Modèle de production de gaz naturel

Description du modèle

La production de gaz naturel au Canada est constituée de gaz classique^Définition*, de gaz de réservoirs étanches^Définition*, de gaz de schiste^Définition*, de gaz dissous^Définition*, de méthane de houille^Définition* provenant de l’Ouest canadien, ainsi que de gaz naturel classique produit sur terre au Nouveau-Brunswick, en Ontario et dans le Nord canadien. Les projections de production de gaz naturel dans l’Ouest canadien tiennent compte des tendances relatives aux caractéristiques de production des puits et des perspectives de mise en valeur des ressources. Des méthodes différentes ont été utilisées pour d’autres régions du Canada où la production provient d’un plus petit nombre de puits.

Dans AE 2023, la production de gaz naturel désigne la production de gaz naturel commercialisable.

Figure GN.1 – Aperçu du modèle pour le gaz naturel

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Ouest canadien (Colombie-Britannique, Alberta et Saskatchewan)

Les modèles de la Régie qui établissent des projections de la production de gaz naturel évaluent la capacité de production future de gaz. Ils ne tiennent pas compte d’éventuelles réductions de la production réelle dues à des conditions météorologiques changeantes, à des catastrophes naturelles, à des pannes d’équipement ou à d’autres interruptions de la production. La capacité de production correspond à la capacité de production des puits multipliée par le nombre de puits prévu.

Le nombre de puits forés à l’avenir présumé dans le modèle dépend des investissements. Le revenu total disponible pour l’industrie pour une année donnée est estimé en appliquant les prix futurs du gaz à la production totale de gaz et en déduisant les coûts des émissions. Une partie de ces revenus est ensuite réinvestie sous forme de dépenses en immobilisations dans de nouveaux puits. Le nombre de jours de forage au cours d’une année est déterminé en divisant le montant de ces dépenses par les frais quotidiens pour de telles activités. Le nombre de nouveaux puits forés chaque année correspond au nombre de jours de forage par année divisé par le nombre de jours requis pour forer et terminer un puits moyen. Les projections de production d’un puits moyen sont basées sur le rendement historique, et plus particulièrement sur l’évolution des taux de production initiale et des taux de diminution. La figure GN.2 résume la méthode de projection de la production de gaz naturel.

Figure GN.2 – Schéma de la méthode de production du gaz naturel

Regroupements pour l’analyse de la diminution de la production

Pour évaluer la production de gaz naturel dans l’Ouest canadien, la production et les puits de gaz naturel sont classés dans différentes catégories, comme le montre la figure GN.3. La production gazière de la formation de Montney constitue une source distincte de gaz de réservoir étanche, car elle est, et restera, le principal centre d’activité et de production dans l’Ouest du Canada.

Figure GN.3 – Carte des catégories de production de gaz naturel

Une analyse de la diminution de la production sur la base de données historiques a été utilisée pour définir les paramètres déterminant le rendement futur. La méthode utilisée pour déterminer la production de gaz à partir de puits de pétrole (gaz dissous) est décrite ci-dessous.

Régions gazières

Les puits et la production de gaz naturel sont regroupés géographiquement en fonction des régions^{Note de bas de page 1} de l’Alberta, de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan, comme le montre la figure GN.4.

Figure GN.4 – Carte des régions gazières dans l’Ouest canadien

Type : gaz classique, gaz de réservoirs étanches, gaz de schiste, méthane de houille et gaz dissous

Le type de gaz provenant d’un puits de gaz naturel est déterminé lorsqu’une zone a été attribuée à ce puits. Il peut s’agir de gaz classique, de gaz de réservoirs étanches, de gaz de schiste, de méthane de houille ou de gaz dissous.

Gaz de réservoir étanche

Le gaz naturel est considéré être de réservoirs étanches s’il est tiré d’un puits horizontal foré dans les formations suivantes après une certaine année.

• Montney (Colombie-Britannique) : bassin de phosphate des formations de Montney ou de Doig
• Montney (Alberta) : après 2004; formations de Montney ou de Doig, ou bassin et formation du Trias

Gaz de schiste

Le gaz naturel de schiste est le gaz tiré d’un puits horizontal foré dans les formations ci-après.

• Duvernay : après 2009; en Alberta, bassin et formation de Duvernay
• Cordova : en Colombie-Britannique; gisement/zone de Helmet, Muskwa, enfoncement Cordova, bassins Otter Park, Klua ou Evie
• Horn River : en Colombie-Britannique; gisement/zone du bassin de Horn River
• Liard : en Colombie-Britannique; gisement/zone du bassin de la Liard

Méthane de houille

Les regroupements de méthane de houille couvrent des parties de la Colombie-Britannique et de l’Alberta, et sont principalement classés par zone en trois catégories :

• Zone d’exploration principale de Horseshoe Canyon
• Puits de méthane de houille Mannville
• Autre méthane de houille

Gaz dissous

Le gaz dissous désigne le gaz naturel produit en parallèle à partir de puits de pétrole brut. Ce gaz associé à la production de pétrole est communément appelé gaz associé. De manière générale, le gaz dissous désigne le gaz provenant de la production de pétrole brut et qui doit être séparé de ce dernier, tandis que le gaz associé est un gaz naturel extrait du puits, mais qui n’est pas dissous dans le pétrole brut et n’a pas à en être séparé. Par souci de simplicité, AE 2023 classe tout le gaz naturel provenant des puits de pétrole dans la catégorie des gaz dissous.

Zone géologique – Groupes de formations

Les données sur les puits de l’Ouest canadien font état de milliers d’horizons stratigraphiques. Ce modèle regroupe ces horizons à l’intérieur de zones géologiques plus larges appelées groupes de formations. Les zones géologiques sont énumérées dans le tableau GN.1.

Des groupes de formations particulières peuvent par la suite être constitués à partir de ces zones géologiques en s’appuyant sur des critères comme la région, les caractéristiques de puits semblables ou le nombre de ces puits.

La figure GN.5 montre où se trouvent ces regroupements (ressources classiques, réservoirs étanches, schistes, méthane de houille et gaz dissous selon la zone et la profondeur)^{Note de bas de page 2} en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan. Dans cette analyse, la production de gaz provenant de la formation de Montney est séparée de celle des autres réservoirs de gaz étanches et représentée par les carrés orange marqués d’un « M » à la figure GN.5. Au total, l’Ouest canadien compte quelque 150 regroupements de ressources gazières, chacun ayant une production mensuelle et une composition de gaz annuelle distinctes.

Figure GN.5 – Carte des regroupements de gaz naturel de l’Ouest canadien

Les puits de gaz naturel sont toujours regroupés selon l’année, tous ceux ayant été forés avant 1999 faisant partie d’un seul groupe tandis que des groupes distincts existent pour chaque année à partir de ce moment. Pour chaque regroupement, le rendement d’un puits moyen peut donc être analysé au fil du temps pour voir comment les taux de production initiale et de diminution évoluent à mesure que la ressource est mise en valeur et que la technologie évolue.

Méthodes d’évaluation du rendement des puits de gaz naturel

Les données historiques sur la production sont analysées pour déterminer les baisses de production, qui servent ensuite à établir le rendement futur. L’analyse comprend les puits forés depuis 2000, ce qui permet d’avoir accès à un vaste ensemble de données historiques pour établir les tendances de la production. Les méthodes utilisées pour projeter la production de gaz naturel des puits existants diffèrent de celles utilisées pour projeter celle des puits futurs.

Les données de production historiques sont analysées pour déterminer le taux de diminution de chaque regroupement (région/type/zone/année de puits) afin de produire deux ensembles de paramètres :

1. Les paramètres de diminution d’un groupe décrivent les attentes quant à la production de l’ensemble des puits de pétrole d’un regroupement pour chaque année.
2. Les paramètres de diminution d’un puits moyen décrivent les attentes quant à la production d’un puits de gaz naturel moyen d’un regroupement pour chaque année.

Les deux ensembles de paramètres issus de cette analyse peuvent être téléchargés sous forme de fichier Excel au bas de la page sur les données supplémentaires d’AE 2023.

Un ensemble de données sur la production mensuelle historique de gaz naturel et un autre sur la production historique du puits moyen de chaque regroupement sont crées pour chaque regroupement.

Les ensembles de données utilisés pour estimer les paramètres de diminution du groupe sont générés de la façon décrite ci-après :

• Les productions de gaz naturel de chaque regroupement sont additionnées pour estimer la production totale du groupe en millier de pieds cubes par jour (« kpi³/j ») par mois civil.
• Ces données permettent de générer un graphique de dispersion des taux de production quotidienne totale de gaz naturel et de la production cumulative totale pour chaque regroupement.

Les ensembles de données utilisés pour déterminer la diminution moyenne du puits sont générés de la façon décrite ci-après :

• La production mensuelle historique de gaz naturel de chaque puits du regroupement est intégrée à une base de données.
• Les mois de production de chaque puits sont normalisés de sorte que le mois où le puits a commencé à produire devient le premier mois de production.
• La production totale de gaz naturel par mois de production normalisé est ensuite divisée par le nombre total de puits dans le regroupement afin de déterminer la production mensuelle normalisée d’un puits moyen.
• La production mensuelle normalisée de gaz naturel est ensuite divisée par le nombre moyen de jours dans un mois, soit 30,4375 (365,25 divisé par 12), afin de déterminer les taux de production quotidienne d’un puits moyen du regroupement.
• Ces données permettent de générer un graphique de dispersion des taux de production quotidienne totale de gaz naturel et de la production cumulative totale pour chaque regroupement.

Après avoir déterminé la production historique du puits moyen pour chaque regroupement et chaque année, la production de ces puits est évaluée dans l’ordre, à partir de l’année 2000 jusqu’à la dernière année pour laquelle des données sur les puits sont disponibles.

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

Pour chaque année de puits, la représentation graphique de la production quotidienne et de la production cumulative d’un puits moyen est d’abord examinée pour cerner l’information suivante :

• Taux de production initial
• Premier taux de diminution
• Deuxième taux de diminution
• Nombre de mois avant le deuxième taux de diminution – habituellement autour de sept
• Troisième taux de diminution
• Nombre de mois avant le troisième taux de diminution – habituellement autour de 25
• Quatrième taux de diminution
• Nombre de mois avant le quatrième taux de diminution – habituellement autour de 45
• Cinquième taux de diminution
• Nombre de mois avant le cinquième taux de diminution – habituellement autour de 90

La figure GN.6 donne un exemple des schémas d’analyse servant à évaluer le rendement d’un puits moyen et les différents taux de diminution appliqués à la production.

Figure GN.6 – Exemple d’une courbe de diminution de la production d’un puits

La quantité de données sur les puits forés il y a plusieurs années est suffisante pour établir tous les paramètres mentionnés précédemment, mais ce n’est pas le cas pour les puits plus récents. Par conséquent, on suppose que la production à long terme projetée d'un puits moyen récent sera semblable à la production historique à long terme d'un puits moyen plus ancien. Dans la figure GN.6, les données disponibles étaient suffisantes pour établir les paramètres déterminant les première, deuxième et troisième périodes de diminution du puits, mais les paramètres des quatrième et cinquième périodes ont dû être estimés sur la base de l’analyse de puits plus anciens.

Analyse de la diminution de la production d’un groupe

Les paramètres de rendement d’un puits moyen servent à calculer le rendement attendu du groupe. Si les données obtenues à partir des données sur le rendement du puits moyen ne correspondent pas aux données historiques réelles de production du groupe, les paramètres du puits moyen pourront être revus pour faire concorder les données de production du groupe calculées à l’aide des données sur le puits moyen et les données de production réelles du groupe. C’est ce qu’illustre la figure GN.7.

Figure GN.7 – Exemple d’une courbe de diminution de la production d’un groupe de puits

Les paramètres de rendement du groupe ci-dessous sont déterminés à partir du graphique de la production calculée et réelle :

• Taux de production à la fin de l’année précédente
• Premier taux de diminution
• Deuxième taux de diminution (le cas échéant)
• Nombre de mois avant le deuxième taux de diminution (le cas échéant)
• Troisième taux de diminution (le cas échéant)
• Nombre de mois avant le troisième taux de diminution (le cas échéant)
• Quatrième taux de diminution (le cas échéant)
• Nombre de mois avant le quatrième taux de diminution (le cas échéant)

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

Méthodes pour les puits existants

Les « puits existants » sont ceux qui sont entrés en production avant l’année où les plus récentes données sur les puits sont disponibles. Les paramètres de diminution d’un groupe sont utilisés pour projeter la production de gaz naturel des puits existants.

Dans les regroupements de puits plus anciens (2001, 2002, etc.), la production réelle du groupe au cours des dernières années s’est habituellement stabilisée ou s’approche du taux de diminution final établi à partir des données pour l’ensemble des groupes de puits forés avant 1999. Un taux de diminution unique suffit alors pour la durée de vie productive restante du regroupement et le rendement attendu pour un puits moyen a peu d’influence sur la détermination des paramètres du groupe.

Pour les regroupements de puits forés plus récemment, il est peu probable que les données historiques réelles de production du groupe constituent un bon fondement pour déterminer la production de gaz naturel future. Dans de tels cas, le rendement attendu du puits moyen est moins certain pour ce qui est des taux de diminution actuels et futurs à appliquer, et les paramètres des groupes de puits plus anciens sont utilisés pour estimer les taux de diminution futurs des puits récemment forés.

Méthodes pour les puits futurs

Les puits futurs sont ceux qui sont entrés en production durant l’année où les données sur les puits se terminent, ainsi que ceux qui entreront en production dans les années à venir. Pour les puits futurs, la production de gaz naturel projetée est fonction du nombre de ceux à forer et des caractéristiques de rendement moyen attendues de tels puits.

Le rendement des puits de gaz naturel futurs est obtenu pour chaque regroupement en extrapolant les tendances de production d’un puits moyen des années antérieures, soit sa productivité initiale et les taux de diminution qui ont suivi, en tenant compte des tendances technologiques et des contraintes de récupération possibles. Les paramètres des puits futurs peuvent varier d’un scénario à l’autre, s’il y a lieu. La figure GN.8 donne un exemple des taux de production initiaux prévus pour un puits moyen d’un regroupement sur la base des tendances historiques.

Figure GN.8 – Exemple de productivité initiale d’un puits moyen selon l’année

Les paramètres clés de diminution des projections de production à court terme sont les premier et deuxième taux de diminution, de même que le nombre de mois avant ce dernier. La figure GN.9 présente les valeurs historiques et projetées de ces paramètres pour un regroupement, et les tendances pour les puits forés antérieurement servent à définir les paramètres des années futures.

Figure GN.9 – Exemple de paramètres clés de diminution d’un puits moyen au fil du temps

Projection du nombre de puits de gaz naturel

Afin de projeter le nombre de puits futurs il faut évaluer le nombre de ceux qui seront forés et qui entreront en production annuellement pour chaque regroupement. La figure GN.2 illustre la méthode de projection de la production. La production annuelle correspond simplement à la somme de la production prévue pour tous les puits. Les carrés roses dans la ligne du bas décrivent comment on obtient la production par puits à l’aide des courbes de diminution, comme mentionné précédemment. Les carrés verts dans la ligne du haut illustrent la méthode utilisée pour obtenir le nombre de puits forés au cours d’une année.

Revenu brut

La première étape consiste à calculer le revenu brut d’une année en multipliant la production par le prix présumé. Le revenu brut est ensuite rajusté à la baisse pour prendre en compte les coûts de réduction des émissions. Pour le gaz naturel, les émissions de carbone produites par les activités de production sont calculées pour l’année, et ce volume est multiplié par le prix du carbone pour cette année. Les volumes d’émissions sont calculés à partir de l’intensité carbonique présumée (tonnes de CO₂ par millier de pieds cubes de gaz naturel produit) pour une année donnée. Les intensités de carbone historiques sont fondées sur les données disponibles, et les intensités projetées pour un scénario donné sont basées sur les hypothèses du scénario concernant les technologies et mesures d’atténuation et de réduction. Le prix du carbone utilisé dans les calculs pour une année peut comprendre des rajustements fondés sur la production pour prendre en compte les politiques applicables en place dans le scénario en question.

Jours de forage

Un pourcentage du revenu net (revenu brut moins coûts liés au carbone) est ensuite réinvesti dans l’industrie pour forer d’autres puits. Ce montant correspond aux dépenses en immobilisations liées au forage pour l’exercice. Le pourcentage de réinvestissement pour une année est fondé sur les tendances des ratios de réinvestissement antérieurs et des prix du gaz naturel, ainsi que sur les hypothèses applicables à chaque scénario.

Le montant réinvesti est divisé par le coût par jour de forage pour cette année afin d’obtenir le nombre total de jours de forage disponibles. Le coût par jour de forage d’une année est basé sur les coûts historiques par jour de forage, les taux d’inflation ou de déflation et les changements technologiques présumés dans le scénario.

Le nombre total de jours de forage est réparti entre chacun des regroupements de gaz naturel. Les fractions attribuées sont déterminées à partir des tendances historiques et des attentes quant au potentiel de mise en valeur de chacun des regroupements. Des tableaux présentant les données historiques (jours de forage et fractions) ainsi que les projections en fonction des fractions peuvent être téléchargés sous forme de fichier Excel au bas de la page sur les données supplémentaires d’AE 2023.

Puits de gaz naturel

Le nombre de puits de gaz naturel forés pour un regroupement donné au cours d’une année est calculé en divisant les jours de forage attribués à ce même regroupement par le nombre moyen de jours de forage par puits. Le nombre annuel moyen de jours de forage des puits d’un groupe est fondé sur les tendances historiques et les hypothèses utilisées dans le scénario concernant les gains ou les pertes d’efficacité.

Une fois déterminé le nombre de puits par regroupement pour l’année, la répartition mensuelle des puits forés au cours d’une année sert à calculer le nombre de puits forés chaque mois. Dans l’Ouest du Canada, la plupart des forages ont lieu à l’automne et en hiver. Au printemps, le sol dégèle et se ramollit, ce qui complique le déplacement des matériaux nécessaires au forage de nouveaux puits. L’activité reprend lorsque le sol est sec. Cette tendance saisonnière est prise en compte dans l’analyse grâce aux calculs mensuels de forage et de production.

Méthodes de production

Projection de la production des puits de gaz naturel sur un an

L’estimation des puits forés mensuellement au cours d’une année dans chaque regroupement permet de calculer la production de tous les puits en multipliant simplement le nombre de puits par les taux de production mensuels prévus pour un puits à l’aide des paramètres de la courbe de diminution. Ce calcul permet d’obtenir la production des nouveaux puits pour l’année. La production des puits forés antérieurement est ensuite calculée et ajoutée à l’aide des paramètres de diminution. Les productions mensuelles de chaque regroupement sont ensuite additionnées pour obtenir la production mensuelle de l’Ouest canadien pour l’année en question.

Projection de la production des puits de gaz naturel sur toute la période de projection

La production sur un an permet d’établir le revenu brut pour l’année suivante en multipliant la production par le prix, puis on recalcule le nombre de puits forés et la production des puits à partir des paramètres de diminution. Ainsi, la production des années précédentes alimente celle des années à venir, et les facteurs qui influent sur la production, comme une faiblesse persistante des prix du gaz naturel, une hausse des coûts du carbone, etc., auront des effets cumulatifs sur la production au fil du temps.

Projection de la production de gaz dissous

Le gaz dissous désigne le gaz produit en parallèle à partir de puits de pétrole brut. L’analyse pour ce gaz est effectuée par région, et les projections sont fondées sur les tendances historiques et attendues pour la production de pétrole classique, de pétrole de réservoirs étanches et de pétrole de schiste par province (voir la section portant sur la production de ces catégories de pétrole). La production projetée de gaz dissous représente la totalité de la production de gaz dissous (c’est-à-dire la production des puits de pétrole existants et futurs).

Yukon et Territoires du Nord-Ouest

La production provenant du delta du Mackenzie et d’autres régions situées le long du corridor du Mackenzie n’est pas incluse dans les projections. Le champ de Norman Wells produit de petites quantités de gaz qui répondent à des besoins locaux et qui ne sont pas raccordées au réseau de gazoducs nord-américain. La quasi-totalité du gaz naturel produit dans les Territoires du Nord-Ouest l’est à Norman Wells. Ikhil est l’autre gisement qui produit du gaz. Les projections de la production de gaz naturel à Norman Wells et à Ikhil sont établies en extrapolant les volumes de production historiques et en prenant en compte toutes les hypothèses applicables du scénario. La production de gaz naturel de Cameron Hills a cessé en février 2015.

Canada atlantique

Au Canada atlantique, la production de gaz naturel provient de sources classiques terrestres au Nouveau-Brunswick. La production terrestre du champ McCully, au Nouveau-Brunswick, a été raccordée au réseau pipelinier régional à la fin de juin 2007 et est exploitée de façon saisonnière.

La production extracôtière de gaz naturel des projets Deep Panuke et Sable en Nouvelle Écosse a cessé en 2018.

Ontario

La production de gaz naturel conventionnel de l’Ontario est modeste et les projections de production pour cette province sont établies en extrapolant les volumes de production historiques et en tenant compte des hypothèses applicables du scénario.

Production totale de gaz naturel au Canada

Les projections de production mensuelles de l’Ouest canadien, du Nord canadien, du Nouveau Brunswick et de l’Ontario sont additionnées pour obtenir la production totale de gaz naturel au Canada.

Annexe

Tableau GN.1 – Index des formations

Date de modification :

2024-03-28