ARCHIVÉE - Demande de désignations pour la mer de Beaufort et le delta du Mackenzie

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Bulletin
Volume 4, numéro 1
Janvier 1997

Demande de désignations

La Direction de la gestion des ressources pétrolières et gazières du Nord invite l'industrie à désigner des parcelles à des fins de prospection sur une superficie de quelque 100 millions d'hectares (385 000 milles carrés) dans le delta du Mackenzie, la mer de Beaufort et l'ouest de l'archipel arctique. Cette demande inclut les terres auparavant détenues en vertu du permis de prospection 358 situé immédiatement au nord du permis de production d'Amauligak.

La demande de désignations débute le lundi 20 janvier à 9 h et se termine le vendredi 4 avril 1997 à 16 h (heure de l'Est). Les parcelles désignées feront l'objet d'un appel d'offres dont la date de clôture est prévue pour août 1997.

Les intéressés trouveront la version électronique de la demande et de la carte s'y rapportant dans notre page d'accueil sur notre site Web de l'Internet. Il est également possible d'obtenir une version papier de ces documents en téléphonant à la Direction de la gestion des ressources pétrolières et gazières du Nord au (819) 994-1606, ou au Bureau d'information sur les terres domaniales de l'Office national de l'énergie, à Calgary , au (403) 299-3112.

C'est la neuvième année consécutive où il est possible de désigner des terres dans cette région. Le cycle annuel répond aux besoins des collectivités et des entreprises de la région, qui souhaitent un environnement de planification prévisible, permettant d'élaborer des stratégies d'acquisition foncière, de prospection ainsi que d'autres stratégies commerciales.

Nouveaux permis dans le delta du Mackenzie

Le 6 janvier 1997, le ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien a annoncé l'octroi de deux nouveaux permis de prospection pétrolière et gazière dans la région du delta du Mackenzie (se rapporter aux permis de prospection 384 et 385 sur la carte ci-jointe).

Husky Oil Operations Ltd. et Ressources Gulf Canada Limitée ont reçu ces permis contre l'abandon de 21 anciens permis dans la région du cap Bathurst des T. N.-O., conformément à l'alinéa 17(1)(b) de la Loi fédérale sur les hydrocarbures (LFH). Ces permis se trouvaient sur des terres dont les titres ont été remis en 1984 aux Inuvialuit, notamment les droits du sous-sol, en vertu du sous-alinéa 7(1)(a)(ii) de la Convention définitive des Inuvialuit.

L'échange de terrains a reçu l'appui des Inuvialuit et du gouvernement des Territoires du Nord-Ouest et a permis au Canada de respecter ses engagements en vertu de la Convention définitive des Inuvialuit et les droits de prospection de Husky et de Gulf.

Gaz d'Ikhil pour Inuvik?

La ville d'Inuvik (environ 3000 habitants), dans le delta du Mackenzie, est située à proximité de ressources découvertes évaluées à plus de 1 x 109 de barils de pétrole et 10 x 1012 de pieds cubes de gaz. Pourtant, la collectivité doit faire transporter du diesel par train et par barge d'Edmonton pour subvenir à ses besoins en énergie. La Inuvialuit Petroleum Corporation (IPC) pourrait faire changer la situation en entreprenant ses activités cet hiver. L'entreprise compte faire des tests et, si elle obtient des débits suffisants, elle prévoit exploiter le gisement de gaz découvert en 1986 par Ressources Gulf Canada Limitée, à environ 50 km au nord d'Inuvik.

Le gaz a déjà fait l'objet d'essais aux tiges dans le puits Ikhil K-35, à 1125 mètres de profondeur, et les débits étaient de 3,5 x 106 de pieds cube par jour. IPC et ses ingénieurs-conseils, North of 60 Engineering Ltd., estiment le volume de gaz récupérable à 0,52 - 1,15 x 109 de mètres cubes. Si ces prévisions sont confirmées et que le projet reçoive le feu vert, le bassin d'Ikhil pourrait subvenir aux besoins de la collectivité pendant 25 ans environ.

Les activités en vue d'ouvrir et de tester le puits existant devraient débuter plus tard cet hiver. Une fois l'évaluation terminée, IPC décidera si elle désire présenter un plan de mise en valeur qui donnerait lieu à un examen réglementaire.

Ressources découvertes dans le delta du Mackenzie et la mer de Beaufort

Au début du printemps 1997, l'Office national de l'énergie publiera des prévisions des ressources par gisement découvert pour le delta du Mackenzie et la mer de Beaufort. Ces prévisions sont fondées sur l'analyse probabilistique des données de découvertes et des puits de délimitation, appuyée par la connaissance des variations des principaux paramètres des réservoirs dans la région. Ce sera la première fois que l'ONE publie des prévisions des ressources par gisement pour le bassin Mackenzie-mer de Beaufort. Ces données permettront aux entreprises d'évaluer le potentiel probable des découvertes futures.

Potentiel de prospection des terres offertes

La demande de désignations couvre deux bassins sédimentaires très prometteurs, où des découvertes ont déjà été effectuées. Le bassin de Beaufort-Mackenzie, sous le delta du Mackenzie et la zone extracôtière adjacente, est le plus important, tant en raison des ressources découvertes que de son potentiel. Vient ensuite le bassin de Sverdrup, dans l'archipel arctique, dont la partie occidentale se trouve dans la région visée par la Convention des Inuvialuit. La demande de désignations englobe en outre de vastes portions peu explorées de la marge continentale; à l'ouest du delta du Mackenzie, elles s'étendent jusqu'à la frontière américaine et à l'est, jusqu'à la masse continentale jouxtant l'archipel arctique canadien. Plusieurs bassins et sous-bassins sédimentaires peu prospectés ou non forés se trouvent sous cette marge et on pourrait en découvrir d'autres.

Il y a eu 53 découvertes dans le bassin de Beaufort-Mackenzie, ce qui est excellent, dont deux champs pétroliers, trois champs gaziers et un champ mixte, tous importants. Par champ important, on entend un champ pétrolier qui renferme entre 15 et 80 x 106 de mètres cubes, ou un champ gazier qui compte entre 28 et 141 x 109 de mètres cube. Les ressources découvertes dans ce bassin s'élèvent à 300 x 109 de mètres cube de gaz et 212 millions de mètres cube de pétrole.

En 1994, la Commission géologique du Canada a effectué une évaluation des ressources qui révélait qu'il y a de bonnes chances que le nombre de découvertes de cet ordre de grandeur double, aussi bien dans les zones d'exploration terrestres que marines. La Commission estime la richesse régionale en ressources récupérables en termes de ressources d'intérêt immédiat. Elle a tenu compte des gisements pétroliers supérieurs à 25 x 106 de barils et des gisements gaziers supérieurs à 100 x 1012 de pieds cube, et a évalué que le total des ressources d'intérêt immédiat correspond à 4,4 x 109 de barils de pétrole, répartis entre 50 gisements et à 28 x 1012 de gaz, répartis dans 65 gisements. De ces nombres, 3 x 109 de barils de pétrole et 17,2 x 1012 de gaz n'ont pas encore été découverts. (Commission géologique du Canada, 1994, Ressources pétrolières dans la région du delta du Mackenzie et de la mer de Beaufort, Bulletin 474 de la CGC.)

Cet ensemble de ressources découvertes est au coeur des futurs projets d'exportation de pétrole et de gaz de la région du delta du Mackenzie vers les marchés du sud. De tels projets ont déjà été proposés. Le dernier remonte à 1989 et visait l'exportation de gaz du delta par un consortium formé des sociétés Esso, Shell et Gulf. Le prolongement de l'oléoduc de la vallée du Mackenzie à 600 km de Norman Wells permettrait de relier les découvertes actuelles de pétrole côtier et le joyau des gisements extracôtiers peu profonds, le champ d'Amauligak (de 300 à 400 x 106 de barils de pétrole et plus de 2 x 1012 de pieds cube de gaz). Le moment de la mise en valeur de ces projets demeure cependant la grande inconnue. Ils pourraient aboutir plus tôt que prévu s'il y avait de nouveaux travaux de prospection et si on découvrait des réserves supplémentaires dans la région pendant la période de validité des nouveaux permis de prospection qui seront octroyés à la suite de la présente demande.

Renseignements concernant les retombées pour le Nord

Dans le Nord, les exigences en matière de retombées se retrouvent dans trois textes législatifs : la Loi fédérale sur les hydrocarbures, qui prévoit au paragraphe 14(3) l'établissement de modalités dans les appels d'offres, la législation sur le règlement des revendications territoriales (les chapitres 21 et 22 qui traitent des ressources souterraines dans les conventions définitives des Gwich'in et des Sahtu, respectivement, et l'article 10 de la Convention définitive des Inuvialuit qui porte sur les ententes de participation) et la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (paragraphe 5.2). L'application de ces textes varie de la façon suivante, dépendant de qui est propriétaire de la surface et du sous-sol à l'endroit visé par les droits de prospection :

Surface et sous-sol appartenant à la Couronne : au stade de la prospection, si une entreprise s'est engagée à respecter l'énoncé de principes relatif aux "exigences en matière de retombées économiques dans le Nord" qui figure dans l'appel d'offres, elle est réputée satisfaire aux exigences concernant le plan de retombées économiques prévu dans la Loi sur les opérations pétrolières au Canada. De fait, l'énoncé de principes relatif aux "exigences en matière de retombées économiques dans le Nord" devient une obligation pour le soumissionnaire gagnant. En sont responsables les détenteurs du permis de prospection qui, à leur tour, doivent voir à ce que les sous-traitants qu'ils embauchent respectent ces principes dans tous leurs contrats de sous-traitance. Au stade de la mise en valeur, pour se conformer aux exigences de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, il faut faire approuver par le ministre un plan de retombées économiques pour toute proposition officielle de mise en valeur d'une découverte gazière ou pétrolière.

Surface appartenant aux Gwich'in ou aux populations du Sahtu et sous-sol appartenant à la Couronne : Conformément à la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, il faut faire approuver par le ministre un plan de retombées économiques pour toutes les activités pétrolières et gazières importantes, c'est-à-dire pour toutes les activités à partir du stade de la prospection sismique.

Surface appartenant aux Inuvialuit et sous-sol appartenant à la Couronne : Les entreprises doivent avoir conclu un accord de participation avec les Inuvialuit, comme il est prévu à l'article 10 de la Convention définitive des Inuvialuit, avant d'exercer leurs droits d'accès à des fins de prospection, de mise en valeur et de production. Elles peuvent se conformer à l'exigence concernant le plan de retombées économiques prévu dans la Loi sur les opérations pétrolières au Canada en signant un accord de coopération en vertu du paragraphe 16(12) de la Convention définitive des Inuvialuit.

Surface et sous-sol appartenant aux Autochtones : Toutes les modalités concernant l'occupation des terres doivent être négociées avec le propriétaire foncier autochtone.

Oléoduc de Norman Wells - réduction des tarifs

Le 18 décembre 1996, la société Interprovincial Pipe Line (NW) Ltd. a déposé une demande de tarifs intérimaires relative à l'oléoduc de Norman Wells. La réduction pourrait être de l'ordre de 17% pour le transport jusqu'à Zama, faisant passer les tarifs de 34,71$ à 28,81$ par mètre cube.

Appel d'offres pour le centre de la vallée du Mackenzie

Veuillez prendre note que la clôture de l'appel d'offres concernant les onze parcelles dans le centre de la vallée du Mackenzie sera à midi le ler mai 1997. Un exemplaire de l'appel d'offres se trouve sur notre site Web; on peut aussi l'obtenir de la Direction de la gestion des ressources pétrolières et gazières du Nord, ou du Bureau d'information sur les terres domaniales de l'Office national de l'énergie.

Atelier de formation sur la LFH

La Direction de la gestion des ressources pétrolières et gazières du Nord organise un atelier d'une journée sur la «Gestion des ressources pétrolières et gazières dans le Nord canadien», qui se tiendra le 13 mars 1997 au Metropolitan Centre, à Calgary. L'atelier est parrainé par la Canadian Association of Petroleum Landmen (CAPL). Pour s'inscrire, il faut communiquer avec Denise au bureau de la CAPL, au (403) 237-6635.

Rapport annuel de 1995

Pour obtenir un exemplaire du rapport annuel de 1995 de la Direction de la gestion des ressources pétrolières et gazières du Nord, veuillez communiquer avec Marlene Desjardins, au (819) 953-8529.

Sites Web à noter

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