploration extracôtière sont relativement élevés et compte tenu des politiques provinciales actuelles en la matière, on ne prévoit la mise en exploitation d’aucun nouveau gisement gazier dans toute cette région du paysNote de bas de page 10.

Le gaz du champ continental McCully, au Nouveau-Brunswick, maintenant en production saisonnière, a été relié au réseau pipelinier régional à la fin de juin 2007.

Un potentiel du gaz de schiste existe au Nouveau-Brunswick et en Nouvelle-Écosse, mais les politiques provinciales interdisent pour l’instant la fracturation hydraulique nécessaire à l’exploitation des formations qui en renfermeraient. Les projections supposent que ces politiques n’évolueront pas pendant la période étudiée.

A1.3 Autre production canadienne

La faible partie restante de la production canadienne provient de l’Ontario. Les projections à son égard sont faites par extrapolation des volumes historiques. Il existe aussi un potentiel de gaz de schiste au Québec, mais les politiques provinciales interdisent pour l’instant la fracturation hydraulique nécessaire à l’exploitation des formations qui en renfermeraient. Les projections supposent que ces politiques n’évolueront pas pendant la période étudiée.

Annexe A2 – Paramètres de production – Résultats

A2.1 BSOC

A2.1.1 Production des puits de gaz existants

On a estimé la production future des puits existants des regroupements de ressources –classique (y compris de réservoirs étanches), non classique (schiste et méthane de houille) et tout le gaz dissous– au moyen de la méthode d’analyse de la production décrite à l’annexe A1. Les paramètres de diminution sont les mêmes dans tous les scénarios.

Les paramètres de production future de tous les regroupements sont le taux de production en décembre 2017 et jusqu’à quatre taux de diminution future s’appliquant à des périodes précises. En ce qui concerne les puits plus anciens dont la production semble s’être stabilisée à un taux de diminution ultime, un seul de ces taux est requis pour décrire la productibilité future du groupe. Dans le cas de puits plus récents, le taux de diminution qui s’applique aux mois à venir change au fur et à mesure que le rendement du groupe se rapproche de la période ultime stable. Trois ou même quatre taux de diminution ont été déterminés pour décrire le rendement futur de ces puits.

Les projections pour les puits existants représentent la production du BSOC si aucun autre puits de gaz ne commençait à produire après décembre 2016. La production des puits de gaz futurs supplée la diminution à venir des puits existants.

A2.1.2 Production des puits de gaz futurs

La production associée aux puits de gaz futurs est calculée pour chaque regroupement de ressources à partir d’estimations du rendement d’un puits moyen et du nombre de puits futurs. Les paramètres se rattachant à chacun de ces intrants sont traités dans les sections qui suivent.

Les projections antérieures visant les puits de gaz existants ont été fort précises, ce qui ne rend pas plus certaines celles pour les puits futurs. Les principales incertitudes ont trait au nombre de forages ciblant du gaz et aux niveaux de production des puits. Les scénarios de prix élevé et de prix bas ont donc été créés pour envisager les incertitudes qui entourent les projections sur les forages.

A2.1.2.1 Paramètres de rendement des puits de gaz moyens futurs

Les méthodes d’analyse de la diminution de la production décrites à l’annexe A.1 ont servi de base à l’établissement des paramètres de rendement des puits de gaz futurs. Les tendances observées dans le rendement d’un puits moyen pour les divers regroupements de puits existants ont été utilisées pour estimer les paramètres de rendement des puits de gaz futurs.

En ce qui a trait à la productivité initiale d’un puits de gaz moyen, l’évolution générale pour le BSOC est illustrée à la figure A2.1. Après une baisse de 2001 à 2006, la tendance s’est inversée en 2007, puis est demeurée relativement stable jusqu’en 2009; elle a recommencé à monter jusqu’en 2015, moment où les taux de productivité initiaux plus élevés dans les réservoirs étanches et les formations schisteuses se mettaient à représenter une part croissante du nombre total de puits forés au cours d’une année. La productivité initiale pendant la période de projection demeure presque inchangée, en raison principalement des taux constants pour la plupart des puits de gaz.

Figure A2.1 – ProductionProduction initiale moyenne pondérée du BSOC par année - Scénario de référence

Figure A2.1 – ProductionProduction initiale moyenne pondérée du BSOC par année - Scénario de référence

Source :

Analyse par l’Office des données de production de puits de Divestco

Le tableau A2.1 illustre la production initiale moyenne pondérée historique des puits par zone et année. Les paramètres de rendement, historiques et projetés, pour tous les regroupements sont présentés aux annexes A3 et A4.

Table A2.1 – Production initiale moyenne pondérée par zone et année – Scénario de référence (Mpi3/j)

Table A2.1 [EXCEL 6373 ko]

Source :

Analyse par l’Office des données de production de puits de Divestco

Les paramètres de rendement projetés sont les mêmes quel que soit le scénario évaluer dans le présent rapport. Les différences d’un scénario à l’autre sont le résultat de variations de l’intensité des activités de forage ciblant du gaz, comme on l’explique plus en détail à la section A2.1.2.2 de la présente annexe.

A2.1.2.2 Nombre de puits de gaz futurs

Le nombre projeté de puits par année et la production attendue d’un puits moyen pour les années en question servent à évaluer la production des puits de gaz futurs. Afin d’établir le nombre de ces puits, on projette le niveau des activités de forage ciblant du gaz pour chaque regroupement.

Les forces du marché, volatiles et imprévisibles, devraient constituer le principal facteur d’influence sur ces activités. En conséquence, il y a une grande incertitude relativement à celles-ci pendant la période de projection. Les scénarios de prix élevé et de prix bas rendent compte de la variété des conditions éventuelles sur le marché pendant la période visée. La figure A.2.2 illustre le nombre total projeté de puits de gaz par année selon le scénario.

Les puits de gaz et les jours de forage projetés par année pour chaque regroupement sont présentés aux annexes B1.1 à B1.4 ainsi que B2.1 à B2.4.

Figure A2.2 – Puits de gaz dans le BSOC selon le scénario

Figure A2.2 – Puits de gaz dans le BSOC selon le scénario

A2.2 Canada atlantique, Ontario et Québec

Tel qu’il est indiqué à l’annexe A1, la production au Canada atlantique et en Ontario est fondée sur une extrapolation des tendances antérieures. On ne prévoit pas de nouveaux travaux de forage qui pourraient contribuer à la production pendant la période de projection.

La production commercialisable découlant de la mise en valeur du projet Deep Panuke a commencé à l’automne 2013. Ce gisement est maintenant en exploitation saisonnière, l’hiver, mais l’infiltration d’eau dans le réservoir pourrait nuire à la quantité de gaz naturel récupérable pendant la durée utile du projet. Quant à la production extracôtière en Nouvelle Écosse, on suppose dans le présent rapport une décroissance graduelle pendant la période de projection jusqu’à arrêt de la production en 2021, tant pour le projet Deep Panuke que pour celui de l’île de Sable.

À l’heure actuelle, les politiques du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse interdisent la fracturation hydraulique nécessaire à l’exploitation des formations qui en renfermeraient. On suppose que ces politiques n’évolueront pas et qu’aucun puits supplémentaire ne sera foré sur la terre ferme pendant la période de prévision. En Ontario, la production continue de décroître et on ne prévoit pas de nouveaux travaux de forage pendant la période étudiée.

Au Québec, la politique provinciale interdit actuellement la fracturation hydraulique nécessaire à l’exploitation des formations qui en renfermeraient. On suppose qu’elle n’évoluera pas et qu’aucun puits de gaz supplémentaire ne sera foré pendant la période de projection.

Annexe A3 – Regroupements et paramètres de diminution pour les puits existants

Tableau A3.1 – Index des formations

Formation Abréviation Numéro
Tertiaire Tert 02
Crétacé supérieur CrSup 03
Colorado supérieur ColSup 04
Colorado Col 05
Mannville supérieur ManvSup 06
Mannville moyen ManvMoy 07
Mannville inférieur ManvInf 08
Mannville Mnvl 06;07;08
Jurassique Jur 09
Trias supérieur TrSup 10
Trias inférieur TrInf 11
Trias Tr 10;11
Permien Perm 12
Mississippien Miss 13
Dévonien supérieur DévSup 14
Dévonien moyen DévMoy 15
Dévonien inférieur DévInf 16
Siluro/Ordivicien Sil 17
Cambrien Cambr 18
Précambrien PréCambr 19

Tableau A3.2 – Index des regroupements

Nom de la zone Numéro de la région Catégorie de Gaz Groupe
Méthane de houille 00 Méthane de houille Formation principale HSC
Méthane de houille 00 Méthane de houille Mannville
Sud AB 01 Classique Tert;CrSup;ColSup
Sud AB 01 Classique Col
Sud AB 01 Classique Mnvl
Sud AB 01 Réservoirs étanches ColSup
Sud-Ouest AB 02 Classique Tert;CrSup;ColSup
Sud-Ouest AB 02 Classique Col
Sud-Ouest AB 02 Classique ManvMoy;ManvInf
Sud-Ouest AB 02 Classique Jur;Miss
Sud-Ouest AB 02 Classique DévSup
Sud-Ouest AB 02 Réservoirs étanches ColSup
Sud-Ouest AB 02 Réservoirs étanches Col
Sud-Ouest AB 02 Réservoirs étanches ManvInf
Sud-Ouest AB 03 Classique Miss;DévSup
Est AB 04 Classique CrSup;ColSup
Est AB 04 Classique Col;Mnvl
Est AB 04 Réservoirs étanches ColSup
Est AB 04 Schiste Duvernay
Centre AB 05 Classique Tert;CrSup
Centre AB 05 Classique Col
Centre AB 05 Classique Mnvl
Centre AB 05 Classique Miss;DévSup
Centre AB 05 Réservoirs étanches Col
Centre AB 05 Réservoirs étanches Mvl
Centre AB 05 Réservoirs étanches Montney
Centre AB 05 Schiste Duvernay
Centre-Ouest AB 06 Classique Tert
Centre-Ouest AB 06 Classique CrSup;ColSup
Centre-Ouest AB 06 Classique Mnvl
Centre-Ouest AB 06 Classique ManvInf; Jur
Centre-Ouest AB 06 Classique Miss
Centre-Ouest AB 06 Classique DévSup
Centre-Ouest AB 06 Réservoirs étanches Col
Centre-Ouest AB 06 Réservoirs étanches Mnvl
Centre-Ouest AB 06 Réservoirs étanches Montney
Centre-Ouest AB 06 Schiste Duvernay
Piémonts Centre 07 Classique ColSup
Piémonts Centre 07 Classique Col;Mnvl
Piémonts Centre 07 Classique Jur;Tr;Perm
Piémonts Centre 07 Classique Miss
Piémonts Centre 07 Classique DévSup;DévMoy
Piémonts Centre 07 Réservoirs étanches ColSup;Col
Piémonts Centre 07 Réservoirs étanches Mnvl
Piémonts Centre 07 Réservoirs étanches Jur
Piémonts Centre 07 Réservoirs étanches Montney
Piémonts Centre 07 Schiste Duvernay
Kaybob 08 Classique ColSup;Col
Kaybob 08 Classique Mnvl;Jur
Kaybob 08 Classique Tr
Kaybob 08 Classique DévSup
Kaybob 08 Réservoirs étanches Col;Mnvl
Kaybob 08 Réservoirs étanches Tr
Kaybob 08 Réservoirs étanches Montney
Kaybob 08 Schiste Duvernay
Deep Basin AB 09 Classique CrSup
Deep Basin AB 09 Classique ColSup
Deep Basin AB 09 Classique Mnvl;Jur
Deep Basin AB 09 Classique Tr
Deep Basin AB 09 Classique DévSup
Deep Basin AB 09 Réservoirs étanches ColSup
Deep Basin AB 09 Réservoirs étanches Col
Deep Basin AB 09 Réservoirs étanches Mnvl;Jur
Deep Basin AB 09 Réservoirs étanches Tr
Deep Basin AB 09 Réservoirs étanches Montney
Deep Basin AB 09 Schiste Duvernay
Nord-Est AB 10 Classique Mnvl;DévSup
Peace River 11 Classique ColSup
Peace River 11 Classique Col;ManvSup
Peace River 11 Classique ManvMoy;ManvInf
Peace River 11 Classique TrSup
Peace River 11 Classique TrInf
Peace River 11 Classique Miss
Peace River 11 Classique DévSup;DévMoy
Peace River 11 Réservoirs étanches ColSup
Peace River 11 Réservoirs étanches ManvMoy;ManvInf
Peace River 11 Réservoirs étanches TrSup
Peace River 11 Réservoirs étanches TrInf
Peace River 11 Réservoirs étanches Tr
Peace River 11 Réservoirs étanches Miss
Peace River 11 Réservoirs étanches Montney
Peace River 11 Schiste Duvernay
Nord-Ouest AB 12 Classique Mnvl
Nord-Ouest AB 12 Classique Miss
Nord-Ouest AB 12 Classique DévSup
Nord-Ouest AB 12 Classique DévMoy
Nord-Ouest AB 12 Schiste Duvernay
Deep Basin BC 13 Classique Col
Deep Basin BC 13 Classique TrInf
Deep Basin BC 13 Réservoirs étanches Col
Deep Basin BC 13 Réservoirs étanches Mnvl
Deep Basin BC 13 Réservoirs étanches TrInf
Deep Basin BC 13 Réservoirs étanches Montney
Fort St. John 14 Classique Mnvl
Fort St. John 14 Classique Tr
Fort St. John 14 Classique Perm;Miss
Fort St. John 14 Classique DévSup;DévMoy
Fort St. John 14 Réservoirs étanches Mnvl
Fort St. John 14 Réservoirs étanches Tr
Fort St. John 14 Réservoirs étanches Perm;Miss
Fort St. John 14 Réservoirs étanches Dvn
Fort St. John 14 Réservoirs étanches Montney
Nord-Est BC 15 Classique ManvInf
Nord-Est BC 15 Classique Perm;Miss
Nord-Est BC 15 Classique DévSup;DévMoy
Nord-Est BC 15 Réservoirs étanches DévSup
Nord-Est BC 15 Schiste Cordova
Nord-Est BC 15 Schiste Horn River
Nord-Est BC 15 Schiste Liard
Piémonts BC 16 Classique Col;Mnvl
Piémonts BC 16 Classique Tr;Perm;Miss
Piémonts BC 16 Réservoirs étanches TrInf
Piémonts BC 16 Réservoirs étanches Tr
Piémonts BC 16 Réservoirs étanches Montney
Sud-Ouest SK 17 Réservoirs étanches ColSup

Voir les fichiers Excel pour tous les graphiques et tableaux des annexes A, B et C.

 

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