Ressources de schiste et de réservoirs étanches au Canada
Un produit issu de la Conférence des ministres de l’Énergie et des Mines
L'innovation technologique et l'efficacité croissante des technologies de forage horizontal et de fracturation hydraulique à plusieurs étapes permettent d'exploiter de vastes ressources de schiste et de réservoirs étanches non conventionnelles en Amérique du Nord.
On considère les ressources en hydrocarbures de schiste et de réservoirs étanches non conventionnelles en raison des méthodes dont on se sert pour les extraire, ainsi que des types de réservoirs depuis lesquels elles sont produites. Les ressources de schiste et de réservoirs étanches sont emprisonnées dans des formations géologiques dont la perméabilitéNote de bas de page 1 est très faible. Habituellement, deux technologies doivent être utilisées, soit le forage horizontal et la fracturation hydraulique (ou hydrofracturation, terme parfois utilisé), afin de libérer les hydrocarbures et de leur permettre de se rendre au puits à un taux commercial.
L'exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches a transformé les marchés énergétiques de l’Amérique du Nord et offert des perspectives économiques importantes; cependant, elle attire du même coup l'attention du public qui est préoccupé par sa progression et son empreinte écologique.
À propos de ce portail
Ce portail Web est le fruit d'une collaboration entre les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux. « Forer verticalement » en choisissant un sujet pour obtenir davantage d'information, ou « forer latéralement » en sélectionnant une province ou un territoire, afin d'en apprendre davantage sur l'exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches dans une administration particulière.
Géographie
Dans différentes régions du Canada, on trouve un potentiel significatif pour l’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches.
Gaz de schiste et de réservoirs étanches
Des ressources de schiste et de réservoirs étanches se trouvent dans presque toutes les provinces et territoires. La plupart des activités de production réalisées actuellement le sont dans le nord-est de la Colombie-Britannique, dans la formation de Montney.
Parmi les principales formations de schiste et de réservoirs étanches au Canada, on compte :
- Muskwa, Otter Park et Evie (bassin de Horn River) (C.-B.)
- Evie, Muskwa et Otter Park (enfoncement Cordova) (C.-B.)
- Muskwa et Besa River (bassin de la Liard) (C.-B. et Yn)
- Montney (C.-B. et Alb.)
- Duvernay (Alb.)
- Kettle Point (Ont.)
- Utica (Qc)
- Frederick Brook (N.-B.)
- Horton Bluff (N.-É.)
- Canol (Yn)
Pétrole de réservoirs étanches
Des ressources de pétrole de réservoirs étanches se trouvent en Colombie-Britannique, en Alberta, en Saskatchewan, au Manitoba, au Québec (île d’Anticosti), à Terre-Neuve-et-Labrador (ouest de Terre-Neuve) et dans les Territoires du Nord-Ouest. La plupart des activités de production réalisées actuellement le sont dans les formations de Bakken, Viking et Cardium, dans l’ouest du Canada.
Parmi les principales formations de pétrole de réservoirs étanches au Canada, on compte :
- Bakken/Exshaw (C.-B., Alb., Sask. et Man.)
- Montney/Doig (C.-B. et Alb.)
- Duvernay/Muskwa (Alb.)
- Cardium et groupe de Beaverhill Lake (Alb.)
- Viking (Alb. et Sask.)
- Lower Shaunavon (Sask.)
- Lower Amaranth (Man.)
- Macasty (Anticosti) (Qc)
- Green Point (T.-N.-L.)
- Canol (T.N.-O.)
Géologie
Les ressources de schiste et de réservoirs étanches sont des hydrocarbures non conventionnels (pétrole brut, gaz naturel et liquides de gaz naturel).
Qui se trouvent dans des réservoirs étanches, c’est-à-dire des roches dont les pores sont si petits ou si mal reliés que le pétrole et le gaz naturel ne peuvent pas circuler facilement entre eux. On entend par « gaz de réservoirs étanches » ou « pétrole de réservoirs étanches » les hydrocarbures se trouvant dans ces types de réservoirs. Le schiste est un type de réservoir étanche fréquent composé de roches sédimentaires dont le grain est extrêmement fin et qui peut contenir du pétrole ou du gaz naturel, désignés par les termes « pétrole de schiste » ou « gaz de schiste ».
Comme pour l’ensemble des hydrocarbures, les ressources se sont formées pendant des millions d’années, lorsque des matières organiques (plantes et microorganismes) ont été enterrées. Sous l’action d’une chaleur et d’une pression croissantes, elles se sont lentement transformées en pétrole et en gaz naturel. Certains de ces hydrocarbures se sont échappés dans des couches rocheuses adjacentes et sont relativement faciles à extraire en raison de la forte porositéNote de bas de page 2 et perméabilitéNote de bas de page 3 de leurs réservoirs. Cependant, la majorité est demeurée emprisonnée dans des couches plus serrées et moins perméables au sein desquelles il n’est pas possible de les extraire par des moyens conventionnels.
En fait, les ressources de schiste et de réservoirs étanches sont équivalentes au pétrole et au gaz naturel classiques. On les considère comme non conventionnelles en raison des méthodes permettant de les extraire, ainsi que des types de réservoirs depuis lesquels elles sont produites.
Caractéristiques géologiques
La capacité d’un réservoir à produire des hydrocarbures est associée à sa porosité et à sa perméabilité.
Les roches de réservoir sont semblables à des éponges. Elles conservent le pétrole et le gaz naturel dans des cavités (pores) qui sont présentes naturellement dans les roches. On entend par porosité du réservoir le pourcentage de volume de pores qu’une roche renferme.
Dans des réservoirs classiques, l’espace poral peut varier, allant d’ouvertures visibles plutôt grandes à des pores microscopiques. Habituellement, il représente moins de 30 p. 100 du volume rocheux. Dans le cas des réservoirs étanches, habituellement, la porosité est inférieure à 10 p. 100.
Cependant, sans égard au volume total de la porosité, si ces pores ne sont pas liés efficacement les uns aux autres, le pétrole et le gaz naturel ne peuvent pas se déplacer et être extraits. C’est ce que l’on entend par perméabilité. Cette caractéristique est aussi importante que la porosité des réservoirs. Plus la perméabilité est élevée, plus la quantité de fluide pouvant s’écouler dans la roche est grande.
En général, on mesure la perméabilité à l’aide du millidarcy. La perméabilité des réservoirs conventionnels peut aller de dizaines à des centaines de millidarcy. Habituellement, la perméabilité des réservoirs étanches va de 0,1 à 0,001 millidarcy. Les réservoirs schisteux sont encore moins perméables, soit de 0,001 à 0,0001 millidarcy. Ainsi, la perméabilité moyenne des réservoirs étanches et schisteux est habituellement trop petite pour permettre la production commerciale, sauf si on a recours à des techniques d’extraction non conventionnelles (forage horizontal et fracturation hydraulique).
Dans les réservoirs classiques, les hydrocarbures circulent facilement dans la formation, sauf s’ils sont emprisonnés dans une roche imperméable, ou roche de fondation. Cela crée des bassins localisés de pétrole et de gaz naturel auxquels on peut accéder au moyen d’un puits vertical foré directement dans le réservoir.
Dans les réservoirs étanches, les hydrocarbures se trouvent souvent au sein des mêmes roches où ils ont été générés . Sinon, les hydrocarbures des réservoirs étanches se trouvent dans l’espace poral et les fractures naturelles de toutes les roches étanches au sein desquelles ils ont migré. Les ressources de schiste et de réservoirs étanches ont tendance à être réparties, de manière vaste, sur de grandes superficies, au lieu d’être concentrées à des endroits particuliers.
Gaz et pétrole classiques, de réservoirs étanches et de schiste
Source : Office national de l’énergie (2011), Modifié de l’Energy Information Administration et de l’United States Geological Survey
Version textuelle - Figure 1
Figure 1 : Schéma montrant la localisation des différentes sources d’hydrocarbures dans le sol : gaz et pétrole classiques, gaz et pétrole de réservoirs étanches et de schiste et méthane de houille.
Potentiel en ressources
Les estimations concernant les ressources de schiste et de réservoirs étanches au Canada varient. Les gouvernements et organismes de réglementation fédéraux et provinciaux cherchent à élaborer une approche complète et normalisée pour évaluer les ressources de schiste et de réservoirs étanches au Canada. Selon certains intervenants de l’industrie, le potentiel des ressources de schiste et de réservoirs étanches canadiennes doivent tout de même faire l’objet de vérifications indépendantes au moyen d’évaluations géologiques publiques ou de la production commerciale.
Différents types d’estimations servent à mesurer le volume des hydrocarbures.
Une distinction importante existe entre les « ressources », qui peuvent ne pas être découvertes ou qu’il n’est économiquement pas viable d’exploiter, et les « réserves », qui sont des ressources découvertes dont l’exploitation par forage est rentable. Ces estimations varient en fonction des changements touchant les conditions économiques, la technologie et les renseignements disponibles. Tandis que davantage de données deviennent accessibles, l’exactitude des estimations est améliorée.
Selon la Régie de l’énergie du Canada (la Régie, antérieurement l’Office national de l’énergie), il reste 1 087 billions de pieds cubes de gaz commercialisable au Canada. De ce nombre, 750 billions de pieds cubes sont des ressources de gaz de schiste et gaz de réservoirs étanches. Fin 2014, la Régie a évalué que le Canada disposait de 171 milliards de barils de pétrole résiduel, 97 p. 100 de ce pétrole se trouvant dans des sables bitumineux, le reste provenant de sources de pétrole classique et de réservoirs étanches.
Quels sont les différents types d’estimations pour les ressources pétrolières et gazières?
- Pétrole/gaz en place : Le volume total de pétrole ou de gaz naturel présent dans le réservoir. Il n’indique pas le volume de pétrole ou de gaz naturel pouvant être extrait.
- Pétrole/gaz commercialisable : Le pétrole ou gaz naturel traité pour en retirer les impuretés, comme les liquides de gaz naturel et les sous-produits autres que les hydrocarbures (par ex., CO2, H2S)
- Pétrole/gaz techniquement récupérables : Le volume de pétrole ou de gaz naturel qui pourrait être récupéré de réservoirs connus à l’aide de la technologie actuelle, sans égard aux conditions économiques (p. ex. prix, coûts de production).
- Pétrole/gaz économiquement récupérables : Le volume de pétrole ou de gaz naturel qui pourrait être récupéré de réservoirs connus dans des conditions économiques prévisibles (p. ex., prix, coûts de production).
- Potentiel ultime : Le volume de pétrole ou de gaz techniquement récupérable et commercialisable selon les données géologiques actuelles, mais qui n’a pas encore été découvert par le forage.
- Réserves établies : Le volume de pétrole ou de gaz techniquement et économiquement récupérable et commercialisable prouvé par forage, essai ou production, ou dont l’existence est évaluée avec grande certitude à l’aide de données géologiques ou géophysiques
Exploration et production
Des technologies, comme le forage horizontal et la fracturation hydraulique à plusieurs étapes, ont permis la production d’hydrocarbures depuis les réservoirs étanches et de ressources de schiste dont la production n’était, auparavant, pas économique en Amérique du Nord.
Production canadienne
La production de ressources de schiste et de réservoirs étanches est en croissance, ce qui aide à compenser la réduction de la production classique. En 2014, le gaz de schiste représentait environ 4 p. 100 de la production totale de gaz naturel au Canada, tandis que le gaz de réservoirs étanches représentait 47 p. 100. D’ici 2035, la Régie de l’énergie du Canada (la Régie, antérieurement l’Office national de l’énergie) prévoit que la production conjointe de gaz de schiste et de gaz de réservoirs étanches représentera 80 p. 100 de la production de gaz naturel au Canada.
En 2014, le pétrole de réservoirs étanches représentait plus de 10 p. 100 de la production totale de pétrole brut au Canada. D’ici 2030, la Régie prévoit une croissance modérée de la production du pétrole léger provenant des réservoirs étanches du Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC) à mesure que diminue la production de pétrole brut classique. Cependant, au Canada, la mise en valeur des réservoirs étanches de pétrole est encore à ses débuts; la mesure selon laquelle ces ressources pourront être produites demeure donc à déterminer.
Production canadienne de gaz de schiste et de réservoirs étanches
Version textuelle - Figure 2
Figure 2 : Graphique montrant la production canadienne de gaz de schiste et de formation imperméable entre 2000 et 2013. Près de trois milliards de pieds cubes par jour en 2000 à près de sept milliards de pieds cube par jour en 2013.
Production de pétrole de réservoirs étanches au Canada
Version textuelle - Figure 3
Figure 3 : Graphique montrant la production de pétrole de réservoirs étanches au Canada entre 2005 et 2013. La production est passée de près de zéro baril par jour en 2005 à près de 350 000 barils par jour en 2013.
Source : Office national de l’énergie (2015)
Au Canada, les activités d’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches sont réalisées principalement dans l’Ouest canadien. Seules quelques provinces en ont permis l’exploration.
Histoire
Plus de 500 000 puits de pétrole et de gaz naturel ont été forés au Canada depuis que le premier puits de pétrole commercial en Amérique du Nord a été creusé à Oil Springs, en Ontario, en 1858, soit plus de trente années après que le premier puits de gaz naturel commercial a été creusé à Fredonia, dans l’État de New York, en 1821.
En 1920, on a découvert du pétrole à Norman Wells, dans les Territoires du Nord-Ouest, qui s’écoulait naturellement de gisements de gaz de schiste fracturés reliés au gisement de pétrole conventionnel sous-jacent.
En Alberta et en Saskatchewan, on produit du gaz naturel du Second schiste argileux de White depuis des décennies. Dans ces premiers cas, la fracturation naturelle suffisait pour permettre la récupération économique à l’aide de puits verticaux peu profonds.
La formation Montney en Colombie-Britannique a fourni la première production de gaz de réservoirs étanches au Canada provenant d’un forage horizontal et d’une fracturation hydraulique à plusieurs étapes en 2005. Le bassin de la Horn River, également situé dans le nord-est de la Colombie-Britannique, a fourni la première production moderne de gaz de schiste au Canada en 2006.
Pendant la même période, des intervenants se sont intéressés à d’autres zones de schiste et de réservoirs étanches en Colombie-Britannique, en Alberta, au Nouveau-Brunswick, en Nouvelle-Écosse et au Québec. De 2005 à 2008, en raison du prix plus élevé du pétrole, les entreprises étaient incitées à appliquer les technologies servant à exploiter le gaz de schiste et de réservoirs étanches aux formations de pétrole de réservoirs étanches dans l’Ouest canadien.
Processus d’exploitation
Quelques années, voire plus d’une décennie sont requis pour exploiter les ressources de schiste et de réservoirs étanches.
Étape 1 : Exploration
Schistes d’Utica
Source : Office national de l’énergie (2009)
Version textuelle - Figure 4
Figure 4 : Photo montrant des schistes d’Utica près de la Chute Montmorency, Québec. Le marteau sert à illustrer l’échelle.
Avant la production, un producteur doit évaluer, en premier lieu, le potentiel du réservoir et lancer le processus de réglementation applicable.
Pour préparer un site en vue du forage exploratoire, un producteur devra :
- étudier la géologie du réservoir (p. ex., évaluation géologique, relevés sismiques);
- obtenir des droits miniers;
- présenter une demande de licence et de permis;
- consulter les propriétaires fonciers, d’autres intervenants et les Premières Nations potentiellement concernées.
Comment l’industrie évalue-t-elle le potentiel des réservoirs de schiste ou étanches?
- Évaluation géologique : Lorsque des formations de schiste ou de réservoirs étanches sont susceptibles de contenir du pétrole ou du gaz naturel, l’évaluation initiale inclurait une étude de la matière organique et de l’historique thermique de la formation, afin de déterminer le type d’hydrocarbures formés (p. ex., du pétrole ou du gaz).
- Des essais seraient également effectués sur les roches, afin de mesurer la portion d’hydrocarbures libres dans l’espace poral et la portion fixée aux parois de tout espace poral.
- Pour toute formation de schiste ou de réservoirs étanches, d’autres évaluations porteraient sur l’épaisseur et la distribution géographique de la formation, le contenu minéral de la roche et ses propriétés physiques (par ex., perméabilité, porosité et friabilité).
- Relevés sismiques : On se sert du profil de réflexion sismique pour caractériser la géométrie et le volume des sites, comme la profondeur et les variations internes d’un gisement. Lors d’un relevé sismique terrestre, on enregistre la réflexion le long des pédiments des ondes acoustiques produites par un camion vibrateur ou de petites charges de dynamite enterrées.
Étape 2 : Préparation du site et construction du puits
Le forage exploratoire est essentiel, afin de déterminer les caractéristiques physiques et chimiques de la formation rocheuse à prospecter et d’évaluer la qualité de la ressource et sa quantité.
Pour préparer un site, un producteur devra :
- construire la route d’accès et la plateforme d’exploitation;
- forer le trou initial (puits de forage) afin de déterminer si le puits s’avère prometteur.
Le trou est foré en deux étapes ou plus et comprend au moins un trou de surface au-dessus de zones de faible profondeur, parfois un trou intermédiaire foré du fond du trou de surface dirigé vers la partie supérieure de la formation ciblée, et un trou de production foré dans la formation ciblée.
À la fin de chaque étape, un tuyau en acier est installé le long du puits et cimenté aux emplacements pertinents. De cette manière, la zone de faible profondeur et les eaux souterraines s’y trouvant sont protégées par au moins deux paires de barrières en acier et ciment; ainsi, la pression du puits est contenue et le haut du puits est stabilisé . La section de roche non ciblée peut donc être isolée des activités de puits, alors que la formation ciblée fait l’objet d’une fracturation hydraulique puis donne lieu à la production.
Étape 3 : Forage
Puits horizontaux par opposition aux puits verticaux
Source : JuneWarren-Nickle's Energy Group (2008)
Version textuelle - Figure 5
Figure 5 : Schéma montrant un puits horizontal et un puits vertical utilisant la fracturation hydraulique à plusieurs étapes.
Il est difficile d’atteindre une production en volume économiquement rentable à partir de puits verticaux des formations de schiste et de réservoirs étanches , car ces puits entrent en contact avec la roche hôte éventuelle de manière limitée, ce qui restreint la production potentielle de pétrole et de gaz naturel.
Le forage horizontal consiste à forer initialement un puits vertical depuis la surface, avant de forer progressivement à l’horizontale dans la zone ciblée.
La partie horizontale des puits horizontaux est forée le long d’une section d’un à trois kilomètres de roche hôte éventuelle. Ainsi, même si les coûts de forage d’un puits horizontal sont considérablement supérieurs à ceux d’un puits vertical, la production supérieure de cette masse plus importante de roche exploitée compense largement ces coûts supplémentaires . Cela rend les puits horizontaux économiquement rentables , là où les puits verticaux pourraient s’avérer moins économiques.
Étape 6 : Stimulation
Imagerie microsismique
Version textuelle - Figure 6
Figure 6 : Imagerie microsismique d’un puits horizontal pendant l’utilisation de la technique de fracturation hydraulique.
Même dans le cas du forage horizontal, la plupart des roches-réservoirs renfermant des ressources de schiste et de réservoirs étanches doivent être stimulées, afin de permettre l’écoulement des hydrocarbures vers le puits de forage.
La fracturation hydraulique est une technique de stimulation fréquemment utilisée. L’industrie utilise aussi le terme hydrofracturation pour la désigner. Cette méthode consiste à injecter de l’eau pressurisée dans l’unité lithologique. Habituellement, on y ajoute une petite quantité de sable et d’additifs chimiques.
En quoi la fracturation hydraulique consiste-t-elle?
Au cours de la fracturation hydraulique, de l’eau est injectée dans l’unité rocheuse à très haute pression jusqu’à ce que la roche se fissure et se fracture.
Du sable (un agent de soutènement) est ajouté à l’eau et injecté dans la formation pour empêcher les microfractures créées artificiellement de se refermer. Les fractures demeurent ainsi ouvertes, permettant au pétrole ou au gaz de se rendre au puits de forage.
Des additifs chimiques (qui représentent habituellement moins de 1 p. 100 de la teneur du fluide) sont utilisés à plusieurs fins, principalement pour accroître la viscosité, optimiser la récupération de l’eau après la fracturation ou protéger la gaine du tuyau de production de la corrosion. Le fluide de fracturation utilisé varie d’un exploitant à l’autre et diffère d’une formation à l’autre.
Habituellement, l’industrie cible les formations situées à une profondeur de plus d’un kilomètre. La fracturation hydraulique n’est permise que sous les aquifères d’eau douce les plus profonds.
Étape 5 : Exploitation du puits et production
Une fois les hydrocarbures dégagés du réservoir de schiste ou étanche et libres de s’écouler dans le puits, ils sont recueillis à la tête du puits à l’aide de méthodes similaires à celles utilisées pour le pétrole et le gaz conventionnels.
Une fois qu’un puits est exploité, il le sera habituellement pendant 10 à 30 ans. Les puits exploités sont surveillés et inspectés pour empêcher toute fuite.
Étape 6 : Fin de la production et remise en état
Lorsqu’un puits n’est plus productif, il est abandonné. Le terrain est remis en état.
Avant d’abandonner le puits, l’entreprise doit le sceller de manière appropriée.
Tout d’abord, l’entreprise nettoie et inspecte l’intérieur du puits de forage, faisant toutes les réparations requises.
En deuxième lieu, les formations poreuses et les zones d’eaux souterraines sont isolées entre elles ainsi que du puits de forage à l’aide de ciment.
On remplit ensuite le puits de fluide non corrosif. Enfin, l’entreprise entaille le tubage de puits sous le niveau de la surface et le bouche en installant un couvercle à évent.
La remise en état prend plusieurs années. Pour remettre en état le terrain, l’entreprise doit nettoyer ou assainir le site, enlever les matières étrangères, rétablir le profil du sol, replanter la végétation indigène et rétablir le paysage indigène, conformément aux exigences réglementaires.
Règlementation
En vertu de la Constitution du Canada, les ressources énergétiques terrestres qui se trouvent au sein des provinces appartiennent à ces dernières qui sont, en outre, chargées de la réglementation de leur exploitation.
Les organismes de réglementation provinciaux mettent constamment à jour leurs cadres réglementaires pour qu’ils reflètent la nature évolutive des technologies d’extraction du pétrole et du gaz, y compris l’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches. Ces cadres permettent de veiller à l’exploitation sécuritaire, à la protection de l’environnement et à la conservation des ressources.
Agence internationale de l’énergie : Des règles d’or pour un âge d’or du gaz, 2012
« Les technologies et le savoir-faire permettant de produire du gaz non conventionnel de façon satisfaisante sur le plan de l’environnement existent. L’industrie doit gagner la confiance de la population en affichant un rendement exemplaire; les gouvernements doivent veiller à ce que les politiques et régimes de réglementation appropriés soient en place. »
Source : Agence internationale de l’énergie (2012)
Réglementation de l’exploitation
Au Canada, on obtient habituellement les droits d’exploration et de production de pétrole et de gaz à la suite d’un processus d’appels d’offres sauf au Québec, où les droits sont remis dans l’ordre où les demandes ont été présentées (permis d’exploration).
Dans le nord du Canada et dans ses zones extracôtières, le processus d’octroi des droits s’appuie sur un critère de soumission et les droits sont délivrés à la meilleure soumission.
Actuellement, pour encourager l’exploration des zones isolées, le critère de soumission est le montant total que le soumissionnaire propose d’investir dans les travaux exploratoires de la parcelle pendant une période précisée (soumission par engagements pour travaux).
Dans la plupart des régions au Canada, les licences d’exploration comprennent le droit de mener des recherches d’hydrocarbures. Cependant, elles n’accordent pas de droits de surface.Il faut consulter le propriétaire foncier pour réaliser des activités d’exploration.
Il faut également consulter les Autochtones pour les décisions qui peuvent avoir une incidence sur les droits ancestraux ou titres fonciers.
La réglementation provinciale pour l’exploitation du pétrole et du gaz diffère. Les organismes de réglementation peuvent exiger des licences pour les puits ou des permis particuliers pour réaliser des travaux géophysiques, forer, effectuer une fracturation hydraulique, modifier ou abandonner un puits.
Des baux sont souvent requis pour l’accès à des terrains en surface. Les organismes de réglementation peuvent aussi exiger que des rapports de forage réguliers, des données de diagraphie géophysique et des données d’essai de puits soient dévoilés, en fonction de la catégorie de puits.
Rôle du gouvernement fédéral
Parmi les responsabilités fédérales, on trouve le commerce de l’énergie interprovincial et international, les pipelines franchissant des frontières, la prévention de la pollution, la protection des habitats, la supervision réglementaire des produits chimiques, ainsi que la réglementation des ressources naturelles dans des régions de du Nord canadien, des régions maritimes extracôtières et sur des terres autochtones.
En tant que ministère fédéral chargé de la question de l’énergie, Ressources naturelles Canada (RNCan) propose une expertise et un leadership stratégique en matière de ressources de schiste et de réservoirs étanches, en analysant les marchés énergétiques, en finançant des études scientifiques et en les réalisant, ainsi qu’en consultant l’industrie, les organismes de réglementation, les milieux universitaires et d’autres ministères gouvernementaux pour élaborer des politiques et aborder les préoccupations.
La Commission géologique du Canada (CGC), au sein de RNCan,fournit des renseignements géoscientifiques permettant de prendre des décisions relatives à l’exploration, à la gestion des ressources et à la protection de l’environnement.
Environnement et Changement climatique Canada et Santé Canada
Le rôle et les pouvoirs d’Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) en matière de prévention de la pollution et de protection des habitats sont définis dans plusieurs lois, en particulier la Loi canadienne sur la protection de l’environnement, 1999 (LCPE 1999) et la Loi sur les pêches. ECCC est également responsable de la Loi sur les espèces en péril et de la Loi sur la Convention concernant les oiseaux migrateurs.
Dans le cadre de la LCPE 1999, Santé Canada et ECCC partagent la responsabilité d’évaluer les risques potentiels associés aux polluants environnementaux et substances chimiques et à l’élaboration de mesures de contrôle, lorsqu’il est prouvé qu’une substance présente un risque pour l’environnement ou la santé de la population canadienne. Cette responsabilité s’accompagne du pouvoir de réglementer les polluants atmosphériques et les gaz à effet de serre indiqués.
ECCC est également responsable de l’administration et de l’application de clauses de prévention de la pollution de la Loi sur les pêches, qui interdit le déversement de substances nocives dans les eaux fréquentées par des poissons ou dans des milieux où la substance peut entrer en contact avec de l’eau, sauf si le déversement est autorisé par un règlement d’une loi fédérale.
La Régie de l’énergie du Canada (la Régie, antérieurement l’Office national de l’énergie) est un organisme fédéral indépendant qui réglemente plusieurs aspects de l’industrie des ressources de schiste et de réservoirs étanches au Canada. Elle réglemente la construction et l’exploitation des pipelines et le commerce de l’énergie interprovinciaux et internationaux.
La Régie est aussi chargée de la réglementation de l’exploration pétrolière et gazière, ainsi que des activités de production dans les régions particulières qui ne sont pas réglementées par des accords fédéraux-provinciaux conjoints. La Loi sur les opérations pétrolières au Canada établit les responsabilités réglementaires et certaines dispositions de la Loi fédérale sur les hydrocarbures visent des régions particulières.
Terres sur lesquelles la Régie exerce son autorité en ce qui a trait aux opérations pétrolières et gazières
Source : Régie de l'énergie du Canada (2019)
Version textuelle - Figure 7
Figure 7 : Carte du Canada montrant les terres sur lesquelles la Régie exerce son autorité en ce qui a trait aux opérations pétrolières et gazières. Ces terres incluent le Nunavut, une partie des Territoires du Nord-Ouest et des zones extracôtières de la Colombie-Britannique, l’Arctique et une partie des eaux au large de la côte Est qui ne sont pas sous la juridiction de l’Office Canada–Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers ou de l’Office Canada-Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers.
Services aux Autochtones Canada
Pétrole et gaz des Indiens du Canada (PGIC), organisme de service spécial au sein des Services aux Autochtones Canada (SAC) est chargé de la réglementation des ressources de schiste et de réservoirs étanches sur les réserves des Premières Nations. PGIC est exploité en vertu de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes et du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes, ainsi que d’autres lois et lignes directrices pertinentes.
Considérations environnementales
Habituellement, l’opposition à l’égard de l’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches met l’accent sur les répercussions éventuelles de la fracturation hydraulique sur la santé publique et l’environnement.
Les préoccupations environnementales fréquemment exprimées touchent les répercussions éventuelles de l’exploitation sur les ressources d’eaux de surface et souterraines et les émissions atmosphériques. Les répercussions éventuelles touchant les sols, dont les tremblements de terre (ou la sismicité induite) ont également attiré l’attention de la population.
En 2013, Environnement Canada a demandé au Conseil des académies canadiennes de réaliser une étude sur les connaissances associées aux incidences environnementales de l’exploitation du gaz de schiste au Canada. Le rapport concluait qu’il existe des lacunes sur le plan des connaissances scientifiques en ce qui concerne les ressources hydriques et les émissions atmosphériques (qui sont toutes deux liées à l’intégrité des puits), les terres, la sismicité induite et les répercussions sociales.
Des études fédérales sont en cours pour évaluer les techniques d’exploration et de production, afin de prévenir ou de minimiser les risques de contamination, d’émissions, de répercussions sur les sols et de sismicité induite associés à l’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches.
Quantité et qualité de l’eau
Le risque de contamination des eaux de surface et souterraines par les activités d’exploration et d’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches, et tout particulièrement la fracturation hydraulique, est une préoccupation répandue, particulièrement dans les régions peuplées, où les eaux de surface et souterraines sont utilisées comme eau potable ou servent à des fins agricoles et industrielles.
En Amérique du Nord, on a recours à la fracturation hydraulique pour stimuler les puits de production des réservoirs de pétrole conventionnel et de gaz naturel depuis plus de 60 ans. En Alberta seulement, plus de 180 000 puits ont fait l’objet d’activités de fracturation hydraulique (principalement des puits verticaux). À l’échelle du Canada, environ 14 000 puits horizontaux ont été fracturés hydrauliquement jusqu’à maintenant. La plupart d’entre eux se trouvent dans des régions plutôt éloignées. Dans la majorité des cas, il s’agissait de traitements de fracturation relativement importants à volume élevé.
La réglementation du secteur du pétrole et du gaz au Canada vise à protéger les ressources hydriques lors de l’exploitation du pétrole et du gaz, y compris les ressources de schiste et de réservoirs étanches. Les règlements varient d’une juridiction à l’autre. Cependant, dans tous les cas, des banches en acier et en ciment isolent et protègent les aires d’eaux souterraines des zones d’eau saline, de gaz naturel et de pétrole plus profondes.
En général, toutes les eaux usées des activités de fracturation hydraulique sont recueillies et entreposées dans des réservoirs fermés dotés d’enceintes de confinement secondaire pour empêcher toute infiltration éventuelle dans le sol. Il est alors possible de réutiliser ces eaux usées dans d’autres activités de fracturation ou de les réinjecter en profondeur dans des aquifères salins profonds. Les eaux usées ne s’introduisent pas dans les eaux de surface (par ex., des lacs et des ruisseaux) ni dans des aquifères proches de la surface utilisés pour l’approvisionnement en eau potable.
En quoi consistent les produits chimiques utilisés dans les fluides de fracturation hydraulique?
Lors de la fracturation hydraulique, des additifs chimiques (qui représentent habituellement moins de 1 p. 100 de la teneur du fluide injecté) sont utilisés à plusieurs fins, principalement pour accroître la viscosité du fluide injecté, optimiser la récupération de l’eau après la fracturation ou protéger la gaine du tuyau de production de la corrosion. Le fluide de fracturation utilisé varie d’un exploitant à l’autre et diffère d’une formation à l’autre.
Le registre des produits chimiques FracFocus.ca propose de l’information sur les additifs utilisés dans le cadre des activités de fracturation hydraulique, les méthodes de fracturation et les règlements provinciaux.
En Colombie-Britannique, en Alberta et au Nouveau-Brunswick, les entreprises ont l’obligation juridique de divulguer publiquement le nom des additifs qu’elles ajoutent au fluide de fracturation. Les entreprises réglementées par la Régie de l’énergie du Canada (antérieurement l’Office national de l’énergie) ont une obligation semblable.
En plus des questions relatives à la qualité de l’eau, les préoccupations portent sur les besoins en eau lors de l’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches.
Tous les réservoirs non conventionnels n’exigent pas de grandes quantités d’eau et une pression élevée pour la fracturation. La quantité d’eau requise pour stimuler un puits dépend principalement des propriétés géologiques et des roches du réservoir, ce qui détermine la pression, la profondeur, la longueur et la méthode de stimulation nécessaire pour assurer la fracturation de la roche.
Même si, historiquement, l’industrie a utilisé du fluide de type « slickwater » lors d’activités de fracturation hydraulique (constitué d’un mélange d’eau, de sable et d’additifs chimiques), d’autres techniques comprennent l’utilisation de mousses (faites d’un mélange de gaz et d’eau), de propane liquide, d’azote, de dioxyde de carbone et de combinaisons de plusieurs de ces méthodes.
Émissions atmosphériques
D’autres préoccupations environnementales associées à l’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches portent sur les émissions atmosphériques et la qualité de l’air. Les contaminants atmosphériques, les toxines et les gaz à effet de serre peuvent avoir des répercussions sur la santé de la population et des écosystèmes à l’échelle régionale, en plus d’être une cause des changements climatiques à l’échelle mondiale.
La plupart des gaz de schiste et de réservoirs étanches actuellement mis en valeur présentent une teneur en dioxyde de carbone faible, semblable à la production typique de gaz conventionnel. C’est pourquoi les émissions de gaz à effet de serre par unité de gaz de schiste et de réservoirs étanches produite et consommée sont semblables à celles associées à la production et à la consommation du gaz naturel conventionnel.
Le gaz de schiste produit-il davantage d’émissions de gaz à effet de serre que le gaz conventionnel? Qu’en est-il du charbon ou des produits pétroliers?
L’analyse du cycle de vie tient compte de toutes les émissions de gaz à effet de serre significatives pour toutes les étapes de la production, du traitement, du transport et de la consommation finale d’un carburant, afin de dévoiler l’empreinte carbone complète. L’outil d’analyse du cycle de vie GHGenius de Ressources naturelles Canada a servi à modéliser les émissions de gaz à effet de serre du gaz de schiste.
Dans l’ensemble, l’étude a conclu que le gaz de schiste émet légèrement davantage d’émissions que le gaz naturel conventionnel (4 p. 100 de plus). Cependant, ses émissions sont grandement inférieures à celles des produits pétroliers ou du charbon (de 29 p. 100 à 38 p. 100 inférieures).
Chaque fois que le gaz naturel produit ne peut pas être commercialisé ou injecté à nouveau dans un puits de pétrole ou de gaz, il doit être dispersé dans l’atmosphère ou brûlé à la torche.
Selon certaines études, de gros volumes de méthane, un gaz à effet de serre puissant qui est le principal composant du gaz naturel, sont dispersés dans l’atmosphère lors de la construction de puits de schiste et de réservoirs étanches. Au Canada, cela se produit rarement en raison des considérations pour l’environnement, l’économie et la sécurité. La plupart des provinces qui produisent beaucoup de gaz naturel disposent d’initiatives pour réduire la dispersion du gaz dans l’atmosphère et le brûlage à la torche.
Le programme de déclaration de gaz à effet de serre d’Environnement et Changement Climatique Canada concerne uniquement les grandes installations. Les activités de fracturation hydraulique n’atteignent pas les seuils nécessaires à la production de ces déclarations d’émissions et la plupart des sources d’émissions proviendraient d’installations non assujetties à ce programme. Même si les organismes de réglementation provinciaux définissent des exigences et des règlements en matière d’émissions de gaz à effet de serre, ils ne visent généralement pas les sources peu importantes.
On a aussi déterminé que les fuites de méthane de puits de forage sont une cause éventuelle de la contamination atmosphérique (émissions fugitives) provenant des puits conventionnels et non conventionnels. Dans l’Ouest canadien, en raison des exigences provinciales en matière de surveillance, les organismes de réglementation peuvent quantifier les émissions fugitives qui sont directement rejetées par un puits.
Répercussions sur les sols
L’empreinte écologique et la sismicité induite figurent quant à elles parmi les préoccupations fréquemment exprimées concernant les répercussions éventuelles de l’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches sur les sols.
L’empreinte écologique laissée par l’utilisation des terres dans la mise en valeur des resources de schiste et de reservoirs étanches ne devrait pas être tellement plus élevée que celle de l’exploitation du gaz classique. Les avancées techniques en matière de forage horizontal permettent de forer et d’exploiter plusieurs puits à un même emplacement.
Grâce à l’utilisation de plateformes d’exploitation, où plusieurs puits horizontaux sont forés à partir du même emplacement, un moins grand nombre de routes d’accès est nécessaire et la concentration des installations et des pipelines au sein de cette empreinte réduit davantage les perturbations de surface
Au Canada, la plupart des tremblements de terre d’origine naturelle se produisent dans des régions sismiques actives, où il n’y a pas d’activités de fracturation hydraulique ou d’injection d’eaux usées en puits profonds. Même si la fracturation hydraulique ou l’injection d’eaux usées en puits profonds peut, à l’occasion, être liée à un tremblement de terre ressenti, cette situation est normalement relativement mineure et est rarement ressentie.
Comment Ressources naturelles Canada surveille-t-il les tremblements de terre et étudie-t-il la sismicité induite?
À l’échelle du Canada, plus de 200 sismographes enregistrent constamment l’activité sismique locale et mondiale. Des réseaux sismiques denses ont été installés localement dans plusieurs régions où des activités de fracturation hydraulique ont lieu (p. ex. le nord-est de la Colombie-Britannique), afin de déceler la source de faibles secousses sismiques et de comprendre la réaction de la roche à l’égard des paramètres de fracturation hydraulique.
En ce qui a trait aux régions où les ressources de schiste et de réservoirs étanches pourraient être exploitées, il faut faire une distinction entre les activités touchant la couche inférieure de l’écorce terrestre et les activités en surface liées à des programmes de fracturation ou à la réinjection d’eaux usées dans des aquifères profonds.
Des réseaux sismiques ont aussi été déployés dans les Territoires du Nord-Ouest et au Nouveau-Brunswick, là où des activités d’exploration et d’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches pourraient avoir lieu, afin de surveiller la sismicité naturelle des régions et d’établir des données de base.
Répercussions économiques
L’exploitation des ressources de schiste et de réservoirs étanches pourrait contribuer grandement à l’économie canadienne. Parmi les retombées, il y a des emplois pour les Canadiens, des redevances et des paiements de location pour les gouvernements provinciaux ou territoriaux qui sont propriétaires des ressources, ainsi que des impôts versés aux gouvernements municipaux, provinciaux, territoriaux et fédéral.
Parmi les répercussions macroéconomiques, on compte également les investissements accrus, une balance commerciale plus solide et une dépendance réduite à l’égard des importations d’énergie.
Économie canadienne
En 2014, l’industrie du pétrole et du gaz représentait 7,8 p. 100 du PIB (produit intérieur brut) nominal du Canada et soutenait plus de 190 000 emplois directs et plus de 170 000 emplois dans le domaine de la construction. L’industrie était responsable de 83 milliards de dollars ( 31 p. 100) du total des dépenses en immobilisations au Canada et de 137 milliards de dollars en exportations nationales.
Les gouvernements fédéral, provinciaux, territoriaux et municipaux tirent profit de recettes directes des industries de l’énergie découlant des impôts sur le revenu des sociétés, des taxes indirectes, des redevances à la Couronne et de la vente de terres domaniales.
Les recettes associées à la production de pétrole et de gaz dont tirent profit les gouvernements servent à respecter les priorités de ces gouvernements, comme l’augmentation des revenus provenant de l’impôt, la réduction du déficit, le soutien aux projets d’infrastructure et la prestation de différents programmes et services à la population.
Entre 2009 et 2013, les recettes du gouvernement découlant de l’industrie du pétrole et du gaz atteignaient, en moyenne, 21,9 milliards de dollars.
Prix du gaz naturel
Prix du gaz naturel (AECO)Note de bas de page 4
(CAD/MMBtu)
Version textuelle - Figure 8
Figure 8: Graphique linéaire montrant la baisse du prix du gaz naturel entre 2003 et 2014 et la moyenne annuelle du prix pour chaque année.
Depuis 2008, la croissance rapide de la production de gaz de schiste aux États-Unis a contribué à un excès d’offre sur le marché du gaz naturel en Amérique du Nord. Par conséquent, la moyenne des prix du gaz naturel au Canada a baissé de près de 71 p. 100 , atteignant des bas prix record en décembre 2015.
Même si le prix du gaz naturel au Canada atteignait, en moyenne, 4,6 $ le gigajoule au cours de la dernière décennie, le prix en Europe et en Asie atteignait, en moyenne, 10 $ le gigajoule.
En raison du faible prix du gaz naturel et afin de demeurer concurrentiels, les producteurs canadiens ciblent de plus en plus les gisements de gaz naturel riches en liquides de gaz naturel (p. ex. éthane, propane, butanes et pentanes). Le prix de ces liquides de gaz naturel est lié au prix du pétrole. Ils se vendent donc à un prix supérieur à celui du gaz naturel. Cependant., récemment, la croissance de la production des liquides de gaz naturel a créé une surabondance au Canada et aux États-Unis, et ce marché sursaturé entraîne également une baisse des prix des liquides de gaz naturel.
Les faibles prix du gaz naturel ont eu des effets positifs pour les industries, les entreprises et les ménages canadiens.
Au Canada, le gaz naturel est utilisé par les consommateurs résidentiels et commerciaux comme source de combustible pour chauffer les locaux, chauffer l’eau, faire sécher les vêtements et cuisiner. Dans les maisons canadiennes, le gaz naturel sert à chauffer près de 50 p. 100 des espaces et 67 p. 100 de l’eau. La baisse du prix du gaz naturel après la révolution du gaz de schiste et de réservoirs étanches a permis aux ménages de réaliser des économies annuelles de plus de 300 $ sur la facture de chauffage des locaux.
En raison du faible prix du gaz naturel, les services publics ont choisi d’investir dans la production d’électricité au gaz. Cela a été, en outre, bénéfique pour les entreprises et industries consommant énormément de gaz naturel comme matière première et combustible, comme les sables bitumineux ou des installations qui produisent des produits chimiques, des engrais, des produits pharmaceutiques ou du plastique.
Commerce des produits énergétiques
D’importantes pressions sont exercées sur les exportations canadiennes de pétrole et de gaz naturel par la production de schiste et en réservoir étanche commercialisable aux États-Unis, pays qui est notre client le plus important dans le domaine de l’énergie. Depuis le milieu des années 2000, la demande pour le pétrole et le gaz naturel importés aux États-Unis a diminué.
D’ici 2017, les États-Unis pourraient être un exportateur net de gaz naturel et produire jusqu’à 10,6 millions de barils de pétrole brut par jour d’ici 2020. Du fait de ce développement, ainsi que de limites sur le plan de l’infrastructure actuelle de pipelines, la production canadienne subit des pressions pour trouver de nouveaux marchés, grâce à la construction de pipelines et à la création de terminaux d’exportation du gaz naturel liquéfié (GNL) au Canada.
Pour en savoir davantage
Recherche
Recherche de Ressources naturelles Canada
En tant qu’organisme fédéral de géomatique et de géosciences du Canada, Ressources naturelles Canada (RNCan) fournit l’expertise géoscientifique et géospatiale publique ainsi que les connaissances et la technologie visant à accroître la compréhension, l’intendance et la souveraineté du Canada quant à sa masse terrestre et à ses ressources naturelles. GEOSCAN est la base de données des publications scientifiques du Secteur des sciences de la Terre de RNCan et compte plus de 60 000 notices.
RNCan possède des bureaux et des laboratoires chargés de la recherche, du développement, de la démonstration et du déploiement en matière d’énergie propre et collabore avec ses partenaires pour faire la promotion du développement durable et économique des ressources naturelles, tout en améliorant la qualité de vie des Canadiens.
Dans le cadre du Programme de recherche et de développement énergétiques et de l’Initiative écoÉNERGIE sur l’innovation, RNCan finance également la recherche et le développement par l’intermédiaire d’autres ministères fédéraux, du milieu universitaire, des particuliers et des entreprises, afin d’accroître la récupération du pétrole et du gaz de formations non conventionnelles, de réduire leur empreinte sur l’environnement et d’augmenter la surveillance environnementale.
Collaboration en recherche
Le rapport Exploitation responsable du schiste : Accroître la base de connaissance sur le pétrole et le gaz de schiste au Canada (PDF, 1,51 Mo) et son recueil de projets (PDF, 1,48 Mo), préparés pour la Conférence des ministres de l’Énergie et des Mines (CMEM) 2013 compilent et résument les principaux efforts et les plus importantes recherches des gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux sur l’innovation et l’exploitation des ressources de schiste.
Dans le cadre de la CMEM 2015, le rapport Agir ensemble : Aller de l’avant pour la recherche, la technologie et l’innovation en matière d’énergie promeut l’innovation par la collaboration au sein du secteur énergétique, présente un plan d’action indiquant les priorités communes et propose des mesures collaboratives précises à prendre afin d’améliorer le rendement environnemental de l’exploitation des ressources de schiste.
Géoscience et géoingénierie de l’énergie – Comité consultatif sur le Réseau d’innovation ouvert collaboratif (GE-RIOC), est en cours d’élaboration pour déterminer les priorités communes de l’industrie, du milieu universitaire et des gouvernements en matière d’exploitation des ressources de schiste.
Ces priorités de recherche incluent les suivantes :
- Enjeux environnementaux
- Géoingénierie et extraction
- Caractérisation des réservoirs et évaluation des ressources
Pour en savoir davantage
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