ARCHIVÉ - Fiche de renseignements - Avenir énergétique du Canada - Offre et demande énergétiques à l’horizon 2035 - Points saillants de l’analyse touchant le pétrole brut et le bitume
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Fiche de renseignements - Avenir énergétique du Canada - Offre et demande énergétiques à l’horizon 2035 - Points saillants de l’analyse touchant le pétrole brut et le bitume
L’avenir énergétique du Canada : projections de l’offre et de la demande énergétiques jusqu’en 2035 propose un scénario de référence, c’est-à-dire le scénario « le plus probable » et quatre scénarios de sensibilité représentant un prix bas et un prix élevé, d’une part, et une croissance rapide et une croissance lente, d’autre part, jusqu’en 2035. Les points saillants présentés ci-dessous reposent sur le scénario de référence. Pour obtenir de plus amples renseignements, veuillez consulter la page 16 du rapport.
À l’horizon 2035, le taux de production de pétrole brut au Canada aura presque doublé par rapport à 2010
- En 2035, la production de pétrole brut du scénario de référence atteint 958 milliers m³/j (6,0 millions b/j), soit presque le double de la production de 2010.
- À la fin de la période étudiée, la production de pétrole tirée des sables bitumineux représente près de 85 % de la production totale, comparativement à 54 % en 2010.
Production totale de pétrole au Canada - Scénario de référence
Points saillants de la production :
- Sables bitumineux - À la fin de la période visée, en 2035, le scénario de référence prévoit que la production de pétrole tiré des sables bitumineux triple par rapport à 2010 pour passer à 811 milliers m³/j (5,1 millions b/j). L’essentiel de cette augmentation provient de la récupération in situ. En général, les projets de ce type sont d’envergure plus limitée et moins coûteux à réaliser. De plus, on estime que 80 % des réserves de sables bitumineux se prêteront bien à la méthode de séparation in situ, tandis que les 20 % qui restent nécessiteront des méthodes d’extraction à ciel ouvert.[1]
[1] Energy Resources Conservation Board, ERCB ST-98 2011, Alberta’s Energy Reserves 2010 and Supply / Demand Outlook 2011-2020, Juin 2011. - Valorisation des sables - L’extraction à ciel ouvert et la récupération in situ fournissent la charge d’alimentation en bitume aux installations de valorisation. En 2010, la quasi-totalité de la production par extraction à ciel ouvert a été valorisée, tandis qu’environ 11 % de la récupération in situ l’a été. Dans la projection du scénario de référence, le volume de bitume valorisé double plus ou moins pour atteindre 302 milliers m³/j (1,9 million b/j) en 2035, mais recule par rapport à la croissance globale de la production de bitume. La proportion de la production totale de bitume valorisée diminue de 49 % en 2010 à 37 % en 2035.
[2] Energy Resources Conservation Board, ERCB ST-98 2011, Alberta’s Energy Reserves 2010 and Supply / Demand Outlook 2011-2020, Juin 2011. - Est du Canada - Les champs extracôtiers de Terre-Neuve-et-Labrador constituent la principale source de la production de pétrole dans cette région. Dans l’Est du Canada, la production ne cesse de diminuer, mais ce mouvement ralentit grâce à l’ajout de deux gisements importants, dont le gisement Hebron, où la production commencera en 2017. Le scénario de référence suppose aussi qu’on découvrira un autre gisement et que son exploitation commencera à l’horizon 2022.
- Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC) - La tendance à la baisse des dernières années dans la production de pétrole brut classique dans le BSOC s’est inversée. Grâce à l’utilisation réussie du forage horizontal et de la fracturation hydraulique en plusieurs étapes pour le pétrole de réservoirs étanches, la production est de nouveau en hausse[3]. Puisque cette technologie est nouvelle, il est encore trop tôt pour connaître ses véritables répercussions sur la production future. La hausse de la production supposée dans la projection est limitée. La production devrait recommencer à baisser autour de 2015-2016.
[3] Le pétrole de réservoirs étanches provient de zones schisteuses ou de gisements de grès, de siltite, de calcaire ou de dolomie riches en matière organique. Habituellement, l’exploitation de ce type de réservoir exige que l’on combine les techniques de forage horizontal et de fracturation hydraulique en plusieurs étapes pour assurer un débit de liquide suffisant pour permettre des taux de récupération rentables.
Réserves de pétrole brut :
- Les ressources canadiennes de pétrole brut sont abondantes, comme en témoignent ses réserves restantes de 27,5 milliards de mètres cubes (173 milliards de barils). De ce volume, le bitume des sables pétrolifères représente 90 %, le pétrole brut classique constituant les 10 % restants. Selon le Oil & Gas Journal, le Canada vient au troisième rang mondial pour les réserves de pétrole prouvées et n’est devancé que par l’Arabie Saoudite et le Venezuela.
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