Gaz naturel canadienLe gaz naturel au Canada : Une ressource solide

Le gaz naturel au Canada : Une ressource solide

Le Canada dispose de vastes ressources gazières offrant des possibilités d’exploitation dans plusieurs régions du pays se déclinant en plusieurs types de gisements. Depuis plus de 50 ans, soit les balbutiements de l’exploration gazière, les ressources classiques qu’on retrouve surtout dans l’Ouest canadien forment la base de la croissance de la production, des réseaux de transmission et de la consommation du gaz naturel. La production de gaz naturel classique demeure majeure dans l’approvisionnement du Canada. Toutefois, depuis une dizaine d’années, l’exploration et l’exploitation de ce type de gaz s’avèrent plus difficiles, techniquement et économiquement. Au cours de cette même période, l’industrie a développé une technologie qui permet d’exploiter une nouvelle ressource : le gaz non conventionnel.

L’on estime à plus de 3 000 Tcf (billions de pieds cubes) la quantité de gaz en place (GEP) piégé dans des réservoirs non conventionnels (gaz avare, gaz de schiste et filons de charbon). Le développement actuel de ces ressources représente près de 25 % de la production gazière annuelle du Canada; cette part devrait s’élever à plus de 40 % d’ici dix ans. La Société canadienne de gaz non conventionnel évalue la partie récupérable et commercialisable de cette ressource non conventionnelle entre 376 Tcf et 947 Tcf. Le GEP restant dans les réservoirs classiques représente 692 Tcf, dont 357 Tcf en gaz récupérable et commercialisable. Les ressources commercialisables, conventionnelles ou non, totalisent donc entre 733 Tcf et 1304 Tcf.

Les ressources commercialisables sont exprimées en plages, en raison des incertitudes pour la récupération et la variabilité dans la chimie des gaz imputables aux zones de ressources spécifiques. Ces estimations sont jugées prudentes, puisque de nouveaux gisements non conventionnels devraient contribuer aux ressources disponibles dans l’avenir. Cependant, les données actuelles sur ces ressources sont insuffisantes pour en évaluer le GEP ou la partie récupérable et commercialisable.

La plupart des ressources non conventionnelles se trouvent dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien, une épaisse nappe de pétrole et de roches propices au gaz qui recouvre une bonne partie

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de l’Alberta et de la Saskatchewan, certaines parties de la Colombie-Britannique, le sud-ouest du Manitoba et, vers le nord, les Territoires du Nord-Ouest. Néanmoins, alors que l’intérêt dans le développement du gaz non conventionnel s’accroît, d’autres bassins sédimentaires à travers le pays révèlent un certain potentiel. On a identifié des possibilités au Québec, au Nouveau-Brunswick, en Nouvelle-Écosse, en Ontario et au Yukon.

On peut attribuer la croissance de l’industrie du gaz non conventionnel surtout à la diminution des possibilités de croissance de l’approvisionnement en gaz classique, la croissance de la demande sur le marché nord-américain et aux progrès technologiques qui permettent d’exploiter ces ressources à profit et d’une manière écologiquement et socialement responsable. Historiquement, le gaz naturel était réglementé et les exportations hors du Canada étaient strictement contrôlées. Dans le milieu des années 1980, on a levé ces contrôles à l’exportation, ce qui a entraîné une croissance substantielle des exportations vers les marchés américains. Aujourd’hui, le Canada exporte près de 50 % de sa production totale vers les États-Unis.

Au niveau de production actuel d’environ 6 Tcf par an, on prévoit que le Canada dispose de plus de 100 ans d’approvisionnement potentiel en gaz naturel (au pire cas). Aux États-Unis, l’EIA concluait, au terme de ses estimations de 2009, à une abondance similaire, les ressources pouvant couvrir un siècle d’approvisionnement au niveau de production actuel.

Grâce à la technologie et l’innovation, l’industrie gazière continue d’identifier de nouvelles ressources à travers l’Amérique du Nord. Cette abondance assoit l’approvisionnement potentiel sur une fondation solide qui permet d’envisager de nouveaux usages pour le gaz naturel. D’ailleurs, si le Canada et les États-Unis comptent atteindre leurs objectifs environnementaux et économiques dans un avenir rapproché, ils requerront des stratégies énergétiques continentales, nationales, régionales ou provinciales faisant appel au gaz naturel.

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Source : Ministère de l’Énergie et des Ressources de la Saskatchewan, Office national de l’énergie. Miscellaneous Report 2008-8 (Saskatchewan’s Ultimate Potential for Conventional Natural Gas). Novembre 2008.

Le Canada possède d’abondantes ressources de gaz naturel que l’on retrouve d’un océan à l’autre. Ces ressources vont de dépôts classiques, ceux que nous avons exploités pour les 60 dernières années, à de nouvelles ressources émergentes comme le gaz de schiste et le gaz naturel tiré du charbon. Les ressources pour le prochain siècle pourraient provenir des hydrates de gaz, une forme solide de gaz naturel unique en son genre. Les ressources gazières du pays se trouvent dans des réservoirs conventionnels et non conventionnels; on les estime au bas mot à près de 4000 billions de pieds cubes (Tcf) de gaz en place (Petrel Robertson, 2010). Les précédentes études d’évaluation des ressources ignoraient la

Introduction

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contribution gigantesque des ressources non conventionnelles aux ressources totales. Si on inclut celles-ci (à l’exclusion des hydrates de gaz), le potentiel gazier du Canada se métamorphose. Le tableau 1 résume les quantités de gaz naturel en place.

Tableau 1

Tableau 1A

Les figures 1 à 4 présentent des cartes du Canada où est illustrée la distribution générale des ressources en place de gaz classique, avare, de schiste et tiré du charbon, communément appelé méthane houiller (MH). Chacun de ces types de source gazière sera discuté plus en détail dans la section suivante.

On ne peut pas récupérer et commercialiser tout le gaz en place. Le tableau 1A indique les ressources commercialisables estimées. Ces chiffres reflètent les contraintes liées à la récupération du gaz, à sa purification (transformation) et au gaz que consomment les activités de production et de transformation.

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Les estimations des ressources présentées dans ce rapport se fondent sur une évaluation récente qu’a réalisée la Société canadienne de gaz non conventionnel (SCGNC). Petrel Robertson Consulting Ltd. (PRCL) a rédigé pour la SCGNC un rapport résumant la gamme des évaluations des ressources gazières fondamentales du Canada (« Assessment of Canada’s Natural Gas Resource Base », mars 2010). Celui-ci nous donne une base sur laquelle calculer les ressources commercialisables.

À l’aide du rapport de PRCL, la SCGNC a estimé le total des ressources canadiennes de gaz commercialisable à 700 à 1300 Tcf. Cette large plage reflète le caractère émergent de plusieurs ressources canadiennes non conventionnelles. Les

contributions individuelles à l’estimation des ressources changeront avec le temps : certaines augmenteront, d’autres baisseront. À mesure que des données s’ajouteront, particulièrement quant aux ressources émergentes, les estimations seront revues selon la fiabilité de ces données. Il convient de noter qu’à l’heure actuelle, puisque l’estimation des ressources de la SCGNC demeure large, certaines des hypothèses avancées sont également larges et imprécises.

Étant donné le stade précoce de développement de la plupart des zones de ressources, conjugué aux régions géographiques que l’on soupçonne ou même que l’on sait renfermer du gaz naturel, mais pour lesquelles on ne dispose pas d’estimations,

les estimations que présente ce document constituent aujourd’hui la meilleure évaluation possible du potentiel gazier combiné du Canada.

L’estimation du gaz commercialisable récupérable du Canada de la SCGNC fait appel à des données sur le gaz en place (GEP) qui sont bien fondées et couvrent divers types de réservoirs, régions et possibilités de développement. Les médias citent souvent des estimations des ressources sans préciser la nature de l’estimation ou la source de l’information. Les estimations des ressources de gisements aux possibilités spécifiques ou des opportunités sont souvent disponibles auprès de diverses sources (gouvernements, sociétés, consultants), mais leur base est parfois nébuleuse.

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Figure 1 : Répartition des ressources gazières au Canada

Figure 2 : Répartition des ressources de gaz avare au Canada

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Figure 3 : Répartition des ressources de gaz de schiste au Canada

Figure 4 : Répartition des ressources en gaz naturel tiré du charbon au Canada

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Le Canada produit du gaz naturel depuis très longtemps, principalement dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien, une épaisse couche de roches sédimentaires pétrolifères et gazières qui recouvre une grande partie de l’Alberta et de la Saskatchewan, ainsi que le nord-est de la Colombie-Britannique, le sud du Manitoba et la partie sud-ouest des Territoires du Nord-Ouest (Figure 5).

Figure 5 : Carte localisant le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien

Bien qu’on forait pour récupérer du gaz naturel (Figure 6) depuis plusieurs décennies, il a fallu attendre les années 1960 pour que le développement du gaz naturel fasse partie intégrante de l’industrie, avec une croissance régulière de la production (Figure 7) et des réserves (Figure 8), ainsi que la création réelle d’un secteur d’exportation (Figure 9).

Historiquement, l’Alberta a été le point central du développement gazier, mais les années 1960 ont également vu le début de l’expansion de l’exploration et du développement vers le nord-est de la Colombie-Britannique, où un petit nombre de puits ajoutaient une quantité disproportionnée de réserves. Depuis ce temps, la province connaît une croissance plus ou moins stable, tant dans la production que les réserves.

Ressources gazières conventionnelles

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Figure 6 : Puits de gaz naturel forés dans l’Ouest canadien

Figure 7 : Production gazière par province dans le temps

Bien que les forages dans l’Ouest canadien aient augmentés durant les années 1970, tout comme les réserves gazières totales, la production gazière n’a connu qu’une croissance modeste en raison de marchés limités et de restrictions des exportations.

La production et les exportations

sont demeurées relativement stables durant les années 1970 et jusqu’en 1986, en réponse à la réglementation des prix et aux contraintes sur les exportations, ainsi qu’à une faible activité conséquente de l’industrie gazière. L’ouest du Canada étant un bassin propice au gaz, on a continué à y

découvrir des gisements par des forages gaziers, mais aussi par l’exploration pétrolière, même s’il y avait peu d’activité à l’époque.

Tout a changé à la fin de 1985 avec la déréglementation des prix et des contrôles à l’exportation : production et exportations ont réagi rapidement, même si les

forages ont pris quelques années avant d’augmenter, puisque les producteurs utilisaient les réserves déjà découvertes et forées. Les années 1990 ont amené une croissance rapide de la production et l’expansion du gazoduc dans les marchés intérieurs et extérieurs, vers le Midwest, le nord-ouest et la côte Ouest des États-Unis.

Cette croissance de la production, des exportations et de l’expansion du gazoduc était alimentée par des marchés robustes et un accès immédiat à un approvisionnement peu coûteux à même les stocks des producteurs, comme l’illustrent les variations de l’indice de durée des réserves (IDR). Il s’agit simplement du ratio réserves/production, exprimé en années. Comme le montre la figure 10, l’IDR était très élevé lorsque l’industrie gazière en était à ses balbutiements, puis lorsqu’elle s’est épanouie, le ratio a baissé rapidement pour connaître seulement de légères augmentations de production par la suite. L’indice s’est stabilisé à 25 à 30 ans jusqu’en 1987, lorsque l’industrie a commencé à accroître la production et écouler les stocks de réserves établies. Vers le milieu et la fin des années 1990, l’indice s’est de nouveau stabilisé à 8-10 ans, alors qu’on accélérait les activités de forage pour trouver de nouvelles réserves. Ce niveau de l’indice reflète les conditions du marché et d’optimisation économique, plutôt que l’imposition de contraintes

Figure 8 : Réserves de gaz classique au Canada (base de fin d’année)

Figure 9 : Exportations de gaz naturel à partir du Canada

Source: CAPP

Figure 10 : Index de durée des réserves : Canada et Alberta

Source: CAPP

*Sources diverses

réglementaires. Si, historiquement, on tirait la majeure partie de la production gazière de l’Ouest canadien, il y a tout de même eu de l’exploration dans les régions arctiques et les zones extracôtières de l’Est. On a identifié des réserves significatives de gaz naturel dans le delta du fleuve Mackenzie et la région de la mer de Beaufort, dans le nord du Canada, même si aucune infrastructure de transport n’a été construite et qu’en conséquence, ces réserves sont actuellement bloquées. Dans l’est du Canada, il existe un modeste développement gazier terrestre au Nouveau-Brunswick, mais la découverte la plus prolifique et le développement le plus actif ont eu lieu dans l’île de Sable, au large de la Nouvelle-Écosse.

Le tableau 2 énumère ce qu’il reste de ressources classiques commercialisables au Canada. Notons que près du tiers du total se trouve dans l’Arctique, où il n’existe aucune infrastructure de transport. Dans l’ouest du Canada, la production classique décline depuis 2006, malgré une ressource commercialisable restante de 121 Tcf. Les nouvelles nappes de gaz classique tendent à être moins nombreuses et plus petites, ce qui rend leur exploitation plus coûteuse. Il s’agit d’un élément essentiel à l’émergence de l’exploitation des ressources non conventionnelles. Toutefois, le gaz naturel classique continue de représenter une proportion importante de la production actuelle au pays.

Tableau 2

Au cours des vingt dernières années de l’exploration des hydrocarbures classiques, l’industrie a reconnu le potentiel important des ressources gazières dans les formations géologiques jugées non rentables auparavant. Pour permettre à cette ressource non quantifiée de produire des volumes rentables, il a fallu attendre de nouvelles technologies.

Le développement et le déploiement généralisés d’une gamme de technologies de forage horizontal et de stimulation des réservoirs ont démontré qu’il est possible de récupérer des quantités rentables de gaz dans les veines de charbon, les sables et carbonates à gaz avare, ainsi que les schistes. On qualifie ces ressources de non conventionnelles parce que leur production rentable exige des technologies poussées, voire uniques.

L’exploitation des ressources gazières non conventionnelles du Canada continue de croître et devrait jouer un rôle majeur dans l’approvisionnement à long terme du Canada. Actuellement, en 2010, le gaz non conventionnel représente environ 25 % de la production du pays; cette proportion devrait croître à mesure que décline la production gazière classique.

Le tableau 3 résume les estimations des ressources gazières commercialisables du Canada, y compris une évaluation du potentiel non conventionnel.

Tableau 3

Ressources gazières non conventionnelles

Nikanassin tight sand, west-central Alberta

On appelle réservoirs de gaz avare les grès à grain très fin, les siltites et les roches sédimentaires carbonées contenant du gaz naturel. Celui-ci est piégé dans les très petits espaces poreux à l’intérieur de la matrice rocheuse. Pour lui permettre de se frayer un chemin jusqu’aux puits de forage, il faut stimuler ces réservoirs.

Les ressources connues de gaz avare se trouvent principalement en Alberta et en Colombie-Britannique, ainsi que, dans une moindre mesure, en Saskatchewan. Des possibilités d’hydrocarbures émergent aussi dans le nord du Canada, au Québec et dans les Maritimes. Bien que l’on constate des résultats encourageants dans certaines de ces régions d’exploration, les données disponibles sont insuffisantes pour évaluer leur potentiel de ressources commercialisables. C’est pourquoi aucun volume de celles-ci n’est inclus dans les estimations, même si on prévoit qu’ils contribuent à l’approvisionnement énergétique du pays dans l’avenir.

Pour tous les réservoirs de gaz avare de la Colombie-Britannique et de l’Alberta, les ressources commercialisables ont été calculées en fonction des taux de récupération ultime inférieurs (20 %) et supérieurs (40 %). Ces valeurs finales correspondent à la plage d’attentes des producteurs actifs dans ces régions. La Figure 12 illustre la répartition des ressources commercialisables de gaz avare au Canada.

Notons que la formation de Montney est considérée comme un réservoir de gaz avare; elle est incluse dans les estimations de gaz avare plutôt que dans celles du gaz de schiste. Pour cette évaluation, on ne dispose pas d’estimation du gaz en place pour l’extension de la formation de Montney en Alberta, même si des observations préliminaires suggèrent un fort potentiel des ressources albertaines et que la production est en cours dans certaines localités. Cela représente une lacune importante dans les estimations de gaz avare, mais impossible de faire mieux à l’heure actuelle.

Les formations datant du crétacé qu’on trouve dans le bassin Deep de l’Alberta renferment une abondante ressource de gaz en place. Ces valeurs se fondent sur une estimation non publicisée à partir des travaux détaillés de Petrel Robertson en 2006 pour le compte du ministère albertain de l’Énergie (avec

Sable compact de Nikanassin (Alberta)

Ressources de gaz avare

la participation de trois producteurs). Petrel a la permission d’utiliser ces estimations, mais les travaux géologiques et d’ingénierie qui les sous-tendent demeurent confidentiels et inaccessibles au public.

En Colombie-Britannique, tandis que la zone centrale de la formation de Montney est assez bien définie, les frontières de cette pièce continuent de s’étendre vers le nord et l’ouest. On peut donc s’attendre à ce que la quantité initiale de gaz en place estimé augmente avec le temps.

Figure 12 : Résumé des estimations des ressources commercialisables de gaz avare (Tcf)

Le gaz naturel de charbon (GNC) est communément appelé méthane houiller (MH). Il est présent dans les trois provinces de l’Ouest, au Yukon, aux T.N.-O. et dans les Maritimes (Figure 13). La plupart des ressources se trouvent en Alberta (Figure 14); une production est en place dans certaines zones des deux ou trois

principales formations houillères (Horseshoe Canyon et Mannville). Les ressources en GNC de la formation de Horseshoe Canyon se trouvent dans un assemblage multicouche de roches sédimentaires contenant jusqu’à 20 couches de charbon. La production se fait depuis des puits verticaux et essentiellement

à sec, avec très peu ou pas d’eau.

La production actuelle de GNC au Canada provient surtout du développement de la région centrale de Horseshoe Canyon, qui s’étend entre Calgary et Edmonton, et un peu plus à l’est. Cette production a connu une

Gaz naturel de charbon (GNC)

croissance rapide au cours des dix dernières années et représente aujourd’hui environ 750 millions de pieds cubes (Mpc)/jour (Figure 15).

En revanche, la production plus en profondeur à Manville implique la production d’eau de formation saline à partir du charbon avant de passer à la production de gaz, bien qu’Encana ait récemment démontré qu’à certains endroits, les couches de charbon de Manville pouvaient offrir de bons taux de production à sec. Cette formation ne représente que 3 % du total des puits produisant du GNC, mais elle regroupe plus de 15 % de la production de GNC (Figure 15). Les horizons de charbon productif ont tendance à être plus profonds et moins géologiquement mûrs,

ce qui entraîne un volume plus important de GEP. Chaque puits tend à produire plus, une fois la veine de charbon asséchée.

Fractures in Mannville coal seam, Alberta

Figure 13 : Résumé des estimations des ressources commercialisables de gaz avare (en Tcf)

Bien qu’il y ait une ressource importante de GNC en place en Colombie-Britannique, les ressources récupérables représentent un petit volume, principalement en raison de l’absence de productibilité démontrée et d’un accès difficile à la ressource.

Figure 14 :

Répartition des ressources de GNC en Alberta (à partir de

ERCB ST98)

Figure 15 :

Croissance de la production de GNC aux formations de Horseshoe Canyon et Mannville (à partir de ERCB, ST98)

Il existe aussi une importante ressource de GNC en place dans les Maritimes, surtout au large du Cap-Breton. On a fixé un facteur hypothétique de récupération faible pour cette région, étant donné que la Nouvelle-Écosse n’offre que des possibilités terrestres.

Le gouvernement de la Saskatchewan a identifié une petite ressource de GNC en place dans sa province. Elle n’offre que des perspectives modestes.

On croit que le Yukon, les T.N.-O. et le Nunavut renferment du méthane houiller en place, mais en raison du peu de données disponibles, nous les avons exclus.

On a identifié des ressources en gaz de schiste dans l’Ouest canadien, au Québec, dans les Maritimes, ainsi que dans une toute petite région du sud de l’Ontario (<1 Tcf). À certains endroits, on explore intensivement pour quantifier le potentiel de la ressource, mais à l’heure actuelle, on trouve une production soutenue uniquement dans le bassin de la rivière Horn, au nord-est de la Colombie-Britannique, ainsi que dans un petit gisement de gaz de schiste peu profond de la région de Wildmere, dans le centre-est de l’Alberta. Les estimations des ressources se fondent généralement sur l’épaisseur des schistes possiblement porteurs de gaz pour lesquels on dispose de volumes mesurés de gaz en place. Dans toutes les régions, les tests et le développement sont à un stade précoce. En conséquence, les facteurs de récupération reflètent une plage étendue, entre 5 % et 40 %, selon le type de gisement de schiste et la nature des obstacles à contourner.

Figure 16 : Estimations des ressources commercialisables de gaz de schiste (Tcf)

Ressources en gaz de schistes

Le bassin de la Rivière Horn, situé dans le nord-est de la Colombie-Britannique, fait l’objet d’une vaste exploration du gaz de schiste depuis le début des années 2000. En ce moment, la production s’y limite à des projets pilotes, bien que les résultats encourageants suggèrent que le développement commercial est envisageable au cours des deux prochaines années. La production actuelle est inférieure à 200 Mpc/j (début 2010), mais réaliser des infrastructures et équipements supplémentaires de traitement du gaz

permettra d’augmenter considérablement ce volume (Figure 17).

Au Québec, quelques sociétés explorent le gaz de schiste dans la région appelée les « basses terres du Québec ». On trouve du gaz naturel dans les formations Utica et Lorraine, à des distances allant de peu profondes à profondes, le long du fleuve Saint-Laurent et vers le sud, dans la région des Appalaches. Les activités d’exploration ne sont pas aussi avancées que dans le bassin de la rivière Horn, même si les premiers résultats sont encourageants. Le gisement de gaz de schiste du Québec est particulièrement intéressant pour plusieurs sociétés, en raison de sa proximité des grands marchés du Canada central et du nord-est des États-Unis. Le rythme du développement dans cette nouvelle région-ressource dépendra de la répétabilité et de l’amélioration des résultats des premiers tests pendant les phases d’essais pilotes de l’exploration.

Au Nouveau-Brunswick, quelques sociétés ont lancé des projets d’exploration pour tester le potentiel du bassin central des Maritimes. Les premiers résultats sont encourageants, mais l’évaluation étant à un stade très précoce, les estimations des ressources sont très préliminaires.

Schiste noir, provenance inconnue

Figure 17 :

Projection de la croissance de la production de gaz de

schiste dans le bassin de la rivière Horn

L’importance du gaz non conventionnel allant croissante, l’industrie gazière continue de se développer dans de nouvelles régions où l’on connait peu le potentiel des ressources. Bien qu’il y ait un intérêt et une certaine exploration dans de nombreuses régions, nous ne fournissons pas d’estimations des ressources, en raison du peu de données disponibles quant à la taille de ces possibilités. On estime que notre compréhension des ressources canadiennes augmentera à mesure que se poursuivra l’exploration. Voici les ressources possibles omises dans l’estimation actuelle :

La formation de Montney en Alberta : Aucune estimation publique de la ressource. Celle-ci est vaste et les activités d’exploration et de développement évoluent depuis la région centrale de Montney en C.-B. vers ce secteur.

Les schistes du Dévonien en Alberta : L’équivalent latéral des formations productives de la rivière Horn. Ces formations couvrent une vaste zone géographique et sont appelées schistes de Duvernay et Ireton dans une bonne partie du centre nord et du nord-ouest de l’Alberta. Ils auraient une teneur élevée en matières organiques et sont « gazeux » lorsqu’on les coupe.

Les schistes du Dévonien dans le corridor de la vallée du Mackenzie : Formations qui équivalent littéralement aux schistes productifs de la zone de la rivière Horn. Ils suivent la vallée sur sa longueur. L’évaluation en amont de cette ressource possible est encore à un stade très précoce.

Le bassin Liard : Cette zone à l’ouest du bassin de la rivière Horn renferme des schistes d’un âge semblable, mais plus profondément enfouis. Il s’agit d’une zone d’exploration active, mais elle est plus éloignée que le bassin de la rivière Horn. Son alignement inclut des parties de la Colombie-Britannique, du Yukon et des Territoires du Nord-Ouest.

Les schistes thermogéniques profonds du groupe Colorado, dans l’ouest de l’Alberta : Les schistes peu profonds du groupe Colorado, dans le centre et l’est de l’Alberta, tendent à avoir une pression de réservoir et une productivité faibles, en plus de présenter des conditions de stimulation difficiles. Au contraire, les schistes du groupe Colorado dans l’ouest de l’Alberta sont plus profonds, avec une pression supérieure du réservoir. On les soupçonne de pouvoir offrir une meilleure productivité. Aucune estimation publique de la ressource n’a pu être identifiée.

Les basses terres du Saint-Laurent : Seule la partie de la ressource Utica pour lesquelles des méthodes d’estimation ont pu être identifiées est incluse dans l’estimation actuelle. Comme le travail d’évaluation au Québec se poursuit, il faudra ajouter des ressources potentielles supplémentaires provenant des schistes d’Utica. Aucune estimation n’a été identifiée pour la formation de Lorraine, une formation de gaz avare que prédomine le limon qui recouvre le schiste d’Utica. L’industrie l’évalue présentement. Ce travail étant

Nouveaux débouchés pour le gaz non conventionnel au Canada

en cours, il faudra ajouter les ressources potentielles de Lorraine à la base des ressources gazières du Canada.

Le bassin central des Maritimes : Ce bassin se trouve principalement dans le golfe du Saint-Laurent, mais compte une composante terrestre au Nouveau-Brunswick et dans la pointe sud de Terre-Neuve. La région a fait l’objet d’une exploration limitée, mais les permis d’exploration récents permettront de mieux connaître le potentiel terrestre dans les prochaines années.

Les hydrates de gaz : Plusieurs sources estiment que les hydrates de gaz naturel constituent une ressource immense. Ces hydrates sont présents dans de vastes régions de l’Arctique, ainsi qu’au large des côtes Ouest et Est. Le gaz en place se chiffrerait à des milliers de Tcf. Ressources naturelles Canada détient la majeure partie de l’expertise canadienne en ce domaine.

Le Canada exporte environ la moitié de sa production aux États-Unis; tout changement à l’équilibre entre l’offre et la demande là-bas a de fortes répercussions sur l’exploitation du gaz naturel au Canada. Les programmes américains d’exploration gazière ont identifié de nombreuses possibilités pour l’exploitation de gaz non conventionnel dans plusieurs bassins répartis à travers le pays, pour les 20 prochaines années (Figure 18).

Figure 18 : Principaux bassins de gaz avare et de schiste aux États-Unis (EIA, décembre 2009)

Le gaz non conventionnel aux États-Unis

Le gaz de schiste et, dans une moindre mesure, le gaz naturel tiré du charbon ont fait l’objet d’une exploration extensive dans un certain nombre de bassins de l’est des États-Unis durant les années 1980 et 1990, mais la contribution globale de ces développements demeure relativement faible par rapport au gaz produit ailleurs par des réservoirs classiques.

Alors que l’approvisionnement conventionnel commençait à décliner, les nouvelles sources d’approvisionnement se sont concrétisées après plusieurs années d’investissement, de développement technologique et d’expérimentation. Pour développer de nouveaux gisements de gaz naturel tiré du charbon dans le bassin de San Juan et le bassin de la Rivière Powder, on a recouru à de nouvelles technologies, alors de pointe, pour accroître et optimiser la production. Parallèlement à l’expansion de ces développements, maintes entreprises ont commencé à chercher des réservoirs de gaz avare dans la région des Rocheuses. De nouveaux gisements, comme ceux de Jonas et Pinedale, ont démontré qu’on pouvait produire des quantités rentables de gaz naturel à partir de réservoirs à très faible perméabilité en utilisant des techniques originales de forage et d’achèvement.

Au cours des dernières années, la production gazière non conventionnelle a profité d’un élan important sous la forme du développement de réservoirs de gaz de schiste dans le bassin de Fort Worth, dans l’est du Texas. L’utilisation du forage horizontal, conjugué à une stimulation multiétapes par fracturation hydraulique a permis de récupérer de grandes quantités de gaz à partir de réservoirs de « schiste » à grain très fin. Il y a abondance de roches similaires dans les bassins sédimentaires nord-américains. Le succès du gisement de Barnett a entraîné une exploration généralisée des autres « bassins de schiste » des États-Unis.

Figure 19 : Croissance de l’approvisionnement en gaz de schiste aux États-Unis (Southwestern Energy, 2009)

La croissance qu’a connue la production de gaz de schiste aux États-Unis a modifié irrémédiablement la dynamique du marché nord-américain du gaz naturel. Alors que la demande est demeurée relativement stable au cours des cinq dernières années, l’offre a progressé, grâce à une contribution majeure des développements de gaz de schiste (Figure 19).

Le gaz non conventionnel représente maintenant plus de 50 % de la production gazière totale des États-Unis, le gaz de schiste représentant à lui seul près de 20 %. La production de gaz de schiste, qui ne représentait que 1 % de l’approvisionnement américain en 2000, pourrait atteindre jusqu’à 50 % de la production totale d’ici 2030 (CERA, 2010).

Les vastes ressources de gaz non conventionnel en Amérique du Nord, conjuguées à notre réseau continental de gazoducs fortement intégré, la capacité et l’emplacement de nos installations de stockage de gaz naturel et notre bonne capacité d’importation de GNL à proximité des grands centres consommateurs fournissent l’assurance que toute interruption ou tout déséquilibre entre l’offre et la demande de gaz naturel sera rapidement résolu.

S’il vous plaît recycler.

© Gaz naturel canadien, 2011

Gaz naturel canadien est un construit-au-Canada projet de plaidoyer parrainé par ces associations :

Canadian Energy Pipeline AssociationAssociation canadienne de pipelines d’énergie