Aperçu du marché : Production maximale des puits de pétrole de la formation de Viking grandement accrue
Date de diffusion: 2018-04-25
Des avancées technologiques ont permis aux taux de production maximale des puits de pétrole de la formation de Viking de décupler en dix ans.
Viking est une formation géologique constituée il y a environ cent millions d’années et présente sur de vastes étendues dans l’Ouest canadien. On y a produit du gaz classique à partir de gisements peu profonds pendant cent ans et du pétrole classique depuis les années 1940. Après 2009, presque toute la mise en valeur de la formation de Viking a été le fruit du forage horizontal et de la fracturation hydraulique en plusieurs étapes. Cette façon de procéder vise le pétrole de réservoirs étanches de la formation dans le sud-est de l’Alberta et le sud-ouest de la Saskatchewan (voir la carte ci-dessous). La production de pétrole ainsi tirée de réservoirs étanches, toujours croissante en dépit de prix léthargiques, atteignait quelque 80 000 barils par jour (« b/j ») en 2017, soit plus ou moins 10 % de toute la production canadienne de pétrole brut léger.
Source et description
Source : IHS-Performance Evaluator, avec sa permission
Description : Cette carte montre les puits classiques et de réservoirs étanches dans la formation de Viking peu profonde, de 2001 à 2017, en Alberta et en Saskatchewan.
Le graphique qui suit illustre la production mensuelle des puits de pétrole de la formation de Viking dans le sud-est de l’Alberta et le sud-ouest de la Saskatchewan pendant les cinquante premiers mois de leur exploitation. Chaque ligne représente la moyenne obtenue pour tous les puits forés au cours de chaque année entre 2001 et 2017. Jusqu’en 2009, la production maximale était d’environ 4 b/j. Par la suite, cette moyenne a constamment augmenté jusqu’à atteindre 59 b/j pour les deux premiers mois de 2017.
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Source : IHS-Performance Evaluator, avec sa permission
Description : Ce graphique linéaire présente la production moyenne des puits forés dans la formation de Viking selon l’année d’entrée en production, de 2001 à 2017. Jusqu’en 2009, la production maximale moyenne était de 3,9 b/j. Le taux de 9,3 b/j alors atteint a pratiquement triplé l’année suivante, bondissant à 27,3 b/j en 2010. Ces taux ont par la suite continué de grimper, jusqu’à 58,6 b/j en 2017. La production moyenne revient aux alentours de 9 b/j après 24 mois, puis régresse selon des taux comparables pendant le reste de la durée de vie utile des puits.
La fracturation en divers endroits de la formation à partir d’un puits peut être à l’origine d’une augmentation de sa production. Le nombre moyen d’étapes de fracturation des puits dans la formation de Viking s’est accru de 2009 à 2017 et la production maximale a elle aussi suivi cette tendance chaque année pendant cette période. Toutefois, après deux ans, la production revient à peu près à ce qu’elle était auparavant, ce qui laisse à penser que les avancées technologiques permettent des hausses plutôt à court qu’à long terme.
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