Revue 2016 : Potentiel ultime des sursauts du gaz naturel dans l’Ouest canadien

Date de diffusion : 2017-01-12

Depuis l’introduction des techniques de forage horizontal et de fracturation hydraulique en plusieurs étapes dans la mise en valeur des ressources de gaz de réservoirs étanches et de gaz de schisteNote de bas de page 1 au Canada, il y a une dizaine d’années, les estimations du potentiel ultime de gaz dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC) ont plus que triplé, surpassant maintenant 1 000 billions de pieds cubes (Tpi³).

Les estimations des ressources de gaz naturel ultimement récupérablesNote de bas de page 2 que l’on publie sont des « instantanés » dans le temps de notre connaissance de la géologie d’un bassin et des technologies disponibles pour mettre ces ressources en valeur. Au cours des dernières années, on a découvert des ressources nouvelles et inattendues dans des formations qui, avait-on cru, offraient peu de potentiel. Grâce à la technologie, des ressources de gaz dont on connaissait l’existence, mais qu’on jugeait inaptes à la production, ont révélé leur immense potentiel de production.

Avant 2005, chaque nouvelle estimation du potentiel ultime de gaz classique dans le BSOC augmentait et surpassait la somme de la production cumulative de toutes les années antérieures et des réserves restantes. Au milieu des années 2000, on estimait que le potentiel ultime de production de gaz naturel dans le BSOC s’élevait à quelque 300 Tpi³, dont près de la moitié avait déjà été exploitée.

Estimations publiées du gaz naturel ultimement récupérable dans le BSOC
(chaque point représente une estimation publiée)

Source et description

Source : Office, et estimations publiques du gaz naturel ultimement récupérable dans le BSOC provenant des gouvernements provinciaux et d’autres organismes gouvernementaux et non gouvernementaux.

Description : Ce graphique présente la production cumulative, les réserves restantes et le potentiel ultime de la production de gaz naturel dans le BSOC, de 1980 à 2014. La production cumulative et les réserves restantes sont passées de 38 Tpi³ en 1970 à 275 Tpi³ en 2014. Les réserves de gaz naturel sont demeurées relativement stables, dans une plage de 55 à 75 Tpi³. Les estimatiopotentielns du potentiel total de gaz ont augmenté de façon constante, d’entre 146 Tpi³ et 185 Tpi³ au début des années 1980, à environ 300 Tpi³ en 2004. Puis, en 2010, un changement marquant est survenu : pour la première fois, les ressources de gaz non classique, comme le gaz de schiste et le gaz de réservoir étanche de Montney, ont été incluses. Selon la plus récente estimation, le potentiel ultime de l’Ouest canadien s’élèverait à plus de 1 000 Tpi³, soit plus du triple des estimations antérieures à 2005.

Remarque : Puisque les données les plus récentes sur les réserves dans certaines provinces remontent à 2014, on n’a pas tenu compte des données des dernières années.

C’est en 2004 que, pour la première fois au Canada, on a eu recours aux techniques de forage horizontal et de fracturation hydraulique en plusieurs étapes. C’était dans la formation de Montney, près de Dawson Creek, en Colombie-Britannique. Au tournant de la décennie 2010, ces nouvelles technologies étaient largement utilisées ailleurs. Il devint alors rapidement évident que le potentiel de gaz dans le BSOC était beaucoup plus grand que ce que l’on avait estimé jusque-là. Lorsque, en 2016, on a évalué le potentiel de gaz de schiste du bassin de la Liard, l’estimation de gaz ultimement récupérable dans le BSOC (gaz classique plus gaz non classique) a franchi la barre des 1 000 Tpi³.

À la fin de 2016, environ 210 Tpi³ seulement du potentiel total du BSOC avaient été extraits. À mesure que s’ajouteront de nouvelles estimations des ressources de gaz de schiste dans le BSOC, on peut s’attendre à ce que le potentiel ultime de ce bassin continue d’augmenter.

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