Aperçu du marché : Domination de la géologie sur la technologie, dont les avancées ne suffisent pas à rehausser la production à vie des nouveaux puits dans la formation de Shaunavon

Date de diffusion : 2018-05-02

Toutes choses étant égales par ailleurs, la succession d’améliorations technologiques dans le secteur pétrolier et gazier devrait faire en sorte que les nouveaux puits produisent davantage que les anciens, mais cette règle ne s’applique pas à la formation de Shaunavon. Même si, à l’origine, les nouveaux puits forés dans des réservoirs étanches y produisent davantage de pétrole que les anciens, cette production est de loin inférieure ultérieurement. Ainsi, sur toute leur durée de vie utile, les puits récents produiront moins que ceux forés il y a dix ans.

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Source : IHS Markit, avec sa permission

Description : Cette carte délimite l’emplacement du champ Shaunavon dans le Sud-Ouest de la Saskatchewan. Les points verts représentent les puits.

La formation de Shaunavon, dans le Sud-Ouest de la Saskatchewan, produit du pétrole classique à partir de puits verticaux depuis les années 1950. Au cours des dix dernières années, les sociétés ont eu recours aux forages horizontaux et à la fracturation hydraulique en plusieurs étapes pour la mise en valeur de réservoirs étanches lorsque la faible qualité du gisement ne convenait pas à des puits classiques. Ces puits non classiques sont forés au sud-ouest de Swift Current dans une région de quelque 2 000 kilomètres carrés (« km² »).

Après collecte des données et calcul des moyennes selon l’année de forage des puits, 2007 montre une production maximale particulièrement élevée à 145 barils par jour (« b/j »). Par la suite, ce taux a baissé jusqu’à un plancher de 94 b/j en 2010, puis il a suivi la tendance inverse jusqu’à atteindre 164 b/j en 2016, surpassant la marque précédente. Ce rehaussement s’explique du fait que, depuis 2010, les améliorations technologiques se sont succédées et les sociétés ont étendu la zone de forage de nouveaux puits avec fracturation. Ces nouveaux puits ont produit plus de pétrole, du moins à court terme, en raison d’un nombre accru de fractures.

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Source : IHS Markit, avec sa permission

Description : Ce graphique linéaire illustre les courbes de diminution de la production annuelle moyenne des puits horizontaux forés dans la formation de Shaunavon de 2007 à 2016. Quelle que soit l’année, la pointe est atteinte le deuxième ou le troisième mois, puis le déclin est rapide au cours des 18 mois qui suivent. Par la suite, la diminution est beaucoup plus lente. La tendance veut que les puits plus anciens plafonnent à des taux moindres, mais avec une production supérieure pour la première année dans son ensemble. C’est ainsi que la production des puits forés en 2007 a plafonné à 145 b/j le premier mois, avec une moyenne de 48 b/j après 12 mois, alors qu’en 2016, ces chiffres étaient respectivement de 164 b/j et 34 b/j.

La production maximale n’est qu’une mesure parmi d’autres pour évaluer le rendement d’un puits. On peut aussi examiner la quantité totale de pétrole à laquelle il est possible de s’attendre pendant toute la durée de vie utile d’un puits, soit la récupération ultime estimative. La production maximale des puits forés en 2015 et 2016 est supérieure à celle des autres années, mais son déclin est beaucoup plus rapide. Cela signifie que sur toute leur durée de vie utile, les puits plus récents pourraient produire moins de pétrole que leurs prédécesseurs. En fait, on s’attend qu’un puits foré en 2007 produise ainsi en tout un peu plus de 100 milliers de barils (« kb ») de pétrole, mais la production totale devrait tout juste dépasser 80 kb pour un autre qui a été foré en 2016, soit 20 % de moins.

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Source : IHS Markit, avec sa permission

Description : Ce graphique montre la récupération ultime estimative moyenne, selon l’année de forage des puits, dans le champ Shaunavon. Cette récupération a été la plus élevée en 2007 avec 100 653 barils, puis elle a diminué jusqu’à 78 920 barils en 2012. Après un sursaut à 87 831 barils en 2013, elle a atteint un niveau plancher de 69 622 barils en 2014. En 2015 et 2016, elle a augmenté respectivement à 79 355 et 81 399 barils.

Un facteur empêche les améliorations technologiques d’être à l’origine de nouveaux sommets sur la durée de vie utile des puits de pétrole dans la formation de Shaunavon, même si la production maximale a augmenté depuis 2010. Un aperçu du marché précédemment publié au sujet de la formation de Montney mentionnait que les sociétés se concentraient d’abord sur les zones de qualité supérieure d’un gisement. Une fois qu’aucun nouveau forage ne peut y être pratiqué, elles s’en éloignent graduellement. La zone centrale de forage de la formation de Shaunavon couvre une superficie d’environ 2 000 km², ce qui est peu comparativement aux autres réservoirs étanches de pétrole ou de gaz au Canada. Il est probable que les sociétés ont foré assez rapidement leurs puits dans les zones les plus prometteuses, ce qui fait que les nouveaux forages s’en trouvent toujours plus éloignés.

Donc, puisque les puits précédents ont été forés dans des gisements de meilleure qualité, le pétrole présent dans la formation s’infiltre plus facilement dans les fractures alors occasionnées et la production à long terme est relativement élevée en dépit d’une fracturation moins intensive dans chaque cas. À l’inverse, les puits forés plus récemment dans la formation de Shaunavon l’ont été dans des réservoirs de moindre qualité et le pétrole a beaucoup plus de difficulté à s’y immiscer au-delà de la première fracturation, rendant la production prévue à long terme un peu moins alléchante malgré le nombre supérieur de fractures. En d’autres termes, dans ce cas précis, la géologie a plus de poids que la technologie sur le long terme.