ARCHIVÉE - Pétrole et gaz du Nord - Rapport annuel 2004

Renseignements archivés

Cette page a été archivée dans le Web. Les renseignements archivés sont fournis aux fins de référence, de recherche ou de tenue de documents. Ils ne sont pas assujettis aux normes Web du gouvernement du Canada et n'ont pas été modifiés ou mis à jour depuis leur archivage. Pour obtenir ces renseignements sous une autre forme, veuillez communiquer avec nous.

Catalogue: R71-47/2004F
ISSN : 0-662-79649-7
QS- : 8509-050-FF-A1

Format PDF   (1.26 Mo, 26 pages)

Avis d'accessibilité

Si vous avez besoin d'aide pour accéder le format PDF,
visitez la section d'aide.




Table des matières


Pétrole et gaz du Nord rapport annuel 2004

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 de
l'honorable Andy Scott, C.P., député
Ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien
Ottawa, 2005

© 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 2004

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

L'industrie pétrolière et gazière a connu une expansion importante dans le Nord du Canada au cours de l'année 2004.

Le 7 octobre, les promoteurs de projets ont présenté leur première proposition pour le projet gazier Mackenzie. Il s'agit du plus important projet énergétique dans le Nord lancé au cours d'une génération, et il pourrait devenir le plus grand projet d'infrastructure financé par des fonds privés jamais entrepris au Canada. On évalue les coûts de ce projet à plus de 7 milliards de dollars et on estime qu'il pourrait créer 20 000 emplois directs pour les Canadiens.

Sept agences et ministères fédéraux travaillent en étroite collaboration afin d'examiner attentivement les propositions, en temps opportun et de façon équitable, pour s'assurer qu'elles permettent d'équilibrer les intérêts des résidants du Nord, des Autochtones, du secteur privé et de tous les Canadiens.

Vers la fin de l'année 2004, l'exploitation des ressources dans le Nord a franchi une étape importante. En effet, le 14 décembre, le premier ministre et les trois premiers ministres du Nord annonçaient le cadre de la toute première stratégie élaborée conjointement pour le Nord. Cette mesure nous montre à quel point les choses ont changé dans le Nord au cours des dernières années. Les résidants du Nord assument des rôles plus importants au sein des comités de gestion nordique, on continue de conclure des ententes de revendications territoriales et d'autonomie gouvernementale, et les partenariats entre les résidants du Nord et le secteur privé sont florissants.

Je suis également heureux de noter 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 résidants de plusieurs collectivités nordiques éloignées se sont donc multipliées.

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 la dernière année.

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 2004.

le 21 avril 2005

Retournez à la table des matières



Carte des terres domaniales du Canada

TERRES DOMONIALES DU CANADA

Zone qui relève de la compétence du ministre - AINC

Retournez à la table des matières



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

Introduction

L'exploration pétrolière et gazière dans le Nord a connu une longue histoire, en commençant par le puits de découverte foré à Norman Wells au cours des années 1920 et suivi de différents cycles d'exploitation s'étendant de 1960 à 1985.

L'intérêt actuel pour le Nord date toutefois du milieu des années 1990. Le Nord a recommencé à attirer les activités d'exploration et les investissements en 1995 lorsque la Couronne a émis de nouveaux permis de prospection visant la région sud des Territoires du Nord-Ouest, ensuite dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie. En 1999 et 2000, cet intérêt s'était étendu vers le Nord lorsque des sociétés eurent acquis des droits d'exploration dans des terres constituant la majeure partie du delta du Mackenzie et dans les régions marines adjacentes. Bien qu'aucun intérêt n'ait été attribué dans la région sud des Territoires du Nord-Ouest depuis 1996, les activités pétrolières et gazières se sont poursuivies tout au long de 2004 dans la région centrale de la vallée du Mackenzie et dans les régions de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie.

Il est bien connu que le Nord recèle un important pourcentage 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 p. 100 des ressources en gaz naturel récupérables par des méthodes classiques et 25 p. 100 des ressources récupérables résiduelles en pétrole brut léger. La moitié de ces ressources possibles 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 conventionnelle de pétrole brut et de gaz naturel 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.

Il existe deux centres d'activité : la partie centrale de la vallée du Mackenzie, soit la région du Sahtu, et le delta du Mackenzie. Par contraste, les activités d'exploration dans la région sud des Territoires du Nord-Ouest ont connu un déclin rapide. Bien que les possibilités d'accroissement soutenu des investissements de l'industrie dans cette région particulière soient excellentes, tout dépend des nouveaux droits d'exploration qui seront délivrés après le règlement des questions en souffrance entre la Couronne et les Premières nations dans la région sud des Territoires du Nord-Ouest.

Vu le potentiel de l'Arctique de l'Ouest, 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 Mackenzie (PGM) et des possibilités résultantes d'exploitation et de production des nouvelles découvertes de gaz, le cas échéant. Une étape importante menant à la réalisation de ce projet a été franchie à l'automne 2004 lorsque le Producers Group a présenté aux organismes de réglementation l'Énoncé des incidences environnementales du PGM. À l'origine, le PGM visait la production à partir de trois champs gaziers situés dans le delta du Mackenzie. Il contribuera maintenant à ouvrir l'Arctique de l'Ouest aux investisseurs intéressés à explorer et à exploiter les hydrocarbures situés à l'intérieur des terres territoriales et, éventuellement, dans le milieu marin arctique.

Au cours de 2004, le nombre de puits d'exploration forés dans le delta du Mackenzie s'est maintenu au niveau de 2003 (3 puits). Cependant, le nombre de puits d'exploration forés dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, dans la région du Sahtu, s'est accru légèrement (6 puits). Dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, les collines Colville constituaient une zone de gaz naturel prometteuse. La réponse initiale des compagnies aux demandes de 2004 pour la désignation de nouvelles terres à explorer dans cette région laisse entrevoir une croissance soutenue des activités au cours des prochaines années. Il est à noter que les compagnies explorent à la fois des terres domaniales et des terres privées dans cette région. Malgré le déclin des activités d'exploration dans le sud des Territoires du Nord-Ouest, les compagnies y ont foré dix puits. Deux de ces puits étaient classés comme puits d'exploration, les autres ayant été forés afin d'accroître la production pétrolière et gazière des gisements des collines Cameron et la production gazière des champs Liard et West Liard.

À la fin de l'année, sept gisements pétroliers et gaziers 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, quatre 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 se trouve dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie et le champ de gaz Ikhil est situé dans le delta du Mackenzie. Les redevances pour la période de 2004 ont connues une diminution de 16 p. 100 attribuable, en grande partie, à la diminution de la production du gaz naturel dans le sud des Territoires du Nord-Ouest. 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 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
2004
Décembre
2004
Moyenne
2004
Pétrole ($CAN/m3)
(prix moyen à Edmonton)
274,13 322,97 333,87
Gaz ($CAN/GJ)
[prix moyen AECO
(marché intérieur)]
6,58 7,42 6,52

Source : Ressources naturelles Canada

Retournez à la table des matières



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, dans certaines régions du Nunavut et au large des côtes dans le Nord canadien. Ces droits de prospection sont assujettis à des modalités établies aux termes de la Loi fédérale sur les hydrocarbures (LFH) et approuvées par la population du Nord.

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. Le ministère des Affaires indiennes et du Nord canadien consulte les groupes autochtones afin de s'assurer que leurs points de vue ont été pris en considération dans le processus d'attribution des droits. 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 cing années. Le projet doit prévoir le forage d'un puits au cours de la première période du permis afin que la durée du permis soit prolongée pour une deuxième période.

Conformément aux dispositions des ententes sur le règlement des revendications territoriales, le ministère a consulté les collectivités et les 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 dedroits, 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.

Des appels de demandes de désignation ont été lancés à la fin de l'année 2003 concernant la partie centrale de la vallée du Mackenzie, le delta du Mackenzie / la mer de Beaufort ainsi que l'archipel arctique de Nunavut et les zones extracôtières environnantes; la date de clôture était le 30 janvier 2004 pour les trois zones.

Suite aux demandes de désignations, la zone du delta du Mackenzie / la mer de Beaufort a reçu une demande tandis que la partie centrale de la vallée du Mackenzie a reçu cinq demandes. Aucune demande n'a été reçue pour l'archipel arctique de Nunavut.

Les six parcelles désignées ont été soumises à un appel d'offres lancé au début du mois de février et se terminant le 7 juin 2004. Les résultats ont été annoncés le 8 juin 2004, et cinq nouveaux permis de prospection ont été livrés; EL422 dans le delta du Mackenzie / la mer de Beaufort et EL423 à EL426 dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie. Une parcelle dans cette dernière zone n'a reçu aucune offre.

À la fin de l'année civile (2004), trois demandes de désignations ont clôturé, une pour la partie centrale de la vallée du Mackenzie et une pour le delta du Mackenzie / la mer de Beaufort (se terminant le 17 décembre 2004); une pour l'archipel arctique de Nunavut et les zones extracôtières environnantes (se terminant le 23 décembre 2004). Toute parcelle désignée sera soumise à un appel d'offres prévu pour le mois de janvier 2005 et qui demeurera en vigueur pour la durée obligatoire minimale de 120 jours.

Tableau 3: Permis de prospection délivrés par suite d'appels d'offres
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
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 1 224 395 965 397 189
Mer de Beaufort 920 318 16 618 169 350 1 106 286
Zone extracôtière arctique orientale 931 640 0 11 184 1 805 3241*
Baie d'Hudson 0 0 0 126 3762*
Delta du Mackenzie 786 429 2 506 112 037 900 972
Vallée du Mackenzie 1 360 136 32 842 87 906 1 509 6753*

*Anciens permis et/ou locations de pionniers

  1. Inclut 862 500 hectares en zone à accès restreint/en vertu d'anciens droits
  2. Inclut 126 376 hectares en zone à accès restreint/en vertu d'anciens droits
  3. Inclut 28 791 hectares en vertu d'anciens droits
Tableau 5:  Type d'intérêt de disposition des terres en date
du 31 décembre 2004
Région Permis de
prospection
Permis de
production
Permis de
découverte
importante
Anciens droits 1
Archipel arctique 0 1 20 0
Mer de Beaufort 4 1 31 0
Zone extracôtière arctique orientale 1 0 1 30
Baie d'Hudson 0 0 0 8 2
Delta du Mackenzie 11 1 34 0
Vallée du Mackenzie 19 21 29 17

1Anciens 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

Attribution des intérêts

Permis de prospection

À la fin de l'année 2004, il y avait 35 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 execute 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 2004

Dépôts remboursables au cours de la première période (remboursement de 1 $ pour chaque 4 $ dépensés) = 154 285 750,00 de $
Locations remboursables au cours de la deuxième période (remboursement de 1 $ pour chaque 1 $ dépensé) = 5 745 536,00 de $

Tableau 6: Permis de prosepection

Zone extracôtière de l'est de l'Arctique
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
($)
EL2972 931,640 CanNat Resources Inc. 1998.07.14 2007.07.14 2007.07.14  
Mer de Beaufort et delta du Mackenzie
Permis Superficie
(en ha)
Titulaire 1 Émission
(a.m.j)
Puits doit être
foré avant le
(a.m.j)
Expiration
(a.m.j)
Dépenses
Prévues dans la soumission
($)
EL3173 175,810 Talisman Energy Inc. 1986.10.05 n/a   n/a
EL3293 349,982 BP Canada Energy
Resources
1987.09.05 n/a   n/a
EL3844 86,685 Encana West Ltd 1997.01.06 2006.01.05* 2006.01.05 -
EL3854 128,327 Encana West Ltd 1997.01.06 2006.01.05 2006.01.05 -
EL394 73,155 Burlington Resources
Canada
1999.09.18 2004.09.17* 2008.09.17 42,357,000.00
EL403 75,650 Shell Canada 2000.08.15 2008.08.17 2008.08.14 35,000,000.00
EL404 73,608 BP Canada Energy 2000.08.15 2005.08.14 * 2009.09.14 76,675,288.00
EL405 76,307 Petro-Canada 2000.08.15 2005.08.14 * 2009.08.14 46,454,620.66
EL406 72,523 Petro-Canada 2000.08.15 2005.08.14 * 2009.08.14 81,876,595.88
EL407 71,515 Anadarko Canada Corp 2000.08.15 2005.08.14 2009.08.14 2,421,350.84
EL417 18,912 Chevron Canada 2002.05.14 2007.05.13 2011.05.13 13,200,000.00
EL418 37,436 Devon ARL Corporation 2002.05.14 2007.05.13 2011.05.13 1,100,00.00
EL4195 72,311 Petro-Canada 2002.04.18 2004.09.17 *7 2008.09.17 105,293,760.00
EL4205 338,469 Devon ARL Corporation 2002.08.15 2005.08.157 2009.08.14 224,069,655.56
EL422 56,057 Chevron Canada 2004.06.03 2009.06.08 2013.06.07 61,883,000.00
Partie continentale du sud des Territories du Nord-Ouest
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
($)
EL3826 25,335 Paramount Resources 1996.04.10 2000.04.09 * 2003.04.09 1,100,000.00
EL3836 25,515 Anadarko Canada Corp. 1996.04.10 2000.04.09 * 2003.04.09 1,224,000.00
Partie continentale du centre de la vallée du Mackenzie
Permis Superficie
(en ha)
Titulaire 1 Émission
(a.m.j)
Puits doit être
foré avant le
(a.m.j)
Expiration
(a.m.j)
Dépenses
Prévues dans la soumission
($)
EL386 117,650 Devlan Exploration 1997.05.05 2001.05.04 * 2005.05.04 1,072,000.00
EL391 31,967 Northrock Resources 1997.05.05 2001.05.04 * 2001.05.04 4,000,000.00
EL392 23,652 Encana West Ltd. 1997.05.05 2001.05.04 * 2001.05.04 8,466,460.00
EL397 134,565 Northrock Resources Ltd. 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
EL400 118,060 Canadian Natural Resources Limited 2000.08.01 2004.07.31 * 2008.07.31 17,500,000.00
EL401 50,188 EOG Resources Canada Inc. 2000.08.01 2004.07.31 * 2008.07.31 12,750,000.00
EL412 68,772 Canadian Forest Oil Ltd. 2001.09.18 2005.09.17 2009.09.17 1,867,911.00
EL413 80,464 Devlan Exploration 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
EL415 83,216 Hunt Oil 2001.09.18 2005.09.17 2009.09.17 1,260,000.00
EL416 80,510 Northrock Resources Ltd. 2001.09.18 2005.09.17 2009.09.17 1,526,430.00
EL421 79,668 Cdn.Forest Oil Ltd. 2003.05.28 2007.05.28 2011.05.28 1,108,650.00
EL423 90,632 Northrock Resources 2004.06.08 2008.06.07 2012.06.07 24,800,000.00
EL424 80,608 Paramount Resources 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 Resources 2004.06.08 2008.06.07 2011.05.28 1,108,650.00

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.

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.

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 2004, grâce à une cotisation acceptée par les représentants de l'industrie et approuvée par le ministre. En 2004, le FEE a amassé un montant de 547 043 $.

Retournez à la table des matières



Activités d'exploration dans le Nord

Opération dans le Nord

Les dépenses d'exploration ciblant le pétrole et le gaz naturel ont atteint une valeur estimée de 184 millions de dollars (M$) en 2004, comparativement à 182 M$ l'année précédente. Cette valeur estimée comprend les coûts des travaux d'exploration, des forages de délimitation et de développement, des travaux de complétion et d'abandon de puits, ainsi que des programmes de levés géophysiques et d'études géologiques. Les coûts des diverses activités ciblant les puits se chiffrent à 132 M$, le reste de la somme totale de 184 M$ étant surtout consacrée à l'exécution de levés sismiques tridimensionnels. Le nombre de nouveaux puits forés, qui a diminué par rapport à l'année précédente, s'est établi à 19, dont 11 puits d'exploration. Dans l'ensemble, les activités d'exploration ont été soutenues dans le delta du Mackenzie, elles ont augmenté dans la partie centrale du Mackenzie (Sahtu) et ont chuté dans la partie sud des Territoires du Nord-Ouest. Les seuls travaux de développement sur le terrain ont été exécutés dans le sud des Territoires du Nord-Ouest, principalement dans le champ des collines Cameron.

Aucune activité ciblant le pétrole ou le gaz naturel n'a été effectuée au Nunavut ou dans les zones extra-côtières du Nord.

Le tableau contenant les statistiques sur le forage offre un résumé des activités de forage. Le nombre total de mètres forés aux Territoires du Nord-Ouest a chuté en 2004, passant d'un sommet de 52 725 m en 2003 à 28 418 m. Dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, les forages d'exploration ont surtout été exécutés dans les collines Colville (quatre nouveaux puits forés), qui sont situées dans la partie centrale du Mackenzie (Sahtu), ainsi que dans la plaine du Mackenzie, au sud de Tulita et à l'ouest du fleuve Mackenzie (un puits), et à l'est du Mackenzie et au nord de Fort Good Hope (un puits). Deux des puits forés dans les collines Colville sont situés sur des terres privées du Sahtu.

Dans le delta du Mackenzie, deux puits d'exploration ont été forés au début de 2004, et on a amorcé le forage d'un autre puits juste avant la fin de l'année, à la suite d'une période de gel hâtif.

Il est intéressant de constater que le nombre total de puits forés aux Territoires du Nord-Ouest en 2004 est le même que celui de puits forés uniquement dans la partie sud de ceux-ci l'année précédente. Cette année, on a seulement foré deux puits d'exploration dans le sud des Territoires du Nord-Ouest, une chute qui témoigne de l'expiration d'un grand nombre de permis de prospection.

Les travaux de forage ont commencé le 12 janvier 2004 dans le sud des Territoires du Nord-Ouest, le 16 janvier, dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, et le 4 février, dans le delta du Mackenzie. Les activités de forage d'hiver ont été terminées entre le 21 et le 24 mars dans le sud des Territoires du Nord-Ouest et dans la partie centrale, sauf dans les sites accessibles par des routes toute-saison. Un puits a été foré durant l'été, dans un site d'accès facile, très proche du fleuve Mackenzie. Dans le delta du Mackenzie, les travaux de forage ont été interrompus le 23 avril.

En 2004, l'Office national de l'énergie a autorisé huit programmes géophysiques et géologiques réalisés par l'industrie. De ce nombre, quatre étaient des programmes d'acquisition sur le terrain de données sismiques totalisant 189 km de levés bidimensionnels (2D) exécutés dans le cadre d'un des programmes, et 804 km2 de levés tridimensionnels (3D). Les autres programmes autorisés comprennent un programme de prélèvement d'échantillons géologiques et géochimiques et deux programmes d'études géologiques sur le terrain. Enfin, un programme portait sur l'achat de bases de données et le retraitement de données, sans travaux de terrain connexes. Le tableau contient un résumé des programmes géologiques et géophysiques.

Tableau 7: Statistique sur le forage - 2004

Partie sud des Territoires du Nord-Ouest
Nom du puits Lat. Long. Classe 1 Profondeur
du puits (m)
metres 2004 (m)
ANADARKO ARROWHEAD RIVER F-56 60.5917 -122.9295 D 2847 367
ANADARKO ARROWHEAD RIVER K-35 60.5773 -122.8631 E 2812 2160
ANADARKO EMILE LAKE A-77 60.7693 -122.7261 E 2265 2265
CHEVRON ET LIARD 3K-294 60.4784 -123.5845 D 3692.7 3692.7
PARAMOUNT ET AL CAMERON B-38 60.1204 -117.6053 P 1652 1647.4
PARAMOUNT ET AL CAMERON C-16 60.0842 -117.5495 D 1454 1449.4
PARAMOUNT ET AL CAMERON F-19 60.1385 -117.5543 D 1481 1476
PARAMOUNT ET AL CAMERON K-19 60.1439 -117.5519 D 1484 1478.5
PARAMOUNT ET AL CAMERON 0-19 60.1463 -117.5445 D 1659 1659
CHEVRON ET LIARD 2M-252 60.4142 -123.5873 P 4324 4315
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 C-34 67.2173 -125.1157 E 945  
APACHE PARAMOUNT LAC WEST NOGHA K-14 66.5809 -126.0508 E 1404 1398.3
DEVLAN MOOSE LAKE D-07 66.3887 -125.9000 E 900 895
ECA ET BEGADEH J-66 64.5419 -125.1996 E 1425 1420.6
NORTHROCK ET AL SUMMIT CREEK B-44 64.3840 -125.8896 E 3064 3057.8
PARAMOUNT APACHE NOGHA B-23 66.5349 -125.8259 E 1476 1472
Delta du Mackenzie
Nom du puits Lat. Long. Classe 1 Profondeur
du puits (m)
metres 2004 (m)
CHEVRON ET ELLICE I-48 69.1261 -135.9260 E 3806 3793.3
CHEVRON ET LIARD H-01 69.1719 -136.0040 E 3510 458
ENCANA ET UMIAK N-16 66.5349 -134.3154 E 3101 3091.5

Partie sud des Territoires du Nord-Ouest
Puits Démarrage Unité Lib. État des travaux2 Unité de forage Permis de prospection3
ANADARKO ARROWHEAD RIVER F-56 21-Jan-04 06-Feb-04 P & S Shehta 5E EL383
ANADARKO ARROWHEAD RIVER K-35 07-Feb-04 25-Feb-04 P & S Shehta 4 EL383
ANADARKO EMILE LAKE A-77 2-Mar-04 21-Mar-04 P & S Akita 37 SDL013
CHEVRON ET LIARD 3K-294 12-Jan-04 23-Feb-04 P & S Akitat 58E PL09
PARAMOUNT ET AL CAMERON B-38 22-Feb-04 5-Mar-04 P & S Precision 247 PL14
PARAMOUNT ET AL CAMERON C-16 07-Mar-04 16-Mar-04 P & S Precision 247 SDL103
PARAMOUNT ET AL CAMERON F-19 04-Feb-04 11-Feb-04 P & S Concord 31 PL05
PARAMOUNT ET AL CAMERON K-19 12-Feb-04 20-Feb-04 P & S Precision 247 PL05
PARAMOUNT ET AL CAMERON 0-19 13-Jan-04 25-Jan-04 P & S Concord 31 PL05
CHEVRON ET LIARD 2M-252 31-Mar-04 13-Jun-04 P & S Akita 48UE PL11
Partie centrale de la vallée du Mackenzie
Puits Démarrage Unité Lib. État des travaux2 Unité de forage Permis de prospection3
APACHE PARAMOUNT LAC MAUNOIR C-34 6-Feb-04 23-Feb-04 P & S Akita 51 EL399
APACHE PARAMOUNT LAC WEST NOGHA K-14 1-Mar-04 21-Mar-04 P & S Akita 51 SA
DEVLAN MOOSE LAKE D-07 30-Aug-04 9-Sep-04 P & S Akita 51 EL413
ECA ET BEGADEH J-66 28-Jan-04 15-Feb-04 P & A Akita 55 EL392
NORTHROCK ET AL SUMMIT CREEK B-44 16-Jan-04 24-Mar-04 P & S Akita 40 EL397
PARAMOUNT ET AL. NOGHA B-23 9-Feb-04 19-Mar-04 P & S Nabors 62 SA
Delta du MacKenzie
Puits Démarrage Unité Lib. État des travaux2 Unité de forage Permis de prospection3
CHEVRON ET ELLICE I-48 4-Feb-04 16-Apr-04 P & A Atika Equtak 63 EL404
CHEVRON ET LIARD H-01 19-Dec-04     Atika 63 EL422
CHEVRON ET LIARD N-16 18-Feb-04 23-Apr-04 P & S Atika Equtak 62 EL384

  1. Classe: E=puits de prospection; D=puits de délimitation; P=puits de développement
  2. État des travaux: P&S= Bouché et suspendu; P&A= Bouché et abandonné; PR=production
  3. Permis de prospection: EL= permis de prospection; SDL= attestations de dècouverte importante; SA=terres Sahtu
  4. Remplacé par le Paramount et al Liard 3K-29 durant l'année
  5. Remplacé par le Paramount et al Liard 2M-25 durant l'année

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

Retournez à la table des matières



Mise en valeur et production

À la fin de l'année, sept champs pétroliers et gaziers 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, quatre champs gaziers et un champ pétrolier et gazier se trouvent dans la partie sud des Territoires du Nord-Ouest, le champ pétrolier de Norman Wells dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie et le champ gazier Ikhil dans le delta du Mackenzie.

La production totale de gaz naturel dans les Territoires du Nord-Ouest s'élevait à 713,0 x 106 m3 en 2004, soit 27 p. 100 de moins que l'année précédente, cette diminution étant en grande partie attribuable à une forte baisse des taux de production du champ " K-29 " de Fort Liard.

La production totale de pétrole se situait à 1 235,3 x 103 m3 (7,8 millions de barils), ce qui représente un fléchissement de 4 p. 100 par rapport à l'année précédente. Le champ pétrolier de Norman Wells, exploité par Imperial Oil, assure 96 p. 100 de la production totale. La diminution continue de sa production a été en partie contrebalancée par la hausse de production du champ de Paramount, dans les collines Cameron, dans la partie sud des Territoires du Nord-Ouest.

Tableau 9: Production de pétrole et de gaz
    1999 2000 2001 2002 2003 2004
Production de pétrole (milliers de m3)
Norman Wells* (G001 - Imperial Oil)   1549.1 1434.3 1432.2 1375.4 1254.6 1186.7
Cameron Hills (G010 - Paramount)         1.1 28.5 48.6
  Total 1549.1 1434.3 1432.2 1376.5 1283.1 1235.3
Production de pétrole (milliers de m3)
Norman Wells* (G001 - Imperial Oil)   126.5 125.6 130.2 123.3 108.6 103.7
Pointed Mountain (G003 - Canadian Forest Oil)   21.0 17.1 9.2 Shut-in Shut-in Shut-in
Ikhil (G005 - AltaGas)   3.3 10.0 13.2 14.8 15.2 16.1
Ford Liard (G006 - F-36 - Paramount)     66.3 71.8 38.8 16.5 11.2
Ford Liard (G007 - K-29 - Paramount**)     490.1 1213.6 834.1 680.3 465.4
Fort Liard (G008 - P66A - CNRL)     60.1 1.8 Shut-in 9.8 Shut-in
SouthEast Ford Liard (G009 - N-01 - Paramount)       33.2 61.9 51.1 48.1
Cameron Hills (G010 - Paramount)         124.1 98.9 68.5
  Total 150.8 769.2 1472.9 1197.0 980.4 713.0

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

Retournez à la table des matières



Les redevances

Les redevances versées sur la production du pétrole et du gaz naturel dans le Nord, pour l'année civile 2004, se sont chiffrées à 20 558 915 $, les recettes totales s'élevant, quant à elles, à 37 562 000 $. Le fléchissement de 16 p.100 des redevances est en grande partie attribuable à la diminution de la production de gaz naturel dans le sud des Territoires du Nord-Ouest. 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)
  1999 2000 2001 2002 2003 2004
Redevances 7138 169 13 433 264 24 656 709 21 751 369 24 492 180 20 558 915
Locations 3 245 2 800 993 2 621 978 6 111
Assurance / frais d'enregistrement 16 766 51 589 12 733 17 800 5 471 8 500
Renonciation aux dépôts
sur les travaux
289 874 1 342 385 0 2 392 150 954 812 16 933 374
Total 7 448 054 14 830 038 24 670 435 24 163 940 25 453 441 37 562 000

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 vérification, entreprise en 2003, a été achevée cette année. Une nouvelle vérification a été entreprise en 2004 et à la fin de l'année, elle était toujours en cours.

Retournez à la table des matières



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
6e étage, 10, rue Wellington
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 :

Entreposage des carottes et laboratoire
Commission géologique du Canada (Atlantique)
Institut océanographique de Bedford
C.P.1006
Dartmouth (Nouvelle-Écosse) B2Y 4A2
Téléphone : (902) 426-6127
Télécopieur : (902) 426-4465
Internet : hardy@agc.bio.ns.ca

Retournez à la table des matières


Date de modification :