ARCHIVÉ - Potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan

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Potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan [PDF 1131 ko]

Ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan
Office national de l’énergie

Rapports divers 2008-8
Novembre 2008

Droit d’auteur et droit de reproduction

Table des matières

Listes des figures et des tableaux

Listes des sigles et abréviations et des unités

Remerciements

Avant-propos

Résumé

1. Introduction

1.1 Portée
1.2 Terminologie
1.3 Unités de mesure
1.4 Date des données
1.5 Mises à jour de l’étude
1.6 Utilisation des données de la présente étude
1.7 Atlas des zones
1.8 Questions et commentaires des lecteurs

2. Méthodologie et résultats

2.1 Méthodologie
2.2 Renseignements disponibles
2.3 Données diverses
2.4 Gaz associé et gaz non associé
2.5 Gaz dissous
2.6 Résultats
2.6.1 Résultats du gaz en place
2.6.2 Résultats du gaz commercialisable
2.7 Comparison with Previous Studies
2.8 Ressources à l’échelle canadienne

3. Observations

3.1 Généralités
3.2 Zones théoriques
3.3 Restrictions d’accès

4. Conclusions

Glossaire

Références

Annexes

Annexe 1: Gaz non classique
A1.1 Gaz naturel de charbon
A1.2 Gaz de réservoir étanche, gaz de schiste et zones hybrides
A1.3 Hydrates de gaz

Annexe 2: Méthodologies d’évaluation employées pour les zones de la Saskatchewan

Annexe 3: Cartes de répartition des ressources de la Saskatchewan

Liste des figures et des tableaux

Figures

1.1 Gisements pétroliers et gaziers de la Saskatchewan
1.2 Terminologie employée dans le cadre de l’étude du potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan
2.1 Nombre annuel de puits gaziers en Saskatchewan
2.2 Évolution des estimations du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables de la Saskatchewan
A3.1 Évolution des estimations du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables de la Saskatchewan
A3.2 Ressources gazières classiques non découvertes
A3.3 Potentiel ultime des ressources gazières classiques
A3.4 Potentiel ultime des ressources gazières classiques restantes

Tableaux

Tableau 2.1 Potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan
2.2 Catégorisation du potentiel ultime - valeurs médianes
2.3 Valeurs faibles, médianes et élevées du GEP ultime par formation et par zone
2.4 Estimations du gaz naturel ultime par formation et par zone - valeurs médianes
2.5 Comparaison des estimations du potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan
2.6A Estimations actuelles de l’ONÉ du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables du Canada (Gm³)
2.6B Estimations actuelles de l’ONÉ du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables du Canada (Tpi³)
3.1 Degré de maturité des zones de la Saskatchewan
3.2 Liste des zones théoriques de la Saskatchewan
A2.1 Méthodologie employée pour évaluer les zones géologiques dans le cadre de l’évaluation des ressources gazières classiques de la Saskatchewan

Listes des sigles et abréviations et des unités

Sigles et abréviations

ARC Alberta Research Council
BCMEMPR Ministère de l’Énergie, des Mines et des Ressorces pétrolières de la Colombie-Britannique
BSOC Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien
CERI Canadian Energy Research Institute
CGC Commission géologique du Canada
CGPC Canadian Gas Potential Committee (comité canadien du potentiel gazier)
CSPG Canadian Society of Petroleum Geologists
É.-U. États-Unis d’Amérique
ÉMÉ Évaluation du marché de l’énergie
ÉR Ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan
ERCB Energy Resources Conservation Board de l’Alberta
EUB Energy and Utilities Board de l’Alberta
GEP gaz en place
GNC gaz naturel de charbon
MH méthane de houille
ONÉ ou Office Office national de l’énergie
organismes collectivement, ÉR et l’ONÉ

Unités

106 = million de mètres cubes
Gm³ = milliard de mètres cubes
Gpi³ = milliard de pieds cubes
km = kilomètre
kPa = kilopascal
lb/po2 (abs.) = pression absolue en livres par pouce carré
m = mètre
mD = milliDarcy
Mpi³ = million de pieds cubes
pi³/m³ = pieds cubes par mètre cube
Tpi³ = trillion de mètres cubes billion de pieds cubes
oC = degré Celsius
oF = degré Fahrenheit

Remerciements

La compilation de ce rapport a été réalisée grâce à un effort de collaboration entre l’Office national de l’énergie et le ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan.

Les personnes suivantes ont grandement contribué au projet :

Office national de l’énergie

  • Peter Budgell, Mike Johnson, Candice Servais et Jim Davidson

Ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan

  • Rick McLean, Melinda Yurkowski, Arden Marsh, Erin Raaf, Fred Ochieng et Steve Rymes

Avant-propos

Le ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan (ÉR) est l’organisme de cette province chargé de la croissance économique et du développement du secteur des ressources. ÉR a pour mandat de veiller, de manière responsable, à la mise en valeur des ressources minières, forestières et énergétiques de la Saskatchewan, de travailler de concert avec les entreprises pour assurer l’expansion de l’économie de la province par la promotion, la coordination et la mise en oeuvre des politiques, stratégies et programmes propices à la croissance économique dans une perspective durable, et d’optimiser les revenus tirés des ressources pour financer les programmes et les services gouvernementaux.

ÉR fournit une vaste gamme de programmes et de services liés à l’industrie pétrolière et gazière de la Saskatchewan, notamment l’administration des terres de la Couronne renfermant des minéraux, la réglementation de l’octroi des permis de forage et de complétion des puits, les licences d’exploitation des pipelines, la réglementation de la production et de l’injection de fluides dans les puits, la collecte de données sur la production et l’aliénation, et la détermination des redevances à la Couronne et des taxes à la production dans les domaines francs. ÉR est également chargé d’effectuer des recherches et de colliger et mettre à jour des données sur les ressources géologiques, énergétiques et minérales de la province.

L’Office national de l’énergie (l’ONÉ ou l’Office) est un organisme fédéral indépendant dont la raison d’être est de promouvoir, dans l’intérêt public canadien, la sûreté la sécurité, la protection de l’environnement et l’efficience de l’infrastructure et des marchés énergétiques[1], en vertu du mandat conféré par le Parlement. L’ONÉ est un partenaire actif, efficace et averti du développement responsable du secteur énergétique au Canada pour le bénéfice des Canadiens.

[1] L’intérêt public englobe les intérêts de tous les Canadiens et Canadiennes; il s’agit d’un équilibre des intérêts économiques, environnementaux et sociaux qui change en fonction de l’évolution des valeurs et des préférences de la société.

L’Office a notamment pour fonction de réglementer la construction et l’exploitation des gazoducs et oléoducs interprovinciaux et internationaux, en plus des droits et des tarifs pipeliniers. À cela s’ajoutent les lignes internationales de transport d’électricité et certaines lignes interprovinciales désignées. Il réglemente aussi l’exportation et l’importation de gaz naturel, de pétrole, de liquides de gaz naturel et d’électricité, au même titre que l’exploration pétrolière et gazière et la mise en valeur des gisements dans les régions pionnières et certaines régions extracôtières qui ne sont pas couvertes par des accords de gestion provinciaux ou fédéraux. Dans l’exercice de sa fonction consultative, l’Office analyse des données sur l’énergie au Canada dans le cadre de ses processus de réglementation et de surveillance des marchés et il fournit des renseignements et des conseils en matière énergétique.

Intitulée Potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan, la présente évaluation du marché de l’énergie (ÉMÉ) fait partie d’une série de rapports qui offrent des renseignements sur les réserves totales de gaz naturel des bassins sédimentaires du Canada. Cette série comprend l’ÉMÉ intitulée Ressources en gaz naturel classique du Canada : Rapport de situation publiée en 2004 par l’ONÉ et le rapport de 2005 sur l’Alberta, Le potentiel ultime des ressources en gaz naturel classique de l’Alberta, une collaboration de l’Office national de l’énergie et de l’Energy and Utilities Board (EUB), maintenant l’Energy Resources Conservation Board (ERCB), de l’Alberta; elle comprend aussi le rapport de 2006 sur la Colombie-Britannique, Le potentiel ultime des ressources en gaz naturel classique du nord-est de la Colombie-Britannique, réalisé en collaboration avec le ministère des Mines, de l’Énergie et des Ressources pétrolières et la Oil and Gas Commission de cette province.

La présente ÉMÉ offre des renseignements sur les ressources restantes en gaz naturel classique non découvert dans la partie du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC) située en Saskatchewan, qui renferme une portion du bassin de Williston. Elle offre également des renseignements sur les possibilités de quantités supplémentaires de gaz non classique qui pourraient être mises en valeur dans la province.

Pour tout commentaire sur le rapport ou pour toute suggestion concernant une analyse plus approfondie, prière de les adresser à :

Directeur, Gaz
Office national de l’énergie
Téléphone : 403-299-3135
Téléphone (sans frais) : 1-800-899-1265
Télécopieur : 403-292-5503
Télécopieur (sans frais) : 1-877-288-8803
TTY (téléimprimeur) : 1-800-632-1663

ou Steve Rymes
Engineering Services
Ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan
Téléphone : (306-737-2318
Courriel : steve.rymes@gov.sk.ca

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. La partie qui agit ainsi se trouve à adopter l’information déposée et peut se voir poser des questions au sujet de cette dernière.

Pour tout renseignement concernant ÉR, y compris ses publications, rendez-vous à son site Internet. En ce qui concerne l’ONÉ, y compris ses publications, rendez-vous au site de l’Office à www.one-neb.gc.ca.

Résumé

ÉR et l’ONÉ (les organismes) estiment l’offre et la demande d’énergie, respectivement à l’échelle provinciale et à l’échelle nationale. Le potentiel ultime des ressources gazières constitue un élément de premier plan lorsqu’il faut tenter de prévoir l’approvisionnement futur. La dernière étude de l’ONÉ sur le potentiel ultime de la Saskatchewan a été terminée en 1998, s’appuyant sur les données de la fin de l’exercice 1997. Entre 1998 et 2007, quelque 14 885 nouveaux puits de gaz naturel ont été forés en Saskatchewan, témoignant de l’intérêt croissant de l’industrie dans ses ressources gazières. En raison de l’intensification des activités de forage, de la découverte d’au moins un grand gisement de gaz dans une zone existante, et du fait que la production cumulative s’approchait du potentiel ultime, les organismes ont conclu à la nécessité d’évaluer la portion du BSOC située en Saskatchewan. Pour parvenir à une réglementation plus efficiente, ils ont convenu de collaborer à une étude conjointe. Cette étude s’appuie sur les données de la fin de l’exercice 2004, soient les données les plus complètes sur les réserves gazières qui aient été recueillies par ÉR jusque-là; elle repose également, dans une certaine mesure, sur des données plus récentes sur les puits, principalement pour permettre de déterminer les limites des zones. En plus de l’étude conjointe, ÉR a entrepris de procéder à l’établissement d’un atlas des zones qui décrivent de façon plus détaillée la géologie pétrolifère dans les zones considérées dans le présent rapport. L’atlas sera disponible sur le site Internet d’ÉR vers la fin de 2008.

Ce rapport, Potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan, présente les résultats de l’étude conjointe. Les organismes ont estimé à 297,4 Gm³ (10,6 Tpi³) le potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables de la Saskatchewan (valeurs médianes) et cette estimation leur servira désormais à des fins techniques, et aussi pour la réglementation, en attendant une révision ultérieure.

Les nouveaux calculs estimatifs sont de 42 % supérieurs aux dernières estimations de l’ONÉ pour les ressources en gaz naturel classique de la Saskatchewan. Ils montrent des augmentations importantes dans certaines catégories de ressources et zones, principalement dans la zone de Milk River, et des déclins dans d’autres. Les gisements de gaz biosynthétique peu profonds de la formation de Milk River et de la sablière de Medicine Hat sont considérés comme des gisements de gaz classique vu qu’il y a longtemps qu’ils sont en production en Saskatchewan. Les zones géologiques d’où provient l’essentiel de la production de pétrole en Saskatchewan, en particulier dans le sud-est de la province, n’ont pas été évaluées en raison du fait que les ressources en gaz naturel non associé dans ces zones sont très faibles. De plus, il n’y a pas eu d’estimations des ressources en gaz dissous car les données initiales relatives au gaz en place n’ont pas été recueillies par ÉR et n’ont donc pas pu servir dans le présent rapport. Il importe également de noter que le gaz dissous pourrait contribuer pour une large part aux approvisionnements futurs de la Saskatchewan en gaz naturel commercialisable.

En conclusion, la production cumulative de gaz à la fin de 2004 s’établissant à 146,8 Gm³ (5,2 Tpi³), le gaz naturel classique restant disponible en Saskatchewan pour répondre à la demande canadienne future, intérieure ou à des fins d’exportation, est de 150,6 Gm³ (5,3 Tpi³). La production annuelle de gaz naturel non associé en Saskatchewan est maintenant d’environ 6,9 Gm³ (245 Gpi³). Il importe de noter que d’autres quantités de gaz naturel provenant des ressources non classiques en Saskatchewan pourraient être disponibles et que la mise en valeur de ces ressources supplémentaires pourrait compléter l’offre à long terme. La présente étude n’a toutefois pas tenté d’évaluer les ressources en gaz non classique car les concepts des zones sont encore peu utilisés en Saskatchewan. Enfin, l’extraction des ressources gazières contribuera à la vigueur de l’industrie pétrolière et gazière en Saskatchewan pendant encore de nombreuses décennies.

1. Introduction

Le Canada joue un rôle important sur le marché du gaz naturel en Amérique du Nord. À l’heure actuelle, il assure environ le quart de toute la production gazière nord-américaine. Le Canada ne pourra demeurer un fournisseur de premier plan que si l’ampleur et la qualité des ressources le justifient. La Saskatchewan est un petit, mais important, fournisseur de gaz naturel, comptant pour environ 4 % de la production totale canadienne en 2004. La production annuelle de gaz naturel non associé provenant de la Saskatchewan est actuellement de 6,9 Gm³ (245 Gpi³); elle provient essentiellement de l’ouest de la province (figure 1.1[2]).

[2] Les gisements illustrés se limitent à ceux dont il est question dans le présent rapport.

Le potentiel ultime de gaz naturel constitue un élément de premier plan lorsqu’il faut tenter de prévoir l’offre future. Il offre des renseignements de base à partir desquels des examens subséquents du rythme de mise en valeur, de la productibilité et des facteurs économiques peuvent être exécutés. Avec l’essor des progrès technologiques et du forage, de nouveaux renseignements sur les ressources d’un bassin sont mis en avant-plan, ce qui contribue conséquemment à améliorer le degré de certitude à l’égard des données. Les activités de forage accrues en Saskatchewan et la découverte d’au moins un grand gisement dans une zone existante dont on ne connaissait pas la présence jusqu’ici, ainsi que le fait que la production cumulative approchait les estimations du potentiel ultime faites antérieurement par l’ONÉ, ont justifié le besoin d’une nouvelle évaluation du potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan.

1.1 Portée

Ce rapport traite essentiellement du gaz naturel classique. Les roches pétrolifères et gazéifères de la Saskatchewan sont situées dans le BSOC, les ressources gazières classiques se trouvant pour la plupart dans la partie occidentale de la province. On retrouve également des ressources en hydrocarbures dans d’autres parties de la Saskatchewan, surtout dans le sud-est de la province, dans le bassin de Williston. Le gaz non classique suscite par ailleurs de plus en plus d’intérêt en Saskatchewan. Puisqu’il est actuellement à un stade de développement préliminaire, les données disponibles sont trop limitées pour en évaluer le potentiel ultime. L’annexe 1 présente une description plus détaillée du gaz naturel non classique.

Le rapport ne traite pas expressément des facteurs économiques associés à la découverte, à la mise en valeur et à la production des ressources gazières en Saskatchewan. Il ne traite pas non plus du taux de découverte ou de la capacité de production pour le gaz naturel. Il vise, avec les données qui y sont associées , à servir de fondement à d’éventuelles analyses économiques ou projections de l’offre par les organismes et d’autres parties.

Grâce à un supplément d’information en raison d’un plus grand nombre d’activités de forage depuis 1997, cette étude fournit des données ventilées selon les zones géologiques en plus amples détails que les autres études de l’ONÉ sur la Saskatchewan. Cela permet également d’être plus rigoureux dans l’analyse et d’obtenir de meilleurs résultats par rapport aux études antérieures. L’évaluation conjointe effectuée dans cette étude profite de la connaissance des lieux des géologues et des ingénieurs d’ÉR.

Figure 1.1 - Gisements pétroliers et gaziers de la Saskatchewan

Figure 1.1 - Gisements pétroliers et gaziers de la Saskatchewan

Cette étude tient compte des ressources présentes dans des zones géologiques connues, mais elle exclut les projectons à l’égard des zones théoriques, c’est-à-dire des zones géologiques présumées pour lesquelles la présence de réserves n’a pu être prouvée par le forage de puits de pétrole ou de gaz pouvant être exploités, comme il en sera question à la section 3.2. L’une de ces zones théoriques est celle - peu profonde - de la formation du crétacé dans l’est de la Saskatchewan, où la présence de gaz est connue en raison des travaux de forage qui ont déjà été exécutés. Par contre, la présence d’hydrocarbures rentables doit y être établie. L’étude répertorie également des zones qui sont bien développées en Alberta, alors que seuls un ou deux puits sont exploités en Saskatchewan, comme la formation Torquay du dévonien. La géologie traverse les frontières provinciales et les organismes s’attendent à ce que des découvertes soient faites du côté de la Saskatchewan tôt ou tard. Aux fins de ce rapport, l’équipe de projet a répertorié des zones théoriques qui, croit-elle, pourraient être présentes en Saskatchewan. Si une de ces zones devait renfermer des hydrocarbures, l’équipe de projet attribuera un volume de gaz naturel non découvert dans des rapports ultérieurs.

Une partie des ressources gazières identifiées pourrait ne pas être accessible de la surface en raison de caractéristiques physiques comme la présence de grands lacs, une topographie difficile, des zones fragiles sur le plan environnemental, ou encore des villes ou des parcs. En Saskatchewan, les ressources de certaines zones sont accessibles par forage dirigé. Il se peut toutefois que l’accès aux ressources gazières soit limité par des restrictions concernant la construction des voies d’accès nécessaires.

1.2 Terminologie

Aux fins du présent rapport, l’expression potentiel ultime se rapporte à l’estimation du volume des réserves de gaz commercialisable dont l’existence aura été prouvée, dans un bassin géologique ou une zone précise, une fois l’exploration terminée, en tenant compte des perspectives géologiques de la région, des progrès technologiques anticipés et de la conjoncture envisagée. Ce potentiel ultime peut s’exprimer comme suit :

Potentiel ultime = ressources découvertes + ressources non découvertes

Les ressources découvertes ont été confirmées grâce aux puits forés tandis que les ressources non découvertes devraient l’être à l’occasion de travaux de forage ultérieurs. La figure 1.2 illustre la terminologie employée quand il est question de potentiel ultime dans le présent rapport. Les ressources découvertes sont formées des volumes de gaz déjà produits (production cumulative) et des réserves connues qui seront éventuellement produites.

Figure 1.2 - Terminologie employée dans le cadre de l’étude du potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan

Figure 1.2 - Terminologie employée dans le cadre de l’étude du potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan

Étant donné que les estimations du potentiel ultime tiennent compte d’un volume de gaz qui reste à découvrir, il est clair qu’elles ne sont pas exemptes d’incertitudes. Ces incertitudes sont plus ou moins grandes selon chacune des composantes des estimations. Elles sont plus grandes pour les ressources non découvertes étant donné que rien de précis n’est connu à leur sujet. Le degré d’incertitude associé aux ressources découvertes est minimal du fait qu’il est possible de mesurer les gisements à l’aide des données sur les puits, le débit et la pression ainsi qu’en ayant recours à des données sismiques, tandis qu’il est inexistant pour les volumes déjà produits.

Voici d’autres termes qui sont utilisés dans la description des ressources découvertes ou dans le calcul des estimations pour les ressources non découvertes et le potentiel ultime : le gaz en place (GEP)est le volume de gaz présent dans le réservoir; le gaz récupérable est le volume initialement évalué qui peut être produit; le gaz commercialisable est le volume restant après traitement et qui est mis à la disposition du marché. Le présent rapport se fonde sur les volumes de GEP des gisements découverts énoncés dans les rapports d’ÉR sur les réserves annuelles[3] pour estimer le GEP non découvert. Le GEP non découvert est réduit à des volumes de gaz commercialisable par l’application des facteurs de récupération actuels, puis des facteurs de perte en surface à partir des paramètres appliqués aux gisements existants figurant également dans les rapports annuels sur les réserves. En outre, des données sur le gaz produit (production cumulative) et sur le volume estimatif restant à produire (réserves et production futures) sont proposées. Le gaz restant (le potentiel ultime moins la production cumulative) représente le volume qui servira à répondre aux demandes futures du marché.

[3] Oil and Gas Reserves Summary Reports, 2004

1.3 Unités de mesure

Les données présentées ici le sont sous forme métrique et sont suivies, au besoin, de leur équivalent dans le système impérial, entre parenthèses.

Les organismes présentent tous deux les volumes de gaz naturel à l’aide d’unités de mesure métriques, après normalisation à 101,325 kPa et à 15 ºC. Pour les données historiques exprimées à l’origine en unités impériales, ÉR normalise à 14,65 lb/po2 (abs.) et à 60 oF tandis que l’ONÉ le fait à 14,73 lb/po2 (abs.) et à 60 oF. Dans le cadre du présent rapport, un facteur de conversion de 35,49373 pi³/m³ a été employé, ce qui équivaut aux conditions normalisées qui sont privilégiées par ÉR pour les données historiques. Les lecteurs qui souhaitent tenir compte des conditions normalisées exactes de l’ONÉ auront recours à un facteur de conversion de 35,30096 pi³/m³. Tous les volumes de gaz dans ce rapport sont « tels quels », sans rajustement pour le pouvoir calorifique.

1.4 Date des données

Les données relatives aux réserves ont été actualisées le 31 décembre 2004 et c’est sur celles-ci qu’ont été fondées les estimations définitives du potentiel ultime. Dans une certaine mesure, des données plus récentes relatives aux puits et d’autres renseignements ont été utilisés dans l’analyse des données et la préparation du rapport, principalement pour aider à déterminer les frontières des zones. Les données disponibles les plus récentes sur les activités de forage et de production sont également citées en plusieurs endroits du rapport.

1.5 Mises à jour de l’étude

Même si l’étude tient compte des réserves jusqu’à la fin de 2004, les travaux de forage exigent un suivi constant des travaux d’exploration menés dans la province. Les organismes ont l’intention d’actualiser tous les systèmes informatiques, bases de données et procédés élaborés pour le présent rapport et de continuer d’étoffer les données pertinentes. Les nouvelles estimations pourront ensuite être reproduites dans les documents annuels d’ÉR intitulés Oil and Gas Reserves Summary Reports ou dans diverses publications de l’ONÉ.

1.6 Utilisation des données de la présente étude

Les organismes prévoient continuer d’avoir recours aux données produites et aux systèmes utilisés dans le cadre de cette étude, notamment pour l’analyse régionale des ressources près des pipelines, des usines à gaz et des zones à plus forte densité de population.

1.7 Atlas des zones

ÉR a entrepris l’élaboration d’un atlas des zones qui décrit plus en détail la géologie des zones individuelles dont il est question dans le rapport. L’atlas comprendra également des cartes pour chaque formation qui montrent la distribution géographique des zones. Ce document, qui sera publié par ÉR au plus tard à la fin de 2008, se veut un document d’accompagnement du présent rapport et sera également disponible à partir du site Web d’ÉR.

1.8 Questions et commentaires des lecteurs

Les lecteurs sont invités à communiquer avec ÉR ou l’ONÉ s’ils ont des questions ou des commentaires à formuler au sujet du rapport ou encore sur les données connexes présentées sur le site Web d’ÉR et le site Web de l’Office à www.one-neb.gc.ca. Ils sont priés de communiquer avec :

Ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan
Engineering Services
2101, rue Scarth - Bureau 200
Regina (Saskatchewan) S4P 2H9
À l’attention de : Steve Rymes
Téléphone : 306-787-2318
Courriel : steve.rymes@gov.sk.ca

ou

Directeur, Gaz
Office national de l’énergie
Téléphone : 403-299-3135
Téléphone (sans frais) : 1-800-899-1265
Télécopieur : 403-292-5503
Télécopieur (sans frais) : 1-877-288-8803
TTY (téléimprimeur) : 1-800-632-1663

Méthodologie et résultats

2.1 Méthodologie

L’estimation du potentiel ultime de gaz naturel classique en Saskatchewan été déterminée :

  • en étudiant des données, des analyses statistiques, des cartes et d’autres renseignements pertinents;
  • en utilisant la méthode @Risk, décrite dans l’ÉMÉ intitulée Ressources en gaz naturel classique du Canada : Rapport de situation publiée en 2004 par l’ONÉ[4];
  • en utilisant les techniques graphiques présentées dans le rapport conjoint de l’EUB (maintenant l’ERCB) de l’Alberta et de l’ONÉ intitulé Le potentiel ultime des ressources en gaz naturel classique de l’Alberta[51] lorsque des données suffisantes étaient disponibles;
  • pour certaines zones gazières peu profondes, en utilisant les mêmes techniques que l’ERCB et l’ONÉ dans le rapport intitulé Le potentiel ultime des ressources en gaz naturel classique de l’Alberta[6] lorsque la zone principale a un taux de réussite supposé de 100 % et que les zones avoisinantes ont un taux de réussite moindre;
  • en faisant appel à l’expertise de l’équipe de projet.

[4] Ressources en gaz naturel classique du Canada : Rapport de situation
[5] Le potentiel ultime des ressources en gaz naturel classique de l’Alberta
[6] ibid

La méthode @Risk utilise les renseignements obtenus à partir des réserves découvertes et des étendues forées pour établir des distributions statistiques dans le logiciel. Ces distributions sont ensuite appliquées aux étendues où aucun forage n’a été entamé pour déterminer une distribution des volumes de ressources non découvertes selon différentes valeurs de probabilité. L’équipe de projet utilise les valeurs P90, moyenne et P10 respectivement pour définir ses valeurs faibles, médianes et élevées. Le logiciel analyse les ressources découvertes en fonction du GEP et détermine sur cette base les ressources non découvertes.

Les résultats issus des techniques graphiques ont été comparés aux résultats du modèle @Risk. Dans le cas des zones qui ne présentaient pas suffisamment de données pour utiliser l’outil @Risk ou les techniques graphiques, l’équipe s’est servie de son expertise géologique pour estimer le potentiel ultime (p. ex., les zones qui viennent tout juste d’être confirmées ou celles où l’exploration est encore limitée) ou elle a établi que la zone était théorique et pourrait donner lieu à des découvertes un jour. L’annexe 2 énumère les méthodes ayant servi à l’évaluation de chaque zone.

2.2 Renseignements disponibles

Les prix plus élevés pour le gaz naturel ont poussé à l’exploration et à la mise en valeur de gisements à faible productivité qui, auparavant, n’étaient pas rentables. Les progrès technologiques réalisés, par exemple en matière de systèmes en sous-pression des boues, de complétion de puits, de trépans et de techniques sismiques plus perfectionnées, notamment dans le contexte des données tridimensionnelles, ont par ailleurs été à l’origine de la découverte et de la mise en valeur d’un grand nombre de nouveaux gisements. En outre, de nouvelles stratégies ont permis de mettre en valeur de manière plus efficace et rentable des ressources qui étaient considérées auparavant comme non rentables. Celles-ci comprennent la formation de Milk River, davantage mise en valeur grâce à la découverte des gisements Abbey et Lacadena en 2002 et 2003.

L’étude actuelle s’inspire des données de 23 981 puits gaziers forés entre 1956 et la fin de 2004. Les données sur les puits forés avant 1956 ne sont pas disponibles. Le rapport de 1998 de l’ONÉ reposait sur 9 096 puits de gaz naturel forés entre 1956 et la fin de 1997. Le nombre de puits forés annuellement en Saskatchewan a rapidement augmenté depuis 1984, passant d’environ 200 puits par année à plus de 2 000 en 2003 (figure 2.1). L’étude actuelle s’inspire des données à la fin de 2004, soit les plus complètes à avoir été recueillies par ÉR à l’époque; dans une certaine mesure toutefois, des données plus récentes sur les puits ont été utilisées, principalement pour déterminer les frontières des zones. Un tableau de corrélation pour la nomenclature stratigraphique utilisée dans le rapport figure sur le site Web d’ÉR.

Figure 2.1 - Nombre annuel de puits gaziers en Saskatchewan

Figure 2.1 - Nombre annuel de puits gaziers en Saskatchewan

Données diverses

Les chiffres sur les réserves de gaz naturel établies publiés par ÉR dans les Oil and Gas Reserves Summary Reports comprennent le GEP initial, les réserves initiales récupérables, la production cumulative à ce jour, les réserves restantes et certains paramètres relatifs aux réservoirs, le tout regroupé autour du gisement désigné. Les données relatives aux réserves gazières et à la production des puits qui ne sont pas situés dans les gisements existants désignés par ÉR sont consignées sous la rubrique « Divers » avec le GEP initial, les réserves initiales récupérables, la production cumulative à ce jour, et les réserves restantes groupées selon l’horizon de production.

Sous la rubrique « Divers », les réserves gazières pour un horizon donné représentent les réserves totales attribuées à tous les puits pertinents relevés dans cet horizon de production. Ces réserves peuvent comprendre les données de gisements comportant un seul puits, de plusieurs puits issus de gisements non attribués, ou d’agrandissements possibles de gisements existants.

Bien qu’ÉR ne publie pas de données détaillées sur les réserves et la production par puits sous la rubrique « Divers », le ministère tient à jour une base de données détaillées sur les réserves pour ces puits. Les données détaillées à l’égard des réserves correspondantes ont été utilisées dans l’étude, formant une part importante des données sur les réserves découvertes dans la présente étude du potentiel ultime des ressources gazières de la Saskatchewan.

2.4 Gaz associé et gaz non associé

Le gaz non associé est un gaz naturel trouvé à son état naturel dans un réservoir et qui ne contient aucun pétrole brut. Le gaz est produit par sa propre dilatation ou par la pression issue d’un aquifère sous-jacent. La majeure partie du gaz naturel en Saskatchewan est de ce type. Le gaz associé est un gaz naturel trouvé à l’état gazeux dans le réservoir et qui est sus-jacent au pétrole brut et en contact avec celui-ci dans ce même réservoir, à la pression et à la température d’origine du réservoir. Un autre nom pour le gaz associé, dont les ressources sont limitées en Saskatchewan, est calotte de gaz.

Pour les besoins de cette étude, plutôt que d’être traité séparément, le gaz associé est regroupé avec le gaz non associé dans toutes les zones sauf une, soit la zone Mannville 1, dans l’ouest de la Saskatchewan, qui compte suffisamment de gisements de gaz associé pour évaluer une future ressource en gaz associé distincte au moyen des méthodes utilisées par les organismes. Pour cette seule zone, les volumes de gaz naturel associé et non associé non découvert ont été estimés séparément.

2.5 Gaz dissous

Le gaz dissous est un gaz naturel dissous dans le pétrole brut, à la température et à la pression d’origine du réservoir, et généralement produit en même temps que le pétrole. Pour être considéré comme une ressource en gaz commercialisable, il doit être capté à la surface, traité et comprimé, si nécessaire, selon les spécifications du pipeline, et être raccordé à un réseau de gazoducs.

L’étude ne présente pas d’estimations des ressources en gaz dissous car ÉR n’a pas collecté de données sur le GEP pour les gisements pétroliers de la province. D’autre part, un pourcentage élevé du gaz dissous produit à partir des gisements pétroliers est utilisé comme source de combustible dans les opérations des champs pétrolifères ou les quantités sont si faibles qu’elles ne peuvent être collectées et utilisées de façon rentable.

Il importe toutefois de noter que le gaz dissous produit dans le province dépasse souvent de beaucoup les besoins des champs pétrolifères et qu’il est capté et disponible comme gaz commercialisable. La production de gaz dissous commercialisable équivalait en 2004 à 7,7 % de la production totale de gaz commercialisable en Saskatchewan et c’est pourquoi le gaz dissous pourrait contribuer sensiblement à l’offre future à ce chapitre dans la province. L’industrie et le gouvernement mettent d’ailleurs de plus en plus l’accent sur le captage et l’utilisation du gaz dissous.

2.6 Résultats

Après avoir tenu compte des incertitudes inhérentes à l’estimation des perspectives géologiques et à la prévision du potentiel gazier, les organismes sont d’avis que le potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables de la Saskatchewan devrait se situer entre 264,2 Gm³ (9,4 Tpi³) et 329,1 Gm³ (11,7 Tpi³), tel qu’il est illustré au tableau 2.1.

Tableau 2.1 - Potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan

Valeurs GEP Gaz commercialisable
Gm³ Tpi³ Gm³ Tpi³
Faibles 382,2 13,6 264,2 9,4
Médianes 429,1 15,2 297,4 10,6
Élevées 473,1 16,8 329,1 11,7

Le tableau 2.2 illustre la répartition du potentiel ultime (valeurs médianes) de gaz naturel selon ses différentes catégories, au 31 décembre 2004. Les cartes à l’annexe 3 indiquent la répartition des ressources découvertes, des ressources non découvertes, du potentiel ultime et du potentiel ultime restant de la Saskatchewan.

Tableau 2.2 - Catégorisation du potentiel ultime - valeurs médianes

Catégorie GEP Gaz commercialisable
Gm³ Tpi³ Gm³ Tpi³
Gaz découverta,b 319,7 11,3 221,5 7,9
Production cumulative (au 31 décembre 2004) 211,7c 7,5c 146,8 5,2
Gaz découvert restant 108,0 3,8 74,7 2,7
Gaz non découvert 109,4 3,9 75,9 2,7
Potentiel ultime 429,1 15,2 297,4 10,6
Potentiel ultime restant 217,4 7,7 150,6 5,3

a. Inclut les volumes de gaz découverts dans les couches Frobisher et Alida, dont le potentiel n’est pas estimé dans la présente étude.
b. Écart par rapport aux Oil and Gas Reserves Summary Reports de 2004 en raison des estimations des réserves des gisements divers.
c. La valeur de la colonne GE P est une estimation du volume de GE P représenté par le volume de gaz commercialisable produit.

Le potentiel ultime restant représente la quantité de gaz qui pourrait être mise à disposition en vue de répondre à la demande canadienne future, intérieure et à des fins d’exportation. La nouvelle estimation du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables restantes de la Saskatchewan est de 150,6 Gm³ (5,3 Tpi³). D’autres quantités provenant des ressources non classiques en Saskatchewan devraient également être disponibles. La mise en valeur de ces ressources supplémentaires pourrait compléter l’offre à long terme émanant de la province. L’extraction de ce gaz contribuera à la vigueur de l’industrie pétrolière et gazière en Saskatchewan pendant encore de nombreuses décennies.

2.6.1 Résultats du gaz en place

Comme il a été expliqué précédemment, à la lumière du fait que les estimations du GEP ultime sont par définition incertaines, l’étude propose des valeurs faibles, médianes et élevées pour ces estimations. Les valeurs faibles sont de 382,2 Gm³ (13,6 Tpi³), pour lesquelles il est fort probable que le potentiel ultime atteint ou dépasse ces estimations. Les valeurs médianes, de 429,1 Gm³ (15,2 Tpi³), représentent les estimations les plus réalistes. Les valeurs élevées de 473,1 Gm³ (16,8 Tpi³) sont des estimations très incertaines, même si les ressources peuvent être découvertes.

Le tableau 2.3 indique l’estimation des valeurs faibles, médianes et élevées de chaque zone.

Tableau 2.3 - Valeurs faibles, médianes et élevées du GEP ultime par formation et par zone

Formation Zone Type de gaz Gm³ Tpi³
Valeur faible Valeur médiane Valeur élevée Valeur faible Valeur médiane Valeur élevée
Bearpaw 1 NA 0,618 0,675 0,731 0,022 0,024 0,026
Bearpaw 2 NA 0,035 0,091 0,147 0,001 0,003 0,005
Belly River 1 NA 1,161 1,735 2,914 0,041 0,062 0,103
Ribstone Creek 1 NA 2,174 2,624 3,315 0,077 0,093 0,118
Milk River 1 NA 171,149 171,149 171,149 6,075 6,075 6,075
Milk River 2 NA 0,786 1,488 2,190 0,028 0,053 0,078
Milk River 3 NA 2,148 4,675 8,886 0,076 0,166 0,315
Milk River 4 NA 6,096 8,910 14,539 0,216 0,316 0,516
Medicine Hat 1 NA 30,079 30,079 30,079 1,068 1,068 1,068
Medicine Hat 2 NA 1,732 3,236 5,001 0,061 0,115 0,178
Medicine Hat 3 NA 0,040 0,058 0,079 0,001 0,002 0,003
Second White Specks 1 NA 35,747 44,399 72,379 1,269 1,576 2,569
Second White Specks 2 NA 1,531 1,855 2,349 0,054 0,066 0,083
St, Walburg 1 NA 2,211 6,543 19,808 0,078 0,232 0,703
Viking Sand 1 NA/AS 27,825 31,501 41,950 0,988 1,118 1,489
Viking Sand 2 NA 0,102 0,138 0,248 0,004 0,005 0,009
Viking Sand 3 NA 4,813 6,673 8,190 0,171 0,237 0,291
Spinney Hill 1 NA 0,230 0,458 0,977 0,008 0,016 0,035
Mannville / Cantuar / Premier 1 NA 68,809 89,263 136,182 2,442 3,168 4,834
Mannville / Cantuar / Premier 1 AS 0,374 0,473 1,117 0,013 0,017 0,040
Mannville / Cantuar / Premier 2 NA/AS 2,648 2,857 3,402 0,094 0,101 0,121
Success 1 NA 1,764 2,446 3,927 0,063 0,087 0,139
Success 2 NA/AS 0,155 0,436 0,717 0,006 0,015 0,025
Roseray 1 NA 0,303 0,307 0,310 0,011 0,011 0,011
Shaunavon 1 NA 0,699 1,094 1,474 0,025 0,039 0,052
Bakken 1 NA/AS 6,896 14,799 34,993 0,245 0,525 1,242

NA = Non associé, AS = Associé

2.6.2 Résultats du gaz commercialisable

Pour convertir le GEP en gaz commercialisable, il est nécessaire d’appliquer un facteur de récupération qui permet d’obtenir des réserves se prêtant à la production, puis un facteur de perte en surface. Le facteur de récupération tient compte du fait que, pour des raisons pratiques et économiques, seulement une partie du GEP se prête à la production. Quant à la perte en surface, elle tient compte de la séparation des coproduits du gaz naturel dans les usines sur place, de l’extraction des impuretés du gaz brut, du brûlage à la torche du gaz résiduel produit au cours des essais de puits et du gaz dissous (lorsque celui-ci n’est pas conservé) ainsi que du combustible de consommation courante. En Saskatchewan, la moyenne des facteurs de récupération est de 73 % et celle des pertes en surface est de 5 %.

Il est supposé que les facteurs de récupération et de perte en surface pour les futures découvertes de gaz seront les mêmes, dans chaque zone, que pour le gaz découvert à ce jour. Les résultats obtenus à partir des valeurs faibles, médianes et élevées du gaz commercialisable figurent au tableau 2.1. Le tableau 2.4 illustre ce que sont les résultats des valeurs médianes pour chaque zone analysée.

Tableau 2.4 - Estimations du gaz naturel ultime par formation et par zone - valeurs médianes

Formation Zone Type de gaz Gm³ Tpi³
GEP Gaz se prêtant à la production Gaz commer-
cialisable
GEP Gaz se prêtant à la production Gaz commer-
cialisable
Bearpaw 1 NA 0,675 0,406 0,386 0,024 0,014 0,014
Bearpaw 2 NA 0,091 0,055 0,052 0,003 0,002 0,002
Belly River 1 NA 1,735 1,092 1,037 0,062 0,039 0,037
Ribstone Creek 1 NA 2,624 1,991 1,892 0,093 0,071 0,067
Milk River 1 NA 171,149 120,799 113,935 6,075 4,288 4,044
Milk River 2 NA 1,488 0,943 0,896 0,053 0,033 0,032
Milk River 3 NA 4,675 2,783 2,644 0,166 0,099 0,094
Milk River 4 NA 8,910 5,389 5,125 0,316 0,191 0,182
Medicine Hat 1 NA 30,079 23,744 22,264 1,068 0,843 0,790
Medicine Hat 2 NA 3,236 1,982 1,883 0,115 0,070 0,067
Medicine Hat 3 NA 0,058 0,047 0,044 0,002 0,002 0,002
Second White Specks 1 NA 44,399 28,095 26,710 1,576 0,997 0,948
Second White Specks 2 NA 1,855 1,424 1,353 0,066 0,051 0,048
St, Walburg 1 NA 6,543 4,862 4,619 0,232 0,173 0,164
Viking Sand 1 NA/AS 31,501 24,060 22,324 1,118 0,854 0,792
Viking Sand 2 NA 0,138 0,096 0,091 0,005 0,003 0,003
Viking Sand 3 NA 6,673 5,231 4,970 0,237 0,186 0,176
Spinney Hill 1 NA 0,458 0,372 0,354 0,016 0,013 0,013
Mannville/ Cantuar/Premier 1 NA 89,263 72,389 69,126 3,168 2,569 2,454
Mannville/ Cantuar/ Premier 1 AS 0,473 0,347 0,330 0,017 0,012 0,012
Mannville/ Cantuar/ Premier 2 NA/AS 2,857 2,273 2,176 0,101 0,081 0,077
Success 1 NA 2,446 2,011 1,900 0,087 0,071 0,067
Success 2 NA/AS 0,436 0,320 0,304 0,015 0,011 0,011
Roseray 1 NA 0,307 0,240 0,228 0,011 0,009 0,008
Shaunavon 1 NA 1,094 0,875 0,833 0,039 0,031 0,030
Bakken 1 NA/AS 14,799 11,581 11,160 0,525 0,411 0,396

NA = Non associé, AS = Associé

2.7 Comparaison avec des études précédentes

Des estimations du potentiel ultime du gaz naturel en Saskatchewan ont été effectuées périodiquement dans le passé. Le dernier rapport détaillé de l’ONÉ portant sur la partie des ressources non découvertes du potentiel ultime, Étude d’évaluation des ressources en gaz naturel non associé en Saskatchewan, s’appuyait sur des données de la fin de 1997 et a été publié en 1998.

Comme l’ONÉ le décrit dans ses rapports antérieurs, les estimations du potentiel ultime ont tendance à augmenter au fil du temps. La hausse découle normalement du fait d’une information plus abondante, de l’amélioration des techniques de production, de l’expansion des activités dans des zones antérieurement inexplorées en raison de l’amélioration de la conjoncture économique, et de la mise en valeur d’un bassin ou de l’arrivée à maturité d’une région. La figure 2.2 indique l’augmentation des estimations du potentiel ultime du gaz naturel classique commercialisable en Saskatchewan. Les études à venir permettront de surveiller la tendance du potentiel ultime.

Figure 2.2 - Évolution des estimations du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables de la Saskatchewan

Figure 2.2 - Évolution des estimations du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables de la Saskatchewan

Remarque : Les dates de référence des données renvoient à l’année des diverses études.

Des études du potentiel ultime du gaz naturel classique ont aussi été entreprises par d’autres parties. Plus précisément, le Canadian Gas Potential Committee (CGPC)[7] a mené des études portant sur l’ensemble du pays, lesquelles ont été à l’origine de rapports en 197, 2001 et 2005 intitulés Natural Gas Potential in Canada. Le tableau 2.5 présente une comparaison des estimations de gaz classique uniquement pour la Saskatchewan.

[7] Le CGPC utilise l’expression gaz commercialisable nominal pour désigner son estimation du gaz naturel commercialisable. L’adjectif nominal indique que l’estimation ne tient pas compte des difficultés d’accès, des facteurs économiques relatifs à l’exploitation de tous les gisements, qui ne seront pas tous découverts, du fait que les caractéristiques des gisements non découverts peuvent différer de celles des gisements découverts, ni du fait que l’exploitation de certains gisements pourrait être impossible, faute de moyens de production et de transport. Aux fins du présent rapport, les estimations du CGPC seront traités comme du gaz naturel commercialisable.

Tableau 2.5 - Comparaison des estimations du potentiel ultime des ressources gazières classiques de la Saskatchewan

Source Date de référence Potentiel ultime
Gm³
Potentiel ultime
Tpi³
ÉR/ONÉ 2008 2004 297,4 10,6
CGPC 2005 2002 249,0 8,8
Drummond 2002a 2001 241,0 8,5
Bowers 2000b 2000 255,0 9,0
CGPC 2001 1998 258,0 9,1
ONÉ 1998c 1997 210,0 7,4
CGPC 1997d 1993 235,0 8,3
ONÉ 1993 1992 212,0 7,4
CGC 1997d 1992 207,0 7,3

a. Drummond, K.J., Canada’s Natural Gas Ultimate Potential - Defining A Credible Upper Limit, CERI, 2002
b. Bowers, B., Conventional Natural Gas Resource of the Western Canada Sedimentary Basin, in Journal of Canadian Petroleum Technology, 2000
c. Volumes de gaz non associé seulement
d. Volume approximatif uniquement, aux fins de la répartition provinciale

2.8 Ressources à l’échelle canadienne

Dans le cadre du mandat qui lui est conféré, l’ONÉ maintient des estimations du potentiel ultime pour toutes les régions du Canada. Les estimations actuelles des ressources canadiennes ont été présentées dans son rapport de 2004 intitulé Ressources en gaz naturel classique au Canada - Rapport de situation. Les tableaux 2.6A et 2.6B comprennent les nouvelles estimations, en mesures métriques et impériales, du potentiel ultime de la Saskatchewan pour le gaz naturel classique dans un contexte pancanadien. Les données des tableaux sont à jour à la fin de 2004.

Tableau 2.6A - Estimations actuelles de l’ONÉ du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables du Canada (Gm³)

Ressources découvertes Ressources non découvertes Potentiel ultimea Potentiel ultime restantb
BSOC
  Alberta 4 542 1 734 6 276 2 856
Colombie-Britannique 784 678 1 462 952
  Saskatchewan 222 76 297 151
Sud des Territoires 27 169 196 181
Total 5 575 2 657 8 231 4 140
Côte Est (zone extracôtière)
  Labrador 130 660 790 790
  Bassin de l’Est de
  Terre-Neuve-et-
  Labrador
0 352 352 352
  Grands Bancs 110 375 485 485
  Sud des Grands Bancs 0 86 86 86
  Sous-bassin Laurentien 0 170 170 170
  Nouvelle-Écosse 147 505 652 629
  Banc Georges 0 60 60 60
Total 387 2 208 2 595 2 572
Côte Ouest
  Zone extracôtière 0 255 255 255
  Intermontagneux 0 230 230 230
Total 0 485 485 485
Nord du Canada
  Territoires du
  Nord-Ouest
  - Collines Colville
17 117 134 134
  Mackenzie-Beaufort 254 1 460 1 714 1 714
  Yukon - Plaines d’Eagle 2 28 30 30
  Yukon - Autres 1 114 115 115
  Îles de l’Arctique 331 793 1 124 1 124
  Est de l’Arctique 0 140 140 140
  Baie d’Hudson 0 28 28 28
Total 605 2 680 3 285 3 285
Ontario 44 23 67 33
Golfe du Saint-Laurent (bassin des Maritimes) 2 38 40 40
TOTAL DU CANADAa 6 613 8 091 14 703 10 555

a. Le total peut ne pas correspondre en raison de l’arrondi.
b. Au 31 décembre 2004, date la plus récente pour des renseignements complets relatifs à la production

Tableau 2.6B - Estimations actuelles de l’ONÉ du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables du Canada (Tpi³)

Ressources découvertes Ressources non découvertes Potentiel ultimea Potentiel ultime restantb
BSOC
  Albertac 161 61 223 101
 Colombie-Britanniquec 28 24 52 34
  Saskatchewanc 8 3 11 5
  Sud des Territoires 1 6 7 6
Total 198 94 293 146
Côte Est (zone extracôtière)
  Labrador 5 23 28 28
  Bassin de l’Est de
  Terre-Neuve-et-
  Labrador
0 12 12 12
  Grands Bancs 4 13 17 17
  Sud des Grands Bancs 0 3 3 3
  Sous-bassin Laurentien 0 6 6 6
  Nova Scotia 5 18 23 22
  Banc Georges 0 2 2 2
Total 14 77 91 90
Côte Ouest
  Zone extracôtière 0 9 9 9
   Intermontagneux 0 8 8 8
Total 0 17 17 17
Nord du Canada
  Territoires du
  Nord-Ouest
  - Collines Colville
1 4 5 5
  Mackenzie-Beaufort 9 52 61 61
  Yukon - Plaines d’Eagle 0 1 1 1
  Yukon - Autres 0 3 3 3
  Îles de l’Arctique 12 28 40 40
  Est de l’Arctique 0 5 5 5
  Baie d’Hudson 0 1 1 1
Total 22 94 116 116
Ontario 1 1 2 1
Golfe du Saint-Laurent (bassin des Maritimes) 0 1 1 1
TOTAL CANADAa 235 284 520 371

a. Le total peut ne pas correspondre en raison de l’arrondi.
b. Au 31 décembre 2004, date la plus récente pour des renseignements complets relatifs à la production
c. Conversion en mesures impériales selon le rapport 35,49373 pi³/m³, se reporter à la section 1.3.

3. Observations

3.1 Généralités

La nouvelle estimation du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables de la Saskatchewan est de 297,4 Gm³ (10,6 Tpi³), une hausse de 42 % par rapport à la dernière estimation de l’ONÉ[8]. La nouvelle estimation indique une distribution différente du potentiel ultime autant sur le plan vertical (stratigraphique) que sur le plan horizontal (géographique). Comme depuis 1997 l’exploration s’est déplacée vers de nouvelles zones et des horizons jusque-là négligés, l’état des connaissances du BSOC en Saskatchewan a continué de se développer. De façon générale, il y a reconnaissance accrue du potentiel non découvert des intervalles crétacés moins profonds, grâce en partie à une meilleure technologie et à de meilleures pratiques de production, comme le forage intercalaire qui permet à l’industrie de s’aventurer dans des zones inexplorées « moins perméables » et d’élargir les zones d’exploration.

[8] ONÉ, Étude d’évaluation des ressources en gaz naturel non associé en Saskatchewan, 1998

Les zones gazières de la Saskatchewan sont généralement moins mises en valeur que les zones de même type en Alberta. Par exemple, en se déplaçant de l’Alberta à la Saskatchewan par la formation crétacée de Milk River et la sablière de Medicine Hat, la largeur de la zone mise en valeur perd jusqu’à 19 km (12 milles). Nul ne sait, pour l’heure, si cela est dû à des facteurs économiques ou géologiques. Quoi qu’il en soit, de 1997 à 2004, les réserves de gaz naturel dans ces grès à faible productivité se sont sensiblement accrues. L’intervalle combiné des zones de Milk River[9], Medicine Hat et Second White Specks renfermait des réserves estimatives de gaz commercialisable découvert de 131 Gm³ (4,6 Tpi³) à la fin de 2004, soit 35 % de plus que les projections du potentiel ultime faites en 1998. Les nouvelles projections dans ces mêmes intervalles stratigraphiques sont de 80 % plus élevées que celles de 1998. Cette croissance rapide de la mise en valeur et du potentiel suit la tendance constatée dans les gisements contigus de la province voisine de l’Alberta. La découverte des gisements Abbey et Lacadena depuis 2002 a permis d’étendre sensiblement la zone principale vers l’est et le nord. Ces champs ont été découverts peu avant la publication de la dernière évaluation du CCPG; et même si la découverte avait été signalée dans ce rapport, il était trop tôt pour en connaître l’ampleur véritable.

[9] Dans les récents ouvrages de géologie, la zone de Milk River en Saskatchewan est également désignée sous le nom de membre Alderson de la formation de Lea Park; la zone de Second White Specks se divise en une formation de Second White Specks inférieure et en une zone de production principale, la formation de Belle Fourche. Pour les fins de ce rapport, les intervales de production seront désignés comme étant les zones de Milk River et de Second White Specks.

La plupart des zones ont gagné en ampleur, ce qui indique une intensification de l’exploration dans des zones jadis jugées marginales ou non rentables en raison de la piètre qualité des réservoirs. L’attractivité toute récente des grès de faible qualité est attribuable à l’amélioration sensible des prix du gaz naturel et aux progrès considérables réalisés dans les techniques de forage et de complétion de puits. Depuis les dernières estimations de l’ONÉ en 1998, l’industrie a mis en valeur plusieurs nouveaux grands gisements gaziers, comme ceux de Second White Specks à Wymark et de Milk River, ceux-là à Abbey et à Lacadena. Entre 1998 et 2004, le nombre total de puits gaziers mis en production à partir des accumulations peu profondes de gaz biosynthétique (c.-à-d. la partie supérieure de Bearpaw jusqu’à la base de Second White Specks), dépasse le nombre total de puits mis en production pour le même intervalle au cours des 45 années précédentes.

L’exploitation de ces sables de faible qualité devrait se poursuivre dans les formations crétacées peu profondes au moyen des puits actuellement en exploitation qui laissaient généralement pour compte ces intervalles; voilà pourquoi les nouvelles estimations pour les formations de Bearpaw et St. Walburg sont assez ambitieuses. La prudence est toutefois de mise car la formation de Belly River du crétacé supérieur n’a pas jusqu’ici été à la hauteur des estimations faites en 1998 et son potentiel ultime a été révisé à la baisse malgré une augmentation sensible de l’étendue de sa zone.

En ce qui concerne le crétacé inférieur, les estimations du potentiel ultime de la formation de Viking ont été sensiblement révisées à la baisse après des gains très superficiels réalisés à partir des réserves découvertes au cours des dernières années. L’intervalle combiné du groupe de Mannville et de la formation de Success, celle-ci étant incluse car son âge - qui remonte au jurassique supérieur ou au crétacé inférieur - reste énigmatique; elle a été légèrement révisé à la hausse après avoir réalisé des gains modestes dans des réserves découvertes. Au total, il y a eu légère hausse des estimations du potentiel ultime pour le gaz du crétacé inférieur en raison des additions importantes émanant de la formation de St. Walburg. Par ailleurs, la partie du jurassique a été sensiblement révisée à la baisse par suite des révisions des réserves découvertes dans les formations de Shaunavon et de Roseray. Comme les zones susmentionnées ont atteint un degré de maturité élevé, les découvertes majeures sont quasiment exclues et, mis à part le potentiel accru connu et estimatif de la formation de Bakken du mississippien-dévonien, le potentiel sous l’intervalle du crétacé semble limité.

Les réserves découvertes de grès et de silts étanches dans la formation de Bakken de l’ouest de la Saskatchewan ont surpassé d’une faible marge les estimations faites en 1998 du potentiel ultime pour tous les intervalles du mississippien. Les nouvelles ressources ultimes en gaz commercialisable ont doublé la valeur estimative avancée en 1998. La mise en valeur rapide de la formation de Bakken, depuis 2004, dans le sud-est de la Saskatchewan n’est pas prise en compte dans le présent rapport vu qu’il s’agit essentiellement d’une zone pétrolifère dépourvue de réserves connues de gaz non associé. Les estimations du gaz dissous ne sont pas présentées dans ce rapport; toutefois, des volumes importants de gaz dissous dans l’intervale de Bakken sont à prévoir en raison de l’éventuel élargissement de l’étendue de la zone.

Plusieurs zones en activité du côté albertain de la frontière n’ont pas été mises en valeur en Saskatchewan. Certaines de ces zones, comme celle de Leduc, du dévonien, renferment plusieurs champs pétrolifères ou gazéifères de petite taille en Alberta, sans équivalent aucun en Saskatchewan.

En ce qui a trait à la densité des puits, les zones dans les régions gazéifères de la Saskatchewan ont atteint un degré de maturité relativement élevé. En Saskatchewan actuellement, plusieurs zones ont déjà été forées à plus de 50 % (tableau 3.1). Plusieurs des zones ayant atteint la maturité se trouvent dans la couche moins profonde du crétacé, ce qui signifie, pour les organismes, que des ressources gazières ont été largement laissées pour compte lors des premiers forages, alors que le potentiel du réservoir de ces zones n’était pas reconnu. Ce potentiel non reconnu a pu avoir été le résultat de prix du gaz historiquement bas qui ne permettaient pas de financer la mise en valeur de sables à plus faible productivité.

Tableau 3.1 - Degré de maturité des zones de la Saskatchewan

Formation Zone Étendue des
forages
(%)
Bearpaw 1 67
Bearpaw 2 17
Belly River 1 39
Ribstone 1 51
Milk River 1 70
Milk River 2 33
Milk River 3 32
Milk River 4 21
Medicine Hat 1 92
Medicine Hat 2 21
Medicine Hat 3 23
Second White Specks 1 28
Second White Specks 2 64
St. Walburg 1 15
Viking 1 46
Viking 2 6
Viking 3 16
Spinney Hill 1 29
Mannville/Cantuar/Premier 1 50
Mannville/Cantuar/Premier 2 75
Success 1 45
Success 2 74
Roseray 1 59
Shaunavon 1 25
Bakken 1 29

Deux zones de la couche jurassique (formation de Success, zone 2 et formation de Roseray) ont fait l’objet d’un grand nombre de forages; nul ne s’attend toutefois qu’elles révèlent des ressources non découvertes importantes en raison des découvertes très limitées qui y ont été faites entre 1997 et 2004, tel qu’il a été mentionné plus haut. Une autre zone jurassique, la formation de Shaunavon, connaît actuellement un regain d’activité dans sa partie inférieure à l’égard du pétrole léger. Il n’est pas inconcevable qu’une nouvelle zone gazière puisse être découverte dans cette même zone d’exploration pétrolière ou dans une zone pétrolière similaire du crétacé inférieur, du jurassique ou du mississippien.

Malgré sa réputation de province riche en pétrole, la Saskatchewan renferme relativement peu de gaz naturel associé. Seul le groupe de Mannville en compte des quantités pouvant être qualifiées d’importantes, même si elles sont considérablement plus faibles que ses ressources en gaz non associé. Par conséquent, les estimations pour toutes les formations sont marquées par une croissance des réserves de gaz non associé.

3.2 Zones théoriques

Plusieurs zones géologiques ont été identifiées comme étant des zones théoriques. Dans de tels cas, généralement, le potentiel du réservoir a été établi en fonction de forages antérieurs, qui n’avaient toutefois pas confirmé la présence d’hydrocarbures. L’équipe de projet est d’avis que des hydrocarbures y seront découverts dans le futur. Dans certains cas, un potentiel d’hydrocarbures pourrait être établi à la faveur d’une preuve secondaire - une ferme par exemple qui utilise du gaz d’une zone qui n’a pas connu le succès commercial, ou encore une zone capable de produire du pétrole commercialement mais où aucune réserve gazière n’a été trouvée. Dans d’autres cas, des quantités commerciales de gaz ont été consignées dans la catégorie « Réserves diverses », mais sans avoir encore établi de gisements à plusieurs puits. Dans d’autres cas enfin, la connaissance d’une zone commerciale du côté albertain de la frontière peut laisser croire à un potentiel d’hydrocarbures du côté saskatchewanais. Le tableau 3.2 donne la liste des zones théoriques de la Saskatchewan. Pour l’heure, aucune ressource non découverte n’a été attribuée à ces zones.

Tableau 3.2 - Liste des zones théoriques de la Saskatchewan

Formation Zone Type de gaz Commentaires
Quaternaire 1 NA Théorique seulement
Crétacé peu profond - Est de la Saskatchewan 1 NA Théorique seulement
Victoria Sandstone/Lea Park 1 NA Théorique seulement
Fish Scale/Colorado/Colorado inférieur 1 NA Théorique - gaz divers découvert
Mannville/Cantuar/Premier 3 NA Théorique seulement
Mannville/Cantuar/Premier 4 NA Théorique seulement
Success 3 NA Théorique seulement
Groupe de Madison 1 NA Théorique - pétrole seulement découvert
Gravelbourg 1 NA Théorique - pétrole seulement découvert
Birdbear/Torquay 1 NA Théorique - pétrole seulement découvert
Duperow 1 NA Théorique - pétrole seulement découvert
Winnipeg Sandstone 1 NA Théorique - pétrole seulement découvert
Deadwood 1 NA Théorique seulement
NA = Non associé

3.3 Restrictions d’accès

Les restrictions d’accès en surface peuvent faire obstacle à la mise en valeur de certaines ressources en gaz naturel - il y a alors stérilisation de la ressource. Des caractéristiques physiques, comme de grands lacs, une topographie difficile et des zones fragiles sur le plan environnemental, de même que la présence de villes et de parcs, contribuent aux restrictions d’accès en surface. En Saskatchewan, il existe encore d’importants volumes de gaz situés dans des zones auxquelles il est impossible d’accéder en raison de restrictions d’accès en surface. Le potentiel ultime qui pourrait être touché par ces restrictions est d’environ 5 Gm³ (178 Gpi³).

4. Conclusions

  • L’estimation révisée du potentiel ultime des ressources gazières classiques commercialisables de la portion saskatchewanaise du BSOC est de 297,4 Gm³ (10,6 Tpi³), une hausse de 42 % par rapport aux estimations de l’ONÉ en 1998. Le potentiel non découvert en Saskatchewan a augmenté de 70 % depuis 1997, passant à 75,9 Gm³ (2,7 Tpi³).
  • Les ressources découvertes ont augmenté de 30 % par rapport à 1997. Les grandes découvertes réalisées depuis cette année-là, notamment les gisements d’Abbey et de Lacadena, ont entraîné une redistribution du potentiel non découvert dans la section géologique au profit des intervalles crétacés moins profonds, lesquels n’ont pas été autant reconnus dans les évaluations antérieures.
  • La Saskatchewan est une région qui a atteint sa maturité, avec plusieurs zones dont plus de 50 % des étendues sont forées à ce jour.
  • Les restrictions d’accès aux terres ont une incidence importante sur la recherche de ressources non découvertes. Les organismes estiment que 5 Gm³ (178 Gpi³) du potentiel ultime est situé sous des terres où l’accès n’est actuellement pas permis et où les réservoirs ne sont pas accessibles par forage dirigé.
  • La Saskatchewan détient environ 4 % du potentiel ultime des ressources gazières classiques restantes dans le BSOC, soit le même pourcentage qu’elle contribue à la production annuelle tirée du bassin.
  • Il existerait aussi des ressources gazières non classiques à mettre en valeur en Saskatchewan (voir l’annexe 1).

Glossaire

@Risk Programme informatique de la Pallisade Corporation qui permet d’effectuer une analyse des risques et de la modélisation à l’aide de tableurs Excel.
Agent de soutènement Matière injectée dans une couche de roche après que celle-ci a été mécaniquement fracturée. Il s’agit généralement de grains de sable ou de billes de céramique destinées à maintenir la fracture ouverte une fois la pression de fracturation relâchée.
Bassin Partie de la croûte terrestre ayant subi un gauchissement vers le bas (d’une très longue durée généralement) ponctué de soulèvements et d’abaissements. L’épaisseur des sédiments augmente vers le centre du bassin.
Facteur de perte en surface Facteur appliqué à la quantité de gaz extraite d’un réservoir afin de déterminer le volume gazier qui peut réellement être mis en marché. Ce facteur sert généralement à tenir compte des impuretés et du volume de gaz servant à alimenter l’équipement de production utilisé à un endroit donné
Facteur de récupération Facteur appliqué au gaz naturel (ou au pétrole) en place dans un réservoir afin de déterminer le volume de gaz naturel (ou de pétrole) qui peut être récupéré depuis la surface.
Gaz associé Gaz naturel sus-jacent au pétrole brut et en contact avec celui-ci, à la pression et à la température d’origine d’un réservoir.
Gaz classique Gaz naturel se trouvant dans l’espace poral d’un réservoir et qui est produit au moyen d’un puits de forage exploité à l’aide de techniques connues de dilatation du gaz naturel ou d’une pression exercée par un aquifère sous-jacent.
Gaz commercialisable Volume de gaz pouvant être mis en marché après l’avoir débarrassé de ses impuretés et avoir tenu compte des volumes utilisés pour alimenter les installations en surface. Utilisé dans le présent rapport pour les volumes non découverts, le gaz commercialisable est établi en appliquant la perte moyenne en surface des gisements existants dans cette formation aux volumes récupérables des gisements non découverts de cette même formation.
Gaz de réservoir étanche Gaz naturel non classique piégé dans l’espace poral d’une roche qui présente une perméabilité ou une capacité de circulation inférieure à la normale.
Gaz de schiste Gaz non classique dont les molécules sont principalement piégées à la surface de la matière organique contenue dans une roche mère composée de schiste argileux à grain fin.
Gaz dissous Gaz naturel dissous dans du pétrole brut, à la température et à la pression d’origine du réservoir, généralement produit en même temps que le pétrole.
Gaz en place Quantité totale de gaz naturel que l’on estime se trouver dans un gisement ou un réservoir donné et qui comprend les quantités récupérables et celles qui demeureront dans le gisement ou le réservoir.
Gaz naturel de charbon Voir Méthane de houille.
Gaz non associé Gaz naturel dans un réservoir qui, dans les conditions existantes, ne contient aucun pétrole brut.
Gaz non classique Gaz naturel dans une roche réservoir qui requiert une force supplémentaire pour le faire circuler, soit qu’il est piégé dans la matrice, qui peut être composée, par exemple, de charbon, de glace ou de schiste argileux, soit que le réservoir présente une porosité et une perméabilité anormalement faibles.
Gaz récupérable Volume de gaz naturel, impuretés comprises, qui peut être récupéré du réservoir au moyen de mécanismes de récupération naturels et/ou induits. Utilisé dans le présent rapport pour les volumes non découverts, il est établi en appliquant le facteur de récupération moyen des gisements existants dans une formation aux gisements non découverts de la même formation.
Gaz restant Potentiel ultime moins production cumulative qui représente le volume devant servir à répondre aux demandes futures du marché.
Intervalle stratigraphique Toutes les formations géologiques exploitables regroupées en strates de roches sédimentaires datant approximativement de la même période géologique. Par exemple, le groupe de Mannville et la formation de Cantuar sont différents du point de vue géologique, mais ils datent approximativement de la même période géologique et ont donc été regroupés aux fins de la présente étude.
Méthane de houille ou gaz naturel de charbon Gaz naturel non classique retenu dans une matrice formée de couches de charbon.

 

Potentiel ultime

Estimation des ressources commercialisables qui seront exploitées dans une zone d’ici la fin des travaux d’exploration, de mise en valeur et d’aménagement. Cette estimation tient compte des zones d’intérêt géologiques, de la technologie en usage et de la conjoncture économique. Elle tient aussi compte de la production cumulative, des réserves restantes et des augmentations de réserves qui découleront du prolongement des gisements existants et de la révision de leurs réserves, ainsi que de la découverte de nouveaux gisements. Dans la majeure partie du présent rapport, le terme « potentiel ultime » est la formule abrégée de l’expression « potentiel ultime des ressources gazières classique ».
Réserves Quantités restantes estimatives de pétrole ou de gaz naturel et de substances connexes pouvant être extraites des accumulations connues, à compter d’une date donnée, en se basant sur l’analyse des forages, sur des données géologiques, géophysiques et techniques, sur l’utilisation de la technologie classique, ainsi que sur des conditions économiques particulières à révéler jugées raisonnables en général.
Réservoir Couche de roche souterraine poreuse et perméable qui renferme une accumulation distincte de pétrole emprisonnée par des barrières de roche ou d’eau imperméables et qui est caractérisée par un système de pression unique.
Ressources Dans le présent rapport, le terme « ressources » désigne soit le volume total de pétrole ou de gaz naturel qui devrait se trouver dans une zone donnée, soit la partie des ressources totales qui n’a pas encore été atteinte par un puits de forage, soit le volume pouvant être obtenu à la suite d’une valorisation des réserves.
Volume découvert Quantité de gaz naturel et de substances connexes estimée se trouver initialement et à un moment particulier dans les accumulations pénétrées par un puits de forage.
Volume non découvert Partie du potentiel ultime qui n’a pas encore été atteinte par un puits de forage ou dont l’existence n’a pas encore été prouvée par des changements de réserves découlant d’un prolongement ou d’une révision.
Zone Zone géographique qui présente une configuration géologique définie dans un intervalle stratigraphique et qui contient présentement ou devrait contenir du gaz naturel ou du pétrole exploitable si la conjoncture économique s’y prête.
Zone géologique Configuration géologique, dans une région définie, qui comprend de la roche mère, de la roche réservoir, ainsi que des caractéristiques d’immobilisation, de migration et de conservation régissant la présence de pétrole et de gaz naturel qui sont très semblables.
Zone théorique Zone géologique dont l’existence est présumée ou a été constatée mais sans ressources prouvées par forage de puits pétroliers ou gaziers exploitables.

Références

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CGC Bulletin 515, Carboniferous and Permian Gas Resources of the Western Canada Sedimentary Basin, Interior Plains, 1997

CGC Bulletin 517, Mannville Gas Resources of the Western Canada Sedimentary Basin, 1997

CGC Bulletin 518, Uppermost Cretaceous, Post-Colorado Group Gas Resources of the Western Canada Sedimentary Basin, Interior Plains, 1997

CGPC, Natural Gas Potential In Canada, A Report by the Canadian Gas Potential Committee, 1997

CGPC, Natural Gas Potential In Canada - 2001, A Report by the Canadian Gas Potential Committee, 2001

CGPC, Natural Gas Potential In Canada - 2005, A Report by the Canadian Gas Potential Committee, 2005

Christopher, J.E., Jura-Cretaceous Success Formation and Lower Cretaceous Mannville Group of Saskatchewan; Saskatchewan Industry Resources, rapp. 223, CD-ROM, 2003

CSPG/ARC, Geological Atlas of the Western Canada Sedimentary Basin, 1994

Drummond, K.J., Canada’s Natural Gas Ultimate Potential - Defining A Credible Upper Limit, CERI, 2002

ÉR, Oil and Gas Reserves Summary Reports, 2004

Frank, M.C., Coal distribution in the Belly River Group (Upper Cretaceous) of southwest Saskatchewan; Saskatchewan Geological Society Core Workshop, avril 2005, publ. spéc. no 17, 2005

ONÉ, L’avenir énergétique du Canada - Scénario de référence et scénarios prospectifs jusqu’à 2030, 2007

ONÉ, L’avenir énergétique du Canada - Scénarios sur l’offre et la demande jusqu’en 2025, 2003

ONÉ, L’énergie au Canada - Offre et demande, rapports de 1994 et de 1997

ONÉ, Étude d’évaluation des ressources en gaz naturel non associé en Saskatchewan, 1998

ONÉ, Ressources en gaz naturel classique du Canada - Rapport de situation, 2004

ONÉ et BCMEMPR, Le potentiel ultime des ressources en gaz naturel classique du nord-est de la Colombie-Britannique, 2006

ONÉ et ERCB, Le potentiel ultime des ressources en gaz naturel classique de l’Alberta, 2005

Annexes

Annexe 1: Gaz non classique

Gaz non classique

Le gaz des réservoirs de faible perméabilité, qui pourrait être considéré comme non classique selon certaines définitions, mais qui est maintenant produit, entre dans la catégorie du potentiel ultime des ressources gazières classiques dans le cadre de ce rapport. Les autres ressources non classiques, comme le gaz naturel de charbon (GNC), le gaz de réservoir étanche, le gaz de schiste et les hydrates de gaz, sont décrits qualitativement ci-dessous, sans estimation des ressources commercialisables.

A1.1 Gaz naturel de charbon

Le GNC, aussi connu sous le nom de méthane de houille (MH), est du gaz présent dans les filons de charbon, soit dans l’espace interstitiel à fracture ouverte, soit dans la matrice. Le gaz est en majeure partie absorbé dans la matrice du charbon et la pression doit être réduite pour qu’il soit désorbé. Aux États-Unis, la réduction de la pression découle de l’extraction de l’eau associée aux filons de charbon, ce qui libère en même temps le gaz. Généralement, au fil du temps, la quantité d’eau produite diminue et celle de gaz augmente. Au Canada, le GNC a été commercialement produit à partir de la formation crétacée peu profonde de Horseshoe Canyon et de la formation crétacée plus profonde du groupe de Mannville, en Alberta. La formation de Horseshoe Canyon contient du charbon sec, avec très peu d’eau, le cas échéant, associée à la production de gaz. Les charbons de Mannville produisent du GNC avec de l’eau saline et cette eau est ensuite rejetée dans d’autres formations.

En Saskatchewan, la formation Belly River du crétacé supérieur et le groupe de Mannville sont les deux principales cibles potentielles pour le GNC. Entre le lignite et le charbon sub-bitumineux, les filons de charbon dans les deux formations géologiques sont, pour l’essentiel, assez minces (moins de 2 m), mais les filons multiples sont courants et des filons plus épais existent ça et là. Les zones aux accumulations plus épaisses pour le groupe de Mannville comprennent notamment les champs Aberfeldy, Senlac, Winter et Smiley. Les charbons de Belly River, lorsqu’ils se trouvent en intervalles superposés comme dans la zone de Vidora, peuvent atteindre des épaisseurs globales allant jusqu’à 12 m. Le lecteur est prié de se reporter à Christopher (2003) et Frank (2005) pour obtenir plus de détails sur ces dépôts de charbon.

Actuellement, il n’existe pas en Saskatchewan de puits producteurs de GNC dans le Groupe de Mannville; toutefois, certains puits qui produisent du gaz extrait de réservoirs de grès classiques semblent continuellement chargés par un filon de charbon adjacent. Dans quelques puits situés dans le champ de Belly River, les filons houillers ont été exploités en même temps que les zones de grès gazéifères, contribuant ainsi à la production gazière.

A1.2 Gaz de réservoir étanche, gaz de schiste et zones hybrides

Le gaz de réservoir étanche représente la quantité principale de ce qui pourrait être défini comme du gaz non classique actuellement produit en Saskatchewan. Des définitions canadiennes plus strictes du gaz de réservoir étanche sont en cours d’élaboration à la Canadian Society for Unconventional Gas. Les futurs rapports d’ÉR ou de l’ONÉ pourraient utiliser ces définitions.

Aux États-Unis, le gaz de réservoir étanche est défini, aux fins fiscales, comme étant le gaz produit à même les strates sédimentaires présentant une perméabilité inférieure à 0,1 mD. En règle générale, ces roches nécessitent une fracture de la roche-magasin au moyen de grands volumes de liquides, par exemple de l’azote, sous de fortes pressions, ainsi que l’injection de matières (agents de soutènement, généralement des grains de sable siliceux ou des perles de céramique), pour maintenir les fractures ouvertes une fois que les pressions induites sont relâchées. En outre, ces formations peuvent exiger le forage de puits horizontaux ou de puits verticaux multiples pour la production des ressources gazières de façon efficace et économique.

Au Canada, 30 % du gaz classique semble correspondre à la définition du gaz de réservoir étanche, et des études sont en cours afin de déterminer ce rapport avec plus d’exactitude. Les zones de la Saskatchewan qui pourraient être considérées comme étant des formations à faible perméabilité sont notamment les zones crétacées de Milk River et de Medicine Hat. Dans la présente étude toutefois, ces zones productives ont été incluses dans la catégorie du gaz classique. Les organismes croient que le gaz classique attribué à ces formations minimise les autres volumes qui pourraient être reconnus comme du gaz de réservoir étanche.

Les ressources en gaz de schiste sont contenues dans des strates composées de schiste - un mélange à grain très fin de matière organique et inorganique. Le gaz de ces roches est présent dans les espaces interstitiels microscopiques ou adsorbés sur l’argile et la matière organique de la matrice. Dans le passé, le gaz de schiste était considéré comme une roche mère, c’est-à-dire la source des produits pétroliers qui migraient vers les formations sableuses et carbonatées classiques desquelles ils étaient produits. La qualité d’une roche mère dépend de la quantité et du type de matière organique qu’elle contient et, pour le gaz thermogénique, du degré auquel cette matière a été chauffée (par la profondeur et la pression) au fil du temps en vue de sa transformation en hydrocarbures. Le gaz biosynthétique, qui est un gaz peu profond, est produit par l’action de bactéries anaérobies qui convertissent en méthane la matière organique présente dans les roches mères thermiquement immatures.

Selon les plus récentes découvertes, les schistes peuvent être des réservoirs exploitables en présence de la bonne stimulation. De plus, les schistes ne sont pas des roches simples : il y en a de toutes sortes, du type pur jusqu’aux sables schisteux ou silts, ces derniers étant considérés par l’industrie comme des zones hybrides de gaz de schiste. Dans le gaz de schiste hybride, de très minces couches de silt et de sable présentes dans les schistes peuvent avoir l’effet d’un réservoir (bien que limité) et d’un conduit pour le gaz désorbé du schiste environnant. Toutes les zones de gaz de schiste peuvent nécessiter plusieurs puits par section, l’utilisation de puits horizontaux ou une fracturation hydraulique supplémentaire pour atteindre des débits économiques. À l’heure actuelle, les découvertes de schistes de gaz au Canada sont multiples, bien qu’il y n’ait qu’un puits qui produise des volumes importants de gaz naturel (la formation de Montney du trias dans le nord-est de la Colombie-Britannique).

En Saskatchewan, l’exploration a surtout porté sur deux types possibles de gaz de schiste biosynthétique dans le crétacé supérieur. Le premier type est une zone de gaz de schiste hybride le long de la frontière qui sépare la Saskatchewan de l’Alberta, où de minces lamines de sable et de silt séparent les schistes du groupe de Colorado supérieur. La qualité de réservoir de ces intervalles n’est pas toujours évidente sur les diagraphies géophysiques conventionnelles, mais ils peuvent renfermer des quantités de gaz rentables coincées entre deux strates, comme celles découvertes dans la zone Fish Scales/Joli Fou de la région de Senlac. Depuis que la production a débuté en 2002, 23 puits de cette zone ont dégagé à ce jour, en divers moments, une production cumulative de plus de 25,9 106m³ (919 Mpi³). D’autres intervalles du groupe de Colorado qui étaient jadis regroupés et mis de côté parce qu’il s’agissait de « schistes non producteurs » font eux aussi actuellement l’objet d’une réévaluation.

Le second type de zone en cours d’évaluation est la zone de gaz de schiste du groupe de Colorado dans la partie orientale de la province. Ces schistes à forte teneur organique ont fait l’objet d’exploration dans le passé, soit avant la Seconde Guerre mondiale, alors que des suintements de gaz avaient été relevés près des villes de Kamsack et de Hudson Bay. Plusieurs puits près de Kamsack ont été exploités à partir du début des années 1930 jusque tard dans les années 1940, la production gazière atteignant au total 4,7 106m³ (168 Mpi³). Les méthodes de déclaration pour le gisement gazier de Kamsack étaient loin d’être idéales, car la production déclarée était attribuée à un seul puits. Les complétions initiales indiquaient que la zone de production se trouvait dans les schistes du groupe de Colorado, mais nul ne sait exactement si la production était limitée aux seuls schistes ou, lorsque c’était plus en profondeur, si les couches plus perméables y contribuaient aussi. Entre 2001 et septembre 2008, 59 nouveaux puits, pour lesquels une licence d’exploration de gaz a été accordée, ont été forés dans les zones de Hudson Bay et de Kamsack, dont plusieurs sont encore tubés.

Le potentiel gazier des combinaisons de mudstone et de schiste riches en matières organiques situées plus en profondeur en Saskatchewan, notamment dans les formations Rierdon du jurassique, Souris Valley du mississippien et Bakken du mississippien-dévonien.

A1.3 Hydrates de gaz

Les hydrates de gaz consistent en des molécules de méthane coincées dans une sorte de cage de glace. Au Canada, des hydrates sont présents dans les régions marines comme la glace au-dessus et au-dessous du plancher océanique ou dans des conditions de pergélisol au nord. La Saskatchewan n’est pas réputée receler de ressources en hydrates de gaz.

Annexe 2: Méthodologies d’évaluation employées pour les zones de la Saskatchewan

Cette annexe étudie les méthodologies appliquées à chacune des zones et renvoie à l’atlas des zones correspondant qui doit être publié par ÉR d’ici la fin de 2008 (tableau A2.1).

Tableau A2.1 - Méthodologie employée pour évaluer les zones géologiques dans le cadre de l’évaluation des ressources gazières classiques de la Saskatchewan

Âge géologique Zone Méthodologie employée Raisons(s)
Quaternaire Sable glaciaire, zone 1 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Crétacé supérieur Crétacé peu profond (Est de la Saskatchewan), zone 1 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Crétacé supérieur Bearpaw, zone 1 Modèle ONÉ/EUB Gaz peu profond dans la zone et continuité au-delà de la frontière avec l’Alberta
Crétacé supérieur Bearpaw, zone 2 Modèle ONÉ/EUB Gaz peu profond dans la zone et continuité au-delà de la frontière avec l’Alberta
Crétacé supérieur Belly River, zone 1 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Ribstone Creek, zone 1 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Victoria Sandstone/Lea Park, zone 1 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Crétacé supérieur Milk River, zone 1 Modèle ONÉ/EUB Gaz peu profond dans la zone et continuité au-delà de la frontière avec l’Alberta
Crétacé supérieur Milk River, zone 2 Modèle ONÉ/EUB Gaz peu profond dans la zone et continuité au-delà de la frontière avec l’Alberta
Crétacé supérieur Milk River, zone 3 Modèle ONÉ/EUB Gaz peu profond dans la zone et continuité au-delà de la frontière avec l’Alberta
Crétacé supérieur Milk River, zone 4 Modèle ONÉ/EUB Gaz peu profond dans la zone et continuité au-delà de la frontière avec l’Alberta
Crétacé supérieur Medicine Hat, zone 1 Modèle ONÉ/EUB Gaz peu profond dans la zone et continuité au-delà de la frontière avec l’Alberta
Crétacé supérieur Medicine Hat, zone 2 Modèle ONÉ/EUB Gaz peu profond dans la zone et continuité au-delà de la frontière avec l’Alberta
Crétacé supérieur Medicine Hat, zone 3 Modèle ONÉ/EUB Gaz peu profond dans la zone et continuité au-delà de la frontière avec l’Alberta
Crétacé supérieur Second White Specks, zone 1 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Second White Specks, zone 2 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Fish Scale / Colorado / Colorado inférieur, zone 1 Théorique Données insuffisantes pour la modélisation
Crétacé supérieur St. Walburg, zone 1 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Viking Sand, zone 1 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Viking Sand, zone 2 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Viking Sand, zone 3 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Spinney Hill, zone 1 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Mannville / Cantuar / Premier, zone 1 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Mannville / Cantuar / Premier, zone 2 Modèle @Risk Données suffisantes
Crétacé supérieur Mannville / Cantuar / Premier, zone 3 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Crétacé supérieur Mannville / Cantuar / Premier, zone 4 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Jurassique Success, zone 1 Modèle @Risk Données suffisantes
Jurassique Success, zone 2 Modèle ONÉ/EUB Données insuffisantes pour le modèle @Risk
Jurassique Success, zone 3 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Jurassique Roseray, zone 1 Modèle @Risk Données suffisantes
Jurassique Shaunavon, zone 1 Modèle @Risk Données suffisantes
Jurassique Gravelbourg, zone 1 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Mississipien Bakken, zone 1 Modèle @Risk Sufficient Data
Mississipien Groupe de Madison, zone 1 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Dévonien Birdbear / Torquay, zone 1 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Dévonien Duperow, zone 1 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Ordovicien Winnipeg Sandstone, zone 1 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz
Cambrien Deadwood, zone 1 Théorique Présent dans la zone, mais non prouvé par le forage de puits de pétrole ou de gaz

Annexexe 3 - Cartes de répartition des ressources de la Saskatchewan

Figure A3.1 - Ressources gazières classiques découvertes

Figure A3.1 - Ressources gazières classiques découvertes

Figure A3.2 - Ressources gazières classiques non découvertes

Figure A3.2 - Ressources gazières classiques non découvertes

Figure A3.3 - Potentiel ultime des ressources gazières classiques

Figure A3.3 - Potentiel ultime des ressources gazières classiques

Figure A3.4 - Potentiel ultime des ressources gazières classiques restantes

Figure A3.4 - Potentiel ultime des ressources gazières classiques restantes
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