ARCHIVÉ – Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2016-2018 – Annexes – Évaluation du marché de l’énergie

Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2016-2018 – Annexes – Évaluation du marché de l’énergie [PDF 1097 ko]

Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2016-2018 – Appendices externes – Évaluation du marché de l’énergie [XLSX 884 ko]

Juin 2016

ISSN 1910-779X

Table des matières

Annexe A

A1 - MÉTHODE (DESCRIPTION DÉTAILLÉE)

La productibilité de gaz naturel au Canada de 2016 à 2018 sera constituée de l’offre de gaz classique provenant du BSOC, à laquelle se grefferont les contributions du Canada atlantique et de l’Ontario, la production de méthane de houille de l’Alberta et celle de gaz de schiste de l’Alberta et de la Colombie-Britannique. Dans le présent rapport, on a analysé les tendances des caractéristiques de production de puits et les perspectives de mise en valeur des ressources pour établir les paramètres de productibilité future de gaz naturel dans le BSOC. Une approche différente a été adoptée pour les autres régions du Canada où la production provient de moins de puits.

A1.1 Offre de gaz dans le BSOC

Le gaz produit a été séparé en deux grandes catégories (figure A1.1) aux fins de l’évaluation de la productibilité de gaz dans le BSOC.

Figure A1.1 – Principales catégories d’offre gazière dans le BSOC pour l’évaluation de la productibilité

La méthode de détermination de la productibilité de gaz liée aux raccordements pour le gaz classique (y compris le gaz de réservoir étanche), le méthane de houille et le gaz de schiste est décrite ci-après. La méthode utilisée pour déterminer la productibilité de gaz associée aux raccordements pour le pétrole (gaz dissous) est exposée à la section A.1.1.2 de la présente annexe.

A1.1.1 Raccordements à partir de puits de gaz

Qu’il s’agisse des raccordements pour le gaz classique (y compris le gaz de réservoir étanche) ou pour le méthane de houille, la méthode d’évaluation de la productibilité est essentiellement la même. On a utilisé l’analyse de diminution de la production fondée sur les données de production historiques pour déterminer les paramètres du rendement futur.

A1.1.1.1 Groupes visés par l’analyse de diminution de la production

Les raccordements pour le gaz classique (y compris le gaz de réservoir étanche), pour le méthane de houille et pour le gaz de schiste ont été regroupés séparément en vue de l’évaluation des caractéristiques de rendement des puits. Les raccordements pour le gaz classique sont regroupés en fonction des régions petroCUBE en Alberta, en Colombie Britannique et en Saskatchewan (voir la figure A1.2). Les raccordements pour le gaz classique et le gaz de schiste dans chaque région ont aussi été regroupés par zone. Dans la présente analyse, la productibilité de gaz de la formation Montney est séparée de celle des autres sources de gaz de réservoir étanche.

Figure A1.2 – Carte des régions du BSOC

Dans chaque région petroCUBE et chaque zone, les raccordements pour le gaz ont été regroupés selon l’année de raccordement; tous les raccordements antérieurs à 1999 font partie d’un même groupe, tandis qu’ils forment des groupes distincts pour chaque année de 1999 à 2014.

Les raccordements pour le méthane de houille ont été regroupés principalement par zone en trois catégories :

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

Pour la durée de la période de projection, le méthane de houille est uniquement mis en valeur en Alberta.

Dans chacune des trois catégories de ressources de méthane de houille, les raccordements ont également été regroupés selon l’année de raccordement. En ce qui concerne la formation principale de Horseshoe Canyon et la catégorie « autre méthane de houille », il n’y a qu’un seul groupe pour tous les raccordements antérieurs à 2004 et des groupes distincts pour chaque année de 2004 à 2014. Un seul groupe a été constitué en ce qui a trait aux raccordements pour le méthane de houille de Mannville antérieurs à 2006; des groupes distincts ont été formés pour chacune des années suivantes.

Raccordements existants par rapport aux raccordements futurs

Dans le présent rapport, les « raccordements existants » désignent les puits mis en production avant le 1^er août 2015 et les « raccordements futurs », ceux qui l’ont été après cette date. La méthode de projection de la productibilité des raccordements existants est considérablement différente de celle qui a été utilisée pour la productibilité des raccordements futurs.

A1.1.1.2 Méthode relative aux raccordements existants

En ce qui concerne les raccordements existants, on a réalisé une analyse de diminution de la production à partir des données historiques pour chaque groupe (type de gaz / région d’étude / année de raccordement) afin d’établir deux jeux de paramètres :

1. les paramètres de productibilité du groupe, soit les perspectives liées à la productibilité du groupe de ressources gazières au complet;
2. les paramètres de productibilité des raccordements moyens, soit les perspectives liées à la productibilité des raccordements moyens du groupe (ces paramètres s’appliquent uniquement lorsque le groupe représente une année de raccordement particulière).

La méthode employée pour l’analyse de diminution de la production portant sur les raccordements existants est décrite ci-après. Les paramètres de productibilité des groupes et ceux des raccordements moyens découlant de cette analyse se trouvent respectivement à l'annexe A.3 et à l'annexe A.4. On a utilisé les paramètres de productibilité des groupes dans le modèle de productibilité pour établir les projections relatives aux raccordements existants.

Méthode d’analyse de diminution de la production

La méthode d’analyse décrite ci-après porte sur les raccordements pour le gaz classique (y compris le gaz de réservoir étanche), le méthane de houille et le gaz de schiste dans le BSOC.

Les raccordements pour le gaz classique sont regroupés par région d’étude et année de raccordement. Les raccordements pour le méthane de houille en Alberta sont regroupés par zone de production et année de raccordement. Pour chacun de ces groupes, on a créé un jeu de données historiques sur la production commercialisable; quand le groupe représente une année de raccordement particulière, on a également créé un jeu de données historiques sur la production commercialisable des raccordements moyens.

Les jeux de données sur la production commercialisable des groupes sont produits comme suit :

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

Les jeux de données sur la production des raccordements moyens sont produits comme suit :

• introduction dans une base de données des données sur la production brute des puits par mois pour chaque raccordement du groupe;
• pour chaque mois de production de chaque raccordement, détermination d’une valeur pour un mois de production normalisé correspondant au nombre de mois écoulés depuis le premier mois de production du raccordement (c’est le mois de production normalisé);
• total de la production brute des raccordements d’un groupe par mois de production normalisé multiplié par le facteur de contraction moyen s’appliquant au groupe afin d’obtenir le total de production commercialisable par mois de production normalisé;
• division du total de la production commercialisable par mois de production normalisé par le nombre total de raccordements du groupe afin d’obtenir la production commercialisable du raccordement moyen par mois de production normalisé;
• production commercialisable par mois de production normalisé par le nombre moyen de jours dans un mois ou 30,4375 en vue d’obtenir le taux de production du raccordement moyen du groupe par mois de production normalisé (certaines données de production n’ont pas pu être utilisées pour calculer le taux de production du raccordement moyen parce que les raccordements ont été mis en exploitation à différents moments au cours de l’année, créant des différences en nombre de mois);
• production pour chaque groupe, à l’aide du jeu de données obtenu, de schémas du taux de production commercialisable quotidienne par rapport à la production commercialisable cumulative.

En ce qui concerne les raccordements pour le gaz classique, on a procédé de la manière suivante pour réaliser l’analyse de diminution de la production au moyen des jeux de données de production historiques portant sur le groupe et les raccordements moyens :

• Analyse de diminution de la production des raccordements antérieurs à 1999
  • Pour chaque région d’étude, le schéma du taux de production des regroupements de raccordements gaziers entrés en production avant 1999 par rapport à la production cumulative de ces groupes a été le premier évalué. Une diminution exponentielle constante au cours des dernières années en est ressortie, quelle que soit la région d’étude. Le schéma de l’ensemble des raccordements des groupes antérieurs à 1998 a donné un taux de production commercialisable courant, un taux de diminution stable de la production future et, pour la région d’étude, une diminution ultime pouvant s’appliquer aux groupes de raccordements d’années ultérieures.
• Évaluation de l’année de raccordement de 1999 à 2014
  • Chaque année de raccordement de 1999 à 2014 a été évaluée dans l’ordre chronologique après l’analyse des données totales pour la première année de raccordement dans une région d’étude donnée.
    • Analyse de diminution de la production du raccordement moyen
      
      

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

      Figure A1.3 – Exemple de schéma d’analyse de diminution de la production du raccordement moyen

      

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

      • Pour chaque année de raccordement, le schéma du taux de production par rapport à la production cumulative du raccordement moyen a été évalué en premier, de façon à pouvoir établir des paramètres (ci-après) qui fournissent le profil de production du raccordement moyen sur la durée de sa vie productive :
        • taux de production initial;
        • 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.
      • Pour ce qui est des années de raccordement antérieures, les données disponibles étaient habituellement suffisantes pour établir tous ces paramètres. Pour les années de raccordement plus récentes, la durée sur laquelle portent les données historiques est plus courte et les paramètres décrivant la diminution lors des années de raccordement plus éloignées dans le temps doivent être établis à partir de ce qui a été déterminé pour les premières années. Dans l’exemple présenté à la figure A1.3, il y avait suffisamment de données pour déterminer les paramètres qui définissent les trois premières périodes de diminution du raccordement, tandis que les paramètres définissant la quatrième période de diminution sont hypothétiques et s’appuient sur l’analyse d’années de raccordement antérieures.
      • On a supposé qu’à moins que les données historiques sur l’année de raccordement ne l’indiquent autrement, le quatrième taux de diminution serait égal au dernier taux de diminution pour le groupe établi au moyen de l’évaluation des raccordements antérieurs à 1999 et que la dernière période de diminution commencerait après 120 mois de production.
      • Voir l’annexe A4 pour connaître les paramètres de diminution déterminés de cette façon pour les raccordements moyens.
    • Analyse de diminution de la production pour les données d’un groupe

      Une fois les paramètres de rendement du raccordement moyen établis, on évalue les paramètres de rendement des groupes.

      Tout d’abord, les paramètres de rendement des raccordements moyens sont combinés au calendrier des raccordements connus pour calculer le rendement prévu du groupe. C’est le schéma qu’on établit en intégrant les données de rendement réelles du groupe. Si les données calculées à partir du rendement du raccordement moyen ne correspondent pas aux données de production historiques réelles du groupe, les paramètres du raccordement moyen peuvent être revus jusqu’à l’obtention d’un bon appariement des données calculées de production du groupe (à partir des données sur le raccordement moyen) avec les données de production réelles du groupe. 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

      

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

    • Des paramètres de rendement de groupe sont déterminés à partir du schéma du groupe :
      • taux de production en juillet 2015;
      • premier taux de diminution;
      • deuxième taux de diminution (s’il y a lieu);
      • 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 (s’il y a lieu);
      • nombre de mois avant le quatrième taux de diminution (le cas échéant).

      Dans les groupes des premières années de raccordement (2001, 2002, etc.), les données réelles se stabilisaient habituellement à la date courante pour correspondre exactement ou presque au dernier taux de diminution établi à partir du groupe des raccordements antérieurs à 1999. Dans ces cas, un taux de diminution unique est suffisant pour décrire la durée de vie productive restante du groupe et le rendement calculé à partir des données sur le raccordement moyen a peu d’influence sur la détermination des paramètres du groupe.

      Pour les dernières années de raccordement (2011, 2012, etc.), les données historiques réelles de la production du groupe ne constituaient pas un bon fondement pour établir une projection de la productibilité future. En pareil cas, le rendement prévu calculé à partir des données de raccordement moyen est essentiel à l’établissement des taux de diminution actuels et futurs applicables à l’année de raccordement.

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

Analyse de diminution de la production de méthane de houille et de gaz de schiste

On a aussi eu recours à la méthode d’analyse de diminution de la production décrite ci-dessus pour les groupes de méthane de houille, sous réserve de ce qui suit.

1. Les raccordements pour le méthane de houille de Mannville ont un profil de rendement qui diffère de ceux des autres ressources gazières du BSOC. Alors que les raccordements pour le gaz dans tous les autres groupes peuvent être décrits par un premier taux de diminution dont l’évolution est relativement prévisible, les raccordements pour le méthane de houille de Mannville subissent une étape de déshydratation durant laquelle la production de gaz augmente sur plusieurs mois pour atteindre un taux maximal; après quoi, la diminution intervient. On a donc utilisé un jeu de paramètres légèrement différent pour établir le rendement du raccordement 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 ».
2. Le passé plus court de production de gaz de schiste permet 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 raccordements de méthane de houille sont quand même estimés dans la présente évaluation de marché de l’énergie grâce aux consultations avec des représentants de l’industrie et en fonction de l’opinion de l’Office quant à la récupération ultime de gaz du raccordement moyen.

A1.1.1.3 Méthode relative aux raccordements futurs

Pour les raccordements futurs, la productibilité est projetée en fonction du nombre de raccordements futurs et des caractéristiques prévues du rendement moyen de ces raccordements. Les projections sur le forage servent à estimer le nombre de raccordements futurs pour le gaz. On a utilisé les tendances en matière de paramètres de rendement des raccordements moyens, obtenues à partir de l’analyse de diminution de la production des raccordements existants pour le gaz, pour estimer les paramètres de rendement des raccordements moyens pour les années de raccordement futures.

A1.1.1.3.1 Rendement des raccordements futurs

On obtient le rendement des raccordements futurs de chaque groupe en extrapolant les tendances de production des raccordements moyens constatées au cours des années de raccordement antérieures. Les paramètres de rendement estimés sont la productivité initiale du raccordement moyen et les taux de diminution s’y rapportant.

Dans beaucoup de regroupements, la productivité initiale du raccordement moyen pour le gaz classique tend à diminuer à chacune des années de raccordement. Cette tendance est évidente à la figure A1.5, qui présente le taux de production initiale des raccordements pour le gaz classique dans le regroupement pour le gaz classique de l’ère tertiaire du centre-ouest de l’Alberta. Récemment toutefois, on a constaté une telle tendance dans certains regroupements de gaz de réservoir étanche et de gaz de schiste où la productivité initiale du raccordement moyen était en hausse. Le taux de production initiale des raccordements futurs pour le gaz est estimé par extrapolation de la tendance notée dans chaque groupe de ressources. L'annexe A3 et l'annexe A4 traitent des valeurs historiques et projetées de productivité initiale du raccordement moyen pour tous les regroupements de ressources gazières.

Figure A1.5 – Exemple de productivité initiale par raccordement moyen selon l’année – Groupe de gaz de réservoir étanche du Colorado dans le centre-ouest de l’Alberta

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

Les paramètres de diminution clés ayant une incidence sur la productibilité à court terme sont le premier taux de diminution, le deuxième taux de diminution et le nombre de mois avant le deuxième taux de diminution. La figure A1.6 présente les valeurs historiques et projetées de ces principaux paramètres de diminution en ce qui a trait aux raccordements moyens pour le gaz classique des années 2011 à 2018 dans le regroupement de l’ère tertiaire, du crétacé supérieur et du Colorado supérieur du sud-ouest de l’Alberta. Comme l’indique cette figure, les tendances observées dans les paramètres de diminution des années de raccordement antérieures servent à établir ces mêmes paramètres principaux pour les années futures.

Figure A1.6 – Exemple de paramètres fondamentaux de diminution des raccordements moyens dans le temps pour le gaz classique – Sud-ouest de l’Alberta, tertiaire, crétacé supérieur, Colorado supérieur

A1.1.1.3.2 Nombre de raccordements futurs

La projection du nombre de raccordements futurs exige une estimation du nombre annuel de puits ciblant du gaz (y compris le gaz de réservoir étanche), de puits ciblant du gaz de schiste et de puits ciblant du méthane de houille pour chaque groupe de ressources, valeur ensuite multipliée par le ratio des raccordements annuels aux puits annuels.

La méthode utilisée pour prévoir le nombre de puits ciblant du gaz et de puits ciblant du méthane de houille pour chaque année de la période étudiée est indiquée à la figure A1.7. Les intrants essentiels sont l’investissement annuel dans les forages et les coûts par jour de forage. Des rajustements apportés à ces deux intrants essentiels (sur fond jaune à la figure A1.7) ont produit différents scénarios d’activités de forage dans le BSOC. Les autres intrants requis sont illustrés sur fond vert. Les valeurs projetées pour ces autres intrants sont estimées à partir d’une analyse de données historiques.

L’Office projette des facteurs d’affectation du nombre de jours de forage ciblant du gaz pour chaque groupe de ressources. Les fractions sont déterminées à partir des tendances historiques, d’estimations récentes des coûts de l’approvisionnement et de l’opinion de l’Office sur le potentiel de mise en valeur des groupes. Elles témoignent des tendances historiques à un effort plus concentré sur le forage de puits de gaz dans les formations plus profondes situées du côté ouest du bassin, à un plus grand intérêt pour le gaz de réservoir étanche et le gaz de schiste en Colombie-Britannique et à une mise en valeur plus poussée du gaz plus riche en liquides, ou humide. Le tableau B1 renferme les données historiques (jours de forage et fractions) et les projections en fonction des fractions.

Tableau B1 – Facteurs d’affectation du nombre de jours de forage ciblant du gaz selon la région – Données

On a ensuite vérifié les résultats de la répartition des jours de forage ciblant du gaz entre les groupes de ressources au regard de la capacité de forage pour qu’il n’y ait pas de dépassement par rapport aux limites physiques des travaux de forage. Le nombre de puits d’une année correspond au quotient des jours de forage affectés à un groupe de ressources et du nombre moyen pertinent de jours de forage par puits.

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

Pour chacun de ces groupes, on a estimé un ratio de raccordements (soit le rapport entre les raccordements annuels et le nombre annuel de puits ciblant un groupe donné) en fonction des données historiques. On a ensuite multiplié le nombre annuel de puits forés par le ratio de raccordements de manière à obtenir le nombre de raccordements annuels pour chaque groupe de ressources. Les ratios de raccordements des divers groupes de ressources sont présentés au tableau B2. Dans le modèle de productibilité pour chaque groupe de ressources, le nombre annuel de raccordements est réparti entre les mois de l’année conformément au calendrier de raccordements historiques.

Tableau B2 – Projections détaillées des forages ciblant du gaz naturel et des raccordements gaziers selon le scénario – Données

A1.1.2 Gaz dissous

Le gaz dissous est produit à partir des puits de pétrole en même temps que le pétrole brut et représente environ 13 % de tout le gaz commercialisable extrait du BSOC. La productibilité de gaz dissous est estimée comme suit : regroupement des raccordements ciblant du pétrole par région d’étude suivi de l’analyse de diminution de la production pour le groupe au complet afin d’obtenir le taux de production courant et le taux de diminution. Le volume de productibilité obtenu est censé représenter la productibilité de la totalité du gaz dissous (c’est-à-dire celle des raccordements existants et futurs).

A1.1.3 Yukon et Territoires du Nord-Ouest

Le gaz du delta et du couloir du fleuve Mackenzie n’est pas inclus dans les données de productibilité sur la période de trois ans visée par les projections, car la baisse des prix a rendu la production sans intérêt économique. Le champ Norman Wells produit de petites quantités de gaz à des fins locales et n’est pas lié 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 productibilité du gisement Deep Panuke a commencé à décroître à l’automne 2013, mais depuis elle est devenue saisonnière.

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

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 schisteuses. Les projections supposent que ces politiques n’évolueront pas pendant la période de prévision.

A1.3 Autre production canadienne

Une légère partie restante de la productibilité au Canada est attribuable à l’Ontario. La productibilité dans cette province est projetée par extrapolation des volumes de production du passé. Il existe 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 schisteuses. Les projections supposent là encore que les politiques de cette province n’évolueront pas pendant la période de prévision.

A1.4 Productibilité et demande au Canada

La demande canadienne de gaz naturel est comblée par le marché nord-américain intégré où sont réunies la productibilité de gaz naturel au Canada et les importations de gaz naturel des États-Unis.

On définit la productibilité de gaz naturel comme le volume estimatif de gaz qu’une région peut fournir, après traitement sur le terrain, compte tenu de la production historique et de la décroissance de la production individuelle des puits, ainsi que des niveaux d’activité projetés. L’utilisation totale estimative de gaz avant la sortie des usines de traitement a déjà été déduite de l’estimation de productibilité et n’est pas incluse non plus dans l’estimation de la demande. Le gaz utilisé à l’installation de traitement de Goldboro, en Nouvelle-Écosse, appartient à cette catégorie de gaz traité sur le terrain et a donc été soustrait des données de productibilité du Canada atlantique.

La demande actuelle et projetée de gaz naturel au Canada est divisée en deux composantes géographiques, soit la demande de l’Ouest canadien (à l’ouest de la frontière Manitoba-Saskatchewan) et celle de l’est du pays. La demande de l’Ouest canadien englobe le gaz retiré au moment de la récupération des liquides de gaz naturel aux usines de chevauchement. Une proportion de 85 % à 90 % du gaz sortant de l’Alberta est traitée dans de telles usines, où est extraite une bonne partie de l’éthane ainsi que d’autres LGN avec les composantes plus lourdes qui restent après traitement sur le terrain. L’Annexe E présente un tableau de la productibilité et de la demande annuelles moyennes.

Table E – Productibilité et demande annuelles moyennes au Canada – Données

La demande canadienne de gaz comprend le gaz servant de combustible pour les pipelines. Les projections de l’Office relativement à la demande canadienne de gaz sont fondées sur les tendances historiques, ainsi que sur les principales augmentations prévues de la production d’électricité et de projets industriels alimentés au gaz (y compris dans l’exploitation des sables bitumineux). Des conditions météorologiques moyennes ont été posées dans les projections. La demande réelle de gaz peut largement varier en raison des écarts de température qui surviennent sur les grands marchés du chauffage au Canada.

A2 – PARAMÈTRES DE PRODUCTIBILITÉ – RÉSULTATS

A2.1 BSOC

La méthode employée par l’Office tient compte, pour le BSOC, des raccordements pour le pétrole et des raccordements pour le gaz. Ces derniers sont subdivisés en puits de gaz classique (y compris la sous-catégorie du gaz de réservoir étanche) et en puits de gaz non classique (qui comprend le gaz de schiste et le méthane de houille). Les raccordements sont regroupés en fonction de la région, de la zone de production et de l’année de raccordement, les critères applicables de regroupement variant selon les types de raccordements.

En ce qui concerne les raccordements de puits de gaz existants (en production avant le 1^er août 2015) et tous les raccordements de puits de pétrole (gaz dissous), l’analyse de diminution de la production a été réalisée afin d’établir des paramètres de productibilité future pour chaque groupe. La section A2.1.1 ci-après présente plus de renseignements sur les paramètres venant de l’analyse de diminution de la production.

En ce qui a trait aux raccordements futurs pour le gaz (en production à partir du 1^er août 2015), on estime le nombre de raccordements prévus et le rendement qui en est attendu comme base des projections de productibilité. La section A2.1.2 qui suit traite des paramètres utilisés aux fins de la projection de productibilité des raccordements futurs pour le gaz.

A2.1.1 Production – Raccordements de puits de gaz existants

On a estimé la productibilité future des raccordements existants des groupes de ressources, dont le gaz classique (y compris le gaz de réservoir étanche), le gaz non classique (qui comprend le gaz de schiste et le méthane de houille) et tout le gaz dissous, au moyen de la méthode d’analyse de diminution de la production décrite à l’annexe A3. Les paramètres de diminution applicables à la productibilité future prévue de chaque groupe sont énumérés à cette même annexe.

Les divers scénarios du présent rapport n’ont pas d’incidence sur les paramètres de productibilité de ces groupes. Ils ont pour but de traduire l’incertitude qui marque les activités de forage de puits futurs seulement.

Les paramètres de productibilité future de tous ces groupes sont le taux de production en juillet 2015 et jusqu’à quatre taux de diminution future s’appliquant à des périodes à venir particulières. En ce qui concerne les groupes de puits plus anciens, dont la production semble s’être stabilisée à un taux de diminution final, un seul taux de diminution future est nécessaire pour décrire la productibilité future du groupe. Dans le cas des groupes 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 évolue vers la dernière période de diminution stable. Trois ou même quatre taux de diminution ont été déterminés pour décrire le rendement futur de ces groupes de puits plus récents.

On a projeté la productibilité future de ces groupes du BSOC en supposant qu’aucun raccordement pour le gaz ne s’ajouterait après juillet 2015.

D’après les projections de l’Office, la production globale des groupes en question diminuera de 10 % durant la période de 2015 à 2018. La productibilité des raccordements futurs pour le gaz supplée la productibilité décroissante des raccordements existants.

A2.1.2 Raccordements gaziers futurs

La productibilité associée aux raccordements gaziers futurs est calculée pour chaque groupe de ressources à partir d’estimations du rendement de la production du raccordement moyen et du nombre de raccordements à l’avenir. Les paramètres se rattachant à chacun de ces groupes de données sont traités dans les sections qui suivent.

Les projections de productibilité antérieures visant les raccordements gaziers existants ont comporté un haut degré de précision, contrairement à celles qui concernent les raccordements futurs. Le principal élément d’incertitude dans ce cas est le nombre de forages de puits de gaz qui seront réalisés. Trois scénarios de prix ont donc été créés pour traiter de l’incertitude qui entoure les projections sur les forages.

A2.1.2.1 Paramètres de rendement – Raccordements futurs moyens pour le gaz

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 raccordements gaziers futurs. Les tendances observées au chapitre du rendement des raccordements moyens des différents regroupements de raccordements existants ont été utilisées pour estimer les paramètres de rendement des raccordements futurs.

Les raccordements pour le gaz classique (y compris le gaz de réservoir étanche) ont été regroupés en fonction de la région, de la formation et des années de raccordement de 1999 à 2015. Les 13 groupes constitués selon l’année de raccordement sont évalués pour chaque regroupement, ce qui permet d’obtenir un bon jeu de données historiques pouvant servir à l’estimation du rendement des puits futurs.

Deux tendances ressortent des paramètres de rendement visant les raccordements de gaz classique existants :

• les taux de diminution qui s’appliquent au raccordement moyen ont été relativement stables au cours des dernières années de raccordement;
• la productivité initiale du raccordement moyen augmente d’une année de raccordement à l’autre.

La tendance de productivité initiale de la moyenne des raccordements de puits de gaz dans le BSOC est représentée 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 des puits forés dans les réservoirs étanches et les formations schisteuses se mettaient à représenter une part plus importante du nombre de puits forés au cours d’une année. La productivité initiale durant la période de projection demeure presque inchangée, en raison principalement des taux de production qui restent constants pour la plupart des puits de gaz.

Figure A2.1 – Productivité initiale du raccordement gazier moyen selon l’année de raccordement dans le BSOC

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

Le tablaue A2.1 illustre les taux de production initiaux du raccordement gazier moyen au fil du temps selon la région. Le lecteur trouvera à l'annexe A3 et à l'annexe A4 la liste complète des paramètres de rendement des raccordements moyens selon le groupe d’années de raccordement passées et futures.

Tableau A2.1 – Productivité initiale du raccordement gazier moyen selon l’année de raccordement dans le BSOC – Données

Les paramètres de rendement des raccordements moyens projetés pour les années de raccordement août 2015 à août 2018 sont les mêmes, quel que soit le scénario analysé dans le présent rapport. Les différences d’un scénario à l’autre sont le résultat des variations de l’intensité des activités de forage aux fins de l’estimation, comme on l’explique plus en détail à la section A2.1.2.2 de la présente annexe.

A2.1.2.2 Nombre de raccordements futurs pour le gaz

Le nombre projeté de raccordements pour l’année et le rendement en production projeté des raccordements moyens des années en question servent à estimer la productibilité associée aux raccordements futurs. Afin de déterminer le nombre de raccordements futurs, on a réalisé des projections sur les forages ciblant du gaz pour chacun des groupes de ressources. Le nombre de puits ciblés par année pour chacun des groupes est multiplié par le ratio des raccordements annuels aux puits annuels, ce qui dégage le nombre annuel de raccordements.

Les forces du marché, volatiles et imprévisibles, devraient constituer le principal facteur d’influence sur les activités de forage ciblant du gaz. En conséquence, il y a beaucoup d’incertitude relativement aux activités de forage gazier qui pourraient avoir lieu dans les années à venir. Trois scénarios d’activités de forage (prix médians, prix plus élevés et prix plus bas), fondés sur des projections de prix du gaz, reflètent la diversité des conditions qui pourraient régner sur le marché durant la période de projection. La figure A2.2 indique le nombre prévu de puits ciblant du gaz pour tous les groupes de ressources dans chaque scénario.

Des projections détaillées concernant les puits ciblant du gaz par année, les ratios de raccordements et les raccordements par année pour chacun des groupes de ressources et chaque scénario figurent au tableau B2.

Tableau B2 – Projections détaillées des forages ciblant du gaz naturel et des raccordements gaziers selon le scénario – Données

Figure A2.2 – Scénarios de forage ciblant du gaz dans le BSOC

A2.2 Canada atlantique, Ontario et Québec

Comme il est indiqué à l’annexe A1, la productibilité dans la région de l’Atlantique et en Ontario est fondée sur une extrapolation des tendances antérieures. On n’envisage pas de nouveaux grands travaux de forage pouvant contribuer à la productibilité durant la période de 2016 à 2018.

La production commercialisable découlant de la mise en valeur du champ Deep Panuke a commencé en juin 2013. Le gisement de Deep Panuke est en exploitation saisonnière l’hiver depuis quelque temps, mais la pénétration d’eau dans le réservoir pourrait nuire à la quantité de gaz naturel récupérable pendant la durée utile de ce projet.

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

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

A3 – Paramètres de diminution selon les regroupements de raccordements gaziers existants

Tableau A3.1 – Index des formations – Données

Tableau A3.2 – Index des regroupements – Données

Voir le tableau A3.3 du fichier de calcul pour connaître les paramètres de diminution selon les regroupements de raccordements gaziers existants.

Tableau  A3.3 – Paramètres de diminution selon les regroupements de raccordements gaziers existants – Données

A4 – Paramètres de diminution selon les regroupements de raccordements gaziers futurs

Voir le tableau A4.1 du fichier de calcul pour connaître les paramètres de diminution selon les regroupements de raccordements gaziers futurs.

Tableau A4.1 – Paramètres de diminution selon les regroupements de raccordements gaziers futurs – Données

Annexe B

B1 Facteurs d’affectation du nombre de jours de forage ciblant du gaz selon la région

Tableau B.1 – Facteurs d’affectation du nombre de jours de forage ciblant du gaz selon la région – Données

B2 Projections détaillées de forages ciblant du gaz et de raccordements gaziers selon le scénario

Tableau B.2 – Projections détaillées des forages ciblant du gaz naturel et des raccordements gaziers selon le scénario – Données

Annexe C

Détails de la productibilité selon le scénario

C1 – Canadian Gas Deliverability by Area/Resource – Mid-Range Price Case

Tableau C.1 – Canadian Gas Deliverability by Area/Resource – Mid-Range Price Case data

Figure C.1 – Perspectives de productibilité de gaz au Canada – Scénario de prix médians

C.2 – Canadian Gas Deliverability by Area/Resource – Higher Price Case

Tableau C.2 – Productibilité de gaz au Canada par région/ressource – Scénario de prix plus élevés – Données

Figure C.2 – Perspectives de productibilité de gaz au Canada – Scénario de prix plus élevés

C.3 – Productibilité de gaz au Canada par région/ressource – Scénario de prix plus bas

Tableau C.3 – Productibilité de gaz au Canada par région/ressource – Scénario de prix plus bas – Données

Figure C.3 – Perspectives de productibilité de gaz au Canada – Scénario de prix plus bas

Annexe D

D1 Productibilité totale au Canada – Comparaison des scénarios

Figure D.1 – Productibilité totale au Canada – Comparaison des scénarios

Annexe E

E1 Productibilité et demande annuelles moyennes au Canada

Tableau E – Productibilité et demande annuelles moyennes au Canada – Données

Date de modification :

2024-04-26