Aperçu du marché : Avancées technologiques au cœur du rendement des nouveaux puits de gaz – Formation de Montney, parmi les plus importantes ressources gazières en Amérique du Nord

Date de diffusion : 2018-04-25

Deux facteurs déterminent le niveau de production d’un puits de pétrole ou de gaz, soit la qualité du réservoir et les techniques employées. La logique veut donc qu’on cherche de meilleurs réservoirs pour forer de nouveaux puits. Ainsi, les sociétés creusent d’abord là où les chances semblent être les plus grandes à cet égard, lesquelles s’amenuisent au fil du temps. Une autre voie possible est d’améliorer le rendement des nouveaux puits en faisant appel à une technologie perfectionnée. On remarque à ce chapitre qu’au Canada et aux États-Unis, le forage horizontal et la fracturation hydraulique en plusieurs étapes n’ont cessé de progresser après leur adoption massive vers 2007. À quelques exceptions près, le rendement des nouveaux puits a poursuivi sa marche ascendante depuis.^{Note de bas de page 1}

Source et description

Source : IHS-Performance Evaluator pour l’emplacement des puits et Atlas of the Western Canada Sedimentary Basin pour celui de la formation de Montney

Description : Cette carte situe la formation de Montney, une ceinture large de 200 kilomètres qui s’étend du sud-est au nord-ouest, d’Edson et de Hinton, en Alberta, jusqu’à Fort Nelson, en Colombie Britannique. Elle précise aussi les endroits où des puits ont été forés depuis 2005, soit surtout sur les flancs sud et ouest de la formation.

La formation de Montney, qui se trouve dans l’Ouest canadien, couvre une superficie de 130 000 kilomètres carrés (« km² »), en gros le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Écosse ensemble. En mesure de produire 449 millions de millions de pieds cubes (« Tpi³ ») de gaz naturel au moyen de la technologie moderne, c’est une des plus importantes ressources gazières en Amérique du Nord.^{Note de bas de page 2}

Ce n’est toutefois qu’une petite partie de la superficie précitée qui est mise en valeur à l’heure actuelle, le gaz étant très majoritairement extrait à l’intérieur d’un périmètre couvrant 35 000 km² du côté gauche de la formation. Nouvelle coupure à 25 000 km² quand on parle des zones centrales, qui intéressent davantage les producteurs gaziers. Ces zones sont les premières à être mises en valeur, étant habituellement de meilleure qualité et pouvant donc produire plus de gaz.^{Note de bas de page 3} Donc, souvent on attend avant de s’en éloigner.

La figure qui suit illustre la production gazière mensuelle^{Note de bas de page 4} moyenne des puits forés dans la formation de Montney de 2001 à 2017. Pendant cette période, les puits ont d’abord et surtout été forés dans des zones centrales. Les tendances sont les mêmes pour tous : la production grimpe rapidement et pointe au plus tard au quatrième mois, puis redescend abruptement avant d’entreprendre un déclin plus progressif. Il s’agit d’une courbe type pour presque toutes les formations (notamment schisteuses) qui produisent du gaz ou du pétrole à partir de réservoirs étanches.

Source et description

Source : IHS-Performance Evaluator

Description : Ce graphique illustre la production mensuelle moyenne des puits de gaz forés dans la formation de Montney de 2001 à 2017. Jusqu’en 2006, elle plafonne autour de 0,8 million de pieds cubes par jour (« Mpi³/j »), au deuxième ou troisième mois, avant de régresser jusqu’à plus ou moins 0,2 Mpi³/j après 60 mois. En 2007, le plafond atteint est de 1,3 Mpi³/j au deuxième mois, puis la production recule jusqu’à 0,3 Mpi³/j après 60 mois. Les progrès sont par la suite constants et en 2012, le plafond est de 2,6 Mpi³/j au quatrième mois. Elle s’établit à 0,7 Mpi³/j après 60 mois. De 2013 à 2017, les plafonds atteignent respectivement 2,9, 3,0, 3,2, 3,8 et 3,9 Mpi³/j au quatrième mois, mais on ne connaît pas encore le niveau de production après 60 mois.

Cette figure montre bien que la technologie a aidé les nouveaux puits à mieux faire. La production maximale de 0,9 Mpi³/j atteinte en 2005 a plus que quadruplé pour atteindre presque 4,0 Mpi³/j en 2017. Au bout de cinq ans, les nouveaux puits produisent encore là davantage que les plus anciens, les moyennes étant de 0,2 Mpi³/j pour les puits forés en 2005 et de 0,7 Mpi³/j pour ceux qui l’ont été en 2012. Aucune donnée n’est ensuite disponible à ce chapitre, mais les taux après cinq ans pourraient ici aussi être plus élevés.

On prévoit également que les nouveaux puits produiront plus de gaz sur toute leur durée de vie utile. En outre, les puits qui produisent davantage présentent une « récupération ultime estimative » plus élevée.^{Note de bas de page 5} Dans tous les cas, les puits de gaz forés en 2005 dans la formation de Montney devraient chacun produire 1,8 milliard de pieds cubes (« Gpi³ »), mais avec l’apport des avancées technologiques, la cuvée 2016 devrait atteindre 7,2 Gpi³, soit quatre fois plus.

Source et description

Sources : Récupération ultime estimative – Analyse par l’Office des données d’IHS-Performance Evaluator Étapes de fracturation – Données d’IHS-Performance Evaluator

Description : Ce graphique présente la récupération ultime estimative de gaz fondée sur les moyennes obtenues dans la formation de Montney. Les puits qui y ont été forés en 2006 devraient produire en tout moins de 2,0 Gpi³ de gaz naturel. Par la suite, on s’attend à une escalade jusqu’à 7,2 Gpi³ pour ceux forés en 2016.

Cette figure indique également le nombre moyen d’étapes de fracturation pour les puits de la formation, qui est passé d’environ 9 entre 2006 et 2009 à 32 en 2017.

Les meilleurs rendements des nouveaux puits dans la formation de Montney sont le fruit de forages dans des réservoirs de qualité des zones centrales et de la poursuite des avancées technologiques, qui se traduisent surtout par un plus grand nombre d’étapes de fracturation^{Note de bas de page 6} sur une longueur accrue. Chaque puits est ainsi en contact avec un volume supérieur de roches fracturées, à l’origine donc d’un débit de gaz plus élevé.

La zone centrale de la formation de Montney étant immense, il est probable qu’il faudra de nombreuses années aux sociétés avant de commencer à forer dans des réservoirs de moindre qualité. Il est donc aussi probable que le rendement dans cette formation continuera de croître au fil des améliorations techniques.

Ailleurs toutefois le rendement pourrait prendre une autre tangente. En général, plus grande est la zone centrale, plus grande aussi est la probabilité d’un rendement toujours meilleur avec le temps.^{Note de bas de page 7} Cependant, dans les thèmes pétroliers ou gaziers où ces zones sont moins étendues, il est possible que les sociétés se tournent plus rapidement vers des réservoirs moins attrayants. Au moment d’un tel passage, le rendement des puits peut prendre trois orientations différentes :

1. les avancées technologiques pourraient plus que combler le manque à produire attribuable à la baisse de qualité du réservoir et faire en sorte que le rendement des nouveaux puits continue de s’améliorer.
2. les avancées technologiques pourraient juste combler le manque à produire attribuable à la baisse de qualité du réservoir et faire en sorte que le rendement des nouveaux puits demeure stable.
3. les avancées technologiques pourraient ne pas combler le manque à produire attribuable à la baisse de qualité du réservoir et faire en sorte que le rendement des nouveaux puits commence à régresser.

L’évolution du rendement ailleurs dans l’Ouest canadien fera l’objet de futurs Aperçus du Marché .