Aperçu du marché : La production canadienne de pétrole à l’extérieur de l’Alberta emprunte des directions différentes

Date de diffusion : 2017-02-01

Selon les données réelles et des estimations pour 2016Note de bas de page 1, la production moyenne au Canada s’est établie à 3 847 milliers de barils par jour (kb/j)Note de bas de page 2. L’Alberta comptait pour environ 80 % (3 069 kb/j) de ce volume, tandis que les autres provinces et territoires ont produit 778 kb/j. Dans les deux principales provinces productrices après l’Alberta, la Saskatchewan et Terre-Neuve-et-Labrador, la production de pétrole brut en 2016 a respectivement diminué et augmentéNote de bas de page 3.


Source et description

Source : Office

Description : Ce graphique linéaire illustre la production annuelle moyenne de pétrole brut à l’extérieur de l’Alberta, de 2000 à 2016. En Saskatchewan, la production est demeurée relativement stable autour de 425 kb/j de 2000 à 2010. Elle a ensuite augmenté pour atteindre un sommet de quelque 509 kb/j en 2014.

La production extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador s’est accrue de 38 kb/j en 2016 pour passer à 210 kb/j. En Nouvelle-Écosse, elle est demeurée stable à 3 kb/j de 2015 à 2016. Quand on examine une plus longue période, on constate que la production de Terre-Neuve-et-Labrador a fortement fluctué, de 144 kb/j en 2000 à un sommet de 369 kb/j en 2007. Au Manitoba, la production est passée de 11 kb/j en 2000 à un maximum de 55 kb/j en 2013. Elle a ensuite reculé pour se situer à une estimation de 40 kb/j en 2016. La production de la Colombie-Britannique a diminué, de 57 kb/j en 2000 à un creux de 34 kb/j en 2009. Elle a connu un essor depuis 2010, attribuable à l’augmentation de la production de condensats, et on estime qu’elle s’élèvera à 61 kb/j en 2016.

Dans les autres provinces (Ontario et Nouvelle-Écosse) et dans les Territoires du Nord-Ouest, la production a fléchi de 35 kb/j en 2000 à 13 kb/j en 2016.

En Saskatchewan, la production de pétrole, après être demeurée plutôt stable de 2000 à 2010, a monté en flèche pour atteindre 429 kb/j en 2011 et près de 510 kb/j en 2014. Cette hausse s’explique en grande partie par le forage de puits de pétrole de réservoirs étanches dans les formations de Bakken, Shaunavon et Viking. En réaction aux bas prix du pétrole à l’échelle mondiale, les activités de forage ont chuté en 2015 et 2016, si bien que la production a reculé à 454 kb/j en 2016.

À Terre-Neuve-et-Labrador, la production a fléchi dans un premier temps, conséquence de la diminution naturelle de production des projets extracôtiers plus âgés, et augmenté dans un second temps avec l’ajout de nouveaux projets. Depuis 2007, toutefois, elle est surtout en déclin, étant passée de 369 kb/j à son plus bas niveau de 172 kb/j en 2015. La production en 2016 a mis fin à cette tendance à la baisse, puisqu’on estime qu’elle s’est élevée à 210 kb/j, grâce à l’apport accru du projet Hibernia.

La production de pétrole brut en Colombie-Britannique était en hausse en 2016, puisqu’on l’estime 61 kb/j, un bond de 79 % par rapport à 2009. Ce regain s’explique principalement par la production plus élevée de condensats provenant du gaz riche en liquides extrait de la formation de Montney.

Au Manitoba, la production de pétrole s’est établie à plus de 55 kb/j en 2013, soit quatre fois plus qu’en 2005. Cela tient surtout à la production de pétrole de réservoirs étanches dans les formations de Bakken et d’Amaranth inférieur, dans le sud-ouest de la province. Depuis, elle a reculé, conséquence des bas prix du pétrole, pour s’établir en moyenne à 40 kb/j en 2016.

Les autres provinces et territoires ont compté pour 13 kb/j de la production totale du Canada en 2016. La production des Territoires du Nord-Ouest (centrée autour de Norman Wells) a reculé de 25 kb/j en 2000 à 10 kb/j en 2016. En Nouvelle-Écosse, la production de condensats est demeurée stable à 3 kb/j en 2016. L’Ontario continue de produire une petite quantité de pétrole, dans le sud de la province, mais la production est en baisse, de 4 kb/j en 2000 à moins de 1 kb/j en 2016.

 

Date de modification :