ARCHIVÉ – Supplément Avenir énergétique du Canada en 2019 – Production de gaz naturel
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Supplément Avenir énergétique du Canada en 2018 – Production de gaz naturel [PDF 159 ko]
Données des figures [EXCEL 2513 ko]
Projections relatives à la production de gaz naturel commercialisable – Canada
Description:
La figure montre la production de gaz naturel au Canada de 2000 à 2040, toutes méthodes d’extraction et régions confondues. Elle montre également le prix et la production totale indiqués dans le rapport de 2018, de même que les prix du gaz naturel présentés dans le scénario de référence. Dans l’Ouest canadien, de 2000 à 2040, on entrevoit pour le gaz dissous une augmentation de 1,9 Gpi3/j à 2,9 Gpi3/j, mais une diminution, de 0,1 Gpi3/j à 0,06 Gpi3/j, pour le méthane de houille et une diminution également, de 11 Gpi3/j à 0,5 Gpi3/j, pour la production classique. La production de gaz naturel classique dans le reste du Canada diminue : de 0,5 Gpi3/j en 2000, elle tombe à 0 Gpi3/j en 2033. La production de la formation de Montney, qui débute en 2007 en Alberta et en 2006 en Colombie-Britannique, atteint respectivement 4 Gpi3/j et 9,6 Gpi3/j en 2040. À 1,5 Gpi3/j à ses débuts en 2000, la production provenant de la zone Deep Basin en Alberta s’élève à 3,6 Gpi3/j en 2040, tandis qu’au cours de la même période, la production des autres réservoirs étanches de l’Ouest canadien accuse une baisse, de 1,6 Gpi3/j à 0,2 Gpi3/j. Dans la formation schisteuse de Duvernay, la production débute en 2012 et atteint 0,5 Gpi3/j en 2040; dans celle de Horn River, elle débute à 0,02 Gpi3/j en 2008 et s’accroît à 0,14 Gpi3/j en 2040. Les autres formations schisteuses représentent moins de 0,05 Gpi3/j de la production totale de telles formations tout au long de la période de projection. Dans l’Avenir énergétique 2019, le prix moyen du gaz naturel en Alberta est de 3,24 $ (en dollars canadiens de 2018 par millions d’unités thermiques britanniques, ou $ CA de 2018/MBTU). Dans l’édition 2018 du rapport, la production totale se chiffrait à 16,7 Gpi3/j en 2000 et gonflait à 20,9 Gpi3/j en 2040, en fonction d’un prix moyen du gaz naturel en Alberta de 3,31 $ CA de 2018/MBTU.
La production recule à court terme en raison de la faiblesse continue des prix gaziers, mais progresse à long terme, avec la montée de ceux-ci. Le gaz de réservoirs étanches continue d’accroître sa part de la production, tandis que le gaz classique voit la sienne poursuivre une trajectoire descendante. Les quantités de gaz dissous augmentent avec la production de pétrole classique.
| 2010 | 2015 | 2020 | 2025 | 2030 | 2035 | 2040 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Production de gaz naturel commercialisable du Canada (en Gpi3/j) | 14,6 | 15,2 | 15,9 | 15,6 | 18,1 | 20,0 | 21,4 |
| Gaz classique | 6,8 | 3,8 | 2,0 | 1,3 | 0,9 | 0,6 | 0,5 |
| Réservoirs étanches, Montney | 0,9 | 3,8 | 6,6 | 7,6 | 10,3 | 12,3 | 13,6 |
| Réservoirs étanches de Deep Basin, Alberta | 2,7 | 3,3 | 3,4 | 3,1 | 3,3 | 3,4 | 3,6 |
| Gaz dissous | 1,3 | 2,0 | 2,1 | 2,3 | 2,4 | 2,7 | 2,9 |
| Autre | 3,0 | 2,3 | 1,8 | 1,3 | 1,1 | 1,0 | 0,9 |
| Prix de référence en Alberta (en $ CA de 2018/MBTU) | $3,16 | $2,71 | $1,51 | $2,57 | $3,27 | $3,58 | $3,93 |
| Puits de gaz, moyenne annuelle | 9 146 | 2 044 | 695 | 1 192 | 1 589 | 1 419 | 1 444 |
| Jours de forage ciblant du gaz, moyenne annuelle | 66 411 | 48 052 | 18 935 | 31 732 | 41 852 | 37 168 | 37 815 |
| Nombre moyen de jours de forage par puits | 7,3 | 23,5 | 27,2 | 26,6 | 26,3 | 26,2 | 26,2 |
| Taux moyen de production initiale par puits (en Mpi3/j) | 0,98 | 2,10 | 2,80 | 3,10 | 2,91 | 3,00 | 3,00 |
Production de gaz naturel commercialisable, selon la région
L’Alberta demeure au premier rang de la production et la Colombie-Britannique affiche la croissance la plus forte.
Description:
La figure montre la production de gaz naturel du Canada de 2000 à 2040, selon la province ou le territoire. À 2,5 Gpi3/j de gaz naturel en début de période, la production de la Colombie-Britannique se hausse à 9,9 Gpi3/j en fin de période. En Alberta, la production diminue quelque peu, de 13,6 Gpi3/j à 11,1 Gpi³/j, alors qu’elle demeure relativement stable tout au long de la période en Saskatchewan, passant de 0,6 Gpi3/j à 0,4 Gpi3/j. La production combinée du Nord du Canada, de l’Ontario, du Nouveau-Brunswick, de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve, à 0,5 Gpi3/j en 2000, devient nulle en 2040.
Description:
La figure indique les volumes de gaz naturel provenant de puits de type et d’âge différents. Le gaz dissous tiré des puits de pétrole contribue à hauteur de 2,0 Gpi3/j en 2000 et de 2,9 Gpi3/j en 2040 à la production. Les volumes de gaz dégagé des puits déjà forés, à 13,2 Gpi3/j en 2000, chutent à 2,3 Gpi3/j en 2040. Les nouveaux puits devraient produire 0,9 Gpi3/j de gaz naturel commercialisable en 2019, production qui s’élève à 13,7 Gpi3/j en 2040. Débutant en 2023, la production des puits forés pour répondre à la demande de gaz naturel liquéfié atteint 2,5 Gpi3/j à la fin de la période.
Production de gaz naturel commercialisable dans l’Ouest canadien, selon l’année de forage
À long terme, la production des nouveaux puits surpasse la production déclinante des puits existants, de même que la production de GNL.
Ressources en gaz naturel comparativement à production cumulative, de 2019 à 2040
Seulement 10 % des ressources en place sont produites au cours de la période de projection
Description:
La figure montre les ressources en gaz naturel au Canada à la fin de 2015 comparativement à la production cumulative de 2019 à 2040. Les ressources de méthane de houille sont de 47,8 Tpi3 au total, celles de gaz naturel classique de l’Ouest canadien, de 63,8 Tpi3, et celles de gaz naturel classique provenant du reste du Canada, 263 Tpi3. Les réservoirs étanches de Montney comptent 567 Tpi3 de ressources et les autres réservoirs étanches renferment 61,2 Tpi3. Les ressources des formations schisteuses se chiffrent à 380 Tpi3. À la fin de la période de projection, la production ne compte que pour 10 % du total des ressources disponibles.
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