ARCHIVÉ – Supplément Avenir énergétique du Canada en 2017 – Production de pétrole classique ou tiré de réservoirs étanches et de formations schisteuses – Annexe

Supplément Avenir énergétique du Canada en 2017 – Production de pétrole classique ou tiré de réservoirs étanches et de formations schisteuses [PDF 2237 ko]
Données des annexes et figures [EXCEL 11230 ko]

Janvier 2018

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ISSN 2369-1479

Table des matières

Annexe A

A1 – Méthodes (Description détallée)

La production de pétrole projetée représente la production future prévue d’un groupe de puits en fonction des caractéristiques de chacun, sans tenir compte des réductions attribuables aux conditions météorologiques, à la faiblesse des prix, aux pannes d’équipement ou aux interruptions de diverses autres origines. Elle est égale à la capacité de production d’un puits multipliée par le nombre de puits prévu. Les perspectives de prix pour le pétrole, appliquées à l’ensemble de la production, permettent d’obtenir les revenus que l’industrie pourrait toucher. Celle-ci réinvestit une partie de ses revenus sous forme de dépenses en immobilisations pour le forage de nouveaux puits. Le nombre de jours de forage au cours d’une année est déterminé en divisant le montant de ces dépenses par les frais journaliers pour de telles activités. Le nombre de puits forés chaque année est égal au nombre de jours de forage au cours de cette même année divisé par le nombre de jours qu’il faut pour forer un puits moyen jusqu’à son entrée en production. La production prévue d’un puits moyen est fondée sur le rendement historique, en particulier sur l’évolution des taux de production initiale et de diminution au fil du temps.

Pour les besoins de la présente analyse, l’Ouest canadien a été parcellisé sur la base de regroupements géographiques et stratigraphiques. Le nombre de puits de production et leur rendement, historiques et projetés, sont analysés pour chaque regroupement. Les prévisions de production pour l’ensemble des regroupements sont ensuite additionnées afin d’obtenir la production totale de l’Ouest canadien. L’annexe A1.1 présente en détail comment l’Office définit les regroupements dans l’Ouest canadien. Il est question des méthodes utilisées pour établir le rendement des puits à l’annexe A1.2. Les annexes B et C exposent les résultats de chaque regroupement, y compris les taux de production initiale et les paramètres de diminution.

Figure A1.1 – Méthode de calcul globale

A1.1 Regroupements pour l’analyse de diminution de la production

Afin d’évaluer la productibilité de pétrole dans l’Ouest canadien, la production et les puits sont répartis de la façon présentée à la figure A1.2. En divisant l’Ouest canadien en régions puis en catégories, selon les types de pétrole en place et sur la base des formations géologiques présentes, on obtient un total de 250 regroupements, lesquels sont énumérés à l’annexe A3.2. De ce nombre, quelque 150 ont des puits sur le territoire ou en ont eu, ce qui permet de connaître la production historique. Les autres pourraient servir au moment d’une éventuelle mise en valeur future.

Figure A1.2 – Offre de pétrole dans l’Ouest canadien pour les projections de production

A1.1.1 Régions pétrolifères

Les puits de pétrole et la production sont regroupés géographiquement en fonction des régions délimitées par petroCUBE^{Note de bas de page 1} pour l’Alberta, la Colombie-Britannique, la Saskatchewan et le Manitoba, tel qu’il est indiqué à la figure A1.3. La région de Lloydminster est scindée en deux de part et d’autre de la limite provinciale. L’Alberta compte dix régions et la Saskatchewan trois. Le nord-est de la Colombie-Britannique forme lui aussi une région, au même titre que le sud-ouest du Manitoba.

Figure A1.3 – Carte des régions pétrolifères de l’Ouest canadien

A1.1.2 Catégorie – Léger ou lourd

Chaque organisme de réglementation provincial a ses propres critères de classification du pétrole brut, qui peut ainsi être léger, lourd, extra-lourd ou moyen. Pour les besoins du présent rapport, l’Office n’a pas dévié de ses pratiques habituelles et s’en est tenu à deux catégories : léger et lourd.

En Colombie-Britannique, le pétrole produit dont la densité est inférieure à 900 kg/m³ (25,6 °API^{Note de bas de page 2}) est considéré léger, et il devient lourd lorsqu’il franchit ce seuil. En l’absence de renseignements sur la densité pour un puits, celui-ci est classé dans la même catégorie que les autres présents dans le gisement exploité. Selon les données sur les puits, tout le pétrole produit en Colombie-Britannique est de type léger et le demeurera.

La classification des puits en Saskatchewan dépend de la densité du pétrole et de la région géographique. L’organisme de réglementation de la province a toujours considéré ceux de la région de Lloydminster comme produisant du pétrole lourd, la densité de ce dernier étant supérieure à 945 kg/m³ (18,1 °API). La densité du pétrole léger produit dans la région de Kindersley varie entre 840 et 875 kg/m³ (36,8 et 30,1 °API), tandis que le pétrole lourd dans cette même région présente une densité se situant entre 949 et 996 kg/m³ (17,5 et 10,4 °API). Dans la région de Swift Current, la densité de la production des puits va de 885 à 997 kg/m³ (28,2 à 10,3 °API) et l’organisme de réglementation provincial considère qu’il s’agit de pétrole moyen; toutefois, par souci d’uniformité entre les provinces, il entrera ici dans la catégorie du pétrole lourd. Des puits dans la région d’Estevan/Weyburn produisent un pétrole d’une densité de 760 à 896 kg/m³ (54,5 à 26,3 °API), donc léger et cette appellation est aussi adoptée par l’organisme de réglementation saskatchewanais dans ce cas. Toujours dans la même région, lorsque la densité est plus élevée, l’organisme juge qu’il s’agit d’un pétrole moyen, mais dans le présent rapport, l’adjectif lourd sera utilisé s’il s’agit d’un puits qui produit du pétrole classique et léger dans le cas d’un brut mis en valeur à partir de réservoirs étanches, celui-ci étant alors d’une densité qui en fait tout juste un pétrole moyen en Saskatchewan (des renseignements au sujet des types de puits sont fournis à la section A1.1.2). Dans le passé, la densité du pétrole tiré de tels puits se situait dans une fourchette allant de 827 à 956 kg/m³ (39,4 à 16,4 °API). En l’absence de renseignements sur la densité ou si aucune catégorie n’a déjà été cernée, le puits sera classé comme produisant du pétrole léger ou lourd selon ce qu’il en est des autres dans la même région.

On considère que tous les puits au Manitoba produisent du pétrole léger, dont la densité a varié entre 838 et 903 kg/m³ (37,2 et 25,0 °API).

A1.1.3 Type – Classique, réservoirs étanches ou formations schisteuses

Une fois que le pétrole produit par un puits a été jugé léger ou lourd, il faut établir s’il s’agit de pétrole classique, de réservoirs étanches ou de formations schisteuses.

Le pétrole est considéré être de réservoirs étanches s’il est tiré d’un puits horizontal foré dans les formations suivantes après une certaine année.

• Bakken/Three Forks/Torquay : Après 2004 au Manitoba, en Saskatchewan (Estevan) ou en Alberta; formations de Bakken, de Torquay et d’Exshaw
• Beaverhill : Après 2008 en Alberta; groupe de Beaverhill Lake ou formation de Swan Hills (mais non la formation de Slave Point)
• Belly River : Après 2009 en Alberta; groupe de Belly River
• Cardium : Après 2007 en Alberta; formation de Cardium
• Charlie Lake : Après 2008 en Alberta; formations de Charlie Lake, Halfway et Boundary
• Dunvegan : Après 2009 en Alberta; formation de Dunvegan
• Shaunavon inférieur : Après 2005 en Saskatchewan; formation de Shaunavon
• Montney/Doig : Après 2008 en Alberta et 2010 en Colombie-Britannique; formations de Montney, de Doig ou du Trias
• Pekisko : Après 2008 en Alberta; formation de Pekisko
• Slave Point : Après 2008 en Alberta; formation de Slave Point
• Spearfish : Après 2008 au Manitoba; formation d’Amaranth inférieur
• Viking : Après 2007 en Saskatchewan; formation de Viking

Il s’agit de pétrole de formations schisteuses si la production est tirée d’un puits horizontal foré après 2007 en Alberta dans la formation de Duvernay.

A1.1.4 Zone – Groupes de formations

Il existe des milliers d’horizons stratigraphiques mentionnés dans les données sur les puits du BSOC. Dans le présent rapport, ces horizons sont regroupés à l’intérieur de zones géologiques plus larges appelées groupes de formations. Les zones géologiques en question sont les suivantes :

• Tertiaire
• Crétacé supérieur
• Colorado supérieur
• Colorado
• Mannville supérieur
• Mannville moyen
• Mannville inférieur
• Jurassique
• Trias supérieur
• Trias inférieur
• Permien
• Mississippien
• Dévonien supérieur
• Dévonien moyen
• Dévonien inférieur
• Silurien/Ordovicien
• Cambrien
• Précambrien

Des groupes de formations particulières peuvent par la suite être constitués à partir de ces zones géologiques en s’appuyant sur des critères comme la région, des caractéristiques de puits semblables ou le nombre de ces puits.

Les puits de pétrole sont toujours regroupés selon l’année, tous ceux ayant été forés avant 1999 faisant partie d’un seul groupe tandis que des groupes distincts existent pour chaque année à partir de ce moment. Il est ainsi possible d’analyser le rendement moyen des puits sur une période donnée afin de voir dans quelle mesure les taux de production initiale et de diminution varient au fil de la mise en valeur des ressources ou de l’évolution sur le plan technologique.

A1.1.5 Projets de récupération assistée des hydrocarbures

Il y a dix projets thermiques en Saskatchewan, dans la région 12, ainsi que deux projets de récupération assistée des hydrocarbures par injection de CO² dans la région 14 de cette même province et un autre dans le nord-ouest de l’Alberta dans la région 10. L’analyse se penche sur chacun de ces projets de façon distincte. Puisque les modes d’extraction du pétrole varient selon le projet, les puits associés à chacun ne sont pas inclus dans l’analyse de la diminution globale. Les projections de production pour ces projets sont plutôt fondées sur les tendances récentes à cet égard ainsi que sur les plans des exploitants pour la poursuite de la mise en valeur.

Les projets thermiques, tous dans le groupe de Mannville, produisent dans chaque cas du pétrole classique lourd. En voici la liste :

• Senlac
• Onion Lake
• Celtic GP/Sparky
• Rush Lake
• Lashburn
• Pikes Peak
• Pikes Peak South
• Plover Lake
• Sandall
• Bolney/Celtic

Les projets de récupération assistée des hydrocarbures par injection de CO² en Saskatchewan produisent du pétrole classique lourd tiré de la zone du Mississippien; celui en Alberta est à l’origine de pétrole classique léger provenant des zones du Mississippien et du Dévonien. Ils sont énumérés ci-dessous :

• Weyburn (région 14)
• Midale (région 14)
• Zama (région 10)

D’autres projets de récupération assistée des hydrocarbures sont déjà en place ou envisagés dans l’Ouest canadien et pourraient eux aussi faire l’objet d’une analyse distincte dans de futurs numéros du présent rapport.

A1.1.6 Production de pétrole à partir de puits de gaz

La production de pétrole à partir de puits de gaz naturel est minime. En Alberta, moins de 2 % de toute la production de pétrole classique et de réservoirs étanches provient de tels puits. Puisque tous les puits producteurs de pétrole sont inclus dans la présente analyse, la production prévue à partir de puits de gaz naturel est intégrée aux projections pour les différents groupes. Celle associée à des puits futurs ne fait pas l’objet de projections directes. L’analyse de la production de condensats est incluse dans un rapport distinct sur l’avenir énergétique.

A1.2 Méthodes de calcul du rendement des puits de pétrole

Dans le présent rapport, les données de production historiques ont été analysées pour obtenir des taux de diminution qui ont servi à prédire le rendement futur. Il arrive que de telles données, pour des puits plus récents de mise en valeur de pétrole de réservoirs étanches et de formations schisteuses, soient plus restreintes et que les tendances en matière de diminution de la production ne soient pas aussi bien définies. Lorsque possible, l’information recueillie dans le cadre de consultations menées auprès de l’industrie et les données du domaine public ont alors joué un plus grand rôle quand il a fallu prédire le rendement de tels regroupements de puits plus récents.

L’analyse comprend des puits forés depuis 2000, ce qui est à l’origine d’un vaste ensemble de données historiques pour établir les tendances de la production. Les méthodes de calcul visant à projeter la production de pétrole des puits existants diffèrent de celles utilisées pour les puits à venir.

Les données de production historiques sont analysées pour déterminer le taux de diminution de chaque regroupement (région/catégorie/type/zone/année du puits) de telle manière que deux jeux de paramètres sont élaborés.

1. Paramètres de diminution d’un groupe – Attentes quant à la production d’un groupe de puits de pétrole dans son intégralité
2. Paramètres de diminution d’un puits moyen – Attentes quant à la production d’un puits de pétrole moyen du regroupement chaque année
   

Les paramètres de diminution, d’un groupe et d’un puits moyen, découlant de cette analyse se trouvent aux annexes A3.3 ainsi que A4.1 et A4.2.

Les puits de pétrole sont regroupés par région, catégorie, type, zone géologique et année. Pour chacun de ces groupes, on a créé un ensemble de données historiques sur la production de pétrole et un ensemble de données historiques sur la production d’un puits moyen.

Les ensembles de données servant à l’obtention des paramètres de diminution d’un groupe sont produits de la façon suivante :

• Après addition, la production de pétrole de chaque regroupement permet d’évaluer la production totale par mois civil (en b/j).
• Ces données mènent à une représentation graphique de la production quotidienne totale de pétrole pour chaque regroupement dans le contexte de la production cumulative.

Les ensembles de données servant à l’obtention des paramètres de diminution d’un puits moyen sont pour leur part produits de la façon suivante :

• La production historique mensuelle de pétrole de chaque puits du regroupement est intégrée à une base de données.
• Pour chaque puits, les mois de production sont normalisés de telle manière que celui au cours duquel le puits a commencé à produire devient le premier mois de production.
• La production totale de pétrole par mois normalisé est ensuite divisée par le nombre total de puits du groupe afin d’obtenir la production mensuelle normalisée d’un puits moyen.
• La production mensuelle normalisée de pétrole est par la suite divisée par 30,4375, soit le nombre moyen de jours dans un mois, pour obtenir le taux de production quotidien d’un puits moyen pour le regroupement.
• Ces données mènent à une représentation graphique de la production quotidienne de pétrole d’un puits moyen pour chaque regroupement dans le contexte de la production cumulative.

Une fois établie la production historique d’un puits moyen pour chaque regroupement et chaque année, on évalue chacun des puits moyens en séquence, de 2000 à 2016.

a) Analyse de la diminution de la production d’un puits moyen

Pour chaque année de puits, la représentation graphique de la production quotidienne dans le contexte de la production cumulative d’un puits moyen est d’abord examinée pour cerner l’information suivante :

• taux de production initial;
• premier taux de diminution;
• deuxième taux de diminution;
• nombre de mois avant le deuxième taux de diminution – habituellement autour de 7
• troisième taux de diminution;
• nombre de mois avant le troisième taux de diminution – habituellement autour de 25
• quatrième taux de diminution;
• nombre de mois avant le quatrième taux de diminution – habituellement autour de 45
• cinquième taux de diminution
• nombre de mois avant le cinquième taux de diminution – habituellement autour de 90

La figure A1.4 donne un exemple de représentation graphique servant à évaluer le rendement d’un puits moyen et les différents taux de diminution appliqués à la production.

Figure A1.4 – Exemple de représentation graphique servant à l’analyse de la diminution de la production d’un puits moyen

Les données associées aux puits moyens « plus vieux » permettent habituellement de définir tous les paramètres précités. Par contre, comme les données de production historiques des puits moyens « plus jeunes » sont accumulées depuis moins longtemps, on suppose que le rendement à long terme de ces puits se rapproche du rendement à long terme historique des précédents. Dans la figure A1.4, il y a suffisamment de données pour déterminer les paramètres qui définissent les quatre premières périodes de diminution du puits, tandis que ceux définissant la cinquième période de diminution sont hypothétiques et s’appuient sur l’analyse des puits d’années antérieures.

L’annexe A4 présente les paramètres de diminution estimatifs des puits moyens.

b) Analyse de la diminution de la production d’un groupe

Les paramètres de rendement d’un puits moyen servent au calcul du rendement attendu d’un groupe. Si les données obtenues à partir du rendement d’un puits moyen ne correspondent pas tout à fait aux données de production historiques réelles du groupe, les paramètres du puits moyen peuvent être revus jusqu’à obtention d’un bon appariement des données de production calculées à partir de celles sur le puits moyen avec les données de production réelles. La figure A1.5 propose un exemple de ce qui précède.

Figure A1.5 – Exemple de représentation graphique servant à l’analyse de la diminution de la production d’un groupe

Les paramètres de rendement d’un groupe, présentés ci-dessous, sont déterminés à partir de la représentation graphique de la production réelle et calculée.

• Taux de production en décembre 2014
• premier taux de diminution;
• deuxième taux de diminution (s’il y a lieu);
• nombre de mois avant le deuxième taux de diminution (s’il y a lieu);
• troisième taux de diminution (s’il y a lieu);
• nombre de mois avant le troisième taux de diminution (s’il y a lieu);
• quatrième taux de diminution (s’il y a lieu);
• nombre de mois avant le quatrième taux de diminution (s’il y a lieu);
• cinquième taux de diminution (s’il y a lieu)
• nombre de mois avant le cinquième taux de diminution (s’il y a lieu)

A1.2.1 Méthodes pour les puits existants

Dans le présent rapport, par « puis existants » il faut entendre les puits entrés en production avant le 1er janvier 2017. Les paramètres de diminution d’un groupe servent à prévoir la production des puits de pétrole existants.

Dans le cas de regroupements de puits plus anciens (2001, 2002, etc.), la production réelle du groupe au cours des dernières années s’est habituellement stabilisée ou s’approche du taux de diminution final établi à partir des données pour l’ensemble des regroupements de puits forés avant 1999. Un taux de diminution unique suffit alors pour la durée de vie productive restante du regroupement et le rendement attendu pour un puits moyen a peu d’influence sur la détermination des paramètres du groupe.

Pour les regroupements de puits forés plus récemment (2014, 2015, etc.), il est peu probable que les données historiques réelles de production du groupe constituent un bon fondement pour déterminer la production de pétrole future. Dans de tels cas, le rendement attendu d’un puits moyen est moins certain dans le contexte des taux de diminution actuels et futurs qui devraient s’appliquer.

Voir l’annexe A3.3 afin de connaître les paramètres de rendement d’un groupe.

A1.2.2 Méthodes pour les puits futurs

Dans le présent rapport, par « puis futurs » il faut entendre les puits entrés en production à partir du 1er janvier 2017. Pour les puits futurs, la production de pétrole projetée est fonction du nombre de ceux à forer et des caractéristiques de rendement moyen prévues de tels puits. Les tendances historiques de rendement obtenues à partir de l’analyse de la diminution de la production des puits de pétrole existants ont servi à prévoir le rendement futur d’un puits moyen.

A1.2.2.1 Rendement des puits futurs

Le rendement des puits de pétrole futurs est obtenu pour chaque regroupement en extrapolant les tendances de production d’un puits moyen des années antérieures, soit sa productivité initiale et les taux de diminution qui ont suivi.

Dans certains regroupements, la productivité initiale d’un puits de pétrole moyen diminue au fil du temps. Récemment toutefois, dans le cas de regroupements produisant du pétrole classique ou tiré de réservoirs étanches, la productivité initiale d’un puits moyen a augmenté compte tenu des progrès technologiques réalisés, comme on peut le voir à la figure A1.6. Ce graphique illustre les taux de production initiale des puits de pétrole léger de réservoirs étanches Colorado-Mannville-Jurassique-Trias de Peace River. Pour les puits de pétrole futurs, ce taux est évalué en extrapolant les tendances observées dans chaque regroupement, en tenant compte des facteurs technologiques en présence et des contraintes possibles au chapitre de la récupération. Les annexes A4.1 et A4.2 traitent de la productivité initiale historique ainsi que projetée d’un puits de pétrole moyen à l’égard de regroupements futurs.

Figure A1.6 – Exemple de productivité initiale d’un puits moyen selon l’année – Pétrole léger de réservoirs étanches Colorado-Mannville-Jurassique-Trias de Peace River

Les paramètres clés de diminution des projections de production à court terme sont les premier et deuxième taux de diminution de même que le nombre de mois avant ce dernier. La figure A1.7 présente les valeurs historiques et projetées de ces paramètres pour un puits moyen de pétrole lourd classique Mannville-Jurassique-Trias de l’Est de l’Alberta. Comme l’indique cette figure, les tendances pour les puits forés antérieurement servent à définir les paramètres des années futures.

Figure A1.7 – Exemple de paramètres clés de diminution d’un puits moyen au fil du temps – Pétrole lourd classique Mannville-Jurassique-Trias de l’Est de l’Alberta

A1.2.2.2 Nombre de puits futurs

Afin de prévoir le nombre de puits de pétrole futurs il faut évaluer le nombre de ceux qui seront forés et entreront en production annuellement pour chaque regroupement.

Le diagramme présenté à la figure A1.8 décrit la méthode employée pour évaluer le nombre de puits de pétrole chaque année pendant la période de projection. Les intrants essentiels sont l’investissement annuel dans les forages, les frais engagés par jour de forage et le nombre de jours de forage. En modifiant ces trois intrants essentiels (dans les boîtes jaunes à la figure A1.8) on obtient différentes projections pour les activités de forage dans le BSOC. Les autres intrants requis sont illustrés sur fond vert. Les valeurs de ces autres intrants sont obtenues à partir d’une analyse des données historiques.

Pour ses prévisions, l’Office répartit les jours de forage ciblant du pétrole entre les différents regroupements. Les fractions attribuées sont déterminées à partir des tendances historiques et des attentes de l’Office quant au potentiel de mise en valeur de chacun des regroupements. Plus récemment, elles rendent de plus en plus compte des tendances historiques visant les formations en profondeur et la mise en valeur des gisements de réservoirs étanches ainsi que de la formation schisteuse de Duvernay. L’annexe B renferme des tableaux avec les données historiques (jours de forage et fractions) ainsi que les projections en fonction des fractions. Le nombre de puits de pétrole forés pour un regroupement donné au cours d’une année correspond au quotient des jours de forage attribués à ce même regroupement divisés par le nombre moyen de jours de forage par puits.

Figure A1.8 – Diagramme illustrant la méthode de projection du nombre de forages

Annexe 2 – Paramètres de diminution – Résultats

A2.1 Production des puits de pétrole existants

Les paramètres de diminution applicables à la production future attendue de chaque regroupement sont présentés à l’annexe A3.3.

Quel que soit le regroupement, les paramètres de production future sont le taux de production en décembre 2016 et jusqu’à cinq taux de diminution future s’appliquant à des périodes précises. En ce qui concerne les regroupements de puits plus anciens, dont la production semble s’être stabilisée à un taux de diminution final, un seul taux de diminution future est nécessaire pour décrire la production future du groupe. Dans le cas de puits plus récents, le taux de diminution qui s’applique aux mois à venir change au fur et à mesure que le rendement du groupe se rapproche de la dernière période de diminution stable. Trois ou quatre taux de diminution ont été déterminés pour parvenir au rendement futur de ces regroupements de puits plus récents.

La production future des regroupements équivaudrait à celle qui serait affichée par le BSOC si aucun nouveau puits de pétrole n’était ajouté après 2016.

A2.2 Production des puits de pétrole futurs

La production des puits de pétrole existants est beaucoup plus facile à projeter que celle des puits futurs. La principale source d’incertitude est alors le nombre de forages de puits ciblant du pétrole qui seront réalisés. Divers scénarios sont analysés pour tenir compte de cette incertitude.

A2.2.1 Paramètres de rendement d’un puits moyen futur ciblant du pétrole

La figure A2.1 illustre la tendance globale en ce qui concerne la productibilité initiale d’un puits de pétrole moyen dans le BSOC. Entre 2002 et 2007, cette productibilité a diminué alors que les gisements de ressources classiques arrivaient à maturité, mais la tendance s’est inversée entre 2008 et 2015 compte tenu de l’attrait exercé par réservoirs se trouvant à des profondeurs plus grandes. La production initiale moyenne a régressé en 2016 en raison du plus grand nombre de puits moins profonds (dont les taux de productivité sont moindres) forés en Saskatchewan. Elle demeure ensuite uniforme jusqu’en 2025 avant l’amorce d’un nouveau recul progressif compte tenu de l’arrivée à maturité des gisements et de la diminution des zones plus prometteuses à viser.

Figure A2.1 – Productivité initiale moyenne de tous les puits de pétrole dans le BSOC selon l’année

Le tableau A2.1 illustre les taux de production initiale moyens historiques d’un puits de pétrole moyen pour chaque région.

Le rendement moyen projeté des puits est le même dans les six scénarios évalués dans le présent rapport. Pour sa part, la production globale varie d’un scénario à l’autre puisqu’elle dépend du niveau des activités de forage ciblant du pétrole, tel qu’il en est fait mention dans la section qui suit.

A2.2.2 Nombre de puits de pétrole futurs

Les activités de forage dans un scénario donné dépendent des prix du pétrole attendus. La figure A.2.2 indique le nombre prévu de puits ciblant du pétrole pour tous les regroupements dans chaque scénario.

L’annexe B présente des calculs détaillés des prévisions quant au nombre annuel de jours de forage et puits de pétrole pour chaque regroupement selon le scénario.

Figure A2.2 – Puits de pétrole selon le scénario

A2.3 Projets thermiques et de récupération assistée des hydrocarbures par injection de CO²

Tel qu’il est indiqué à l’annexe A1.1.5, les projections de production de pétrole pour les projets thermiques comme de récupération assistée des hydrocarbures par injection de CO² sont fondées sur une extrapolation des tendances antérieures et sur les plans déjà annoncés par les producteurs. La production des projets de récupération assistée des hydrocarbures en Saskatchewan croît de façon substantielle pendant la période de projection.

Annexe A3 – Index et paramètres de diminution pour les regroupements de puits de pétrole existants

Tableau A3.1 – Index des formations

Tableau A3.2 – Index des regroupements

Les annexes B et C, au même titre que les annexes A3 et A4, sont disponibles.

Date de modification :

2023-11-29