Supplément Avenir énergétique du Canada en 2017 – Production de gaz naturel – Annex

Supplément Avenir énergétique du Canada en 2017 – Production de gaz naturel [PDF 2665 ko]
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Tête de puits de gaz naturel dans un champ de canola sous un ciel partiellement nuageux

Janvier 2018

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ISSN 2369-1479

Table des matières

Annexe A

A1 – Méthode (Description détaillée)

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

A1.1 BSOC

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

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

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

Description :

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

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

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

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

Figure A1.2 – Carte des régions du BSOC

Figure A1.2 – Carte des régions du BSOC

Description :

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

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

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

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

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

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

A1.1.2 Méthode pour les puits existants

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

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

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

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

  • sommation des données de production brute par mois civil des puits de gaz raccordés de chaque regroupement afin d’obtenir un total pour le groupe;
  • multiplication du total de la production brute d’un mois civil pour un groupe par un facteur de contraction propre à celui-ci, puis division du produit ainsi obtenu par le nombre de jours de chaque mois afin d’obtenir le total mensuel de la production de gaz commercialisable et le taux (en Mpi3/j) pour chaque mois civil;
  • obtention subséquente, pour chaque regroupement, de schémas du taux de production commercialisable quotidienne totale par rapport à la production commercialisable cumulative.

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

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

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

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

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

  • Analyse de diminution de la production des puits antérieurs de 1999 à 2016

    Après évaluation initiale globale des puits d’un regroupement, chaque année de 1999 à 2016 est évaluée dans l’ordre chronologique.

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

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

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

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

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

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

Source and Description :

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

Description :
Ce graphique présente un exemple de courbe de diminution pour un puits de gaz naturel moyen. Le taux de production initiale est de 1,39 Mpi3/j. Il baisse de 55 % au cours des sept mois qui suivent, puis de 26 %, 16 %, 13 % et 5 % par la suite. La production totale du puits est de 1 763 Mpi3/j.

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

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

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

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

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

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

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

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

Source and Description :

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

Description :
Ce graphique propose un exemple de courbe de diminution pour un groupe de puits. La production maximale est atteinte au treizième mois avec 679,9 Mpi3/j.

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

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

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

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

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

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

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

A1.1.3 Méthode pour les puits futurs

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

A1.1.3.1 Rendement des puits futurs

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

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

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

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

Source and Description :

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

Description :
Ce graphique illustre la production initiale par année des puits de gaz du regroupement de réservoirs étanches du Colorado supérieur dans la zone Deep Basin en Alberta. La moyenne pour ceux forés en 2000 était de 1,65 Mpi3/j. Les puits forés en 2005 présentaient le plus faible taux moyen de production initiale à 0,50 Mpi3/j. Cette moyenne se situait à 1,93 Mpi3/j en 2016. On prévoit qu’elle atteindra 2,46 Mpi3/j en 2022 et demeurera à ce niveau jusqu’en 2040.

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

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

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

Description :

Ce graphique montre les premier et deuxième taux de diminution par année du regroupement de puits de réservoirs étanches Mannville dans la zone Deep Basin en Alberta. De 2000 à 2016, le premier taux de diminution a varié entre 100 % et 135 %. On s’attend qu’il soit de 125 % pour les puits de toutes les années à venir. Dans le cas du deuxième taux de diminution, il a varié entre 40 % et 60 % de 2000 à 2016. On s’attend qu’il soit de 60 % pour les puits de toutes les années à venir. Le nombre de mois du deuxième taux de diminution se maintient à sept.

A1.1.3.2 Nombre de puits futurs

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

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

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

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

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

Description :

Cette illustration montre le mode de calcul de la production totale. Pour une année quelconque, le prix multiplié par la production donne les revenus, dont une partie est affectée aux dépenses en immobilisations pour le forage de nouveaux puits. De ce dernier montant on divise ensuite les coûts par jour de forage pour cette même année, ce qui donne le nombre total de jours de forage pendant celle-ci, lesquels sont répartis entre les différents regroupements de puits de gaz pour obtenir le nombre de nouveaux puits qui seront forés dans chaque cas. Afin de cerner la production par puits, on se fonde sur la production initiale historique et les courbes de diminution de chaque regroupement de manière à obtenir celles à venir à partir d’une année précise. Enfin, en multipliant le nombre de puits par la production de chacun on obtient celle du regroupement, puis on additionne tous les produits pour en arriver à la production totale.

A1.1.4 Gaz dissous

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

A1.1.5 Yukon et Territoires du Nord-Ouest

Le gaz du delta et du couloir du fleuve Mackenzie n’est pas inclus dans la production pendant la période de projection, car il n’est plus rentable en raison de la baisse des prix. Le champ Norman Wells produit de petites quantités de gaz à des fins locales et n’est pas relié au réseau pipelinier nord-américain. Quant à la production à Cameron Hills, elle a cessé en février 2015.

A1.2 Canada atlantique

En ce qui concerne les puits au large de la Nouvelle-Écosse, les profils de production sont fondés sur le rendement saisonnier des deux projets en exploitation. Aucun nouveau puits intercalaire n’est prévu pour les champs producteurs pendant la période de projection. La production du gisement Deep Panuke a commencé à décroître à l’automne 2013 et est depuis devenue saisonnière.

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

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

A1.3 Autre production canadienne

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

Annexe A2 – Paramètres de production - Résultats

A2.1 BSOC

A2.1.1 Production des puits de gaz existants

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

Les paramètres de production future de tous les regroupements sont le taux de production en décembre 2016 et jusqu’à quatre taux de diminution future s’appliquant à des périodes précises. En ce qui concerne les puits plus anciens dont la production semble s’être stabilisée à un taux de diminution ultime, un seul de ces taux est requis pour décrire la productibilité future du groupe. Dans le cas de puits plus récents, le taux de diminution qui s’applique aux mois à venir change au fur et à mesure que le rendement du groupe se rapproche de la période ultime stable. Trois ou même quatre taux de diminution ont été déterminés pour décrire le rendement futur de ces puits.

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

A2.1.2 Production des puits de gaz futurs

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

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

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

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

En ce qui a trait à la productivité initiale d’un puits de gaz moyen, la tendance pour le BSOC dans son ensemble est illustrée à la figure A2.1. Après avoir baissé au cours de la période de 2001 à 2006, la tendance s’est inversée en 2007, puis est demeurée relativement stable jusqu’en 2009 avant de poursuivre sa montée jusqu’en 2015, alors que les taux de productivité initiaux plus élevés dans les réservoirs étanches et les formations schisteuses se mettaient à représenter une part croissante dans le contexte du nombre total de puits forés au cours d’une année. La productivité initiale pendant la période de projection demeure presque inchangée, en raison principalement de taux constants pour la plupart des puits de gaz.

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

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

Source and Description :

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

Description :
Ce graphique illustre la production initiale moyenne pondérée par année de tous les puits de gaz naturel forés dans l’Ouest canadien. Cette moyenne se situait à 1,17 Mpi3/j en 2000 et s’est établie à 0,54 Mpi3/j en 2006 avant de remonter à 2,21 Mpi3/j en 2016. On prévoit qu’elle atteindra 2,35 Mpi3/j en 2040.

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

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

A2.1.2.2 Nombre de puits de gaz futurs

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

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

Le puits de gaz et jours de forage projetés par année pour chaque regroupement sont présentée aux annexes B1.1 à B1.6 ainsi que B2.1 à B2.6.

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

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

Description :

Ce graphique montre les projections, quant au nombre de puits de gaz naturel pour les six scénarios. En 2000, ce nombre était de 10 993 et il a augmenté jusqu’à 18 998, en 2005, pour ensuite régresser et s’établir à 813 en 2016. Le nombre de puits en 2040 devrait atteindre 1 428 selon le scénario de référence, 1 243 selon celui de tarification du carbone élevée, 1 198 quand on greffe à ce dernier des avancées technologiques, 1 395 si les avancées technologiques sont plutôt greffées au scénario de référence et 3 233 pour ce qui est du scénario de prix élevé. Par contre, il se limite à 569 dans le scénario de prix bas.

A2.2 Canada atlantique, Ontario et Québec

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

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

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

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

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

Tableau A3.1 – Index des formations

Formation Abréviation Numéro
gaz dissous gaz dissous 0
Tertiaire Tert 02
Crétacé supérieur CrSup 03
Colorado supérieur ColSup 04
Colorado Col 05
Mannville supérieur ManvSup 06
Mannville moyen ManvMoy 07
Mannville inférieur ManvInf 08
Mannville Mnvl 06;07;08
Jurassique Jur 09
Trias supérieur TrSup 10
Trias inférieur TrInf 11
Trias Tr 10;11
Permien Perm 12
Mississippien Miss 13
Dévonien supérieur DévSup 14
Dévonien moyen DévMoy 15
Dévonien inférieur DévInf 16
Siluro/Ordivicien Sil 17
Cambrien Cambr 18
Précambrien PréCambr 19

Tableau A3.2 – Index des regroupements

Nom de la zone Numéro de la région Catégorie de Gaz Groupe
Méthane de houille 00 Méthane de houille Formation principale HSC
Méthane de houille 00 Méthane de houille Mannville
Sud AB 01 Classique Tert;CrSup;ColSup
Sud AB 01 Classique Col
Sud AB 01 Classique Mnvl
Sud AB 01 Réservoirs étanches ColSup
Sud-Ouest AB 02 Classique Tert;CrSup;ColSup
Sud-Ouest AB 02 Classique Col
Sud-Ouest AB 02 Classique ManvMoy;ManvInf
Sud-Ouest AB 02 Classique Jur;Miss
Sud-Ouest AB 02 Classique DévSup
Sud-Ouest AB 02 Réservoirs étanches ColSup
Sud-Ouest AB 02 Réservoirs étanches Col
Sud-Ouest AB 02 Réservoirs étanches ManvInf
Sud-Ouest AB 03 Classique Miss;DévSup
Est AB 04 Classique CrSup;ColSup
Est AB 04 Classique Col;Mnvl
Est AB 04 Réservoirs étanches ColSup
Est AB 04 Schiste Duvernay
Centre AB 05 Classique Tert;CrSup
Centre AB 05 Classique Col
Centre AB 05 Classique Mnvl
Centre AB 05 Classique Miss;DévSup
Centre AB 05 Réservoirs étanches Col
Centre AB 05 Réservoirs étanches Mvl
Centre AB 05 Réservoirs étanches Montney
Centre AB 05 Schiste Duvernay
Centre-Ouest AB 06 Classique Tert
Centre-Ouest AB 06 Classique CrSup;ColSup
Centre-Ouest AB 06 Classique Mnvl
Centre-Ouest AB 06 Classique ManvInf; Jur
Centre-Ouest AB 06 Classique Miss
Centre-Ouest AB 06 Classique DévSup
Centre-Ouest AB 06 Réservoirs étanches Col
Centre-Ouest AB 06 Réservoirs étanches Mnvl
Centre-Ouest AB 06 Réservoirs étanches Montney
Centre-Ouest AB 06 Schiste Duvernay
Piémonts Centre 07 Classique ColSup
Piémonts Centre 07 Classique Col;Mnvl
Piémonts Centre 07 Classique Jur;Tr;Perm
Piémonts Centre 07 Classique Miss
Piémonts Centre 07 Classique DévSup;DévMoy
Piémonts Centre 07 Réservoirs étanches ColSup;Col
Piémonts Centre 07 Réservoirs étanches Mnvl
Piémonts Centre 07 Réservoirs étanches Jur
Piémonts Centre 07 Réservoirs étanches Montney
Piémonts Centre 07 Schiste Duvernay
Kaybob 08 Classique ColSup;Col
Kaybob 08 Classique Mnvl;Jur
Kaybob 08 Classique Tr
Kaybob 08 Classique DévSup
Kaybob 08 Réservoirs étanches Col;Mnvl
Kaybob 08 Réservoirs étanches Tr
Kaybob 08 Réservoirs étanches Montney
Kaybob 08 Schiste Duvernay
Deep Basin AB 09 Classique CrSup
Deep Basin AB 09 Classique ColSup
Deep Basin AB 09 Classique Mnvl;Jur
Deep Basin AB 09 Classique Tr
Deep Basin AB 09 Classique DévSup
Deep Basin AB 09 Réservoirs étanches ColSup
Deep Basin AB 09 Réservoirs étanches Col
Deep Basin AB 09 Réservoirs étanches Mnvl;Jur
Deep Basin AB 09 Réservoirs étanches Tr
Deep Basin AB 09 Réservoirs étanches Montney
Deep Basin AB 09 Schiste Duvernay
Nord-Est AB 10 Classique Mnvl;DévSup
Peace River 11 Classique ColSup
Peace River 11 Classique Col;ManvSup
Peace River 11 Classique ManvMoy;ManvInf
Peace River 11 Classique TrSup
Peace River 11 Classique TrInf
Peace River 11 Classique Miss
Peace River 11 Classique DévSup;DévMoy
Peace River 11 Réservoirs étanches ColSup
Peace River 11 Réservoirs étanches ManvMoy;ManvInf
Peace River 11 Réservoirs étanches TrSup
Peace River 11 Réservoirs étanches TrInf
Peace River 11 Réservoirs étanches Tr
Peace River 11 Réservoirs étanches Miss
Peace River 11 Réservoirs étanches Montney
Peace River 11 Schiste Duvernay
Nord-Ouest AB 12 Classique Mnvl
Nord-Ouest AB 12 Classique Miss
Nord-Ouest AB 12 Classique DévSup
Nord-Ouest AB 12 Classique DévMoy
Nord-Ouest AB 12 Schiste Duvernay
Deep Basin BC 13 Classique Col
Deep Basin BC 13 Classique TrInf
Deep Basin BC 13 Réservoirs étanches Col
Deep Basin BC 13 Réservoirs étanches Mnvl
Deep Basin BC 13 Réservoirs étanches TrInf
Deep Basin BC 13 Réservoirs étanches Montney
Fort St. John 14 Classique Mnvl
Fort St. John 14 Classique Tr
Fort St. John 14 Classique Perm;Miss
Fort St. John 14 Classique DévSup;DévMoy
Fort St. John 14 Réservoirs étanches Mnvl
Fort St. John 14 Réservoirs étanches Tr
Fort St. John 14 Réservoirs étanches Perm;Miss
Fort St. John 14 Réservoirs étanches Dvn
Fort St. John 14 Réservoirs étanches Montney
Nord-Est BC 15 Classique ManvInf
Nord-Est BC 15 Classique Perm;Miss
Nord-Est BC 15 Classique DévSup;DévMoy
Nord-Est BC 15 Réservoirs étanches DévSup
Nord-Est BC 15 Schiste Cordova
Nord-Est BC 15 Schiste Horn River
Nord-Est BC 15 Schiste Liard
Piémonts BC 16 Classique Col;Mnvl
Piémonts BC 16 Classique Tr;Perm;Miss
Piémonts BC 16 Réservoirs étanches TrInf
Piémonts BC 16 Réservoirs étanches Tr
Piémonts BC 16 Réservoirs étanches Montney
Sud-Ouest SK 17 Réservoirs étanches ColSup
Ouest SK 18 Classique Col
Ouest SK 18 Classique ManvMoy;ManvInf;Miss
Est SK 19 Classique Gaz dissous
Nouveau-Brunswick 20 Classique  
Nouvelle-Écosse 21 Classique  
Nord du Canada 22 Classique  
Ontario 23 Classique  
Québec 24 Classique  
Manitoba 25 Classique  
Terre-Neuve 26 Classique  

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

 

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