ARCHIVÉ - Aperçu et viabilité économique de la mise en valeur du méthane de houille de Horseshoe Canyon - Note d’information

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ISSN 1914-4830

Aperçu et viabilité économique de la mise en valeur du méthane de houille de Horseshoe Canyon - Note d’information [PDF 1376 ko]

Note d’information

Aperçu et viabilité économique de la mise en valeur du méthane de houille
de Horseshoe Canyon

Mai 2007

Droit d’auteur et droit de reproduction

La présente note d’information, intitulée Aperçu et viabilité économique de la mise en valeur du méthane de houille de Horseshoe Canyon, est la première d’une nouvelle série de rapports destinés à informer les Canadiens sur divers sujets touchant l’énergie. Elle concerne la mise en valeur d’un gisement de méthane de houille dans la formation géologique de Horseshoe Canyon au centre de l’Alberta. La production commerciale tirée de cette ressource de gaz naturel non classique a été atteinte en 2002. L’information et l’analyse contenues dans le présent document offrent un instantané ponctuel susceptible de se transformer à la faveur des changements technologiques ou des conditions du marché relatives aux prix et aux coûts.

L’Office national de l’énergie (l’ONÉ) est un tribunal de réglementation fédéral indépendant qui réglemente certains aspects de l’industrie énergétique canadienne. Il a pour raison d’être de promouvoir, dans l’intérêt public canadien, la sûreté et la sécurité, la protection de l’environnement et l’efficience économique, en s’en tenant au mandat que le Parlement lui a conféré au chapitre de la réglementation des pipelines, de la mise en valeur des ressources énergétiques et du commerce de l’énergie.

L’ONÉ réglemente la construction et l’exploitation des pipelines qui traversent les frontières internationales ou provinciales, ainsi que les droits et les tarifs pipeliniers. Il réglemente également les lignes internationales de transport d’électricité, de même que certaines activités pétrolières et gazières dans les régions pionnières, en particulier dans le Nord et certaines zones extracôtières du Canada. L’importation et l’exportation de gaz naturel et l’exportation de pétrole, de liquides de gaz naturel et d’électricité font également partie des attributions de l’ONÉ.

En plus de ses travaux en matière de réglementation, l’ONÉ recueille et analyse l’information sur les marchés énergétiques au Canada, et il produit des publications, des rapports et des notes d’information dérivés de ses analyses.

Quiconque souhaite utiliser le présent rapport dans une instance réglementaire devant l’Office peut le soumettre à cette fin, comme c’est le cas pour tout autre document public. Une partie qui agit ainsi se trouve à adopter l’information déposée et peut se voir poser des questions au sujet de cette dernière.

Chapitre 1: Introduction

Le méthane de houille (MH), aussi appelé méthane de gisements houillers, est un gaz naturel logé dans des filons de charbon. Il est surtout composé de méthane, mais il contient aussi de l’azote et du dioxyde de carbone en quantités variables. Il existe plusieurs acronymes anglais pour le désigner : CBG (pour coalbed gas) en C.-B., CSG (pour coal seam gas) en Australie et NGC (pour natural gas in coal au Canada, mais l’usage de celui-ci n’est pas répandu). Lors de la formation géologique du charbon, la matière organique contenue dans les plantes et les arbres est carbonisée ou houillifiée sous l’effet de la chaleur, de la pression et du temps géologique. Ce processus entraîne la production de grandes quantités de méthane, dont la plus grande partie est adsorbée (liée chimiquement) par la surface du charbon tandis que de plus petites quantités se logent dans le réseau de fractures du charbon (le limet) sous forme de gaz libre.

Le MH est considéré comme un gaz naturel non classique du fait qu’il est à la fois une roche mère et une roche réservoir, mais aussi par son mode de stockage et son mode de production. Le charbon produit et retient le gaz de l’intérieur; les gisements de gaz classique renferment du gaz provenant d’autres formations et qui migrent jusqu’à eux. La majeure partie du gaz présent dans le charbon est liée chimiquement à la surface du charbon; le gaz présent dans les gisements classiques loge dans l’espace libre (les porosités) de la roche (voir la figure 1). Le charbon est un véhicule de stockage du gaz  très efficace: il peut en effet stocker de six à sept fois plus de gaz par unité de volume de roche que les gisements classiques. On produit le MH en réduisant la pression à de très faibles valeurs pour amorcer la production, à un débit relativement faible. Par contre, la production des gisements classiques se fait généralement à un débit et à une pression plus élevés, et ces gisements seraient considérés comme épuisés et les puits abandonnés, aux faibles pressions de la production de MH.

Figure 1 - Procédé de production de MH (de type humide)
(Source : Trident Exploration Corporation, modifiée par l’ONÉ)

Figure 1 - Procédé de production de MH (de type humide)

Le premier gisement de MH au Canada a commencé à être mis en valeur en 2002, dans la formation de Horseshoe Canyon (HSC); aucune eau n’y a été décelée. L’essentiel du MH de HSC provident de charbon sec. Ces puits produisent du gaz immédiatement, atteignent rapidement leur sommet de production puis entament une lente diminution. Comme la mise en valeur de HSC est toute récente, le profil de production à long terme n’a pas encore été établi. La période de production d’un puits de MH peut être très longue – jusqu’à 50 ans, prévoit-on - mais les débits et les pressions demeurent faibles pendant tout ce temps. En raison des faibles pressions de production, la compression est nécessaire pour accroître la pression du gaz jusqu’au niveau prescrit pour le gazoduc.

Il existe au Canada d’autres zones susceptibles de renfermer du MH : c’est le cas des gisements houillers du tertiaire ou du crétacé d’Ardley, de faible profondeur, situés dans la formation de Scollard, au centre-ouest de l’Alberta. Ce charbon contient souvent de l’eau douce, de sorte qu’il n’a pas fait l’objet d’une intense campagne d’essais jusqu’ici. La formation de Mannville du Crétacé inférieur renferme d’épais filons de charbon contenant de l’eau salée. Quelques projets de mise en valeur commerciale ont été lancés en Alberta et l’Office en surveille étroitement l’évolution. En Colombie-Britannique, la formation de Gates du Crétacé inférieur a été testée dans le nord-est de la province (présence d’eau salée), les gisements houillers de Kootenay du Jurassique ont été testés dans le sud-est de la province (présence d’eau douce) et des gisements sont testés près de Princeton dans le sud de la province. Aucun de ces projets n’a été confirmé comme ayant un potentiel commercial. En Nouvelle-Écosse, des gisements houillers des bassins de Stellarton et Cumberland sont également testés (présence d’eau saumâtre).

La présente note d’information décrit la géologie des gisements houillers de HSC, l’historique de la mise en valeur et notamment les enjeux de la mise en valeur; les exigences réglementaires, la viabilité économique de la mise en valeur du MH, et les tendances qui se dessinent. La production de MH constitue actuellement 3,7 % de la production totale de gaz du Canada, alors qu’elle était pratiquement inexistante en 2002; plus de 85 % de ce pourcentage provient de HSC.

Message clé :

  • Le MH est un gaz naturel dont le mode de stockage et de production est différent de celui du gaz naturel classique.

Chapitre 2 : Aperçu de la géologie

Les charbons de HSC sont généralement constitués de plusieurs filons de charbon de moins de 5 m d’épaisseur chacun. Un puits entre normalement en contact avec plusieurs de ces filons pour une épaisseur totale pouvant atteindre 30 m. La zone prospective du gisement de HSC va d’une profondeur aussi faible que 200 m en certains endroits à plus de 1 000 m en bordure ouest de la zone. Les charbons de HSC sont interstratifiés avec des sables. Les sables renferment souvent du gaz naturel classique - provenant peut-être de gisements houillers adjacents. La production de gaz classique découvert dans ces sables, ajoutée au gaz extrait des filons de charbon, donne lieu à un taux de production initial accru pour le puits en question. Le volume de production extrait de la zone HSC qui provient réellement des sables classiques n’est toujours pas connu. Toutefois, d’après les estimations des entreprises en cause et d’observateurs externes, il se situerait à entre 10 à 40 %. Contrairement à la mise en valeur de MH aux États-Unis, les charbons de HSC renferment peu d’eau, voire pas du tout. En conséquence, il n’est pas nécessaire d’évacuer l’eau de la formation; la production de gaz survient très rapidement et le taux de production atteint son maximum en peu de mois.

L’absence d’eau de formation serait attribuable à la sous-pressurisation des sédiments dans cette région, si bien que l’ensemble sédimentaire est chargé de gaz. La sous-pressurisation de la région peut également être imputable à la fusion des glaciers continentaux lors la dernière période glacière et au rebond de la terre après l’enlèvement du poids de la glace.

La formation de HSC se trouve dans la partie supérieure du Crétacé (voir la figure 2). Les charbons de HSC sont de catégorie plutôt inférieure, c.-à-d. qu’ils se situent dans la plage allant du sub-bitumineux de catégorie C au bitumineux très volatil de catégorie B. La catégorie de charbon fait référence au degré de maturation du charbon. Ces charbons ont généralement une teneur faible en gaz (mais sont pleinement saturés de méthane) et des limets peu développés; ils ont une faible perméabilité et sont sous-pressurisés. La perméabilité est indispensable au succès des opérations car c’est elle qui contrôle le débit avec lequel le gaz coule jusqu’au puits de forage. La perméabilité moyenne des charbons de HSC varie de moins de 5 milliDarcy (mD) à plus de 40 mD; elle pourrait dépendre de la profondeur du gisement. La majeure partie de l’activité de mise en valeur initiale a porté sur les zones à haute perméabilité. Il s’agissait de zones où les charbons sont déformés sur des structures géologiques plus profondes, comme les strates du Dévonien ou les bordures importantes de sous-affleurement de HSC. Plus récemment, la mise en valeur s’est étendue latéralement car les entreprises savent mieux exploiter la perméabilité.

Figure 2 - Coupe transversale schématique du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien et tableau amélioré des formations
(Source : Alberta Geological Survey)

Coupe transversale schématique du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien et tableau amélioré des formations

Messages clés :

  • Le gaz extrait de HSC est un gaz sec et la production de gaz entraîne une faible production d’eau, voire pas du tout.
  • Les gisements de charbon de HSC sont vastes mais souvent constitués d’un grand nombre de minces filons de charbon.

Chapitre 3 : Historique de la mise en valeur

La présence des charbons dans HSC était connue bien avant la mise en valeur de son MH. Les charbons de HSC étaient intensément exploités dans la région de Drumheller, où ils affleurent à la surface sous l’action de l’érosion par le vent et l’eau, associée à la vallée de la rivière Red Deer et à la création des badlands albertaines. L’étendue de la subsurface a été confirmée par les forages de puits de pétrole et de gaz classiques réalisés depuis les années 1950. Ces puits ciblaient les sables classiques du groupe d’Edmonton et les formations plus profondes du Mississippien et du Dévonien à la fois, apportant ainsi une meilleure connaissance de l’ensemble sédimentaire du Crétacé.

Aux États-Unis, la production de MH a débuté dans les années 1970. Tous les projets de mise en valeur ont été réalisés dans des formations humides. En général, il a fallu réserver une vaste superficie de terrain contigu pour la mise en valeur du MH où les charbons doivent être évacués de leur eau avant de pouvoir produire du gaz. La production de MH dans certaines régions, particulièrement le bassin de Powder River dans le Wyoming, a causé des problèmes aux propriétaires de terrains, aux organismes gouvernementaux et aux groupes environnementaux. Ceux-ci étaient surtout préoccupés par l’exploitation rapide des ressources, par les volumes considérables d’eau produite et par certaines réactions chimiques entre l’eau produite et les sols de surface.

Au départ, on ne pensait pas que les charbons de HSC présentaient un avenir pour l’extraction de MH en raison de leur profondeur relativement faible, de leur faible perméabilité, de leur faible teneur en gaz et des minces filons de charbon. La mise en valeur de charbons d’aussi faible qualité dans le bassin de Powder River au Wyoming à la fin des années 1990 a incité les entreprises canadiennes à examiner de plus près les charbons de HSC. Les premiers programmes se situaient près de Calgary (voir la figure 3). On a utilisé la technique des puits verticaux en raison des profondeurs relativement faibles et de l’épaisseur globale de la formation. Les entreprises ont toutefois constaté que le forage de plusieurs puits dans un territoire donné permettait de réaliser des économies d’échelle dans toutes les facettes du programme de mise en valeur.

Il a fallu procéder à des expérimentations avec les premiers puits afin de déterminer les bonnes techniques à adopter et les mauvaises à éviter. On a découvert que le forage à tubage concentrique en mode de sous-pression - la boue pesant moins que la pression hydrostatique -, suivi de multiples fractures provoquées à l’aide d’azote comme fluide et avec peu ou pas d’agent de soutènement - sable ou billes pour laisser la fracture ouverte -, donnait les résultats les plus économiques (voir la figure 4). Le charbon ayant une plus grande affinité pour l’adsorption de molécules d’azote comparativement aux molécules de méthane, l’injection d’azote a l’avantage de libérer le méthane des charbons. Les fractures provoquées sont orientées dans le sens nord-ouest–sud-est, parallèlement au front montagneux de l’ouest, étant donné que ce sens est perpendiculaire aux principales fractures (ou limets) des charbons. Ainsi, les limets se trouvent plus exposés au trou de sonde. On estime que pour la mise en valeur quatre puits par section est le nombre optimal, mais celui-ci peut varier selon la géologie locale des charbons.

Figure 3 - Carte de localisation des premiers projets de Horseshoe Canyon
(Source : ONÉ)

Figure 3 - Carte de localisation des premiers projets de Horseshoe Canyon

Figure 4 - Complétion à l’azote d’un puits type de Horseshoe Canyon à l’aide d’un tubage concentrique
(Source : CSUG)

Figure 4 - Complétion à l’azote d’un puits type de Horseshoe Canyon à l’aide d’un tubage concentrique

Le dépôt de HSC est généralement peu profond, la profondeur moyenne des puits étant d’environ 700 m (voir la figure 5). Les puits les moins profonds sont situés du côté est du dépôt et les plus profonds du côté ouest. Les puits plus profonds illustrés au graphique sont généralement forés pour une cible classique plus profonde et ils ont été soumis à une opération de recomplétion au haut des puits pour le MH.

Évaluation de la ressource

Peu après le début des travaux de mise en valeur de HSC, des études ont été entreprises par les gouvernements fédéral et provincial et par l’industrie pour connaître l’ampleur de la ressource. Ces études demeurent limitées en raison de l’insuffisance de données disponibles au stade initial de la mise en valeur de la ressource. Pour les charbons de HSC, la société MGV - maintenant Quicksilver -, a en 2002 estimé à 70 Tpi³ le gaz en place (GEP)[1]. L’Alberta Geological Survey (AGS), dans une étude réalisée en 2004 sur la totalité de la zone de HSC, a établi qu’elle renfermait 66 Tpi³ de GEP. Le Canadian Gas Potential Committee (CGPC) l’a estimée en 2001 à 139 Tpi³ de GEP puis l’a ramenée en 2005 à 54 Tpi³ de GEP. Quel volume peut-on récupérer? Encore là, les données sont limitées à ce stade initial de la mise en valeur de la ressource. MGV l’a estimée à entre 13 et 23 Tpi³ en 2002, CGPC à entre 9 et 12 Tpi³ en 2005, et Trident à entre 6 et 11 Tpi³ dans le principal chenal de mise en valeur en 2005. Pour leur part, le Canadian Energy Research Institute (CERI) et la Canadian Society for Unconventional Gas (CSUG) ont publié à la fin de 2006 un rapport révélant que les charbons de HSC renfermaient jusqu’à 36 Tpi³ de GEP, dont 30 Tpi³ exploitables et entre 10 et 12 Tpi³ récupérables (voir la figure 6). À mesure que la mise en valeur évolue, d’autres données viendront s’ajouter qui amélioreront les estimations du volume récupérable.

[1] Gaz en place ou GEP s’entend du volume de gaz présent dans le sol.

Figure 5 - Plage des profondeurs de puits de Horseshoe Canyon
(Source : ONÉ)

Figure 5 - Plage des profondeurs de puits de Horseshoe Canyon

Figure 6 - Carte du gaz en place dans la formation de Horseshoe Canyon indiquant la zone exploitable
(Source : CERI/CSUG)

Figure 6 - Carte du gaz en place dans la formation de Horseshoe Canyon indiquant la zone exploitable

Exigences en matière de réglementation

Le MH est assujetti aux mêmes règles et réglementations de l’Alberta Energy and Utilities Board que le gaz naturel classique en matière de forage, de production et d’exploitation. Le ministère de l’Énergie de l’Alberta considère également le MH comme un gaz naturel au titre des redevances et du régime foncier[2]. Les règlements s’appliquent à la manipulation de l’eau, saline et non saline, aux émissions atmosphérique résultant du torchage et du rejet, aux niveaux de compression et de bruit, à l’accès aux terrains, aux exigences en matière de données des puits, aux exigences relatives à la consultation de la population, aux taux de redevances et au régime foncier. Pour la liste des règlements, voir le site Internet de l’EUB www.aer.ca.

[2] Pour plus de renseignements, aller à :
FAQ de l’ERCB
Ministère de l’Énergie de l’Alberta
Liste des directives concernant la mise en valeur du MH

La protection de la nappe aquifère est une préoccupation de premier plan pour les résidents et les propriétaires de terrains de la région en cours de développement. Chaque puits de gaz et de pétrole traverse plusieurs nappes souterraines. Le tubage est cimenté en place pour protéger les nappes souterraines avant de forer dans des formations plus profondes. En vertu de la Directive 056, les entreprises vouées à la mise en valeur du MH doivent, depuis le 1er mai 2006, tester tous les puits d’eau en activité, qu’ils coulent ou qu’ils soient équipés d’une pompe, ainsi que tous les puits d’observation faisant partie du réseau provincial d’observation des eaux souterraines dans un rayon d’au moins 600 m du puits de MH proposé. Les tests doivent être réalisés avant de forer un nouveau puits de MH ou de procéder à la recomplétion d’un puits existant pour la production de MH lorsque les complétions sont réalisées à une profondeur au-dessus de la base de protection des eaux souterraines. Si aucun puits d’eau n’est découvert dans un rayon de moins de 600 m, des tests doivent être effectués au plus proche puits d’eau situé dans un rayon de 600 à 800 m. Les propriétaires de terrains à proximité peuvent également demander qu’il soit procédé à des tests de leurs puits d’eau.

Messages clés :

  • Il a fallu expérimenter pour connaître la meilleure technique à adopter dans la zone de HSC. Chaque formation de charbon est unique et il faut qu’elle soit bien comprise sur les plans géologique et technique avant qu’elle fasse l’objet d’une production intensive.
  • Les estimations du volume de gaz récupérable dans le HSC oscillent entre 6 et 12 Tpi³. Il est nécessaire de procéder à un historique de production plus étoffé pour confirmer les estimations.

Chapitre 4 : Viabilité économique

L’ampleur de la mise en valeur du MH dans la formation de HSC sera principalement conditionnée par la viabilité économique, dont les principaux facteurs sont :

  1. la productivité moyenne des puits;
  2. les coûts (du forage, de la complétion, des raccordements et de l’exploitation);
  3. le prix du gaz;
  4. le régime fiscal (redevances et taxes).

Dans cette évaluation, les données relatives à ces facteurs ont été incorporées dans un modèle afin de déterminer trois indicateurs économiques communément employés, soit :

  • le taux de rendement interne (TRI);
  • la valeur actualisée nette, à un taux d’actualisation de 12 % (VAN12);
  • la récupération non actualisée en années.

Chacun des facteurs formant le modèle économique est abordé ci-dessous.

Productivité moyenne des puits

La mise en valeur commerciale à grande échelle depuis 2003 a entraîné des raccordements de MH dans le HSC de l’ordre de 500 en 2003, 1 500 en 2004 et 2 500 en 2005. Le grand nombre de raccordements constitue une bonne base pour évaluer les caractéristiques de la production initiale des puits moyens de MH dans la zone de HSC. Comme la production dans cette zone existe depuis peu, les paramètres qui définissent la productivité moyenne à long terme des puits sont plus difficiles à évaluer. Selon la récente évaluation du marché de l’énergie (ÉMÉ) intitulée Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2006-2008, l’évaluation actuelle de la productivité moyenne des puits de HSC en 2007 faite par l’ONÉ est définie par les paramètres suivants :

Productivité initiale des puits : 77 kpi³/j
Taux de la 1re diminution : 5 % par an
Taux de la 2e diminution : 15 % par an
Nbre de mois jusqu’à la 2e diminution : 16
Taux de la 3e diminution : 10 % par an
Nbre de mois jusqu’à la 3e diminution : 60

Les paramètres ci-dessus constituent le « scénario de référence » de la productivité des puits dans la présente évaluation économique. Un second scénario de productivité a également été créé, avec une productivité initiale établie à 65 kpi³/j, soit une réduction de 15 % par rapport au scénario de référence. Ce second scénario apporte un certain éclairage sur l’incidence économique d’une productivité initiale moyenne inférieure d’un puits. On peut s’attendre à des taux inférieurs de productivité initiale moyenne à mesure que progresse la mise en valeur du MH dans la zone de HSC.

Coûts

Sur la base des discussions qu’il a eues avec des producteurs de MH et de certains rapports publiés, l’ONÉ a pu évaluer les coûts liés à la mise en valeur du MH dans la zone de HSC. Les coûts du scénario de référence choisis pour la présente évaluation économique, en dollars canadiens de 2007, sont les suivants :

Puits sec et abandonné :
Probabilité : 5 %
Coût d’un puits sec* : 150 000 $ par puits

* Comprend la somme de 8 000 $ par puits pour tester les puits d’eau.

Puits fructueux :
Probabilité : 95 %
Forage, tubage et complétion* : 300 000 $ par puits
Coût de raccordement : 150 000 $ par puits
Abandon : 21 000 $ par puits

Coût des terrains : 15 000 $ par puits

Coûts d’exploitation en 2007** :
Coût de traitement personnalisé : 0,85 $ par kpi³
Coûts fixes d’exploitation du puits : 700 $ par puits par mois
Coûts variables d’exploitation du puits : 0,20 $ par kpi³

** Note: Dans le modèle économique, les coûts d’exploitation à venir s’obtiennent en utilisant un taux annuel d’inflation de 2 % aux coûts d’exploitation de 2007.

Les chiffres ci-dessus ont été obtenus récemment de producteurs de MH en activité dans la zone de HSC. On estime que ce sont de bonnes estimations des coûts moyens de mise en valeur de la ressource. Ces chiffres représentent le scénario de référence des coûts de la présente évaluation économique.

Hausse des coûts

La hausse des coûts est devenue, ces dernières années, un facteur important influençant la mise en valeur des ressources dans le BSOC. Depuis 2003, on assiste à une hausse sensible des coûts, une période caractérisée surtout par des niveaux élevés d’utilisation des appareils de forage et par un marché du travail de plus en plus tendu. D’après les discussions avec les producteurs de MH, l’inflation des coûts s’est chiffrée autour de 15 % par an au cours des trois dernières années environ.

Depuis le dernier trimestre de 2006, on assiste à un ralentissement général des activités de forage dans le BSOC, et par voie de conséquence à une utilisation moins forte des appareils de forage. Ce ralentissement pourrait exercer une pression à la baisse sur les coûts de mise en valeur, voire entraîner un retour aux niveaux d’inflation des coûts qui avaient cours avant 2003, soit autour de 3 %. Néanmoins, l’effet des coûts en capital plus élevés a été pris en compte dans la présente évaluation économique. Deux cas où les coûts en capital plus élevés (forage, raccordement et terrain) ont été suivis pour connaître l’incidence des coûts plus élevés de mise en valeur : un cas où les coûts en capital avaient augmenté de 15 % par rapport au scénario de référence et un cas où ils avaient augmenté de 30 % par rapport au scénario de référence.

Dans un cas comme dans l’autre, un taux d’inflation de 2 % par an a été retenu pour les coûts d’exploitation après 2007.

Prix du gaz

Les prix du gaz sont parfois très volatils. Depuis janvier 2006, le prix mensuel moyen du gaz AECO-C[3] a atteint un sommet à 12,05 $CAN/GJ (janvier 2006) et un plancher à 4,49 $CAN/GJ (octobre 2006). Dans la présente évaluation économique, le prix du gaz AECO-C (en dollars canadiens de 2007) variait de 4,00 $CAN/GJ à 12,00 $CAN/GJ pour chaque scénario de productivité des puits et de coûts de mise en valeur. Pour obtenir le prix du gaz dans les années à venir, on a retenu un taux d’inflation de 2 % par an.

[3] AECO-C est un carrefour de commercialisation du gaz naturel en Alberta, principal point d’établissement des prix du gaz du BSOC. Il représente les prix à l’intérieur de la province d’Alberta, c’est-à-dire le prix de gros du gaz pour les vendeurs et les acheteurs à la fois.

Régime fiscal : redevances et impôts

Le modèle économique tient compte des redevances et impôts suivants :

  • Redevances :
    • Utilisation de l’actuelle formule de redevances de l’Alberta applicable à la nouvelle déduction relative au gaz produit par un puits à faible productivité.
    • Réduction des redevances pour la déduction relative aux coûts du gaz.
  • Impôts :
    • Le revenu annuel net est calculé pour chaque année de la manière suivante : Revenu annuel moins Coûts d’exploitation annuels moins  Redevances annuelles.
    • Le revenu imposable annuel est calculé à partir du revenu annuel net, minoré des déductions relatives à l’amortissement  des immobilisations (frais d’exploration au Canada, frais d’aménagement au Canada, déduction pour amortissement et frais à l’égard de biens canadiens relatifs au gaz et au pétrole).
    • L’impôt fédéral des sociétés sur le revenu imposable annuel est de 22,14 % en 2007 et de 21 % les années subséquentes.
    • L’impôt provincial des sociétés sur le revenu imposable annuel est de 10 %.

Résultats de l’évaluation économique

Les deux tableaux illustrés ci-dessous présentent les indicateurs économiques résultant des divers scénarios de productivité initiale des puits, des coûts en capital et des prix du gaz. Le premier tableau représente l’estimation actuelle de la productivité initiale moyenne des puits pour 2007 faite par l’ONÉ. Le second tableau présente les indicateurs économiques calculés sur la base d’une productivité initiale moyenne des puits moins élevée (65 kpi³/j). La partie en jaune du premier tableau montre les indicateurs économiques du scénario de référence selon divers scénarios de prix.

Scénario : Productivité initiale des puits = 77 kpi³/j

SCÉNARIO DE RÉFÉRENCE : Coûts en capital actuels Coûts en capital actuels augmentés de 15 % Coûts en capital actuels augmentés de 30 %
AECO-C, $CAN/GJ TRI (%) VAN (à  un taux de 12 %) Récup., en années TRI (%) VAN (à  un taux de 12 %) Récup., en années TRI (%) VAN (à  un taux de 12 %) Récup., en années
4,00 $  0,11 % -163 064 $ 16,29 -2,11 % -222 126 $ Jamais -4,97 % -285 128 $ Jamais
5,00 $  7,54 %  -65 063 $  7,97 4,80 % -118 456 $ 9,75 2,76 % -173 788 $ 12,06
6,00 $ 13,71 %   25 758 $  5,68 10,55 % -25 044 $ 6,73 8,06 % -76 928 $ 7,89
7,00 $ 19,46 %  113 649 $  4,47 15,66 % 64 139 $ 5,23 12,72 % 14 259 $ 6,04
8,00 $ 25,31 %  201 765 $  3,72 20,65 % 152 296 $ 4,31 17,14 % 102 827 $ 4,94
9,00 $ 31,42 %  289 841 $  3,20 25,75 % 240 355 $ 3,68 21,55 % 190 904 $ 4,20
10,00 $ 37,89 %  378 169 $  2,80 31,06 % 328 588 $ 3,23 26,08 % 279 146 $ 3,65
11,00 $ 44,50 %  465 612 $  2,49 36,64 % 416 844 $ 2,87 30,78 % 367 276 $ 3,25
12,00 $ 51,28 %  552 495 $  2,27 42,43 % 504 732 $ 2,58 35,69 % 455 553 $ 2,93

Scénario : Productivité initiale des puits = 65 kpi³/j

Coûts en capital actuels Coûts en capital actuels augmentés de 15 % Coûts en capital actuels augmentés de 30 %
AECO-C, $CAN/GJ TRI (%) VAN (à  un taux de 12 %) Récup., en années TRI (%) VAN (à  un taux de 12 %) Récup., en années TRI (%) VAN (à  un taux de 12 %) Récup., en années
4,00 $ -4,70 % -212 904 $ Jamais - - - - - -
5,00 $ 3,45 % -120 463 $ 10,82 1,03 % -176 754 $ 14,40 -0,96 % -235 029 $ Never
6,00 $ 9,22 % -40 566 $ 7,27 6,49 % -92 867 $ 8,66 4,25 % -147 243 $ 10,46
7,00 $ 14,40 % 36 083 $ 5,49 11,15 % -14 532 $ 6,49 8,61% -66 240 $ 7,60
8,00 $ 19,30% 110 823 $ 4,49 15,49 % 61 182 $ 5,26 12,56 % 11 116 $ 6,08
9,00 $ 24,27 % 185 768 $ 3,84 19,74 % 136 168 $ 4,44 16,33 % 86 568 $ 5,10
10,00 $ 29,40 % 260 620 $ 3,34 24,05 % 211 037 $ 3,87 20,08 % 161 455 $ 4,40
11,00 $ 34,79 % 335 609 $ 2,97 28,49 % 285 931 $ 3,42 23,89 % 236 365 $ 3,90
12,00 $ 40,46 % 410 673 $ 2,67 33,12 % 360 914 $ 3,08 27,81 % 311 286 $ 3,48

Les entreprises utilisent un TRI minimum à leurs propres activités. Pour les besoins du présent rapport, l’ONÉ suppose nécessaire un TRI (ou un seuil) de 15 %. Les projets qui n’atteignent pas ce seuil ne sont généralement pas mis en oeuvre, alors que ceux qui l’atteignent sont en concurrence avec d’autres projets pour obtenir le capital disponible de l’entreprise. Dans le scénario de référence (coûts en capital actuels et productivité des puits en 2007), le seuil est atteint à un prix AECO-C d’un peu plus de 6 $CAN/GJ. Tous les autres scénarios sont plus pessimistes que le scénario de référence en termes de productivité des puits et/ou des coûts en capital, et le TRI est calculé pour ces scénarios à divers niveaux de prix (voir la figure 7).

En prenant le scénario de référence pour mesure, cette analyse indique qu’il est marginalement rentable pour les entreprises d’exploiter le MH de HSC aux prix du gaz AECO-C dans la plage de 6 $ à 7 $CAN/GJ, la plage de prix que l’on a généralement observée ces derniers mois. Cette rentabilité marginale et la crainte d’autres hausses des coûts sont probablement les principaux facteurs qui expliquent le ralentissement des forages ciblant du MH en Alberta depuis le dernier trimestre de 2006. Avec des prix inférieurs à 6 $CAN/GJ au carrefour AECO-C, la rentabilité de la mise en valeur de HSC est faible en moyenne et il est probable que les activités de forage seront plus limitées encore si ce scénario de prix devait s’avérer.

Figure 7 - Données sur le TRI  tirées des tableaux ci-dessus et illustrées sous forme graphique

Figure 7 - Données sur le TRI tirées des tableaux ci-dessus et illustrées sous forme graphique

La hausse des coûts a été très forte ces dernières années dans le BSOC. La récente chute des activités de forage a laissé un grand nombre d’appareils de forage inactifs, de sorte que le paysage n’est plus le même au regard des coûts en hausse de la mise en valeur. Il est probable que les coûts de mise en valeur en 2007 seront légèrement inférieurs à ceux de 2006. Néanmoins, l’incidence des coûts plus élevés sur le TRI a été calculée et est illustrée sous forme de graphique à la figure 7.

Messages clés :

  • En supposant un TRI minimum de 15 %, des coûts en capital tels que ceux qui ont cours actuellement et un taux de productivité initiale des puits de 77 kpi³/j, un prix du gaz légèrement supérieur à 6 $/GJ est nécessaire pour la durée de vie utile d’un puits. Compte tenu des prix actuels du gaz, cela montre la rentabilité marginale des entreprises de la zone de HSC, ce qui se reflète dans le ralentissement des activités de forage ciblant du MH en Alberta depuis le quatrième trimestre de 2006.
  • À mesure que progresse la mise en valeur de HSC, la productivité initiale moyenne devrait diminuer du fait que l’on met en valeur en premier les zones prometteuses de meilleure qualité. Si la productivité initiale moyenne des puits est réduite à 65 kpi³/j, un prix du gaz de 7 $/GJ serait nécessaire pour atteindre un TRI minimum de 15 %.
  • La rentabilité des puits est sensible aux hausses des coûts en capital. Pour le scénario de référence, un prix du gaz de 6 $/GJ donne une récupération en moins de six ans. Si l’on ajoute 15 % aux coûts en capital, on se trouve ajouter juste un peu plus d’un an à la période de récupération et diminuer le TRI d’environ 3 %.

Chapitre 5 : Tendances pour les années à venir

Mise en valeur

Le rapport du CERI/CSUG de novembre 2006 comprenait une carte de la zone de HSC indiquant la teneur en GEP dans la zone de HSC et établissait qu’il fallait s’attendre à une mise en valeur uniquement dans les zones où le GEP était supérieur à 0,5 Gpi³/section (voir la figure 8). L’ONÉ a défini une zone plus petite où surviendra l’essentiel de la mise en valeur de HSC, en utilisant les critères suivants :

  • GEP égal ou supérieur à 2 Gpi³/section
  • Exclusion des cantons où la partie supérieure du charbon est à plus de 1 000 m de profondeur
  • Exclusion des cantons empiétant sur Calgary et Red Deer

Pour l’ONÉ, cette zone est la zone d’exploration principale de HSC. La figure 8 indique l’étendue géographique de cette zone, comparativement à la zone dite « exploitable » définie dans le rapport de CERI/CSUG de novembre 2006. La figure 8 indique également les puits de MH forés à ce jour dans les environs de la zone d’exploration principale de HSC, classée come zone d’exploration principale de HSC et Autre MH. Les puits de MH Mannville ne sont pas indiqués sur la carte.

Les zones de MH sont très sensibles aux prix du gaz. Dans la mesure où il y a des revenus suffisants pour justifier les dépenses de mise en oeuvre et un taux de rendement raisonnable pour l’entreprise, la mise en valeur se poursuivra. Cela se réalisera si le prix du gaz est suffisamment élevé ou si l’on utilise les technologies de pointe pour réduire les coûts de tous les aspects de mise en oeuvre, ou les deux.

Une façon de réduire les coûts à l’étape de la mise en oeuvre du gisement de MH dans la zone de HSC est d’utiliser des appareils de forage « spécialisés ». L’industrie a construit des appareils à tubage concentrique plus petits et plus mobiles que les appareils conventionnels. Ces appareils peuvent forer un puits jusqu’à une profondeur de 900 m environ en 12 heures seulement, sans qu’il soit nécessaire de construire de larges voies d’accès ni d’aménager des terre-pleins coûteux avant de forer. Il existe au total 40 de ces appareils, qui peuvent forer plus de 3 000 puits par année. Une entreprise de forage a relevé ce défi et a modifié ses appareils conventionnels pour les rendre plus mobiles et ainsi concurrencer les appareils à tubage concentrique. Les appareils conventionnels ont l’avantage d’utiliser des tubes capables de forer un grand nombre de puits, au lieu d’utiliser une succession de tubes concentriques qui ne durent qu’un mois environ et coûtent 60 000 $.

Figure 8 - Zone d’exploration principale de Horseshoe Canyon et de puits de MH

Figure 8 - Zone d’exploration principale de Horseshoe Canyon et de puits de MH

La mise en valeur en est encore à ses premiers stades (six ans) et les puits de HSC devraient pouvoir produire pendant 40 ou 50 ans. En attendant d’avoir des données de production à plus long terme, on ne connaîtra pas avec certitude la quantité totale de la ressource qui sera récupérée. D’ici à cinq ans, on devrait disposer de données suffisantes pour mieux évaluer les ressources récupérables de la zone de HSC.

Le niveau de mise en valeur du MH de HSC est directement proportionnel à l’activité des appareils de forage pour faibles profondeurs exploités à l’intérieur de la zone d’exploration principale de HSC. Pour les besoins du présent rapport, les appareils de forage pour faibles profondeurs sont ceux qui ont une capacité de profondeur de 800 m à 2 000 m. Depuis trois ans – de 2004 à 2006 –, environ 95 % de tous les puits de MH de HSC ont été forés à l’aide d’appareils pour faibles profondeurs. Depuis trois ans, ces appareils ont été utilisés dans la zone d’exploration principale de HSC environ 83 % du temps.

Figure 9 - Nombre d’appareils actifs de forage pour faibles profondeurs dans la zone d’exploration principale de Horseshoe Canyon et nombre de puits forés dans Horseshoe Canyon par année

Figure 9 - Nombre d’appareils actifs de forage pour faibles profondeurs dans la zone d’exploration principale de Horseshoe Canyon et nombre de puits forés dans Horseshoe Canyon par année

La figure 9 indique le nombre d’appareils actifs de forage pour faibles profondeurs par semaine et la moyenne par année dans la zone d’exploration principale de HSC (axe gauche) et le nombre de puits forés dans le HSC par année (axe droit). Ce graphique illustre avec évidence la forte corrélation entre l’activité des appareils pour faibles profondeurs dans la zone d’exploration principale de HSC et le niveau de mise en valeur de HSC.

Plusieurs facteurs ont contribué à limiter le nombre de forages dans HSC en 2006 et ils devraient continuer d’influencer le rythme de la mise en valeur au cours des prochaines années. La rentabilité marginale, découlant de la conjoncture récente des prix du gaz et de la montée des coûts de mise en valeur, a été le premier facteur responsable du resserrement de la mise en valeur de HSC depuis le milieu de 2006. De nombreux producteurs ont réduit la portée de leur programme de forage en réaction aux facteurs économiques qui ont contribué à la baisse des activités de forage dans HSC en 2006.

Parmi d’autres facteurs il y a la résistance de certains propriétaires fonciers opposés au développement dans le couloir Calgary-Edmonton, mais il y a aussi le fait que la mise en valeur des zones les plus faciles et les plus attrayantes a tendance à survenir en premier, le reste qui n’est pas mis en valeur étant plus difficile et moins attrayant. Les zones les plus attrayantes sont situées là où la ressource est de meilleure qualité, où les concentrations de terrains sont les plus grandes et où les titres de propriété relatifs au MH ne sont pas contestés.

En 2007, l’incertitude des prix et la rentabilité marginale devraient continuer de limiter le nombre de forages dans HSC. On s’attend à ce que l’activité de forage de puits de MH dans la zone de HSC en 2007 soit légèrement inférieure à celle de 2006.

Alors qu’une hausse des prix du gaz créera un climat plus propice au développement, on ne s’attend pas à ce qu’une telle situation ait une incidence sur les programmes de forage en 2007. Ceux-ci ont été établis pour 2007 et les fluctuations de prix dans un sens ou dans l’autre ne devraient pas avoir d’effets importants sur eux. Des prix du gaz plus élevés à long terme auront une incidence positive sur la mise en valeur de HSC, mais les limites de l’activité de forage dont il a été question plus haut ralentiront le rythme de la mise en valeur à plus long terme. Ainsi, on estime qu’à long terme le nombre de puits forés sera d’environ 2 000 par année, soit beaucoup moins que les estimations antérieures.

Nombre de puits forés dans la zone de HSC par année
Année Nombre de puits
2003 590
2004 1 824
2005 3 046
2006 2 089

Source : Analyse par l’ONÉ des données de GeoScout en date du 28 mars 2007

Production

La production de gaz dans la zone de HSC a enregistré une croissance rapide avec la mise en valeur commerciale qui a cours depuis 2003, ainsi que l’illustre la figure 10. La productibilité de cette ressource dépendra largement du taux de mise en valeur, c’est-à-dire de l’activité de forage ciblant du MH dans la zone de HSC. La figure 10 indique les prévisions de la productibilité de HSC à raison d’un niveau de mise en valeur d’environ 2 000 puits par année en 2007 et 2008. Suivant ce scénario, la production de gaz dans HSC devrait augmenter pour passer de 540 Mpi³/j au début de 2007 à environ 750 Mpi³/j à la fin de 2008.

Figure 10 - Historique de la production de MH dans Horseshoe Canyon et prévisions de productibilité

Figure 10 - Historique de la production de MH dans Horseshoe Canyon et prévisions de productibilité

Messages clés :

Activité

  • Les activités de forage dans HSC en 2006 ont été d’environ les deux tiers de celles de 2005.
  • Les activités de forage dans HSC en 2007 et 2008 devraient être d’environ 2 000 puits par année.
  • Il existe des endroits de forage et une capacité de forage en abondance, mais le rythme de la mise en valeur dépendra de divers facteurs comme les exigences réglementaires, le regroupement des superficies appropriées et la conjoncture du marché.
  • Actuellement, le principal obstacle à l’intensification des forages est la rentabilité marginale due aux prix du gaz constatés au cours de l’année dernière. Le prix moyen au carrefour AECO-C pour les 12 derniers mois a été de 6,20 $/GJ, d’où un taux de rendement marginal.
  • Les fluctuations des prix du gaz en 2007 ne devraient pas modifier sensiblement les programmes de forage en 2007. À long terme, la marge entre les prix du gaz et les coûts sera un facteur clé pour déterminer le niveau des activités de forage.

Production

  • La production dans HSCa été d’environ 525 Mpi³/j à la fin de 2006 et elle devrait atteindre 750 Mpi³/j d’ici à la fin de 2008.

Chapitre 6: Résumé

La mise en valeur des ressources de MH dans la zone de HSC en Alberta tient principalement aux facteurs suivants :

La ressource et le rendement

  • Base des ressources restantes estimées à entre 6 et 12 Tpi³ ou plus.
  • Estimation prudente de 25 000 emplacements de puits dans la zone d’exploration principale de HSC, avec 7 500 puits forés seulement à la fin de 2006. À raison d’un volume approximatif récupérable de 300 Mpi³ par puits, 25 000 emplacements représentent environ 7,5 Tpi³.
  • On s’attend à ce que les puits enregistrent des taux lents de diminution et de longues durées de production. Comme la production remonte à peu d’années, le rendement à long terme et la récupération ultime de la ressource sont pour l’heure purement hypothétiques.

L’activité de l’industrie

  • La hausse des coûts et le ralentissement des prix du gaz ont entraîné une réduction du forage ciblant du MH dans HSC, passant de 3 000 puits en 2005 à 2 000 puits en 2006.
  • On s’attend à environ 2 000 nouveaux puits de MH dans HSC par année au cours des prochaines années.
  • À ce rythme, il faudrait environ neuf autres années pour forer les puits potentiels estimés dans la zone d’exploration principale de HSC.

La rentabilité

  • Avec la baisse marquée de l’utilisation d’appareils de forage spécialisés, on pourrait assister à une réduction des coûts et à une amélioration de la rentabilité.
  • Nous estimons que les nouveaux puits de MH de HSC sont rentables à un peu plus de 6,00 $/GJ même en tenant compte des coûts gonflés d’aujourd’hui. Cependant, les puits dégageant un rendement sous la moyenne ou la hausse continue des coûts pourraient pousser ce seuil à au-delà de 7,00 $/GJ.
  • Une longue période de production des puits de MH signifie une récupération prolongée et une exposition accrue au gaz naturel à long terme.

Ouvrages de référence sélectionnés

Alberta Energy and Utilities Board, site Internet www.aer.ca, divers rapports

Alberta Geological Survey, site Internet www.ags.gov.ab, divers rapports, dernière mise à jour : mars 2005

Canadian Energy Research Institute et Canadian Society for Unconventional Gas, Socio-Economic Impact of Horseshoe Canyon Coalbed methane Development in Alberta, novembre 2006

Canadian Gas Potential Committee, Natural Gas Potential in Canada, 2001

Canadian Gas Potential Committee, Natural Gas Potential in Canada, 2005

Canadian Society for Unconventional Gas, site Internet www.csug.ca, diverses présentations

Sproule and Associates, Fundamentals of Coalbed methane, Notes de cours, mars 2000

The CBM/NGC Multi-stakeholder Advisory Committee, Final Report on Coalbed Methane/Natural Gas in Coal, janvier 2006

The Freeholder Owners Association, Newsletter, 4 novembre 2006

Trident Exploration, site Internet www.tridentexploration.ca, divers rapports

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