ARCHIVÉE - Pétrole et gaz du Nord - Rapport annuel 2005

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Catalogue:R71-47/2005F
ISSN : 0-662-71755-4
QS- : 8509-050-FF-A1

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Table des matières


Pétrole et gaz du Nord rapport annuel 2005

La gestion des ressources pétrolières et gazières sur les terres de la Couronne au nord du 60° parallèle de latitude dans les Territoires du Nord-Ouest, le Nunavut et les régions extra-côtières du Nord est une responsabilité fédérale qu'assume la Direction générale du pétrole et du gaz du Nord, du ministère des Affaires indiennes et du Nord canadien.

La gestion des ressources pétrolières sur les terres de la Couronne est régie par des lois fédérales. La Loi fédérale sur les hydrocarbures et ses règlements régissent l'attribution et l'administration des droits de prospection et d'exploitation et établissent le régime des redevances. La Loi sur les opérations pétrolières au Canada réglemente les opérations pétrolières et les retombées économiques qui en découlent. Le ministère s'occupe des questions foncières et de celles qui touchent aux redevances et aux retombées économiques au nom du ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien, tandis que l'Office national de l'énergie se charge d'approuver les opérations.

On peut trouver de l'information sur la gestion des ressources pétrolières et gazières dans le Nord en consultant le site Web.

Publié avec l'autorisation du
Ministre des Affaires indiennes
et du Nord canadien,
Ottawa, 2006

© Ministre des Travaux publics et des Services gouvernementaux, Canada

This publication is also available in English under the title:
Northern Oil and Gas - Annual Report 2005

Message de l'honorable Jim Prentice, C.P., député
Ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien et
Interlocuteur fédéral auprès des Métis et des Indiens non inscrits

La mise en valeur des ressources pétrolières et gazières du Nord est susceptible de contribuer de façon importante à la viabilité de l'activité économique, à l'établissement de collectivités autochtones et nordiques fortes et en santé et à l'autosuffisance du Nord.

En 2005, d'importants progrès ont été réalisés en ce sens.

Notamment, le gouvernement du Canada s'affaire aux préparatifs du Project gazier Mackenzie (PGM), évalué à 7 milliards de dollars. Par ailleurs, il a engagé des fonds en vue de faciliter la réalisation en temps opportun d'un examen réglementaire et environnemental rigoureux et d'atténuer les répercussions socio-économiques associées à la planification et à la mise en oeuvre du projet de pipeline pour les collectivités autochtones dans les Territoires du Nord-ouest.

En novembre 2005, les promoteurs du PGM ont fait savoir que des progrès suffisants ont été accomplis sur tous les fronts pour pouvoir procéder à la tenue d'audiences dans le cadre de l'évaluation environnementale et de l'examen réglementaire. Ces audiences se déroulent actuellement. Les processus d'évaluation environnementale et d'examen réglementaire sont déterminants pour garantir qu'advenant l'approbation du PGM , les conditions idéales seront en place pour protéger l'environnement du Nord et faire en sorte que les habitants du Nord et les groupes autochtones tirent profit des retombées du projet.

Je suis également heureux de constater que l'industrie pétrolière et gazière a maintenu son investissement global d'exploration tout au long de l'année. Les occasions d'emploi et d'affaires pour les résidents de plusieurs collectivités nordiques éloignées se sont donc multipliées.

Par ailleurs, l'année qui vient de s'écouler a été marquée par deux événements notables en ce qui a trait aux activités dans le Nord : la mobilisation de l'équipement destiné au forage du premier puits sous-marin dans la mer de Beaufort depuis la fin des années 1980 et l'annonce de nouvelles percées dans l'exploration de la partie centrale de la vallée du Mackenzie. Ces deux événements devraient susciter un intérêt accru dans les ressources pétrolières et gazières du Nord.

Je vous invite à consulter ce rapport pour obtenir plus de renseignements sur l'exploration et la mise en valeur des ressources pétrolières et gazières du Nord du Canada au cours de l'année qui vient de s'écouler.

En vertu de l'article 109 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, c'est avec plaisir que je dépose devant le Parlement ce rapport annuel sur l'administration du pétrole et du gaz dans les Territoires du Nord-Ouest, la zone extracôtière du Nord et au Nunavut pour l'année se terminant le 31 décembre 2005.

Le 3 mai 2006

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Carte des terres domaniales du Canada

Terres domaniales du Canada

Zone qui relève de la compétence

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Activités du secteur du pétrole et du gaz naturel dans le nord

Introduction

L'exploration pétrolière et gazière dans le Nord Canadien a une longue histoire. Elle débute dans les années 1920, par le forage du puits de pétrole productif de Norman Wells. Pendant les années quarante et cinquante, les activités de prospection se sont accélérées dans la région sud des Territoires du Nord-Ouest, avant de se propager dans tout le Nord, entre 1960 et 1985, à la suite du choc pétrolier de 1974 et l'inquiétude relative à l'approvisionnement national en hydrocarbures.

L'intérêt actuel pour le Nord remonte au milieu des années 1990. Le Nord a commencé à attirer les activités d'exploration et les investissements en 1995, lorsque la Couronne a délivré de nouveaux permis de prospection visant la région sud des Territoires du Nord-Ouest, puis la vallée centrale du Mackenzie. Par la suite, en 1999 et 2000, des sociétés ont acquis des droits d'exploration pour la majorité des terres du delta du Mackenzie et des zones extracôtières adjacentes. Bien qu'aucun intérêt n'ait été attribué dans la région sud des Territoires du Nord Ouest depuis 1996 et que les activités se soient atténuées, les activités de concession pétrolière et gazière se sont poursuivies tout au long de 2005 dans la vallée centrale du Mackenzie et dans les régions de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie.

Il est bien connu que le Nord recèle une portion considérable du potentiel pétrolier et gazier non exploité du Canada. Les Territoires du Nord-Ouest, le Nunavut et les zones extracôtières de l'Arctique renferment environ 33 % des ressources en gaz récupérables par des méthodes classiques et 25 % des ressources récupérables résiduelles en brut léger. La moitié des ressources potentielles se trouve dans l'Arctique de l'Ouest et, stratégiquement parlant, juste au nord de l'infrastructure existante des provinces de l'Ouest. De nos jours, en raison du déclin de la production classique de brut et de gaz dans les zones productrices traditionnelles des provinces de l'Ouest, les ressources du Nord intéressent vivement les sociétés pétrolières et gazières. Les prix élevés du pétrole et du gaz moussent également cet intérêt.

En 2005, des activités se sont déroulées dans deux centres : la région du Sahtu, dans la vallée centrale du Mackenzie et dans le delta du Mackenzie. Alors qu'il y a seulement deux ans, la région sud des Territoires du Nord-Ouest présentait une grande activité, aucune exploration n'a été réalisée en 2005 puisque l'industrie n'a pas été en mesure d'accéder à de nouvelles zones d'exploration. Bien que les possibilités d'accroissement soutenu des investissements de l'industrie dans cette région particulière soient excellentes, des questions en souffrance entre la Couronne et les Premières nations du Sud des Territoires du Nord-Ouest devront être résolues avant d'entreprendre un nouveau cycle d'émission de permis pour cette région.

Vu le fort potentiel de l'Arctique canadien, les investissements continus dans de nouvelles activités d'exploration pourraient entraîner l'accroissement durable et à long terme des possibilités économiques. Toutefois, ces activités dépendent pour la plupart de l'engagement à aménager le Projet gazier du Mackenzie (PGM) et des possibilités résultantes d'exploitation et de production des nouvelles découvertes de gaz, le cas échéant. Le PGM prévoit la mise en valeur de trois champs pivots dans le Delta du Mackenzie, la construction d'installations de captage et de traitement et un gazoduc de 1200 km jusqu'en Alberta. Bien qu'au départ la production du delta du Mackenzie proviendra des champs gaziers Taglu de l'Imperial Oil, Parson Lake de la ConocoPhillips et Niglintgak de Shell Canada, l'infrastructure construite pour le projet contribuera à ouvrir l'Arctique de l'Ouest aux investisseurs attirés par l'exploration et l'exploitation des hydrocarbures, à l'intérieur des Territoires et, par la suite, dans les zones extracôtières arctique. Fin 2005, les promoteurs du PGMse préparaient aux audiences réglementaires de l'Office national de l'énergie visant les installations, et à l'évaluation environnementale par la commission d'examen conjointe.

Bien que, globalement, on ait dénoté une baisse dans les forages en 2005, on peut signaler deux développements intéressants : Devon Canada a entamé le premier forage extracôtier dans la mer de Beaufort depuis seize ans, à son site de Paktoa, et Husky a annoncé la découverte de pétrole et de gaz dans leur puits Summit Creek B-44, dans la vallée centrale du Mackenzie. Il s'agit de la seconde découverte de pétrole dans le corridor de la vallée centrale du Mackenzie, depuis la découverte du grand champ de Norman Wells en 1920. Ce puits est assez proche de l'oléoduc Norman Wells d'Enbridge, dont la capacité de transport excède les besoins.

Les opérations de forage dans la région du delta du Mackenzie et de la mer de Beaufort ont été légèrement supérieures à celles de 2004 (cinq puits). On a également foré six puits dans la région de Sahtu, située dans la vallée centrale du Mackenzie, le même nombre qu'en 2004. La délivrance de six nouveaux permis d'exploration dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie et l'annonce d'un appel d'offre en 2005-2006 pour six nouvelles parcelles présagent bien de la poursuite soutenue des activités d'exploration dans la région.

À la fin de l'année, six gisements étaient exploités dans les Territoires du Nord-Ouest. Il n'y avait, par contre, aucune activité de production en cours au Nunavut et au large des côtes de l'Arctique. Parmi les gisements productifs, trois champs de gaz et un gisement pétrolier et gazier sont situés dans la région sud des Territoires du Nord-Ouest, le gisement pétrolier de Norman Wells repose sous la vallée centrale du Mackenzie et le champ de gaz Ikhil est enfoui dans le delta du Mackenzie. Les redevances pour la période de 2005 ont connu une diminution de 22%, attribuable à la baisse sensible de la production de gaz naturel dans un gisement important au sud des Territoires du Nord-Ouest. Dans le calcul des redevances, les prix élevés du pétrole et du gaz naturel ont permis de compenser, en partie, la baisse de production.

Ressources en gaz et en pétrole

Selon les estimations, les Territoires du Nord-Ouest, le Nunavut et les zones extracôtières de l'Arctique recèlent quelque 33 % des ressources en gaz récupérable par les méthodes classiques et 25 % des ressources récupérables résiduelles de brut léger (Drummond Consulting, 2002, rapport non publié).

Les réserves potentielles de gaz des Territoires du Nord-Ouest (2,3 × 1012 m3 ou 82 billions de pieds cubes - Bpc) et du Nunavut (2,0 × 1012 m3 - 71 Bpc) sont plus ou moins équivalentes. (Ces données couvrent la partie qui repose sous les zones extracôtières bordant les Territoires). Le potentiel global des Territoires du Nord-Ouest en pétrole brut est estimé à 0,9 × 109 m3 (5,7 milliards de barils), alors que celui du Nunavut est évalué à 0,43 × 109 m3 (2,7 milliards de barils).

Ces ressources potentielles sont éloignées de la plupart des infrastructures de production existantes, les plus accessibles reposent dans un vaste corridor qui s'étend entre les montagnes Rocheuses et le Bouclier canadien, depuis la limite provinciale par 60 ° de latitude nord (60° N.) jusqu'à la mer de Beaufort. On estime que cette région qui inclut une grande fraction des Territoires du Nord-Ouest et les zones extracôtières adjacentes, contient 49 % du gaz récupérable et 58 % du pétrole du Nord canadien, le bassin de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie étant, de loin, le plus riche.

Au nord du 60e parallèle, la production des champs du Sud des Territoires du Nord-Ouest constitue l'ensemble du gaz exporté vers le sud par le réseau provincial d'oléoduc. Le gisement Norman Wells dans la vallée centrale du Mackenzie représente 96 % de la production totale du pétrole. Dans le bassin de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie, il est proposé que les grands champs gaziers de Taglu du lac Parsons et de Niglintgak soient les principaux champs productifs du PGM . Quelque cinquante autres découvertes faites dans ce bassin se prêteraient à une mise en valeur éventuelle, notamment la découverte d'Amauligak, un important gisement extracôtier de gaz et de pétrole.

Les ressources de gaz découvertes dans les îles de l'Arctique sont comparables à celles de la région de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie mais, à l'heure actuelle, on n'envisage pas une mise en valeur classique des ressources en raison de leur éloignement. Les découvertes les plus prometteuses se trouvent dans le bassin de Sverdrup où des activités d'exploration antérieures ont démontré l'existence des importants champs gazifères Drake Point et Hecla, situés à proximité l'un de l'autre, qui offrent des ressources combinées de 182 × 109 m3 (6,5 Bpc). Dans cette vaste région à la géologie complexe, d'importants gisements de pétrole attendent d'être découverts et son potentiel pétrolier reste largement inexploré.

Tableau 1: Bilan des ressources découvertes*
Région Pétrole brut
106 m3
Millions de barrils Gaz naturel
109 m3
Billions de pieds cubes
Territoires du
Nord-Ouest
70,5 (443) 178,3 (6,3)
Nunavut 0,9 (6) 190,7 (6,7)
Zone extracôtière de l'Arctique 193,0 (1214) 506,5 (17,9)
Total 264,4 (1663) 875,5 (30,9)

* Compilation et intégration de plusieurs sources publiées. Les ressources réelles sur le terrain peuvent avoir été sous-estimées ou surestimées.

Tableau 2 : Prix des produits de base
  janvier
2005
décembre
2005
Moyenne
2005
Pétrole ($CAN/m3)
(prix moyen à Edmonton)
358,58 427,42 436,00
Gaz ($CAN/GJ)
[prix moyen AECO
(marché intérieur)]
6,71 10,39 8,21

Source : Ressources naturelles Canada

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Gestion au pétrole et du gaz

Attribution des droits

Le ministère fournit annuellement à l'industrie l'occasion d'obtenir des droits de prospection dans les Territoires du Nord-Ouest, au Nunavut et au large des côtes dans le Nord canadien. Ces droits de prospection sont délivrés conformément à la Loi fédérale sur les hydrocarbures.

Chaque appel d'offres est précédé d'un appel de demandes de désignation. Ce dernier permet à l'industrie de préciser les lots de terres d'intérêt qui feront l'objet d'un appel d'offres subséquent. Les droits de prospection sur les terres de la Couronne sont attribués à la suite d'une invitation ouverte à soumissionner. Ces droits sont d'une durée maximale de neuf années. On utilise un seul critère d'évaluation des soumissions pour déterminer le soumissionnaire retenu. Ce critère est actuellement la valeur monétaire des travaux proposés pour la première période du projet visé par le permis; cette période étant d'une durée de quatre ou cinq années. Le projet doit prévoir le forage d'un puits au cours de la première période du permis.
Conformément aux dispositions des ententes sur le règlement des revendications territoriales, le ministère consulte et recherche l'appui des collectivités et des organismes autochtones au sujet des conditions d'attribution des droits et d'autres questions connexes, et ce, avant l'attribution des droits. Le ministère s'emploie également à établir des mesures qui répondront aux besoins des secteurs non touchés par le règlement de revendications territoriales, principalement dans le sud des Territoires du Nord-Ouest, et qui leur offriront des possibilités de développement économique.

Depuis quelques années, le gouvernement fédéral et le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest ont approuvé la Stratégie sur les aires protégées pour les Territoires du Nord-Ouest, afin de conserver la diversité biologique ainsi que les ressources naturelles et culturelles qui y sont associées. Lors des consultations avec les groupes autochtones concernant l'attribution de droits, un examen des terres protégées est complété afin d'assurer déterminer que des terres ayant été désignées suite à la Stratégie ne sont pas visées par les demandes de désignation ainsi que par les appels d'offres.

Suite aux demandes de désignations qui se terminaient à la fin de décembre 2004, la partie centrale de la vallée du Mackenzie a reçu sept demandes tandis qu'aucune demande n'a été reçue pour la zone du delta du Mackenzie / la mer de Beaufort et pour l'archipel arctique de Nunavut.

Les sept parcelles désignées ont été soumises à un appel d'offres qui se terminait le
17 mai 2005. Les résultats ont été annoncés le
18 mai 2005, et six nouveaux permis de prospection ont été livrés; EL428 à EL433 dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, couvrant 446 093 hectares avec un total de 58 125 837 $ de dépenses d'engagement. Une parcelle dans cette dernière zone n'a reçu aucune offre.

À la fin de l'année 2005, trois demandes de désignations ont été lancées; une dans la zone du delta du Mackenzie / la mer de Beaufort se terminant le 29 novembre 2005, une pour la partie centrale de la vallée du Mackenzie et l'autre pour l'archipel arctique de Nunavut et les zones extracôtières, les deux se terminant le 20 décembre 2005. Les résultats des ces demandes de désignations ont vues deux parcelles nommées dans la zone du delta du Mackenzie / la mer de Beaufort et six parcelles dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie. Aucune demande de désignations n'a été reçue dans la région de l'archipel arctique de Nunavut.

Toutes les parcelles désignées ont été soumises à des appels d'offres qui ont été lancés à la fin du mois de décembre 2005 et au début de janvier 2006. Ces appels demeureront en vigueur pour la durée obligatoire minimale de 120 jours.

L'approbation par l'Office National de l'énergie des découvertes importantes, des découvertes exploitables et des plans de mise en valeur

Les attestations de découvertes importantes et des licences de production sont délivrées respectivement à partir des déclarations de découvertes importantes et des déclarations de découvertes exploitables.

L'Office national de l'énergie a délivré huit déclarations de découvertes importantes durant l'année 2005. Toutes ces déclarations étaient dans la région de Arrowhead, tout près de Fort Liard dans la partie sud des Territoires du Nord-Ouest, et couvraient les puits exploités par Anadarko Canada Energy Co. L'Office a également reçu deux demandes de déclarations de découvertes importantes durant l'année 2005. Ces demandes, faites par Encana Corporation, portent sur les puits Umiak N-05 et N-16 (EL384) dans la région du Delta du Mackenzie.

Aucune demande de déclaration de découverte exploitable et aucune demande d'approbation d'un plan de mise en valeur ont été reçues ou approuvées en 2005.

Attribution des intérêts en 2005

Six nouveaux permis de prospection ont été émis suite à l'appel d'offres dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, soit les permis EL428 et EL430 à Apache Canada Ltd. et Paramount Resources Ltd.; EL429 et EL432 à BG Canada Exploration and Production, Inc. et International Frontier Resources Corp.; EL431 et EL433 à Petro-Canada.

Bien que huit demandes de déclaration de découverte importante aient été délivrées par l'Office national de l'énergie, trois permis de découverte importante ont été émis dans la vallée du Mackenzie soit la SDL123, SDL124 et la SDL125. Durant l'année 2005, aucune licence de production n'a été émise.

Durant l'année 2005, onze permis de prospection ont cessés par expiration ou par cessation par abandon et deux licences ont été abandonnées partiellement.

Tableau 3: Permis de prospection délivrés par suite d'appels d'offres depuis 1995
Région
Nombre de permis et date d'émission Durée du permis
(en années)
Sud des T.N.-O. (Fort Liard) 4 - Avril 1996 7 (4+3)
Partie centrale de la vallée du Mackenzie 7- Mai 1997
6 - Août 2000
5 - Sept. 2001
1 - Mai 2003
4 - Juin 2004
6 - Mai 2005
8 (4+4)
8 (4+4)
8 (4+4)
8 (4+4)
8 (4+4)
8 (4+4)
Delta du Mackenzie/mer de Beaufort
2 - Jan. 1997
4 - Sept. 1999
6 - Août. 2000
2 - Mai 2002
1 - Juin 2004
9 (5+4)
9 (5+4)
9 (5+4)
9 (5+4)
9 (5+4)

Tableau 4: Disposition des terres (en hectares) en date du 31 décembre 2004
Région Permis de
prospection
Permis de
production
Permis de
découverte
importante
Total
Archipel arctique 0 1 224 332,882 334,106
Mer de Beaufort 864,260 16 618 169 350 1,050,228
Zone extracôtière arctique orientale 0 0 11 184 873,684 1*
Baie d'Hudson5 0 0 0 126 3762*
Delta du Mackenzie 454,3374 2 506 112 037 568,880
Vallée du Mackenzie 1,229,267 32 842 93,684 1,356,759 3*
Tableau 5: Type d'intérêt de disposition des terres en date du 31 décembre 2005
Région Permis de
prospection
Permis de
production
Permis de
découverte
importante
Anciens droits1
Archipel arctique 0 1 20 0
Mer de Beaufort 3 1 31 0
Zone extracôtière arctique orientale 0 0 1 30
Baie d'Hudson 0 0 0 82
Delta du Mackenzie 6 1 34 0
Vallée du Mackenzie 16 21 32 17

1 Anciens permis et/ou locations de pionniers
2 Permis sous la juridiction du ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien, au nord de la ligne administrative d'utilité

Administration des intérêts

Permis de prospection

À la fin de l'année 2005, il y avait 25 permis de prospection actifs, ce qui inclut les permis de prospection pour lesquels des permis de découverte importante ont été demandés en attente de la décision de l'Office national de l'énergie (ONÉ) relativement aux demandes de déclaration de découverte importante d'après les travaux de prospection menés. L'ONÉ étudie les données soumises par le demandeur en appui à sa demande de déclaration de découverte importante.

Chaque permis de prospection émis à la suite d'un appel d'offres requiert que le détenteur de l'intérêt soumette 25 p. 100 des dépenses liées aux travaux en dépôt afin d'assurer que ce dernier exécute son engagement de forer un puits durant la première période. Au cours de la deuxième période, des frais de location sont exigés.
Le dépôt requis pour les travaux de la première période et les locations de la deuxième période sont remboursables dès l'achèvement et l'approbation des travaux entrepris dans le cadre du permis. L'administration des dépôts inclut l'application des dépenses permises qui sont présentées lorsque les travaux de prospection sont terminés. L'administration des dépôts se poursuit tout au long de l'année lors de la réception des nouveaux dépôts pour les locations de la deuxième période et/ou lorsque des modifications sont apportées à ceux qui font déjà partie du système.

Dépôts de garantie gérés en date du 31 décembre 2005

Dépôts remboursables au cours de la première période (remboursement de 1 $ pour chaque 4 $ dépensés) = 112 000 000 de $

Locations remboursables au cours de la deuxième période (remboursement de 1 $ pour chaque 1 $ dépensé) 4 100 000 de $

Retombées économiques

Les activités d'exploration dans le Nord ont été soutenues et les résidents et les entreprises de la région continuent de répondre positivement aux possibilités découlant de ces activités pétrolières et gazières, et à en bénéficier. Lorsqu'il entreprend des activités d'exploration et d'exploitation pétrolières et gazières dans les Territoires du Nord-Ouest, au Nunavut et dans les régions marine du Nord, l'exploitant doit s'assurer que les résidents et les entreprises du Nord ont accès à des possibilités d'emploi, de formation et d'affaires et que les entreprises et les résidents compétents soient les premiers à être considérés pour ces possibilités. La nature saisonnière des activités d'exploration pétrolière et gazière de l'industrie dans le Nord s'agence bien avec la double économie des collectivités fondée sur les salaires et sur les activités traditionnelles.

L'accroissement des activités d'exploration dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie et, à un degré moindre, l'exploration continue du delta du Mackenzie et l'exploitation des gisements dans le sud des Territoires du Nord-Ouest ont créé bon nombre de possibilités d'emplois, de formation et d'approvisionnement pour les résidents et les entreprises du Nord. Les collectivités de Colville Lake, de Fort Good Hope et de Tulita ont continué à connaître d'importantes activités d'exploration pétrolière et gazière et des niveaux accrus d'emplois et de marchés de services locaux.

La Direction générale du pétrole et du gaz du Nord dans la région de la capitale nationale travaille en étroite collaboration avec la Division de l'exploitation pétrolière, du bureau régional des Territoires du Nord-Ouest du ministère des Affaires indiennes et du Nord Canadien, à Yellowknife. Depuis 2001, cette Division s'occupe de l'administration des plans des retombées économiques des activités d'exploration dans les Territoires du Nord-Ouest. Elle garde les communications ouvertes avec les Inuvialuit, les Premières nations et les collectivités du Nord et travaille à mieux comprendre les avantages et les préoccupations qu'engendrent ces activités et à sensibiliser le public au sujet des exigences de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (LOPC) concernant les plans de retombées économiques. La Division assumera bientôt la responsabilité pour les discussions annuelles avec les collectivités sur la délivrance des droits.

Tableau 6: Permis de prospection

Mer de Beaufort et delta du Mackenzie
Permis Superficie
(en ha)
Titulaire 1 Émission
(a.m.j)
Puits doit être
foré avant le
(a.m.j)
Expiration
(a.m.j)
Dépenses
Prévues dans la soumission
($)
EL3172 175,810 Talisman Energy Inc. 1986.10.05 n/a   n/a
EL3292 349,982 BP Canada Energy Resources 1987.09.05 n/a   n/a
EL3843 53,961 Encana West Ltd. 1997.01.06 2006.01.05* 2006.01.05 -
EL394 73,155 Chevron Canada 1999.09.18 2004.09.17* 2008.09.17 42,375,000.00
EL406 72,523 Petro-Canada 2000.08.15 2005.08.14* 2009.08.14 81,876,595.88
EL418 37,436 Devon ARL Corporation 2002.05.14 2007.05.13 2011.05.13 1,100,00.00
EL4194 72,311 Petro-Canada 2002.04.18 2004.09.17* 2008.09.17 105,293,760.00
EL4204 338,469 Devon ARL Corporation 2002.08.15 2005.08.15 2009.08.14 224,069,655.56
EL427-4044
Area "A"
73,608 BP Canada Energy Co. 2004.09.20 2005.08.14 2009.08.14  
EL427-4174
Area "B"
18,912 Chevron Canada Resources Ltd. 2004.09.20 2007.05.13 2011.05.13 151,758,288
EL427-4224
Area "C"
56,057 Chevron Canada Resources Ltd. 2004.09.20 2009.06.07 2013.06.07  
Partie continentale du centre de la vallée du Mackenzie
Permis Superficie
(en ha)
Titulaire 1 Émission
(a.m.j)
Puits doit être
foré avant le
(a.m.j)
Expiration
(a.m.j)
Dépenses
Prévues dans la soumission
($)
EL397 134,565 Husky Oil Operations 2000.08.01 2004.07.31* 2008.07.31 16,580,000.00
EL399 120,496 Apache Oil 2000.08.01 2004.07.31 * 2008.07.31 8,400,000.00
EL401 50,188 EOG Resources Canada 2000.08.01 2004.07.31 * 2008.07.31 12,750,000.00
EL413 80,464 Dual Exploration Inc. 2001.09.18 2005.09.17 * 2009.09.17 2,000,000.00
EL414 84,880 Apache Oil 2001.09.18 2005.09.17 * 2009.09.17 10,750,000.00
EL421 79,668 Cdn.Forest Oil Ltd. 2003.05.28 2007.05.28 2011.05.28 1,108,650.00
EL423 90,632 Husky Oil Operations 2004.06.08 2008.06.07 2012.06.07 24,800,000.00
EL424 80,608 Paramount 2004.06.08 2008.06.07 2012.06.07 8,100,000.00
EL425 27,230 Petro-Canada 2004.06.08 2008.06.07 2012.06.07 22,000,000.00
EL426 36,728 Paramount 2004.06.08 2008.06.07 2012.06.07 8,100,000.00
EL428 81,008 Apache Oil 2005.05.18 2009.05.17 2013.05.18 3,200,000.00
EL429 82,880 BG Canada Exploration and Production, Inc. 2005.05.18 2009.05.17 2013.05.18 12,500,000.00
EL430 51,637 Paramount 2005.05.18 2009.05.17 2013.05.18 3,510,000.00
EL431 78,516 Petro-Canada 2005.05.18 2009.05.17 2013.05.18 2,787,792.16
EL432 64,048 BG Canada Exploration and Production, Inc. 2005.05.18 2009.05.17 2013.05.18 4,000,000.00
EL433 88,004 Petro-Canada 2005.05.18 2009.05.17 2013.05.18 32,128,044.96

1 Les titulaires au moment de la rédaction du présent rapport, soit en février 2005.
2 Modifié conformément au paragraph 26(4) de la LFH, délivré originalement aux termes du Règlement sur les terres pétrolières et gazières du Canada.
3 Frappé par une ordonnance d'interdiction de poursuivre les travaux.
4 Échange de terre contre les permis du cap Bathurst.
5 La fusion des permis de prospection en conformité avec le paragraphe 25(3) de la Loi fédérale sur les hydrocarbures
6 En attente d'une déclaration de découverte importante par l'O.N.É
7 Notons que, selon les modalités de la fusion, un seul puits peut ne pas être suffisant pour toutes les terres en cause.

* Exigence en ce qui a trait au puits satisfaite à la fin de l'année. Le forage d'un puits d'exploration ou de délimitation avant la fin de la période 1de la durée de validité est une condition préalable à l'obtention de la tenure pour la période 2. Il peut y avoir d'autres exigences de forage pour un permis émis en échange d'un ancien droit.

Considérations environnementales

Consultations

Avant de lancer un appel de demandes de désignation, des consultations ont lieu auprès des groupes autochtones du Nord pour répertorier les zones sensibles sur le plan environnemental, y compris celles qui présentent un intérêt particulier pour des raisons culturelles ou spirituelles. Le ministère des Affaires indiennes et du Nord canadien consulte également les autres ministères fédéraux et les organismes gouvernementaux des territoires. Les facteurs environnementaux jouent également un rôle important dans l'attribution des permis d'utilisation du sol et des eaux et de toutes les autorisations de travail. Les résultats de ce processus de consultation se reflètent dans les modalités des appels de demandes de désignation et des appels d'offres.

Fonds pour l'étude de l'environnement (FEE)

Aux termes de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, le Fonds pour l'étude de l'environnement (FEE) finance des études environnementales et sociales liées à l'exploration et à la mise en valeur des ressources en hydrocarbures provenant des terres domaniales.
Faisant fond sur la reprise des activités liées au pétrole et au gaz dans le Nord et anticipant le besoin permanent de nouvelles recherches, le conseil de gestion du FEE a prolongé son programme d'étude pour 2005 grâce à une cotisation acceptée par les représentants de l'industrie et approuvée par le ministre. En 2005, le FEE a amassé un montant de 416 522 $.

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Activités d'exploration dans le Nord

Opération dans le Nord

On estime à 395 millions de dollars (M$) les dépenses d'exploration pétrolière et gazière en 2005, en hausse des 184 millions dépensés en 2004. Cette estimation englobe les coûts des travaux d'exploration, des forages de délimitation et de développement, des activités de complétion et d'abandon de puits, ainsi que ceux des programmes de levés géophysiques et d'études géologiques. Les coûts des diverses activités liées aux nouveaux puits se chiffrent à 192 M$, ceux des réentrées de puits existants à 144 M$, le reste étant surtout consacré à l'exécution de levés sismiques. Alors qu'en 2004, dix-neuf nouveaux puits avaient été forés, seulement treize ont été creusés en 2005. Onze de ces derniers étaient des puits d'exploration.

Dans l'ensemble, l'effort d'exploration a été soutenu dans le delta du Mackenzie et la vallée centrale du Mackenzie (Sahtu). En contrepartie, dans la région sud des Territoires du Nord-Ouest on dénote une chute marquée d'activité par rapport à 2004 : on n'y a foré aucun puits d'exploration et seulement deux nouveaux puits de développement dans les collines Cameron. Toutefois, on a réentré différents puits pour les reconditionner afin de stimuler leur production.

Les activités de forage sont résumées au tableau 7. La longueur totale de l'ensemble des forages pratiqués dans les Territoires du Nord-Ouest (y compris les puits d'exploration et de développement) est légèrement plus courte, passant de 24 893 m en 2004, à 28 418 m en 2005. Cette baisse est compensée par le fait que 88 % des forages étaient exploratoires, alors qu'en 2004, 64 % des puits étaient de ce type. Aucune activité de forage de pétrole et de gaz dans le Nunavut et la zone extracôtière.

Dans la vallée centrale du Mackenzie, les forages exploratoires ont surtout été exécutés près du lac Maunoir, à 50 km au nord-de Colville Lake. Dans cette région, l'exploitant Apache/Paramount a foré trois puits dans la zone EL399 et deux autres dans la zone EL414, près du lac Turton, à quelques 75 km au nord de Norman Wells. En outre, on a réentré deux puits du site du gisement gazier de Nogha.

Dans la plaine du Mackenzie, à 60 km au sud de Tulita, Husky Energy agissant comme exploitant pour ses partenaires Northrock Resources, EOG REsources Canada, Pacific Rodera Energy et International Frontier Resources a foré deux puits : le premier dans la zone EL397 et le second dans la région de Sahtu, sur le bloc de terres privées M 38. Par la suite, ces entreprises ont annoncé que, dans la zone EL399, le puits Summit Creek B-44 présentait un débit considérable de gaz et de pétrole. Husky a présenté des résultats de tests indiquant un débit combiné de gaz d'environ 20 millions de pieds cubes par jour (567 × 103 m3/j), plus de 6 000 barils (954 m3/j) par jour de brut léger et de condensats, et de 1 000 barils d'eau par jour (159 m3/j), pour l'un des deux intervalles de tests. La découverte de Summit Creek est la première dans la vallée centrale du Mackenzie depuis celle de Norman Wells en 1920. (Communiqué de presse de Husky Energy Inc., du 12 octobre 2005).

En 2005, on a foré cinq puits d'exploration, dans la région du delta du Mackenzie et de la mer de Beaufort. Sur terre, dans la zone EL427 (ouest de l'île Richards), Chevron a foré trois puits déviés exploratoires (Olivier H 01, 2H 01 et 3H 01) sur la même plate-forme d'exploration. Au nord est du delta du Mackenzie, Encana a poursuivi son programme de forage entamé en 2004 avec un deuxième puits Umiak dans la zone EL384.

En décembre, Devon Canada a commencé un nouveau puits extracôtier dans la mer de Beaufort, au site du puits Paktoa dans la zone EL420. Celui-ci fut le premier puits foré dans le plancher de la mer de Beaufort, il y a seize ans. Pour forer le nouveau puits, Devon a reconditionné l'unité de forage extracôtier à caisson d'acier qu'elle a fait remorquer en automne 2005 et lester sur le plancher en attendant l'apparition de la banquise fixée à la terre, condition préalable au début du forage, à la fin de l'année. À cet endroit, la mer est profonde de 13,2 m.

Le 28 décembre 2004, les travaux de forage ont commencé dans la région sud des Territoires du Nord-Ouest (réentrées), le 31 janvier, ceux de la vallée centrale du Mackenzie, et, le 4 février, ceux du delta du Mackenzie. On arrêté le forage hivernal le 6 avril 2005 dans la vallée centrale du Mackenzie, et le 23 avril dans le delta du Mackenzie

En 2005, l'Office national de l'énergie a autorisé l'industrie à entreprendre douze programmes d'études géophysiques et géologiques. De ce nombre, six étaient des programmes de mesures sismiques sur le terrain, soient 564 km de levés bidimensionnels lors de quatre programmes, et 635 km2 de levés tridimensionnels, au cours de deux autres. L'Office a, de plus, autorisé un programme géotechnique, trois programmes d'études géologiques sur le terrain, et deux levés gravimétriques. Le tableau 8 présente un résumé des programmes géologiques et géophysiques.

Tableau 7: Statistique sur le forage - 2005

Partie sud des Territoires du Nord-Ouest
Nom du puits Lat. Long. Classe 1 Profondeur
du puits (m)
metres 2004 (m)
PARAMOUNT ET AL CAMERON 2F-73 60.1401 -117.4914 D 1558 1562
PARAMOUNT ET AL CAMERON 2M-73 60.0479 -117.4922 D 1494 1522
Partie centrale de la vallée du Mackenzie
Nom du puits Lat. Long. Classe 1 Profondeur
du puits (m)
metres 2004 (m)
APACHE PARAMOUNT
LAC MAUNOIR A-67
67.2677 -125.1912 E 937 1070
APACHE PARAMOUNT EAST
LAC MAUNOIR L-80
67.3285 -124.9969 E 945.8 1221
APACHE PARAMOUNT
TURTON LAKE G-47
65.9403 -126.6381 E 1856.5 1465
APACHE PARAMOUNT
LAC MAUNOIR E-35
67.2410 -125.1211 E 937 1011
APACHE PARAMOUNT
TURTON LAKE L-23
65.8772 -126.5861 E 1925.5 551
NORTHROCK ET AL SAH CHOL-71 64.5348 -125.7423 E 3700 3674
Delta du Mackenzie
Nom du puits Lat. Long. Classe 1 Profondeur
du puits (m)
metres 2004 (m)
CHEVRON ET AL OLLIVIER H-01 69.1719 -136.0040 E 3510 3480.5
CHEVRON ET AL OLLIVIER 2H-01 69.1719 -136.0040 E 3140 3092
CHEVRON ET AL OLLIVIER 3H-01 66.5349 -136.0040 E 3140 2696
ENCANA ET AL UMIAK N-05 66.4167 -134.2722 E 3625 3549.4
DEVON PAKOTA C-60 69.6525 -136.4867 E 2165  

Partie sud des Territoires du Nord-Ouest
Puits Démarrage Unité Lib. État des travaux2 Unité de forage Permis de prospection3
PARAMOUNT ET AL CAMERON 2F-73 6-Mar-05 17-Mar-05 P & S Precision 247 PL004
PARAMOUNT ET AL CAMERON 2M-73 20-Mar-05 17-Mar-05 P & S Precision 247 PL004
Partie centrale de la vallée du Mackenzie
Puits Démarrage Unité Lib. État des travaux2 Unité de forage Permis de prospection3
APACHE PARAMOUNT
LAC MAUNOIR A-67
31-Jan-05 22-Feb-05 P & S Akita 51 EL399
APACHE PARAMOUNT EAST
LAC MAUNOIR L-80
15-Feb-05 11-Mar-05 P & S Nabors 8 EL399
APACHE PARAMOUNT
TURTON LAKE G-47
24-Feb-05 30-Mar-05 P & S Nabors 62 EL414
APACHE PARAMOUNT
LAC MAUNOIR E-35
26-Feb-05 11-Mar-05 P & S Akita 51 EL399
APACHE PARAMOUNT
TURTON LAKE L-23
15-Mar-05 30-Mar-05 P & S Nabors 62 SA
NORTHROCK ET AL SAHCHO L-71 23-Jan-05 26-Mar-05 P & S Akita 51 M38
Delta du MacKenzie
Puits Démarrage Unité Lib. État des travaux2 Unité de forage Permis de prospection3
CHEVRON ET AL OLLIVIER H-01 19-Dec-04 9-Apr-05 P & S Atika 63 EL422
CHEVRON ET AL OLLIVIER 2H-01 10-Mar-05 23-Apr-05 P & A Atika 63 EL422
CHEVRON ET AL OLLIVIER 3H-01 9-Apr-05 25-Apr-05 P & S Atika 63 EL422
ENCANA ET AL UMIAK N-05 23-Jan-05 8-Apr-05 P & S Atika 62 EL384
DEVON PAKOTA C-60 5-Dec-05   P & S SDC EL420

1Classe: E=puits de prospection; D=puits de délimitation; P=puits de développement
2État des travaux: P&S= Bouché et suspendu; P&A= Bouché et abandonné; PR=production
3Permis de prospection: EL= permis de prospection; SDL= attestations de dècouverte importante; SA=terres Sahtu

Tableau 8: Acquisition de données sismiques

Acquisition de données sismiques

Diagramme 1: Puits forés

Puits forés

*Ne comprend pas les forages de développement effectués à Norman Wells

Diagramme 2: Acquisition de données sismiques

Acquisition de données sismiques

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Mise en valeur et production

À la fin de l'année, six champs étaient en production dans les Territoires du Nord-Ouest. Aucun champ ne l'était cependant au Nunavut ou au large des côtes dans les eaux de l'Arctique. Parmi les champs en production, trois champs gaziers et un champ pétrolier et gazier se trouvent dans la partie sud des Territoires du Nord-Ouest. Ces champs sont tous exploités par la Paramount Resources Ltée. L'un des champs situé à proximité de Fort Liard (le champ " P-66A ") a été abandonné au cours de l'année. Les trois champs toujours en production situés à proximité de Fort Liard sont reliés au réseau de pipelines en Colombie-Britannique au moyen de petits pipelines transfrontaliers, et à Bistcho en Alberta pour le champ des collines Cameron situé plus à l'est. L'important champ pétrolifère de Norman Wells, situé dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, est le champs d'attache nordique de l'oléoduc de Norman Wells, exploité par la Enbridge Inc., qui s'étend jusqu'à Zama, en Alberta. Le gaz du champs d'Ikhil, situé dans le delta du Mackenzie, est acheminé au moyen d'un pipeline de 50 kilomètres jusqu'à Inuvik, où il est utilisé pour la production d'électricité et le chauffage.

La production totale de gaz naturel dans les Territoires du Nord-Ouest en 2005 s'élevait à 467,2 x 106 m3 (16,5 milliards de pieds cubes), soit 34,5 p. 100 de moins que l'année précédente. Cette diminution est en grande partie attribuable à une baisse de 60 p. 100 de la production du champ de Fort Liard " K-29 ".

La production totale de pétrole se situait à 1 089,8 x 103 m3 (6,85 millions de barils), ce qui représente un fléchissement de 12 p. 100 par rapport à l'année précédente. Quatre-vingt-seize pour cent (96 p. 100) de la production totale venait du champ de Norman Wells, exploité par la compagnie pétrolière Imperial Oil Ltée. La réduction de volume globale témoigne du déclin constant anticipé de la production du champ de Norman Wells. Le reste de la production, soit 4,3 p. 100, venait du champ de Paramount dans les collines Cameron, situé dans la partie sud des Territoires du Nord-Ouest.

Tableau 9: Production de pétrole et de gaz
    2000 2001 2002 2003 2004 2005
Production de pétrole (milliers de m3)
Norman Wells (G001 - Imperial Oil)   1434.3 1432.2 1375.4 1254.6 1186.7 1042.6
Cameron Hills (G010 - Paramount)   - - 1.1 28.5 48.6 47.2
  Total 1434.3 1432.2 1376.5 1283.1 1235.3 1089.8
Production de pétrole (milliers de m3)
Norman Wells (G001 - Imperial Oil)   125.6 130.2 123.3 108.6 103.7 102.4
Ikhil (G005 - AltaGas)   10.0 13.2 14.8 15.2 16.1 15.7
Ford Liard (G006 - F-36 - Paramount)   66.3 71.8 38.8 16.5 11.2 50.7
Ford Liard (G007 - K-29 - Paramount)   490.1 1213.6 834.1 680.3 465.4 203.3
Southeast Fort Liard (G009 - N-01 - Paramount)   - 33.2 61.9 51.1 48.1 38.8
Cameron Hills (G010 - Paramount)   - - 124.1 98.9 68.5 56.3
  Total 769.2 1472.9 1197.0 980.4 713.0 467.2

Notes:
* Le code de champ "G00_" est attribué par l'office national de l'énergie
** Changement d'opérateur de Chevron à Paramount durant 2004

Diagramme 3: Production du pétrole

Production du pétrole

Diagramme 4: Production du gaz

Production du gaz

Diagramme 5: Champs productifs - partie sud des Territories du Nord-Quest

Champs productifs - partie sud des Territories du Nord-Quest

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Les redevances

Les redevances perçues sur la production de pétrole et de gaz naturel dans le Nord, pour l'année civile 2005, se sont chiffrées à 16 053 210 $. Le fléchissement de 22 p. 100 des redevances est en grande partie attribuable à la diminution de la production de pétrole et de gaz naturel dans le sud des Territoires du Nord-Ouest et dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie. Dans le calcul des redevances, la hausse des prix du pétrole et du gaz naturel a permis de compenser, en partie, la baisse de production.

Tableau 10: Les recettes tirées du pétrole et du gaz (en dollars canadiens)
  2000 2001 2002 2003 2004 2005
Redevances 13 433 264 24 656 709 21 751 369 24 492 180 20 558 915 16 053 210
Locations 2 800 993 2 621 978 61 111 66 500
Assurance / frais d'enregistrement 51 589 12 733 17 800 5 471 8 600 13 500
Renonciation aux dépôts
sur les travaux
1 342 385 0 2 392 150 954 812 16 933 374 26 228 000
Total 14 830 038 24 670 435 24 163 940 25 453 441 37 562 000 42 361 210

Examen de la réglementation

Un projet en cours vise à examiner et moderniser le Règlement sur les redevances relatives aux hydrocarbures provenant des terres domaniales. Il a pour objectifs de déterminer quelles dispositions du règlement peuvent être modernisées afin de mieux répondre aux exigences actuelles en matière de détails pratiques d'exploitation, de renforcer les critères de responsabilité au chapitre des redevances et les mesures de garantie de versement de celles-ci, d'accroître l'application équitable du règlement et de simplifier l'administration des redevances.

Vérifications et évaluations

Une nouvelle vérification a été amorcée en 2005. Une deuxième vérification entreprise en 2004 était toujours en cours. Une cotisation a été émise durant l'année basée sur une vérification complétée en 2004.

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Sources de renseignements additionnelles

La Direction du pétrole et du gaz du Nord

Veuillez d'abord consulter notre site Web.

La ministére des Affaires indiennes et du Nord Canada compte plusieurs sources d'information sur le pétrole et le gaz, l'environnement et l'utilisation des terres. Pour obtenir des renseignements précis, veuillez inclure le nom de la source appropriée dont la liste est donnée plus bas, accompagné de l'adresse postale générale du Ministère.

Direction générale du pétrole et du gaz du Nord
Affaires indiennes et du Nord Canada
Ottawa (Ontario) K1A 0H4
Canada

Direction générale du pétrole et du gaz du Nord
10e étage, 25 rue Eddy
Gatineau (Québec) K1A 0H4
Téléphone : (819) 997-0877
Télécopieur : (819) 953-5828
Internet

Des renseignements sur le régime de gestion des ressources, des demandes de nominations et de soumissions, et d'autres informations connexes : Régime foncier- Téléphone : (819) 997-0221.

Des renseignements sur les procédures et les règlements concernant l'enregistrement, les permis de prospection, de production et reliés aux découvertes importantes, les transferts, les notifications, et les cartes - Administrateur des droits, Bureau du directeur, téléphone : (819) 953-8529.

De l'information sur l'histoire de l'exploration dans le Nord et sur les activités géologiques et géophysiques - Géologue pétrolier principal, téléphone : (819) 953-8722.

De l'information sur les exigences du régime des avantages associées aux nouveaux programmes d'exploration sur les terres dans les Territoires du Nord-Ouest est disponible auprès du bureau régional du Ministère dans les Territoires du Nord-Ouest - Téléphone : (867) 669-2618; pour le Nunavut et le large des côtes dans le Nord, l'information est disponible auprès de la Direction générale du pétrole et du gaz du Nord - Téléphone : (819) 994-0348.

Des renseignements sur la politique des redevances et la présentation des redevances - Gestionnaire, Politique financière et Administration des redevances - Téléphone : (819) 953-9488.

Division du développement du pétrole et des avantages
Bureau régional des Territoires du Nord-Ouest
Affaires indiennes et du Nord Canada
4915, 50e rue, Case postale 1500
Yellowknife (T. N.-O.) X1A 2R3
Téléphone : (867) 669-2618
Télécopieur : (867) 669-2409
Fax: (867) 669-2409

Autres sources d'information

On peut obtenir aussi de l'information concernant les sujets suivants, aux bureaux de l'Office national de l'énergie, à l'adresse ci-dessous :

Office national de l'énergie
444 - 7eAvenue Sud-Ouest
Calgary (Alberta) T2P 0X8
Téléphone : (403) 292-4800
Télécopieur : (403) 292-5503

La Commission géologique du Canada (Calgary) offre l'accès aux installations publiques de consultation et d'échantillonnage des carottes et des échantillons, ainsi qu'à l'information sur les puits forés au nord du 60° parallèle :

Institut de géologie sédimentaire et pétrolière
3303 - 33e Rue Nord-Ouest
Calgary (Alberta) T2L 2A7
Téléphone : (403) 292-7000
Télécopieur : (403) 292-5377

Information sur les puits forés dans la baie de Baffin, région du détroit de Davis :

Iris A. Hardy
Conservateur, Collection Nationale d'échantillons géoscientifique marins
Commission géologique du Canada, Atlantique
Entreposage des carottes et laboratoire
Institut océanographique de Bedford
C.P. 1006
Dartmouth NS B2Y 4A2
Téléphone : (902) 426-6127
Télécopieur : (902) 426-4465
Courriel : ihardy@nrcan-rncan.gc.ca

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