ARCHIVÉE - Pétrole et gaz du Nord Rapport annuel 2011

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.

auteur : Direction générale du pétrole et du gaz du Nord
date : 2012 
QS-8509-120-FF-A1

Format PDF   (923 Ko, 32 pages)

 


Table des matières


List of Tables and Figures


Prologue

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

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
Table des matières
Table des matières

Message du ministre

Message de l'honorable John Duncan, c.p. député
Ministre des Affaires autochtones et du développement du Nord canadien

Je suis heureux de déposer au Parlement ce rapport annuel sur l'administration des terres où sont exploités le pétrole et le gaz dans les Territoires du Nord-Ouest, au Nunavut et en haute mer dans le Nord. Il porte sur l'année qui a pris fin le 31 décembre 2011.

En plus d'être un élément fondamental du patrimoine canadien et de notre identité nationale, le Nord, avec son grand potentiel en matière de pétrole, de gaz et de minéraux, jouera un rôle important dans la croissance économique future du pays.

Le gouvernement du Canada s'engage à augmenter les connaissances sur le potentiel en matière d'énergie et de minéraux dans le Nord, et ce, afin de favoriser le développement économique durable dans l'Arctique canadien. En juillet, les résultats du processus d'appel d'offres annuel (pétrole et gaz) pour 2010-2011 ont été annoncés. À la suite de ce processus, 11 nouveaux permis de prospection ont été accordés dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie pour des engagements de travail totalisant 534 millions de dollars, et deux permis de prospection additionnels dans la mer de Beaufort. Aujourd'hui, l'utilisation des nouvelles technologies et techniques pour ces permis crée la possibilité de développer des réservoirs non conventionnels de ressources sur les terres et d'explorer de nouvelles régions au large des côtes de l'Arctique canadien.

La nature cyclique du secteur de l'exploration du pétrole et du gaz a été mise en évidence en 2011, alors qu'un seul nouveau puits d'exploration a été creusé dans les Territoires du Nord-Ouest. Le prix du gaz naturel au Canada a baissé puis est resté à un niveau bas tandis que le prix du pétrole a augmenté. Dans ce contexte, les redevances découlant de la production de pétrole et de gaz sur les terres du Nord ont été inférieures de 26 % en 2011 comparativement à 2010.

Le 15 décembre 2011, l'Office national de l'énergie a publié son rapport intitulé la Revue des forages extracôtiers dans l'Arctique canadien. Le rapport a confirmé que le forage dans le Nord peut être fait en toute sécurité et que l'Office national de l'énergie a les outils nécessaires pour protéger les travailleurs et l'environnement. Comme l'environnement demeure une préoccupation constante, l'Évaluation environnementale régionale de Beaufort a été mise en œuvre cette année. Il s'agit d'une initiative de quatre ans visant à constituer une base de connaissances de nature scientifique et socioéconomique au sujet de la mer de Beaufort.

Je vous invite à consulter le rapport annuel du pétrole et gaz du Nord pour obtenir davantage de renseignements sur l'exploration pétrolière et gazière au Canada et sur la mise en valeur de ces ressources au cours de la dernière année.

John Duncan, c.p. député
Mai 2012

Table des matières
Table des matières

Terres domaniales du Canada

Map of Canada's Frontier Lands

Terres domaniales [Note 1] relevant de la compétence administrative du ministre des Affaires Indiennes et du Nord Canadien

Table des matières
Table des matières

Pétrole et gaz du Nord

Introduction

Le Nord du Canada est richement doté de ressources pétrolières et gazières encore peu exploitées, exception faite du champ pétrolier de Norman Wells, dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, et de quelques gisements de gaz dans le sud des Territoires du Nord-Ouest. Les zones d'exploration ciblées présentant un intérêt immédiat sont notamment les imposantes structures non investiguées au large des côtes de l'Arctique et de nombreuses régions terrestres à peine explorées.

Jusqu'à présent, l'exploration dans le Nord s'est concentrée sur les sources conventionnelles de pétrole et de gaz, mais l'utilisation de nouvelles technologies pour le développement des ressources non conventionnelles dans les gisements peu-perméables comme le schiste, ne cesse de croître en Amérique du Nord et son exploration est maintenant envisagée dans le Nord canadien. Les techniques de fracturation hydraulique et de forage horizontal permettent à l'industrie d'accéder à des ressources que les

techniques conventionnelles des décennies précédentes ne permettaient pas. Bien que l'accent ait été mis sur les ressources de gaz naturel contenu dans le schiste, des techniques comparables peuvent également être appliquées pour améliorer la récupération dans les gisements de pétrole. Une formation géologique favorable est essentielle au succès du développement de ce type de ressource et l'on sait qu'il existe d'excellentes possibilités à cet égard au nord du 60e parallèle, et que les explorateurs s'y intéressent.

En 2011, les opérations ont été limitées, avec un seul nouveau puits d'exploration foré dans les Territoires du Nord-Ouest, tandis que les dépenses engagées ont été au plus bas niveau depuis une décennie. Cela reflète la nature cyclique du secteur de l'exploration des hydrocarbures qui fluctue au gré de nombreux facteurs, y compris le prix du pétrole et du gaz.

L'intérêt pour les demandes de désignations est un des signes précurseurs d'un nouveau cycle d'exploration. En 2011, l'industrie a fait l'acquisition de onze nouveaux permis de prospection dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie qui l'engage à réaliser des travaux d'une valeur de plus d'un demi milliard de dollars. L'industrie a indiqué s'intéresser principalement à l'exploration du potentiel des formations de schiste à proximité de l'infrastructure du pipeline actuel près de Norman Wells.

En 2011, les intérêts de l'industrie étaient partagés entre l'exploration d'importants champs conventionnels dans les eaux profondes de la mer Beaufort et l'exploration dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie. Un important pas en avant pour les explorateurs extracôtiers fut la diffusion par l'Office national de l'énergie (ONE) le 15 décembre 2011 du rapport « Revue des forages extracôtiers dans l'Arctique canadien ». Ce rapport était l'aboutissement d'un examen exhaustif lancé par l'ONE peu après la catastrophe de la plateforme Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique. Il confirme que des activités de forage peuvent être effectuées en toute sécurité dans le Nord et que l'ONE a les outils nécessaires pour assurer la sécurité des travailleurs et de l'environnement. Les titulaires de permis de prospection peuvent dorénavant consulter les exigences de dépôt relatives aux forages extracôtiers dans l'Arctique canadien qui ont été publiées à la suite de cette étude.

Les prix du pétrole et du gaz ont continué de suivre des parcours opposés en 2011. Le prix du pétrole au Canada a affiché une tendance générale à la hausse, le prix moyen au cours de l'année ayant été de 18 % supérieur à celui de 2010. Le prix du pétrole est demeuré généralement élevé, comme l'approvisionnement fut affecté par la réduction de la production dans certains pays, plus particulièrement en Libye.

Le prix du gaz naturel canadien a chuté de 10 % au cours de 2011, atteignant en décembre son plus bas niveau en 27 mois. L'augmentation de l'offre en gaz naturel dû à la croissance de l'exploitation de gaz de schiste aux États-Unis et la plus faible demande associée à des températures clémentes ainsi qu'une reprise économique fragile aux États-Unis sont autant de facteurs qui ont contribué à maintenir les prix peu élevés.

Le faible prix du gaz est à l'origine de l'intérêt mitigé pour d'autres activités de prospection de gaz naturel dans le Nord, d'où l'absence de travaux de cet ordre dans le delta du Mackenzie, une zone reconnue pour ses ressources gazières. Le prix soutenu du pétrole et des liquides de gaz naturel continue néanmoins d'être une source d'encouragement pour les entreprises qui envisagent faire de l'exploration dans le nord du Canada.

Le projet gazier Mackenzie est un exemple d'un projet potentiellement important pour la commercialisation des ressources pétrolières et gazières canadiennes de l'Arctique de l'ouest. À ce jour, la décision de procéder avec le projet repose avec les promoteurs, sur la base de leurs considérations d'ordre commercial.

Tableau 1 : Prix du pétrole et du gaz
 décembre
2010
décembre
2011
moyenne
2011
Pétrole - $CAN/m3
(prix moyen à Edmonton)
540,88 618,8 601,11
Gaz  - $CAN/GJ
(prix moyen AECO marché intérieur)
3,62 3,25 3,53

Source: Ressources naturelles Canada

2011 en bref

Gestion des droits

Deux appels d'offres ont pris fin le 21 juin 2011, suscitant l'intérêt de l'industrie dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie ainsi que dans le delta du Mackenzie et la mer de Beaufort. De retour dans la plaine du Mackenzie, l'industrie s'est vue octroyer onze nouveaux permis de prospection couvrant près de 900 000 hectares au nord et au sud du champ pétrolier Norman Wells, pour un engagement pécuniaire d'un ordre de 534 millions $. Il s'agit d'une vente record pour cette région, tant sur le plan de la superficie que sur le plan de la valeur des soumissions. Les soumissionnaires retenus sont ConocoPhillips Canada Resources Corp., ExxonMobil Canada Limited, Husky Oil Operations Limited, Imperial Oil Resources Ventures Limited, MGM Energy Corp., 6362 N.W.T. Limited et Shell Canada Limited.

Dans la mer de Beaufort, deux permis de prospection en eau peu profonde sur 200 000 hectares ont été octroyés à la société Arctic Energy & Minerals Limited pour un engagement pécuniaire totalisant deux millions.

Opérations

Un nouveau puits exploratoire a été foré dans la vallée centrale du Mackenzie et un programme de prospection sismique a également été lancé dans la vallée du Mackenzie. Le forage s'est limité à deux nouveaux puits de développement afin de maintenir la production du champ des collines Cameron dans le sud des Territoires du Nord-Ouest.

L'ensemble des dépenses d'exploration dans le Nord en 2011 est provisoirement estimé à 20 millions $, soit une baisse par rapport au 30 millions $ de 2010.

Production

Trois champs pétroliers et gaziers ont été exploités en 2011 : le champ pétrolier Norman Wells dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, le champ gazier Ikhil dans le delta du Mackenzie, le champ des collines Cameron, au sud-ouest de Hay River, dans le sud des Territoires du Nord-Ouest. La production totale de gaz naturel a été de 164,3 x 106 m3 (5,8 milliards de pieds cubes) et la production totale de pétrole a été de 608,6 x 103 m3 (3,8 millions de barils).

Redevances

Royalties received in the calendar year 2011 from oil and gas production on northern frontier lands amounted to $11,652,548.

Retombées économiques

En réponse aux recommandations du vérificateur général du Canada, ainsi qu'aux recommandations des parties intéressées, le ministère a élaboré un processus de planification des retombées économiques et de production de rapport plus efficace, tel que prévu par la loi régissant les activités pétrolières et gazières.

Les lignes directrices récemment proposées concernant le Plan de retombées économiques pour le Nord visent à maximiser les avantages économiques des résidents du Nord et d'autres Canadiens ainsi qu'à clarifier le processus d'approbation du Plan de retombées économiques pour les entreprises qui proposent des opérations dans le Nord.

Évaluation environnementale régionale de Beaufort

The implementation of the Beaufort Regional Environmental Assessment (BREA) got underway in 2011. Seventeen research projects and six separate working groups have begun their efforts to contribute to the goals of filling regional information and data gaps related to offshore oil and gas activities, and supporting efficient and effective regulatory decision-making.

Table des matières
Table des matières

Histoire de la prospection dans le Nord

La prospection pétrolière et gazière dans le Nord canadien a commencé il y a fort
longtemps : elle remonte à la découverte de pétrole à Norman Wells en 1920. À la fin des années 1940 et 1950, la prospection s'est intensifiée dans le sud des Territoires du Nord-Ouest, et elle s'est poursuivie dans tout le Nord canadien de 1960 à 1985, sous l'impulsion du « choc pétrolier » de 1974 et des préoccupations liées à l'approvisionnement national.

Depuis la découverte du champ pétrolier Norman Wells, un total de 1 563
puits [Note 2] a été foré dans les Territoires du Nord-Ouest, au Nunavut et dans les zones extracôtières de l'Arctique. Les activités de forage ont culminé à partir des années 1970 jusqu'à la fin des années 1980. La plupart de ces puits ont été forés dans la vallée du Mackenzie où 27 découvertes ont été réalisées. De celles-ci, un champ pétrolier, se trouvant dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, un second champ pétrolier et gazier et cinq champs gaziers, situés dans le sud des Territoires du Nord-Ouest, ont produit du pétrole et/ou du gaz. Les deux champs pétroliers sont les seuls qui poursuivent la production aujourd'hui.

Deux cent soixante-quize puits ont été forés dans la région de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie. De ce nombre, 93 ont été désignés en zone extracôtière bien que plusieurs d'entre eux ont été forés en eau très peu profonde, à partir de plateformes de glace épaissie ou d'îles artificielles. On a fait 60 découvertes importantes dans la région, mais en l'absence d'un pipeline vers les marchés du sud, seul un champ gazier de petite taille (Ikhil) a été exploité pour répondre à la demande locale. Un seul puits extracôtier a été foré au cours des 22 dernières années.

Dans l'archipel arctique, au nord de la 75e latitude, 192 puits ont été forés entre 1962 et 1987 : la majorité étant située dans le bassin Sverdrup où l'on a déclaré 19 découvertes importantes. Trois puits ont été forés dans les années 1970 dans l'Arctique de l'est : une découverte importante a été faite dans le détroit de Davis mais n'a pas encore été exploitée. Par ailleurs, sept puits ont été forés dans la région de la baie d'Hudson, du bassin Foxe et du détroit d'Hudson entre 1969 et 1985, mais aucune découverte n'a été enregistrée.

Au milieu des années 1980, on a assisté au développement plus poussé du champ pétrolier Norman Wells dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie ainsi qu'à la construction d'un pipeline reliant le champ Norman Wells au nord de l'Alberta. Le champ pétrolier de Norman Wells est le plus septentrional au Canada.

L'engouement actuel pour le Nord canadien remonte au milieu des années 1990, avec l'octroi par la Couronne de nouveaux permis de prospection dans le sud des Territoires du Nord-Ouest puis, peu de temps après, dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie. Plus tard, au cours de cette même décennie, des compagnies ont acheté des droits de prospection dans presque tout le delta du Mackenzie et dans les régions extracôtières adjacentes. Cela a stimulé les activités d'exploration au cours des dix dernières années, les entreprises cherchant à respecter les engagements liés à leurs permis. En 2007 et 2008, on s'est intéressé à des zones en eaux plus profondes, sur la marge extérieure de la plate-forme continentale, au centre de la mer de Beaufort. Cette tendance s'est renforcée en 2010, avec l'octroi d'un troisième permis de prospection en eaux profondes.

 

Table des matières
Table des matières

Ressources pétrolières et gazières

D'après l'Office national de l'énergie, environ 35 % des ressources en gaz naturel commercialisable encore disponibles et 37 % des ressources en pétrole brut léger récupérable se trouvent dans le nord du Canada (Avenir énergétique du Canada, 2011).

Les activités d'exploration et de développement de gaz naturel dans l'Ouest canadien se tournent de plus en plus vers le gaz provenant des schistes et d'autres formations à faible perméabilité, grâce aux technologies de forage horizontal et de fracturation hydraulique en plusieurs étapes qui évoluent rapidement. Néanmoins, les gisements de gaz naturel classiques demeurent intéressants sur le plan économique, surtout lorsqu'ils sont riches en liquides de gaz naturel. Au-delà des quelques découvertes majeures existantes, le nord du Canada est soupçonné avoir un excellent potentiel à faire des découvertes de grands champs gaziers additionnelles.

Bien que les sables bitumineux soient le principal moteur de l'accroissement de la production pétrolière au Canada, l'investissement dans l'amélioration des techniques de récupération des ressources dans les champs existants et dans les formations à faible perméabilité est très attrayant en raison des prix actuels, tout comme le sont les investissements dans l'exploration des gisements pétroliers classiques dans les régions qui n'ont pas encore épuisé tout leur potentiel d'exploration. Les conditions géologiques de nombreuses régions du Nord sont prometteuses et leur potentiel en termes de champs pétroliers classiques est élevé. Plus particulièrement, la zone extracôtière de l'Arctique offre un vaste théâtre d'opérations dans les régions qui ont été très peu explorées à l'aide des techniques modernes d'exploration.

Le tableau 2 présente les estimations des ressources potentielles dans le Nord, selon les régions. Ce sont des évaluations moyennes des ressources potentielles obtenues par des méthodes probabilistes. L'incertitude demeure dans une large mesure en ce qui concerne le potentiel de ressources dans de nombreux bassins pétroliers du Nord canadien, surtout pour des scénarios d'exploration conceptuels qui n'ont pas encore été confirmés par des forages. De nouvelles études géologiques dirigées par la Commission géologique du Canada, dans le cadre de son Programme de géocartographie de l'énergie et des minéraux, laissent croire que les estimations présentées au tableau 2 sont fiables.

Les plus accessibles parmi ces ressources potentielles se trouvent à la frontière avec les provinces de la Colombie-Britannique et de l'Alberta, au 60e parallèle, et la mer de Beaufort, dans un vaste corridor entre les montagnes Rocheuses et le Bouclier canadien. Une partie des bassins « Horn River » et « Liard » s'étend dans le sud des Territoires du Nord-Ouest. Ces deux bassins sont présentement développés dans le nord de la Colombie-Britannique et de l'Alberta, en particulier pour le gaz de schiste. L'ouest de l'Arctique, qui comprend une bonne partie des Territoires du Nord-Ouest et la région extracôtière adjacente de l'Arctique, renfermerait, selon les estimations, plus de la moitié du pétrole récupérable du Nord canadien; la plus importante contribution potentielle de ces ressources se trouvant dans le bassin de Beaufort-Mackenzie.

Dans la région du delta du Mackenzie, la mise en valeur des gisements majeurs de Taglu et du lac Parsons ainsi que du grand gisement de Niglintgak est proposée dans le cadre du projet gazier Mackenzie. Les promoteurs du projet évaluent les ressources combinées de ces gisements à 161 x 109 m3(5,7 billions de pieds cubes). Des ressources additionnelles découvertes récemment pourraient accroître cette production.

Les champs gaziers découverts dans les collines Colville, dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, pourraient être reliés au futur gazoduc au moyen d'un court pipeline latéral. La partie centrale de la vallée du Mackenzie détient aussi un potentiel considérable de découvertes de pétrole. Le déclin de la production du principal champ pétrolier de Norman Wells libère de la capacité sur l'oléoduc actuel d'Enbridge vers l'Alberta. Les nouvelles découvertes à proximité seraient proches de ces installations existantes.

Les volumes de gaz découverts dans l'Archipel arctique du Canada (au nord de la 75e latitude) sont comparables à ceux de la région du delta du Mackenzie/mer de Beaufort. Le bassin le plus prometteur est le bassin Sverdrup où des champs gaziers importants ont été découverts, par exemple à Drake Point et près d'Hecla. Les ressources combinées pour ces deux champs sont estimées à 257 x 109m3 (9,1 billions de pieds cubes). Des découvertes importantes de pétrole ainsi que des ressources potentielles non explorées en pétrole et en gaz sont également possibles dans cette vaste région à la géologie variée.

Dans de grandes parties du Nord, aucun forage n'a jusqu'à présent été effectué. Parmi celles-ci, on retrouve le plateau continental arctique, des zones en eau profonde de la pente et du plateau continental de Beaufort, la plus grande partie de la baie de Baffin et du détroit de Lancaster. Dans ces régions, le potentiel de pétrole et de gaz reste largement conceptuel, bien que des études effectuées confirment un grand potentiel pour ces hydrocarbures.

Dans les années 1970, l'exploration des eaux canadiennes du détroit de Davis a permis la découverte d'un gisement de gaz à Hekja, mais l'exploration au cours des dernières années s'est limitée à des programmes de reconnaissance sismique qui s'étendent vers l'ouest du secteur d'exploration plus actif au large du Groenland. En 2011, l'exploration s'est poursuivie dans la moitié Est de la baie de Baffin où cinq nouveaux puits ont été forés. Aucune découverte n'a été annoncée.

Les hydrocarbures d'origine non conventionnelle suscitent de l'intérêt dans la vallée du Mackenzie. Il s'agit notamment de l'exploration du potentiel des schistes de l'ère dévonien, reconnu comme étant la source riche en pétrole se trouvant dans le champ Norman Wells. Aucune estimation des ressources non conventionnelles n'est incluse au tableau 2.

Tableau 2 : Ressources en pétrole et en gaz
RESSOURCES EN PÉTROLE
RégionRessources
découvertes
Ressources non
découvertes
Ressources
potentielles ultimes
106 m3MMbbl106 m3MMbbl106 m3MMbbl
Territoires du Nord-Ouest et
zone extracôtiere
187.9 1182,5 799,7 5032,6 987,6 6215,0
Nunavut et zone
extracôtiere
51,3 322,9 371,8 2339,4 423,1 2662,3
Zone extracôtiere
de Yukon
62,5 393,8 412,7 2596,8 475,2 2990,6
Total 301,7 1899,1 1584,1 9968,8 1885,9 11867,9
 
RESSOURCES EN GAZ
RégionRessources
découvertes
Ressources non
découvertes
Ressources
potentielles ultimes
109 m3Bpc109 m3Bpc109 m3Bpc
Territoires du Nord-Ouest et
zone extracôtiere
457,6 16,2 1542,2 54,8 1999,8 71,0
Nunavut et zone
extracôtiere
449,7 16,0 1191,9 42,3 1641,6 58,3
Zone extracôtiere
de Yukon
4,5 0,2 486,6 17,3 491,1 17,4
Total 911,8 32,4 3220,7 114,3 4132,6 146,7
Table des matières
Table des matières

Gestion de pétrole et du gaz

Attribution des droits

Le ministre des Affaires autochtones et du Nord canadien 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. Pour les cartes montrant la disposition des droits pétroliers et gaziers actuels, consultez le site Web du ministère des Affaires autochtones et Développement du Nord Canada.

Conformément aux dispositions des ententes sur le règlement des revendications territoriales, l'appui des communautés et des organisations autochtones au sujet des conditions et des clauses d'attribution des droits et d'autres questions sont discutés avant l'attribution de ces droits. Dans le même ordre d'idée, le Ministère consulte et fait participer les gouvernements territoriaux et d'autres organisations fédérales afin d'obtenir les renseignements à jour concernant la sensibilité des écosystèmes. Après examen des réponses reçues, les régions ouvertes peuvent être ajustées d'une année à l'autre.

Chaque appel d'offres est précédé d'une demande de désignations, ce qui permet à l'industrie d'identifier les lots de terre qui feront l'objet d'un appel d'offres subséquent. L'appel d'offres demeurera en vigueur pour la durée obligatoire minimale de 120 jours et sera publié dans la Partie I de la Gazette du Canada .

Des droits de prospection sont attribués suite à un processus d'appel d'offres ouvert et compétitif. Un seul critère d'évaluation de la soumission est actuellement utilisé : les dépenses prévues pour l'exploration des terres en question (engagement pécuniaire). Ce critère est employé pour déterminer le soumissionnaire retenu. Un permis de prospection d'une durée maximale de neuf ans, divisée en deux périodes, lui sera attribué. Le soumissionnaire retenu est censé dépenser une somme correspondante à l'engagement pécuniaire pendant la première période du permis et doit forer un puits au cours de cette même période pour prolonger le permis dans la deuxième période.

En février 2011, deux demandes de désignations se sont terminées avec trois parcelles nominées dans la mer de Beaufort et le delta du Mackenzie et onze parcelles nominées dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie. Toutes les parcelles ont été incluses dans deux appels d'offres subséquents, qui ont été publiés le 19 février 2011 et ont pris fin le 21 juin 2011. L'appel d'offres visant la partie centrale de la vallée du Mackenzie a donné lieu à l'octroi de onze permis de prospection couvrant 897 888 hectares et représentant une somme totale de 534 millions de dollars en engagement pécuniaire. Il s'agit d'une vente record, à la fois sur le plan de la valeur et de la superficie des terrains (voir le diagramme 1).

Diagramme 1 : Carte de la partie centrale de la vallée du Mackenzie
 

Diagramme 1 : Carte de la partie centrale de la vallée du Mackenzie

L‘appel d'offres visant la mer de Beaufort et le delta du Mackenzie s'est conclu avec l'octroi de deux permis de prospection couvrant 211 195 hectares et représentant une somme totale de deux millions de dollars en engagement pécuniaire (voir le diagramme 2).

Diagramme 2 : Carte de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie

Diagramme 2 : Carte de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie

En décembre 2011, une demande de désignations a été lancée pour la partie centrale de la vallée du Mackenzie avec une date de fermeture prévue pour le 31 janvier 2012. À la fin de l'année, des préparatifs étaient en cours pour une demande de désignations dans la mer de Beaufort & delta du Mackenzie ainsi que dans l'Archipel arctique du Nunavut pour 2012.

Lorsque les travaux d'exploration mènent à la découverte d'hydrocarbures, une demande de déclaration de découverte importante peut être faite en vertu de la loi. Le processus de déclaration, administré par l'Office national de l'énergie, confirme que la découverte satisfait à certains critères techniques spécifiques et décrit l'étendue de la découverte. L'octroi d'une attestation de découverte importante pour des terres couvrant l'étendue de la découverte est possible soit :

  1. sur demande du titulaire d'un permis de prospection pour l'ensemble ou une partie du périmètre de la découverte;
  2. par attribution au soumissionnaire retenu à la suite d'un appel d'offres pour l'ensemble ou une partie du périmètre de découverte.

L'attestation de découverte importante est une caractéristique unique du régime établi en vertu de la Loi fédérale sur les hydrocarbures. Elle récompense l'exploration fructueuse en accordant un droit d'une durée indéterminée sur la découverte d'hydrocarbures, reconnaissant que certaines découvertes ne sont pas immédiatement exploitables à des fins commerciales. Aucun loyer ne s'applique actuellement aux attestations de découverte importante. Les droits afférents à l'attestation de découverte importante sont les mêmes que ceux conférés par le permis de prospection.

Une fois que le promoteur a déterminé que la découverte peut être exploitée commercialement et qu'il souhaite commencer à produire du pétrole et du gaz, la loi l'autorise à demander à l'Office national de l'énergie que le périmètre de découverte importante soit déclaré exploitable. À l'instar des dispositions visant l'octroi d'une attestation de découverte importante, l'octroi d'une licence de production est possible soit :

  1. sur demande du titulaire d'un permis de prospection ou d'une attestation de découverte importante pour l'ensemble ou une partie du périmètre de la découverte exploitable;
  2. par attribution au soumissionnaire retenu à la suite d'un appel d'offres pour l'ensemble ou une partie du périmètre de découverte exploitable.

La durée d'une licence de production est de 25 ans renouvelables, dans la mesure où la production commerciale est poursuivie. Les droits additionnels conférés par une licence de production comprennent le droit exclusif d'exploiter les hydrocarbures sur ces terres domaniales et un droit de propriété sur les hydrocarbures ainsi produit.

Le tableau 3 présente les dispositions des terres par région et par type de droit.

Tableau 3 : Disposition des terres en date du 31 décembre 2011
Région Permis de prospectionAttestation de découverte importanteLicence de productionAnciens droits1Total
En hectares
Archipel arctic 0 332 882 0 0 332 882
Zone extracôtière de l'est de l'Arctique 0 11 184 0 862 500 873 684
Baie d'Hudson2 0 0 0 126 376 126 376
Mer de Beaufort 2 168 020 205 636 0 0 2 373 656
Delta du Mackenzie 382 412 134 109 3 423 0 519 944
Partie centrale de la vallée du Mackenzie 1 456 372 52 725 0 654 1 509 751
Sud de Territoires du Nord-Ouest 0 65 729 32 842 21 107 119 678
Total 4 006 804 802 265 36 265 1 010 637 5 855 971
 
Region Permis de prospectionAttestation de découverte importanteLicence de productionAnciens droits1Total
Par type de titre (nombre de titres)
Archipel arctic 0 20 0 0 20
Zone extracôtière de l'est de l'Arctique 0 1 0 30 31
Baie d'Hudson2 0 0 0 8 8
Mer de Beaufort 12 38 0 0 50
Delta du Mackenzie 5 38 2 0 45
Partie centrale de la vallée du Mackenzie 17 11 0 6 34
Sud de Territoires du Nord-Ouest 0 31 21 8 60
Total 34 139 23 52 248


Attribution et cessation de permis en 2011

Le Ministère est chargé de la tenue d'un registre des droits pétroliers et gaziers ainsi que des documents enregistrés en vertu de la partie VII de la Loi fédérale sur les hydrocarbures. C'est le registre officiel des titulaires de droits et tout transfert ou changement de propriété doit être enregistré. Les rapports des activités mensuelles du bureau d'enregistrement sont affichés en ligne à l'adresse suivante :

En 2011, treize nouveaux permis de prospection ont été accordés à la suite des appels d'offres dans les régions de la partie centrale de la vallée du Mackenzie et de la mer de Beaufort/delta du Mackenzie. Deux permis ont été accordés à Arctic Energy & Minerals Limited pour des parcelles en eau peu profonde dans la mer de Beaufort : EL464 et EL465. Les onze autres permis ont été octroyés pour des terres dans la plaine du Mackenzie, au nord et au sud du champ pétrolier Norman Wells: Husky Oil Operations Limited a obtenu EL462 et EL463; Shell Canada Limited a obtenu EL467, EL468 et EL469; Conoco Phillips Canada Resources Corp. a obtenu EL470; Imperial Oil Resources Ventures Limited et ExxonMobil Canada Limited ont obtenu EL471 et EL472 et, MGM Energy Corp. et 6362 N.W.T. Limited ont obtenu EL473, EL474 et EL475.

Cinq permis de prospection sont arrivés à échéance à la fin de la première période dans les régions de la partie centrale de la vallée du Mackenzie et la mer de Beaufort/delta du Mackenzie : EL435, EL436, EL437, EL438 et EL439; aucun puits n'a été foré et le permis n'a donc pas reconduit à la deuxième période. Deux autres permis ont pris fin par abandon : EL431 et EL441.

Au cours de l'année, le Ministère a travaillé en collaboration avec des sociétés afin de procéder à la fusion de permis de prospection en vertu du paragraphe 25(3) de la Loi fédérale sur les hydrocarbures. Cette disposition de la loi permet aux sociétés d'optimiser l'efficacité de la prospection et des opérations sur les terres en regroupant deux ou plusieurs permis de prospection en un seul. Par conséquent, deux nouveaux permis de prospection ont été octroyés : EL461 (fusion de EL434 et EL450) à MGM Energy Corp., ConocoPhillips Canada Resources Corp., Phillips Petroleum Canada Ltd. et Phillips Petroleum Resources, Ltd.; EL466 (fusion de EL440 et EL454) a été octroyé à MGM Energy Corp. et Devon NEC Corporation.

Les permis qui ont été octroyés, qui sont arrivés à échéance ou qui ont été abandonnés en 2011 sont énumérés au tableau 4 et illustrés dans les diagrammes 1 et 2.

Aucune attestation de découverte importante ni de licence de production n'a été délivré durant l'année 2011.

Dans la région sud des Territoires du Nord-Ouest, la concession de pétrole et de gaz 529 R 69 émise en vertu des régimes législatifs antérieurs (Loi sur les terres territoriales, Règlement sur les terres pétrolifères et gazifères du Canada) est arrivée à échéance le 30 mai 2011.

Tableau 4 : Permis de prospection

Tableau 4 : Permis de prospection
PermisSuperficie
(en ha)
Représentant1Date d'entrée en vigueurPuits doit être
foré avant le5
 ExpirationDépenses
prévues dans la soumission2

Mer de Beaufort et delta du Mackenzie

EL317 3 175 810 Talisman Energy Inc. 05-oct-1986 N/A     N/A
EL329 3 349 981 BP Canada Energy Resources Company 05-sept-1987 N/A     N/A
EL446 205 321 Imperial Oil Resources Ventures Limited 01-oct-2007 30-sept-2012   30-sept-2016 585 000 000
EL447 103 711 ConocoPhillips Canada Resources Corp. 01-sept-2007 31-août-2012   31-août-2016 12 084 131
EL448 108 185 Chevron Canada Limited 31-déc-2007 30-déc-2012   30-déc-2016 1 010 100
EL449 202 380 Imperial Oil Resources Ventures Limited 01-déc-2008 30-nov-2013   30-nov-2017 1 180 100 000
EL451 205 359 BP Exploration Company Ltd. 01-déc-2008 30-nov-2013   30-nov-2017 15 100 000
EL452 196 497 ConocoPhillips Canada Resources Corp. 01-déc-2008 30-nov-2013   30-nov-2017 2 543 896
EL453 203 635 BP Exploration Company Ltd. 01-déc-2008 30-nov-2013   30-nov-2017 1 100 000
EL456 73 391 MGM Energy Corp. 05-janv-2011 04-janv-2016   04-janv-2020 1 697 000
EL457 67 284

MGM Energy Corp.

05-janv-2011 04-janv-2016   04-janv-2020 1 530 000
EL458 75 244 MGM Energy Corp. 05-janv-2011 04-janv-2016   04-janv-2020 1 299 600
EL459 74 618 MGM Energy Corp. 05-janv-2011 04-janv-2016   04-janv-2020 1 160 000
EL460 205 946 Chevron Canada Limited 05-janv-2011 04-janv-2016   04-janv-2020 103 300 000
Permis octroyés en 2011

EL461-A
(EL434) 4

EL461-B
(EL450) 4

50 552

41 323

MGM Energy Corp. 14-mars-2011 02-juin-2013  

02-mai-2015

02-Jun-2017

41 923 636
EL464 90 381 Arctic Energy & Minerals Limited 01-sept-2011 31-août-2016   31-août-2020 1 000 000
EL465 120 814 Arctic Energy & Minerals Limited 01-sept-2011 31-août-2016   31-août-2020 1 000 000
Cessation de permis par abandon ou expiration en 2011
EL434 56 624 MGM Energy Corp. 03-mai-2006 02-mai-2011   02-mai-2015 40 169 000
EL435 99 942 Shell Canada Limited 03-mai-2006 02-mai-2011   02-mai-2015 11 552 332
EL450 41,323 MGM Energy Corp. 03-juin-2008 02-juin-2013   02-juin-2017 1,754,636
PermisSuperficie
(en ha)
Représentant1Date d'entrée en vigueurPuits doit être
foré avant le5
 ExpirationDépenses
prévues dans la soumission2
Partie continentale du centre de la vallée du Mackenzie
EL442 63 312 MGM Energy Corp. 10-mai-2007 09-mai-2012   09-mai-2016 8 260 000
EL443 91 116 Husky Oil Operations Limited 10-mai-2007 09-mai-2012   09-mai-2016 4 888 888
EL444 74 604 BG International Limited 10-mai-2007 09-mai-2012   09-mai-2016 1 100 000
EL445 79 240 BG International Limited 10-mai-2007 09-mai-2012   09-mai-2016 1 100 000
EL455 80 240 MGM Energy Corp. 05-janv-2011 04-janv-2016   04-janv-2020 1 699 990
Permis octroyés en 2011
EL462 87 748 Husky Oil Operations Limited 30-août-2011 29-août-2016   29-août-2020 188 000 000
EL463 87 034 Husky Oil Operations Limited 30-août-2011 29-août-2016   29-août-2020 188 000 000
EL461-A
(EL440) 4
87 872 MGM Energy Corp. 15-janv-2011 09-mai-2012   09-Jul-2016 11 787 626
EL461-B
(EL454) 4
82 100 X
EL467 87 948 Shell Canada Limited 20-déc-2011 19-déc-2016   19-déc-2020 18 296 208
EL468 87 117 Shell Canada Limited 20-déc-2011 19-déc-2016   19-déc-2020 18 098 660
EL469 26 533 Shell Canada Limited 20-déc-2011 19-déc-2016   19-déc-2020 7 049 269
EL470 87 034 ConocoPhillips Canada Resources Corp. 20-déc-2011 19-déc-2016   19-déc-2020 66 712 035
EL471 87 034 Imperial Oil Resources Ventures Limited 20-déc-2011 19-déc-2016   19-déc-2020 21 500 003
EL472 87 034 Imperial Oil Resources Ventures Limited 20-déc-2011 19-déc-2016   19-déc-2020 21 500 003
El473 87 034 MGM Energy Corp. 20-déc-2011 19-déc-2016   19-déc-2020 1 512 122
EL474 87 034 MGM Energy Corp. 20-déc-2011 19-déc-2016   19-déc-2020 1 502 503
EL475 87 034 MGM Energy Corp. 20-déc-2011 19-déc-2016   19-déc-2020 2 021 213
Cessation de permis par abandon ou expiration en 2011
EL431 78 516 Suncor Energy Inc. 18-mai-2005 17-mai-2011   17-mai-2014 2 787 792
EL436 84 353 Talisman Energy Inc. 10-mai-2006 09-mai-2011   09-mai-2015 12 150 000
EL437 85 993 Talisman Energy Inc. 10-mai-2006 09-mai-2011   09-mai-2015 32 775 000
EL438 87 183 Talisman Energy Inc. 10-mai-2006 09-mai-2011   09-mai-2015 3 850 000
EL439 82 820 Talisman Energy Inc. 10-mai-2006 09-mai-2011   09-mai-2015 5 125 000
EL440 87 872 MGM Energy Corp. 10-mai-2006 09-mai-2011   09-mai-2015 6 300 000
EL441 88 452 Husky Oil Operations Limited 10-mai-2006 09-mai-2011   09-mai-2015 10 500 000
EL454 82 100 MGM Energy Corp. 01-déc-2008 30-nov-2013   30-nov-2017 5 487 626
  • 1 Représentants en date du 31 décembre 2011.
  • 2 Les dépenses au titre de la soumission ont été arrondies au $ le plus près.
  • 3 Conformément aux décrets d'interdiction, en vertu du paragraphe 12(1)a) de laLoi fédérale sur les hydrocarbures
  • 4 Conformément au paragraphe 25(3) de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, les permis de prospection EL434 et EL450 ont expiré et été remplacés par un nouveau permis consolidé EL461; de la même manière, les permis EL440 et EL454 ont expiré et été remplacés par le nouveau permis consolidé EL466.
    Notons que, selon les modalités du permis consolidé, un seul puits peut ne pas être suffisant pour toutes les terres en cause.
  • 5 Selon les modalités du permis, la première période peut être prolongée.
  • X Les exigences en ce qui a trait au puits ont été satisfaites à la fin de l'année. Le forage d'un puits d'exploration ou de délimitation avant la fin de la première période de la durée de validité est une condition préalable à l'obtention de la tenure pour la deuxième période.

Administration des dépôts de garantie

Afin d'obtenir un permis de prospection, le soumissionnaire retenu à la suite d'un appel d'offres devra déposer l'équivalent de 25 % de son engagement pécuniaire comme garantie d'exécution des travaux. Le dépôt de garantie pourra être remboursé au cours de la première période si l'indivisaire entreprend les travaux et si les dépenses admissibles sont approuvées. Si les dépenses au cours de la première période n'atteignent pas le montant de la soumission initiale, la différence entre le dépôt restant et 25 % de l'engagement pécuniaire sera confisquée. Le défaut de forer un puits sur les terres avant la fin de la première période entraînera l'annulation du permis de prospection et les terres reviendront à la Couronne. Le forage d'un puits d'exploration ou de délimitation avant la fin de la première période est une condition préalable à l'obtention de droits de prospection pour la deuxième période.

Au cours de la deuxième période, selon les modalités du permis de prospection, des loyers sont payés sur une base annuelle, à l'avance, et au taux suivant par hectare : la première année de la deuxième période à 3 $; la seconde année de la deuxième période à 5,50 $; les troisième et quatrième années à 8 $. Les loyers peuvent être remboursés si les dépenses admissibles encourues au cours de la deuxième période ont été approuvées. Le défaut de payer les loyers entraînera l'annulation du permis. Si les dépenses au cours de la deuxième période n'atteignent pas le montant total des loyers annuels, la différence est confisquée par la Couronne.

En date du 31 décembre 2011, les dépôts conservés à titre de garantie d'exécution des travaux et de loyers totalisaient 626 493 078 $. Le tableau 5 illustre les recettes tirées de l'administration des intérêts en 2011.

Tableau 5 : Recettes tirées de l'administration des intérêts ($) 2007 - 2011
 20072008*2009*20102011
Loyers non remboursables
(anciennes concessions) 1
62 749 62 749 62 749 61 127 53 195
Frais 2 26 998 30 762 5 467 16 872 33 143
Confiscations 3 1 290 404 22 174 929 2 054 238 770 372 25 784 658
Total 1 380 151 22 268 440  2 122 454  848 371 25 870 996
  • 1 Ces concessions ont été accordées en vertu du Règlement sur les terres pétrolifères et gazifères du Canada et sont restées en vigueur en vertu de l'article 114 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures
  • 2 Frais de délivrance et droit exigible pour un service (article du Règlement sur l'enregistrement des titres relatifs aux terres domaniales) 
  • 3 Les dépôts de garantie qui n'ont pas été compensés par des dépenses dans la première ou la deuxième période d'un permis de prospection.
  • * Ajustements aux recettes à la suite de corrections apportées au codage financier.

Le loyer non remboursable est un revenu que les concessions pétrolières et gazières doivent verser sur une base annuelle, conformément au Règlement sur les terres pétrolifères et gazifères du Canada, et ce, avant la date d'échéance du bail.

Conformément à l'article 15 du Règlement sur l'enregistrement des titres relatifs aux terres domaniales, divers frais seront imposés pour l'octroi de nouveaux permis de prospection, notamment, l'enregistrement des instruments ou la fourniture de résumés.

En 2011, les revenus de confiscations ont vu une augmentation significative par rapport à 2010. Deux facteurs ont contribués à cette hausse : l'exigence de forer un puits avant la fin de la première période n'a pas été rencontrée et un certain nombre de permis de prospection a expiré ou a été abandonné (voir le tableau 4). De plus, certains permis de prospection ont expirés en 2010 et la comptabilité des dépenses admissibles a été conclue en 2011.

Déclarations de découvertes importantes et exploitables

L'Office national de l'énergie n'a fait aucune déclaration de découverte importante ou exploitable en 2011.


Retombées économiques

L'article 5.2 de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et l'article 21 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures requiert qu'un plan de retombées économiques soit approuvé par le ministre des Affaires autochtones et du Nord canadien avant l'autorisation de tout travail ou de toute activité ou avant l'approbation d'un plan de développement se rapportant à un gisement ou à un champ dans les Territoires du Nord-Ouest, au Nunavut et au large des côtes de l'Arctique, à l'intérieur de la zone de responsabilité administrative du ministre.

Dans un plan de retombées économiques, une entreprise proposant des travaux ou des activités dans le secteur pétrolier doit décrire les principes, les stratégies et les procédures qui garantissent que les Canadiens et les entreprises canadiennes aient des chances égales de participer au projet. Le ministère demande également qu'une entreprise soumette un rapport sur les résultats de la mise en oeuvre de son plan de retombées économiques. On encourage également les entreprises à favoriser le recours aux Autochtones locaux et à d'autres résidents et entreprises du Nord.

 Les Exigences en matière en matière de retombées économiques pour le Nord découlant des nouveaux programmes de prospection ont été fort utiles aux sociétés pendant l'élaboration d'un plan de retombées économiques. Celles-ci pouvaient les consulter pendant la préparation de leur plan de retombées économiques pour s'assurer d'envisager et d'incorporer les pratiques et les principes qui contribuent à l'optimisation des retombées pour les gens du Nord et l'ensemble des Canadiens.

En réponse au rapport du printemps 2010 du vérificateur général du Canada (chapitre 4), le ministère a élaboré un régime de planification et de production de rapport plus simple et plus efficace afin de maximiser les retombées économiques pour les Canadiens. En décembre 2011, le ministère a commencé à consulter les intervenants au sujet des Lignes directrices suggérées des plans de retombées économiques pour le Canada dans le Nord.




Considérations environnementales

Dans le cadre du processus annuel menant aux demandes de désignation, les groupes autochtones du Nord sont avisés de l'intention du ministre d'ouvrir des terres et ont l'occasion de déterminer les zones à l'environnement sensible et celles présentant un intérêt particulier pour des raisons culturelles. Ce processus permet de discuter des préoccupations qui peuvent être soulevées par les activités ayant trait au pétrole ou au gaz résultant de l'émission de permis de prospection.

Affaires autochtones et Développement du Nord Canada sollicite l'apport de groupes d'experts des gouvernements territoriaux et d'autres ministères fédéraux à l'égard des demandes proposées, travaillant avec les ministères responsables des initiatives de conservation dans le Nord, y compris dans les zones protégées, les parcs nationaux et les réserves nationales de faune. Toutes les suggestions, ainsi que les plans d'aménagement des terres du Nord comme le plan d'aménagement des terres Gwich'in et l'ébauche du plan d'aménagement des terres Sahtu, sont utilisées lors de l'élaboration de la zone de demandes, des cartes et d'autres documents. Des plans de conservation orientent la planification des opérations dans la région désignée des Inuvialuit.

Les considérations environnementales et l'apport des groupes autochtones du Nord servent à alerter l'industrie d'inquiétudes potentielles qui peuvent devoir être traitées quand des entreprises exercent ultérieurement leurs permis d'utilisation des terres, leurs permis d'eau et leurs autorisations de travaux pour réaliser des opérations géophysiques ou de forage en vertu de leur permis de prospection.

La zone ouverte aux désignations, le contenu du dossier de demande de désignations et les clauses et conditions associées aux demandes de désignations et aux appels d'offres reflètent la prise en compte des conseils reçus lors de ce processus de mobilisation.

Plusieurs initiatives soutiennent l'analyse des considérations environnementales. Celles-ci incluent l'outil de gestion de l'environnement et des ressources pétrolières (OGERP), la recherche dans le cadre du fonds pour l'étude de l'environnement (FEE) et l'évaluation environnementale régionale de Beaufort (EERB). Ces initiatives sont décrites ci-dessous.

L'Outil de gestion de l'environnement et des ressources pétrolières

L'Outil de gestion de l'environnement et des ressources pétrolières (OGERP) est un système d'information géographique interactif, sur le Web, qui permet de produire des cartes démontrant les sensibilités socio-économiques et environnementales pour une sélection d'éléments importants de l'écosystème, basée sur des données fournies par des experts. Il comprend également des cartes résumant le potentiel géologique.

L'OGERP vise à améliorer la planification de l'attribution de droits et la prise de décision, encourager l'échange d'information avec les groupes autochtones du Nord et d'autres parties intéressées, et avertir les entreprises qui envisagent d'acquérir des permis de prospection dans des zones potentiellement sensibles qu'il leur faudra mettre en oeuvre des mesures spéciales d'atténuation. Des thèmes environnementaux ont été cartographiés, y compris une sélection de composantes valorisées

de l'écosystème, assortis de cartes de zones socioéconomiquement sensibles conçues à partir de renseignements sur la chasse traditionnelle. Les cartes seront affinées avec le concours de partenaires en gestion des ressources.

L'OGERP couvre la mer de Beaufort, qui s'étend dans la direction nord-est à partir de 141° O. jusqu'à 76° N. En 2011, deux régions ont été ajoutées à l'OGERP : le Haut-Arctique qui inclut le bassin Sverdrup, et l'est de l'Arctique qui couvre la baie de Baffin depuis l'île Ellesmere jusqu'au détroit de Davis, en direction de l'extrémité sud de l'île de Baffin. L'OGERP est mis à jour avec de nouvelles informations à mesure qu'elles deviennent disponibles.

Fonds pour l'étude de l'environnement

Le Fonds pour l'étude de l'environnement (FEE) est un programme de recherche qui finance des études sociales ou environnementales ayant trait à la prospection, le développement et la production de ressources pétrolières et gazières sur les terres domaniales. Le Fonds est établi en conformité avec la partie VII de la Loi fédérale sur les hydrocarbures.

Le conseil de gestion du FEE a financé son programme d'études nordiques de 2011 par des cotisations des sociétés d'exploration pétrolières et gazières du Nord qui ont été votées par le conseil. Le ministre a approuvé un budget de 883 397 $ pour le Nord, sur les recommandations du conseil.

Les hauts fonctionnaires d'Affaires autochtones et développement du Nord Canada participent à l'établissement des priorités de recherche et des projets financés par la FEE et reçoivent les points de vue éclairés des membres du Comité consultatif pour le Nord.

Deux études ont été réalisées et publiées en 2011 : Bosworth Creek Water Quality Data Study: Final Report, Rapport du FEE no 185); et Ecologically-based criteria to assess the impact and recovery of seismic lines: The importance of width, regeneration, and seismic line density, Rapport du FEE no 192).

Les recherches suivantes ont été poursuivies en 2011 : Seabed Stability Conditions in the Shelf/Slope Transition Zone, Canadian Beaufort Sea (deuxième année d'une étude sur deux ans); Detection of Oil under Ice with Helicopter-Borne Ground Penetrating Radar (deuxième année d'une étude sur deux ans); Tracking Oil Spills/Ice Hazards with Ice-Ocean Forecast Model (deuxième année d'une étude sur deux ans).

Deux nouvelles études ont été ajoutées en 2011 : Improving the Accuracy of the Short-Term Ice and Ocean Forecasts in the Beaufort Sea (première année d'une étude sur deux ans) et eSPACE: Emergency Spatial Pre-SCAT for Arctic Coastal Ecosystems – Beaufort Sea/Mackenzie Delta (première année d'une étude sur deux ans).

Pour plus d'information générale et sur les rapports publiés, veuillez consulter le
Fonds pour l'étude de l'environnement .

Évaluation environnementale régionale de Beaufort

La première année de cette initiative étalée sur quatre ans pour élaborer une base de connaissances sur les informations scientifiques et socio-économiques de la mer de Beaufort a commencé en 2011. L'évaluation environnementale régionale de Beaufort (EERB) regroupera et résumera l'information régionale afin de mieux gérer les activités pétrolières et gazières dans la mer de Beaufort. Les gouvernements, les Inuvialuit, les milieux industriels et universitaires travaillent ensemble à cet objectif commun.

L'initiative comprend un programme de recherche ciblé qui a financé 17 projets de recherche sur les enjeux prioritaires, y compris l'évaluation des populations de poisson en eau profonde, des oiseaux côtiers et marins, des dangers du fond marin, l'épaisseur de la glace de mer ainsi que la modélisation et la prévision des conditions océaniques et de l'état des glaces.

Six groupes de travail entreprennent des projets qui porteront sur des enjeux clés dans la mer de Beaufort, tels que: les changements climatiques, les effets cumulatifs, la gestion de l'information, la préparation et l'intervention en cas de déversement d'hydrocarbures, les indicateurs socio-économiques et culturels et la gestion des déchets.

L'information ainsi produite aidera les responsables de la réglementation à prendre des décisions sur le développement du secteur pétrolier et gazier extracôtier et assurera les collectivités quant à l'état de préparation du gouvernement pour les activités pétrolières et gazières en haute mer.

Autres activités de recherche

La Direction générale du pétrole et du gaz du Nord contribue à la recherche scientifique financée par le gouvernement fédéral afin de soutenir la prise de décision concernant les activités pétrolières et gazières sur les terres domaniales en représentant le ministère au Comité pour le portefeuille pétrole et gaz sur les terres domaniales du Programme de recherche et de développement énergétique.




Activités d'exploration dans le nord

Un nouveau puits d'exploration a été foré dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie et deux nouveaux puits de développement ont été forés dans le sud des Territoires du Nord-Ouest. Le total de mètres forés dans le Nord a atteint 5 236,1 mètres en 2011. De plus, 17 puits déjà forés ont été réentrés pour être retravaillés, terminés ou abandonnés.

Une seule opération géophysique sur le terrain a été réalisée en 2011. Cette opération n'en était qu'à ses débuts à la fin de l'année.

Le total des dépenses d'exploration dans le Nord en 2011 est provisoirement estimé à 20 millions $ sur un total 41 millions $ pour les dépenses d'exploration, de développement sur le terrain et diverses autres opérations se rapportant aux puits.

Diagramme 3 : Carte des principaux secteurs d'activité dans l'ouest de l'Arctique

Sud des territoires du nord-ouest

Aucun nouveau puits d'exploration n'a été foré ni aucune acquisition de données sismiques n'a été effectuée dans cette région en 2011.

Paramount Resources Ltd. a foré deux nouveaux puits de développement dans le champ de production des collines Cameron, soit un total de 3 942,1 mètres. Le puits d'exploration pétrolière 2H-03 foré en 2011 a été mis en production en avril et le N-06 qui a été foré l'année précédente a commencé à produire du gaz en mars. De plus, les travaux ont repris dans onze puits dans le champ de production des collines Cameron.

À Pointed Mountain, à l'ouest de la rivière Liard, Lone Pine Resources Canada Ltd. a repris les travaux au puits L 68 qui avait initialement été foré par Amoco en 1982. Ce puits fait partie de l'une des concessions de production (concession 838 70) délivré en vertu du Règlement sur les terres pétrolifères et gazifères du Canada pour la production du champ de Pointed Mountain.

Au sud de Hay River, trois anciens puits ont dû être de nouveau abandonnés. Ceux-ci avaient été forés par Frobisher Exploration Canada Ltd. dans les années 1940, mais ils sont actuellement considérés comme « orphelins », sans propriétaire. Les inspecteurs de l'Office national de l'énergie ont remarqué de faibles quantités de gaz fuyant des têtes de puits et il a fallu abandonner à nouveau les puits, car ceux-ci n'étaient pas conformes aux nouveaux standards. Le ministère des Affaires autochtones et Développement du Nord Canada a dirigé les opérations d'abandon.

Partie centrale de la vallée du Mackenzie

Aucun puits d'exploration n'a été foré en 2011 et aucune nouvelle activité de forage n'a été entreprise au champ Norman Wells.

Vers la fin de 2011, Explor Geophysical Ltd. a mis en oeuvre un programme de levés sismiques 2D dans le district de Tulita. Ce programme non exclusif prévoit l'acquisition de données sismiques sur une distance de 600 km. À la fin de l'année, quelque 59,5 km avaient été achetés.

Outre cette opération sur le terrain, une autorisation d'achat et de retraitement des données sismiques a été délivrée.

Le delta du mackenzie

Il n'y a eu ni forage exploratoire ni étude sismique sur terre dans le delta du Mackenzie en 2011.

Mer de beaufort

Il n'y a eu ni forage exploratoire, ni acquisition de données sismiques dans la mer de Beaufort en 2011.

Archipel arctique du nunavut

Il n'y a eu aucune exploration ni aucun développement de l'industrie dans cette région en 2011.

Zone extracôtière de l'est de l'arctique

Il n'y a eu aucune exploration ni aucun développement dans les eaux canadiennes en 2011. La moitié est de la baie de Baffin a toutefois été le lieu du forage de cinq puits par Cairn Energy PLC en vertu du permis acquis auprès du gouvernement du Groenland. Aucune découverte n'a été annoncée.

 [Note : Le Bureau d'information sur les terres domaniales de l'Office national de l'énergie est la principale source des données opérationnelles citées ci-dessus.]

Table 6: Drilling Statistics 2011
Nom de puitsLat
(NAD 27) 
Long
(NAD 27) 
Classe1Profondeur totale (m)Mètres forés en 2011DémarsageUnité libéréeÉtat du puit2Permis3
Partie sud des Territoires du Nord-Ouest
Nouveaux puit
Paramount et al CAMERON 2H-03 60° 2' 20.4" 117° 30' 6.3" DEV 2529,2 2529,2 20-janv-11 2-avr-11 PR PL17
Paramount et al CAMERON E-52 60° 1' 26.0" 117° 25' 53.3" DEV 1412,9 1412,9 6-fév-11 1-avr-11 S  
Ré-entrées des puits précédemment forés
Canadian Forest S. POINTED MOUNTAIN (D-1) L-68 60° 17' 42.8" 123° 57' 55.9" DEL 4186   24-août-11 15 oct. 11 S LEASE 838-70
Paramount et al CAMERON B-38 60° 7' 13.3" 117° 36' 19.1" DEV 1647,4   12-fév-11 4-mars-11 A PL14
Paramount et al CAMERON J-74 60° 3' 38.8" 117° 28' 55.7" DEV 1460,3   14-mars-11 19-mars-11 PR PL13
Paramount et al CAMERON M-74 60° 3' 58.8" 117° 29' 56.8" DEV 1468,3   28-mars-11 2-avr-11 PR PL13
Paramount et al CAMERON I-73 60° 2' 44.6" 117° 28' 24.5" DEV 1633,5   20-mars-11 22-mars-11 PR PL4
Paramount et al CAMERON 2M-73 60° 2' 52.3" 117° 29' 31.9" DEL 1518,6   28-janv-11 6-fév-11 PR PL4
Paramount et al CAMERON E-52 60° 1' 26.0" 117° 25' 53.3" DEV 1412,9   3-avr-11 6-avr-11 S  
Paramount et al CAMERON F-75 60° 4' 29.3" 117° 29' 11.0" DEV 1458   1-fév-11 1-fév-11 S PL13
Paramount et al CAMERON E-07 60° 6' 19.9" 117° 31' 37.5" DEV 1453   7-fév-11 8-fév-11 S PL14
Paramount et al CAMERON J-04 60° 3' 31.3" 117° 30' 47.8" DEV 1444,9   25-janv-11 27-janv-11 S PL13
Paramount et al CAMERON H-03 60° 2' 23.7" 117° 30' 7.7" DEV 1657,5   22-janv-11 25-janv-11 S PL17
Paramount et al CAMERON N-28 60° 7' 59.2" 117° 35' 7.6" EX 1588,1   5-mars-11 12-mars-11 S PL14
Paramount et al LIARD 2M-25 60° 24' 50.7" 123° 35' 11.8" DEV 4316,6   11 sept. 11 16 oct. 11 S SDL99
Frobisher HAY RIVER #4 60° 42' 18.0" 115° 53' 10.0" TEST 194,9   20-mars-11 23-mars-11 Re-A  
Frobisher HAY RIVER #5 60° 42' 22.0" 115° 53' 5.0" TEST 176,5   27-mars-11 2-avr-11 Re-A  
Frobisher HAY RIVER #5B 60° 42' 22.0" 115° 53' 10.0" TEST 280   2-avr-11 7-avr-11 Re-A  
Vallée du Mackenzie
Nouveaux puit
MGM et al WINDY ISLAND J-39 64° 58' 42.4" 125° 36' 22.8" EX 1294 1294 7-fév-11 23-fév-11 A EL454
Delta Mackenzie/Mer de Beaufort/Extrême Arctique/Régions Extracotières de l'est
Arctique/Régions Extracotières de l'est Ré-entrées des puits précédemment forés
UGFI et al IKHIL K-35 68° 44' 43.7" 134° 9' 16.1" EX 1534,1   13-mars-11 28-mars-11 S PL06

1 Classe EX=puits d'exploration, DEL=puits de délimitation, DEV=puits de développement, TEST=Test de forage
2 État des travaux S=suspendu, A=abandonné, PR=production, Re-A=Ré-abandonné
3 Permis EL=Permis de prospection, SDL=Attestation de découverte importante, PL=Licence de production

Tableau 7 : Acquisition de données sismiques 2002-2011
  2002200320042005200620072008200920102011
Sismique - 2D (en Km) 2 506 586 189 564 3 917 6 028 12 684 1 488 6 165 59,5
Sismique - 3D (en Km /carré) 4 060 194 804 635 1 100 0 1 638 1 577 0 0

Diagramme 4 : Puits forés de 2001-2002 à 2010-2011

Diagramme 4 : Puits forés de 2001-2002 à 2010-2011

*Ne comprend pas les forages de développement à Norman Wells
*Comprend les forages de développement dans les collines Cameron




Production

Trois champs ont produit du pétrole ou du gaz dans les Territoires du Nord-Ouest en 2011 : le champ pétrolier Norman Wells dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, le champ pétrolier Ikhil, dans le delta du Mackenzie et le champ des collines Cameron, au sud-ouest de Hay River, dans la partie sud des Territoires du Nord-Ouest. La production de quatre champs dans la région de Fort Liard est toujours suspendue. Aucun champ n'est en production dans le Nunavut ni dans la zone extracôtière de l'Arctique.

Le champ norman wells

Le champ Norman Well d'Imperial Oil dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie est le commencement de l'oléoduc de Norman Wells, exploité par Enbridge, qui s'étend jusqu'à Zama, en Alberta. Cet important champ de pétrole découvert en 1920 continue de produire du pétrole à partir d'un récif de l'ère dévonien qui se trouve en grande partie sous le fleuve Mackenzie. Ce champ a été entièrement développé au début des années 1980 et il n'a cessé de produire depuis 1985, bien qu'il y ait eu des périodes de production limitée. Au 31 décembre 2011, le champ avait produit un total cumulatif de 42,2 x 106 m3 (265 millions de barils) en 21 années de production.

Cette année, le champ Norman Well a enregistré une baisse de production pétrolière de l'ordre de 30 % comparativement au niveau de 2010, en bonne partie en raison de la fermeture temporaire du pipeline Rainbow, en Alberta. L'Office national de l'énergie réglemente le pipeline Enbridge qui s'alimente au pipeline Rainbow. Ce pipeline a été fermé du 29 avril 2011 au 30 août 2011 et, durant cette période, le pipeline Enbridge a été forcé d'opérer à débit réduit (voir le diagramme 5).

Diagramme 5 : Production du champ pétrolier de Norman Wells en 2011

Diagramme 5 : Production du champ pétrolier de Norman Wells en 2011

Ikhil

Le gaz du champ Ikhil dans le delta du Mackenzie est produit à partir de deux puits (J-35 et K-35) et transporté par gazoduc sur une distance de 50 kilomètres, jusqu'à Inuvik, où il sert à la production d'électricité et au chauffage. Au mois de décembre 2011, ce champ qui est exploité par AltaGas Ltd. avait produit au total 195,1 x 106 m3 (6,9 milliards de pieds cubes) de gaz naturel sur une période de production de treize ans.

Collines cameron

Le seul champ en production dans le sud des Territoires du Nord-Ouest en 2011 était celui des collines Cameron, exploité par Paramount Resources Ltd. Le champ des collines Cameron produit du pétrole et du gaz qui sont transportés par pipeline jusqu'au sud de la région de Bistcho, dans le nord de l'Alberta. Au 31 décembre 2011, le champ avait produit au total 872 x 106 m3 (30,8 milliards de pieds cubes) de gaz naturel et 381 x 103 m3 (2,4 millions de barils) de pétrole après dix ans de production.

Cette année, le champ des collines Cameron a connu une baisse de production de 35 % comparativement au niveau de 2010. Ce déclin exceptionnel est lié à deux facteurs : le déclin naturel du champ pétrolier, et la baisse de la production de trois puits occasionnée par la défectuosité mécanique de l'équipement de pompage.

La production cumulée de pétrole en 2011 a été de 608.6 x 103 m3 (3,8 millions de barils), une diminution de 30 % par rapport à 2010 (voir le tableau 8). La production totale de gaz naturel dans les Territoires du Nord-Ouest en 2011 a été de 164.3 x 106 m3 (5,8 milliards de pieds cubes), une diminution de 8 % comparativement à l'année précédente (voir le tableau 8). Plus de la moitié du gaz produit était lié à la production pétrolière à Norman Wells et a servi à des activités sur le terrain.

Tableau 8 : Production de pétrole et de gaz 2007-2011
  20072008200920102011Variation
2010-2011
(%)
Production de pétrole (milliers de mètres cubes)
Norman Wells (Imperial Oil) 964,3 893,6 869,0 840,7 588,2 -30,03%
Cameron Hills (Paramount) 53,3 47,8 32,2 31,4 20,4 -35,03%
Total 1017,6 941,4 901,2 872,1 608,6 -30,21%
Production de gaz (millions de mètres cubes)
Norman Wells (Imperial Oil) 103,7 103,8 107,5 101,4 86,4 -14,79%
Ikhil (AltaGas) 17,9 18,9 18,0 17,7 17,0 -3,95%
Cameron Hills (Paramount) 99,0 80,3 66,9 59,4 60,9 2,53%
Fort Liard ("F-36" - Paramount) 52,6 0 0 0 0  
Fort Liard ("K-29" - Paramount) 49,1 0 0 0 0  
Total 322,3  203,0 192,4 178,5 164,3 -7,96%

Diagramme 6: Production de gaz 2002-2011

Diagramme 6: Production du pétrole 2002-2011

Figure 7: Production du pétrole 2002-2011

 Diagramme 7: Production de gaz 2002-2011

Diagramme à bandes illustrant la production gazière en millions de mètres cubes dans le centre de la vallée du Mackenzie, le delta du Mackenzie et le Sud des Territoires du Nord-Ouest, entre 2002 et 2011. Les valeurs du graphique se trouvent dans un tableau présenté ci­dessous.





Les Redevances

Les redevances perçues pendant l'année civile pour la production de pétrole et de gaz sur les terres domaniales se sont élevées à 11 652 548 $ (voir le tableau 9). Ceci représente une baisse de 26 % par rapport à 2010. Deux facteurs expliquent cette baisse : la baisse prévue du rendement des puits et la capacité opérationnelle limitée du pipeline d'Enbridge.

Les redevances versées sur la production du champ pétrolier Norman Wells sont déterminées par l'Accord sur les réserves prouvées du Norman Wells (1944). Cette entente prévoit une redevance du tiers du profit net de la production à la Couronne (n'apparaît pas dans le présent rapport).

Vérifications et évaluations

La Direction générale du pétrole et du gaz du Nord gère un programme de vérification et d'évaluation basé sur le risque, dans le cadre duquel on surveille régulièrement et on vérifie périodiquement les redevances sur le pétrole ou le gaz provenant des terres domaniales du Nord.

Deux nouvelles vérifications ont été entreprises en 2011 et devraient être terminées en 2012. Une évaluation fondée sur une vérification terminée en 2010 a été déposée en 2011, conformément à l'article 61 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures. En 2011, la Couronne a reçu le montant total qui lui était dû pour cette évaluation effectuée en 2011 ainsi que pour une évaluation qui a été déposée en 2010.

Tableau 9 : Redevances perçues 2007-2011
 2006200720082009 22010
Redevances 1 30 477 442 25 078 071 30 381 061 18 876 656 15 762 287
  • Note: les redevances du champ Ikhil ne sont pas incluses. Ikhil est situé sur les terres des Inuvialuit et est administré au nom des Inuvialuit, conformément à l'article 7(94) de la Convention définitive des Inuvialuit.
  • 1 Le total des redevances comprend les redevances de Norman Wells sur les deux tiers de la production. Le profit net de la Couronne provenant du tiers restant de la production n'est pas inclus.
  • 2 Les revenus de 2009 comprennent un dépôt de 4 millions $ par l'indivisaire aux fins de vérification et d'évaluation. La vérification a été complétée en décembre 2010 et l'évaluation a été déposée en mars 2011. La Couronne a reçu le montant total qui lui était dû en 2011.





Sources de renseignements additionnelles

La Direction générale du pétrole et du gaz du Nord

Veuillez d'abord consulter notre site Web.

Adresse postale :
Par messager seulement :
Direction générale du pétrole et du gaz du Nord
Direction générale du pétrole et du gaz du Nord
Affaires indiennes et du Nord Canada
Affaires indiennes et du Nord Canada
OTTAWA ON, K1A 0H4
10 rue Wellington
GATINEAU QC, K1A 0H4
 
Téléphone : (819) 997-0877
 
Télécopieur : (819) 953-5828

De l'information sur le régime de gestion des ressources, des demandes de nominations et de soumissions, et d'autres informations connexes : Gestionnaire, Régime foncier - téléphone : (819) 934-9392.

De l'information sur les procédures et les règlements concernant l'enregistrement, les permis de prospection, de production et reliés aux découvertes importantes, les transferts, et les notifications - Registraire - téléphone : (819) 997-0048.

De l'information sur les cartes reliées au pétrole et du gaz du Nord, et sur les données du système d'information géographique : Agent géomaticien (819) 934-9394.

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 la politique des redevances et la présentation des redevances - Gestionnaire, Politique financière et Administration des redevances - téléphone : (819) 953-8790.

De l'information sur le plan des retombées économiques pour le Nunavut et le large des côtes dans le Nord est disponible auprès de la Direction générale du pétrole et du gaz du Nord - téléphone : (819) 953-2087.

De l'information sur le plan des retombées économiques 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 à l'adresse sous-mentionné

Division de la mise en valeur pétrolière
Bureau régional des Territoires du Nord-Ouest
Affaires indiennes et du Nord Canada
4915, 50e rue, Case postale 1500
YELLOWKNIFE, NT X1A 2R3
Téléphone : (867) 669-2618 / Télécopieur : (867) 669-2409

Autres sources d'information

L'Office national de l'énergie

  • Le Secteur des opérations est chargé de réglementer l'exploration, la mise en valeur et la production des hydrocarbures dans les régions pionnières non visées par la Loi fédérale sur les hydrocarbures, la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et la Loi sur l'Office national de l'énergie.
  • Bureau d'information sur les terres domaniales : cartes, information technique, rapports géologiques et géophysiques et rapports et dossiers sur l'histoire des puits.

Office national de l'énergie (ONE)   
444 7e Avenue Sud-Ouest
CALGARY, AB   T2P 0X8
Téléphone : (403) 292-4800

La Commission géologique du Canada

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 60e parallèle :

Commission géologique du Canada Calgary
3303-33e Street Nord-Ouest
CALGARY, AB   T2L 2A7
Téléphone : (403) 292-7000

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

Commission géologique du Canada Atlantic
Institut océanographique de Bedford
C.P. 1006
DARTMOUTH, NS   B2Y 4A2





Notes en bas de page :

  1. Les «terres domaniales» sont définies à la section 2 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, comme suis :
    « terres domaniales » Les terres qui appartiennent à Sa Majesté du chef du Canada ou dont elle peut légalement aliéner ou exploiter les ressources naturelles, et qui sont situées :

    1. soit dans les Territoires du Nord-Ouest, au Nunavut ou dans l'île de Sable;
    2. soit dans les zones sous-marines non comprises dans le territoire d'une province, et faisant partie des eaux intérieures, de la mer territoriale ou du plateau continental du Canada.
    Est toutefois exclue la zone adjacente au sens de l'article 2 de la Loi sur le Yukon  . (retourner au paragraphe source)
  2. Les données sur le nombre de puits proviennent de l'Office national de l'énergie.
    (retourner au paragraphe source)

 

Date de modification :