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Offre de gaz naturel - Sud de l'Alberta

Offre de gaz naturel - Sud de l'Alberta

Présenté par
Jim Davidson
Spécialiste de l'approvisionnement en gaz
Office national de l'énergie

Medicine Hat Oilmen's Association
Congrès
Bassin sédimentaire de l'Ouest canadien

29 novembre 2007

Bonjour. J'aimerais remercier les organisateurs de m'avoir invité à vous adresser la parole aujourd'hui. Selon l'ordre du jour, puisque je suis en première partie, je vais tenter de réchauffer la salle.

Remerciements

Tout d'abord, je tiens à souligner que cet exposé n'est pas l'affaire d'un seul homme. Le travail effectué afin d'estimer les ressources gazières non encore découvertes en Alberta avait été mené conjointement avec des membres du personnel de l'Energy and Utilities Board (EUB) de l'Alberta il y a quelques années. Fran et Harvey ont tous deux été de très bon conseil dans le contexte de la préparation de certaines des données qui seront présentées ici. J'aimerais aussi remercier les autres membres de mon équipe à l'ONÉ, en particulier Ken et Paul, pour leur aide à ce chapitre.

Rapports de référence

Dans le cadre de mon exposé, l'information présentée sera principalement dérivée de deux rapports clés : le premier est le rapport conjoint sur les ressources et le second, un rapport très récent produit par l'Office et mettant l'accent sur la productibilité de gaz naturel au cours des trois prochaines années. Il existe aussi un troisième rapport sur lequel j'aimerais attirer votre attention et qui a été rendu public il y a deux semaines. Il s'agit de la pièce maîtresse parmi tous les documents que nous produisons. Notre rapport sur « l'avenir énergétique » porte sur l'offre et la demande canadiennes à plus long terme. Tous ces textes peuvent être consultés sur le site Web de l'ONÉ, tandis que des données supplémentaires à l'appui du premier rapport se trouvent sur le site de l'EUB. Ce sont les adresses de ces sites que nous voyons ici.

Aperçu

Aujourd'hui, dans mon rôle introductif, je décrirai en termes généraux la géologie du sud de l'Alberta et de la Saskatchewan. J'examinerai ensuite les estimations des ressources pour une zone gazière à faible profondeur du sud de l'Alberta. Pour ce qui est de nos amis du Montana et de la Saskatchewan, ils doivent savoir que nous travaillons actuellement à l'évaluation des ressources de gaz classique saskatchewanaises conjointement avec le ministère de l'Industrie et des Ressources de cette province. Nous espérons que ce rapport sera rendu public l'an prochain. Nombre des gisements étudiés pour les évaluations des ressources de l'Alberta et de la Saskatchewan se prolongent jusque dans le Montana, ce qui pourrait donner des idées d'exploration à nos voisins du sud. Je conclurai en décrivant comment l'ONÉ entrevoit les activités à venir au cours des prochaines années.

Coupe régionale

Fondamentalement, le bassin, dans sa partie méridionale, présente une architecture où les fractures se succèdent du côté ouest, soit celui des montagnes et des piémonts, et c'est devant ceux‑ci qu'il est le plus profond. Par la suite, les courbes s'adoucissent alors que le terrain s'aplanit vers l'est, jusqu'à l'entrée dans le bassin Williston dans le sud‑est de la Saskatchewan. La section sédimentaire finit par affleurer au centre du Manitoba, limite orientale du bassin. Il est à remarquer que le socle rocheux précambrien, en orangé et en rouge sur l'illustration, est enfoui très profondément dans l'ouest, puis remonte graduellement jusqu'à l'affleurement. Juste au‑dessus, illustrées dans les tons de mauve et de vert, se trouvent principalement des roches carbonatées des époques dévonienne et mississippienne. Les roches carbonatées mississippiennes renferment d'imposantes ressources de gaz naturel dans les piémonts et le centre‑ouest de l'Alberta. Dans le sud‑est de cette même province, la mise en valeur de ces ressources est moins intensive. Les intervalles jurassique et du crétacé inférieur, en bleu pâle, sont plus riches en sable. Certains ont été mis en valeur de façon exhaustive, mais des cibles d'exploration futures y existent toujours. C'est dans ces zones que sont exploitées les mines de charbon du sud‑est de la Colombie-Britannique. Enfin, en jaune, nous retrouvons les sédiments du crétacé supérieur. Moins profonds, ils renferment néanmoins plusieurs dépôts importants de sables et de silts, notamment les formations de Milk River et de Medicine Hat.

Après les travaux d'exploration de Leduc, les roches carbonatées mississippiennes ont connu une mise en valeur exhaustive dans la région des piémonts. Plus récemment, des travaux de mise en valeur ont été entrepris dans des zones gazières à faible profondeur plus typiques, comme celles de Belly River et de Milk River, où sont présentes des nappes de charriage à couches multiples à la lisière antérieure des piémonts. Dans les Plaines, les caractéristiques géologiques sont moins prononcées en ce qui concerne l'emprisonnement structural et stratigraphique. Y sont notamment présents des sables à gaz à très faible profondeur mis en valeur depuis les années 1880 et que les gens de Medicine Hat connaissent fort bien. Ces zones s'étendent jusqu'à loin en Saskatchewan. La mise en valeur de zones plus profondes, entre autres mississippiennes, jurassiques et crétacées, est assez imposante et remonte aux années 1950. L'industrie effectue actuellement en ces lieux des forages en profondeur afin d'explorer à nouveau les zones du crétacé inférieur, sous les couches de gaz plus près de la surface, au moyen de méthodes sismiques modernes.

Examinons maintenant de plus près une de ces zones gazières à faible profondeur.

Formation de Milk River

Nous voyons ici une carte de la formation de Milk River, intégrée au matériel à l'appui du rapport produit conjointement par l'EUB et l'ONÉ. Cette carte illustre la répartition géologique de la zone dans le sud albertain. L'échelle et l'orientation peuvent être déduites en se fondant sur l'emplacement des villes de Calgary et de Medicine Hat qui y figurent. La ligne rouge délimite la zone couverte à l'intérieur de la province (à l'exclusion cependant d'un affleurement le long de la frontière avec les États‑Unis), laquelle zone a été repoussée jusque dans les piémonts afin de tenir compte des récents travaux de mise en valeur à cet endroit, ce qui n'est pas le cas sur les cartes moins à jour. Si les travaux de mise en valeur dans les piémonts devaient s'intensifier, la zone devra encore une fois être agrandie. Les sections en vert, en mauve et en bleu illustrent la répartition du potentiel gazier selon les deux offices. Elles se différencient de par leur géologie et leur degré de mise en valeur. La partie en jaune dénote les endroits pour lesquels nous ne croyons pas au potentiel gazier ou pétrolier.

La partie en mauve (numéro 2) est celle où la mise en valeur a été la plus intensive. Il s'agit du gisement principal. Pour la partie en vert (numéro 3), à la limite septentrionale du gisement, la difficulté de lecture de la diagraphie des puits va grandissante et la qualité décroît. Récemment, les contours du gisement principal et de la lisière le jouxtant au nord ont été repoussés vers le nord‑est en raison de travaux accrus de mise en valeur. La lisière au sud (en bleu) est elle aussi jugée de moindre qualité et connaît une mise en valeur plus sporadique. La limite entre cette lisière et le gisement principal se déplacera au rythme des travaux de mise en valeur effectués.

Formation de Milk River

Cette seconde carte ajoute les forages, infructueux (en noir) et de puits de gaz (en rouge), pour la formation de Milk River. Elle permet de constater le degré élevé de pénétration dans cette zone peu profonde, puisqu'en général, tous les puits forés la traversent, même si ce n'est pas une zone ciblée.

Des évaluations antérieures avaient permis de délimiter des zones de même nature, mais toutes alors jugées d'une ampleur moindre que maintenant. Ces évaluations précédentes avaient toujours sous‑estimé l'étendue couverte et la quantité des ressources abritées. À l'heure actuelle, nous avons le sentiment de comprendre suffisamment la géologie de la région pour savoir quelle sera l'orientation future des travaux de mise en valeur et prétendre connaître l'étendue totale de la zone. En vérité, il est probable que nous sous‑estimons encore les ressources présentes. Les formations de Milk River et de Medicine Hat contiennent toutes deux des gaz biogéniques, c'est‑à-dire produit par des bactéries présentes dans la zone, plutôt que des gaz thermogéniques, attribuables au réchauffement des matières organiques en présence au cours des différentes périodes géologiques. Puisque le gaz continue de se former, il est très difficile de savoir la quantité supplémentaire qu'il faudra ultérieurement ajouter et qui pourra être produite.

Évaluation du gaz à faible profondeur

L'expression potentiel ultime sert à décrire la somme des volumes gaziers découverts et non découverts. Dans le cadre de l'étude albertaine, nous avons apporté la touche finale à l'analyse effectuée en examinant le potentiel ultime de chaque zone ou de chacune des composantes de ces zones (les zones géologiques). Les zones géologiques sont définies en fonction bien sûr de leur géologie, mais aussi du type d'hydrocarbures présent et du mécanisme d'emprisonnement. Une même formation géologique peut renfermer un certain nombre de zones géologiques.

Dans l'étude albertaine, les volumes découverts tenaient compte de toute l'information sur les réserves des gisements connus se trouvant dans la base de données provinciale, ainsi que des réserves connues qui n'avaient pas encore été incluses faute de temps.

La méthode de calcul des volumes pour les ressources non découvertes de chaque gisement apparaît relativement simple. Après avoir recueilli toutes les données disponibles sur les réserves, il faut établir des valeurs moyennes selon le gisement, faire le compte du nombre de sections sans forages à l'intérieur des limites du gisement, puis multiplier le résultat par un facteur quelconque devant représenter les forages fructueux. Ce facteur était généralement choisi par consensus. Pour les volumes non découverts, le pire et le meilleur des cas ont été définis de manière à produire un éventail statistique se prolongeant de chaque côté des estimations médianes des ressources non découvertes.

Dans les parties principales des gisements gaziers clés de faible profondeur, le facteur choisi pour représenter les forages fructueux était de un. C'est donc dire que chacune des sections sans forages jusqu'à présent était considérée comme renfermant nécessairement des ressources, mais malheureusement, ces sections étaient peu nombreuses. Pour les régions entourant les parties principales des gisements, le facteur était réduit en tenant compte de la géologie, des résultats passés et de certaines attentes quant à ce qui pourrait se produire à l'avenir avec l'arrivée de nouvelles technologies et la diminution de la productivité des puits.

Résultats pour le formation Milk River

Ce tableau présente les ressources découvertes, non découvertes et totales pour chacune des zones, ainsi que des chiffres pour la formation de Milk River dans son intégralité, en mesures métriques et impériales. Il est facile de constater l'écart entre le gaz découvert à ce jour, soit plus de 6 Tpi³, et les volumes non encore découverts, passablement inférieurs, qui s'établissent à 250 Gpi3. Il faut garder deux choses à l'esprit : 1) le gaz déjà produit doit être soustrait du potentiel ultime afin de connaître les volumes restants (la production totale du gisement de Milk River à la fin de 1994 atteignait 93 Gm3 ou 3,3 Tpi³); 2) il y aura de nouveaux travaux de forage effectués pour les volumes découverts restants et les volumes encore non découverts.

Puits gaziers producteurs - Milk River (Saskatchewan)

Cette carte reproduit la partie albertaine du gisement de Milk River (délimité par les lignes noires), puis à droite une ébauche à l'égard du projet actuel d'évaluation pour la Saskatchewan. Il existe un certain nombre de similitudes et quelques différences importantes de part et d'autre de la frontière provinciale. Dans le contexte de l'évaluation conjointe du ministère provincial de l'Industrie et des Ressources et de l'ONÉ, il est probable que du côté de la Saskatchewan, il y aura un gisement principal, pour lequel les forages seront fructueux à 100 %, avec deux zones plus en retrait, une au nord et l'autre à l'est, ainsi qu'une nouvelle zone actuellement mise en valeur dans le sud, soit celle de Cypress. Les volumes de gaz présent dans les gisements selon les sections et les taux de forages fructueux restent encore à établir pour ces zones périphériques.

Il faut remarquer la répartition à l'intérieur du gisement principal (partie nord) de part et d'autre de la frontière. Compte tenu de la répartition actuelle des puits (et même en faisant preuve de générosité à cet égard), l'ampleur est moindre du côté saskatchewanais mais nous ne connaissons pas la cause de cette situation. Je pourrais formuler une hypothèse de nature économique, toutefois cela reste encore à prouver. Il importe aussi de remarquer qu'il y a deux secteurs autour du gisement principal de Milk River dans le sud de la Saskatchewan (soit la zone de Cypress et la partie orientale de la zone du sud) où il semble que de nouveaux travaux de mise en valeur soient en cours.

Évaluation du gaz à grande profondeur

En définitive, cette méthode ressemble beaucoup à celle employée pour les zones de faible profondeur, sauf qu'un facteur de succès de 100 % n'est affecté à aucune section.

Des estimations ont été produites pour chacune des zones, séparément, puis totalisées afin d'obtenir un potentiel ultime estimatif à l'échelle de la province. Chaque année, des membres du personnel de l'EUB et de l'ONÉ se réunissent afin de passer en revue ce potentiel ultime. Tant que l'estimation, après révision, demeure à l'intérieur de l'éventail prévu pour le potentiel ultime médian, il semble inutile de produire un nouveau rapport.

Résultats pour l'Alberta

Les résultats de l'évaluation conjointe de l'EUB et de l'ONÉ à l'échelle de la province sont ici précisés en fonction de l'âge géologique. Seules sont fournies les estimations du potentiel ultime. Sur les 223 Tpi³ indiqués, une tranche de 161 Tpi³ a déjà fait l'objet de découvertes, ce qui ne laissait que 62 Tpi³ non découverts à la fin de 2004. Depuis, une quantité supplémentaire de 9 Tpi³ a été ajoutée au volume découvert, réduisant ainsi dans une mesure correspondante le volume non découvert. Les volumes produits totalisaient 122 Tpi³ à la fin de 2004 (plus de 130 Tpi³ à la fin de 2006).

Une partie importante du potentiel non découvert dont il est question ici, soit 19 Tpi³, est affectée au sud albertain. Il faut savoir qu'au moment de l'évaluation, les volumes non découverts sont affectés aux sections sans forages. En vérité, les volumes non découverts se concentreront dans certaines sections où les forages ont été fructueux. Nous jugeons que les estimations du potentiel non découvert représentent des volumes rentables en fonction des conditions prévalant au moment de l'évaluation. Il appartient à l'industrie de décider s'il vaut la peine d'effectuer des travaux dans les zones cibles cernées compte tenu des critères économiques existants ou s'il vaut mieux attendre que les conditions s'améliorent à ce chapitre.

Ressources de gaz non classique - Sud de l'Alberta et de la Saskatchewan

Le gaz de schistes est un gaz adsorbé à la matière organique à l'intérieur des formations schisteuses dont la production est possible dans certaines conditions. Puisque les dépôts schisteux sont généralement d'une épaisseur imposante, la quantité de gaz adsorbé peut devenir assez importante selon l'étendue de la zone. La difficulté réside dans la façon de séparer le gaz du schiste afin de lui permettre de s'écouler jusqu'à un trou de forage selon un débit suffisant pour être rentable. Au nombre des zones, dans le sud de l'Alberta et de la Saskatchewan, qui semblent pouvoir renfermer des gisements de gaz de schistes, se trouve le groupe de Colorado de l'époque du Crétacé, qui renferme également nombre de gisements gaziers à faible profondeur déjà mis en valeur. Il ne faut pas oublier non plus la formation mississippienne Exshaw. Celle‑ci se trouve sous les formations de Banff et de Bakken, cibles classiques dans les deux provinces précitées. Quelques travaux sont actuellement en cours en Saskatchewan, à ce que je crois dans les schistes du groupe de Colorado.

Le gaz de réservoir étanche est emprisonné comme le gaz classique, mais dans des formations de grès ou de roches carbonatées à faible porosité. Afin de pouvoir mettre ces zones en valeur, il faut créer une perméabilité suffisante (capacité d'écoulement) par fracturation attribuable à l'activité humaine, qui s'ajoute à celle de cause naturelle, pour permettre un écoulement rentable. Certaines personnes pourraient considérer les zones gazières à faible profondeur du sud de l'Alberta et de la Saskatchewan comme des réservoirs étanches, mais jusqu'à maintenant, les ressources qui s'y trouvent ont été classées dans la catégorie du gaz classique par les organismes de réglementation, en partie du fait que leur mise en valeur remonte à loin. Parfois, le Canada est réputé être un pays possédant de vastes ressources de gaz de réservoir étanche attendant leur mise en valeur. De faibles quantités pourraient se trouver dans le sud de l'Alberta, surtout dans les régions juste à l'est des piémonts.

Il se peut que soit mieux connu le méthane de houille, où le gaz est adsorbé à la matière organique du charbon sous l'effet à la fois d'une action chimique et de la pression. La séparation est possible en réduisant par forages la pression de la formation. Le charbon de Horseshoe Canyon est ce qui s'appelle un charbon sec, tandis que la production de celui présent dans la formation albertaine de Mannville, plus profonde, nécessite le retrait par pompage de l'eau salée présente. Le charbon de Horseshoe Canyon s'étend jusque dans la région du sud de l'Alberta, où certains travaux de mise en valeur ont été entrepris. Du charbon est aussi présent dans la formation de Belly River et il existe pour celui‑ci certaines possibilités de mise en valeur future. Dans le sud de la Saskatchewan, le potentiel du méthane de houille pouvant être extrait du charbon se trouvant dans les formations de Belly River et de Mannville est limité.

Il n'existe que des estimations qualitatives à l'égard des ressources de gaz non classique au Canada en raison d'un avenir relativement peu connu quant à leur mise en valeur commerciale éventuelle et aux améliorations technologiques qui s'imposeront. Le rapport de l'ONÉ sur « l'avenir énergétique » laisse présager d'un volume de quelque 60 à 80 Tpi³ de gaz non classique qui pourrait être mis au jour d'ici 2030, alors que, pour le moment, le volume de méthane de houille est inférieur à 1 Tpi³. À des fins de comparaison, les réserves classiques restantes dans l'Ouest canadien se situent à 55 Tpi³.

Productibilité projetée pour l'ensemble du Canada

En octobre 2007, nous avons publié un rapport intitulé Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada. Dans ce rapport, compte tenu des incertitudes liées au forage de puits de gaz, nous avancions trois scénarios pouvant avoir cours d'ici la fin de 2009.

Après plusieurs années au cours desquelles les travaux atteignaient presque leur intensité maximale pour la capacité pratique du parc d'appareils de forage en place, un repli a été enregistré dans le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (BSOC). Ce recul a débuté au milieu de 2006 avec, dans le contexte des prix qui se pratiquaient alors, la montée des coûts de mise en valeur et des taux de découverte moins élevés. Une telle diminution de l'activité de forage devrait être à l'origine d'une baisse de la productibilité de gaz au Canada.

Les trois scénarios présentés dans le rapport tiennent compte de différents niveaux d'investissements à l'origine d'un nombre variable de puits forés : scénario de référence - reprise modérée des investissements pour les activités de forage en 2008 et 2009; scénario d'activité faible - maintien des niveaux d'investissements enregistrés en 2007; scénario d'activité forte - hausse importante des niveaux d'investissements en 2008 et en 2009 en raison de prix plus élevés pour le gaz.

Selon le scénario, la productibilité diminue dans une proportion qui varie entre 7 % et 15 % (1,2 et 2,6 Gpi3/j) d'ici 2009.

Le scénario de référence correspond à un nombre de puits forés ciblant du gaz naturel qui se situe entre 12 000 et 13 000 dans le BSOC, comparativement à quelque 18 000 en 2005.

Les coûts commencent à régresser, mais il semble que les réductions seront limitées puisque les dépenses engagées par les sociétés qui assurent la prestation des services requis, notamment pour ce qui est de la main-d'oeuvre, de l'acier et du combustible, continuent d'être élevées.

Nous sommes d'avis que les prix du gaz doivent augmenter pour que les niveaux des travaux de forage redeviennent élevés.

Depuis la publication de notre rapport, nous avons pu observer que les taux de forage avaient tendance à se rapprocher de ceux entrevus dans le scénario d'activité faible.

Antécédents et projections de forage de puits de gaz - sud-est de l'Alberta et sud-ouest de la Saskatchewan (Scénario de référence)

Cette diapositive illustre, par année, le nombre de puits ciblant du gaz classique dans le sud‑est de l'Alberta et le sud‑ouest de la Saskatchewan. Jusqu'en 2006, il s'agit de données réelles. Pour la période de 2007 à 2009, les données sont celles prévues selon notre scénario de référence.

Les travaux de forage de puits ciblant du gaz classique ont atteint un sommet en 2003 alors que le nombre de ces puits a presque atteint 7 000 en Alberta et un peu plus de 2 000 en Saskatchewan. Depuis 2003, ces chiffres ont été ramenés à environ 5 100 pour l'Alberta et 1 200 pour la Saskatchewan. En partie, la diminution peut être attribuée à la concurrence pour les plates-formes de forage de puits à de faibles profondeurs, les travaux de mise en valeur du méthane de houille en accaparant un bon nombre. Cependant, le degré de maturité des gisements de gaz classique mis en valeur dans ces régions est également perçu comme constituant un facteur clé du déclin de l'activité de forage.

En 2007, notre scénario de référence prévoit le forage de plus ou moins 4 100 puits ciblant du gaz en Alberta et 850 en Saskatchewan. Les niveaux avancés pour 2008 et 2009 tiennent compte d'une reprise modérée des investissements en matière de forage.

Résumé

Dans le sud de l'Alberta et, par extension, le sud de la Saskatchewan, la géologie est favorable pour la découverte de nouvelles ressources de gaz naturel, classique ou non.

Enfin, en raison de prix relativement faibles pour le gaz et de coûts élevés pour la prestation des services, il est prévu que l'activité ralentira encore dans ces régions au cours des prochaines années.

Discussion

Voilà qui conclut mon exposé. J'aimerais maintenant savoir si vous avez des questions. Vous pourrez également me les poser plus tard au cours de la journée si vous le souhaitez.

 

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Date de modification :

2011-10-28