ARCHIVÉ - Potentiel ultime des ressources gazières non classiques du bassin de Horn River dans le nord-est de la Colombie-Britannique - Questions et réponses

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1. Qu’est-ce que le gaz de schiste?

Le gaz de schiste est un type de gaz naturel non classique qui est emprisonné dans le schiste, une roche sédimentaire déposée à l’origine sous forme d’argile ou de silt et caractérisée par une perméabilité extrêmement faible. Il est présent comme gaz libre dans les interstices de la roche et comme gaz adsorbé, fixé à la matière organique de la roche.

2. Où se trouve le bassin de Horn River?

Le bassin de Horn River est situé dans le nord-est de la Colombie-Britannique. Il est délimité à l’ouest par la structure de Bovie et, à l’est, par la barrière de Presqu’ile.

3. Quel est le potentiel du bassin de Horn River par rapport aux autres bassins schisteux en Amérique du Nord?

Bien que certaines estimations soient encore préliminaires, le département de l’Énergie des États-Unis estime que le potentiel de gaz de schiste commercialisable du bassin de Horn River vient au troisième rang en Amérique du Nord. Voici les estimations :

  • Marcellus - 262 Tpi³
  • Haynesville - 251 Tpi³
  • Horn River - 78 Tpi³
  • Barnett - 44 Tpi³
  • Fayetteville - 42,6 Tpi³

4. Qui réglemente les activités pétrolières et gazières dans le bassin de Horn River?

La British Columbia Oil and Gas Commission réglemente le forage de puits et la production de pétrole brut et de gaz naturel en Colombie-Britannique. Elle a aussi autorité sur les pipelines exploités en totalité dans la province. Par contre, les pipelines interprovinciaux et internationaux relèvent de l’Office national de l’énergie.

5. Que veut dire « probabiliste »?

La probabilité est un terme mathématique pour décrire la vraisemblance qu’un résultat se produise. Pour effectuer une évaluation probabiliste des ressources d’un gisement pétrolier ou gazier, on attribue de nombreuses valeurs possibles à des caractéristiques importantes du gisement, comme l’épaisseur ou la pression, le plus souvent des valeurs faibles, médianes et élevées. On effectue ensuite des simulations Monte Carlo dans lesquelles, pour chaque caractéristique, des valeurs sont choisies aléatoirement des centaines de fois afin d’aider à mieux comprendre l’éventail des possibilités se rattachant au gisement dans son ensemble.

Selon l’Office national de l’énergie et le ministère de l’Énergie et des Mines de la Colombie-Britannique, l’étude du bassin de Horn River est la première évaluation probabiliste d’une zone schisteuse publiée au Canada.

6. Quelles sont les valeurs faibles, médianes et élevées pour le gaz commercialisable du bassin de Horn River?

Comme cela a déjà été mentionné, le scénario le plus probable (valeur médiane) est un potentiel de 78 Tpi³. La valeur faible est 61 Tpi³ et la valeur élevée, 96 Tpi³.

7. Comment définit-on les ressources découvertes et les ressources non découvertes?

Les ressources découvertes sont celles qui ont été confirmées par le forage de puits. Les ressources non découvertes sont celles qu’on s’attend à trouver dans le contexte d’opérations futures de forage.

8. Quelles sont les retombées économiques de la mise en valeur du gaz de schiste?

Cette étude se limite à l’évaluation du potentiel de gaz de schiste dans le nord-est de la Colombie-Britannique. Le rapport ne formule aucune recommandation sur la pertinence ou non d’exploiter les ressources de gaz de schiste et ne traite pas des aspects économiques liés à la découverte, à la mise en valeur et à la production de ces ressources.

9. Dans le rapport, comment définit-on la notion de « commercialisable »?

Aux fins du rapport, le mot « commercialisable » désigne le volume techniquement récupérable selon les conditions actuelles du marché. Le volume commercialisable correspond au volume de gaz qui peut être transporté dans des gazoducs en vue d’être vendu.

10. Qu’est-ce que la fracturation hydraulique?

La fracturation hydraulique est un procédé très répandu dans le secteur pétrolier et gazier pour rendre des gisements à faible perméabilité plus productifs. On injecte un fluide (le plus souvent de l’eau, du dioxyde de carbone, de l’azote gazeux ou du propane) dans le puits jusqu’à ce que la pression à l’intérieur de celui-ci soit plus grande que la résistance de la roche et qu’elle provoque la fissure du réservoir

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