ARCHIVÉ – Ressources économiques de la formation schisteuse de Duvernay - Note d’information sur l’énergie

Novembre 2017

Ressources économiques de la formation schisteuse de Duvernay - Note d’information sur l’énergie [PDF 4873 ko]

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ISSN 1917-5078

À propos de l’Office national de l’énergie

L’Office national de l’énergie est un organisme de réglementation national indépendant du secteur énergétique. Ses principales responsabilités consistent à réglementer ce qui suit :

• la construction, le fonctionnement et la cessation d’exploitation des pipelines qui franchissent des frontières internationales ou des limites provinciales/territoriales;
• les droits et tarifs pipeliniers associés;
• la construction et l’exploitation des lignes internationales de transport d’électricité comme de lignes interprovinciales désignées;
• les importations de gaz naturel et les exportations de ce même gaz, de ses liquides, de pétrole brut, de produits pétroliers raffinés et d’électricité;
• les activités d’exploration et de production pétrolières ou gazières, dans des zones extracôtières ou régions septentrionales précises.

Il lui incombe par ailleurs de diffuser de l’information à jour, exacte et objective sur l’énergie, de même que de fournir des conseils sur des questions énergétiques.

Résumé

À la suite d’une étude récente sur les ressources pétrolières commercialisables de la formation schisteuse de Duvernay, l’Office a évalué les ressources économiquement exploitables de la formation. À partir des prix du pétrole brut léger non corrosif, des prix du gaz naturel et du coût des puits de 2017, les ressources pétrolières économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay ont été estimées à 156 millions de mètres cubes (m³) ou 1,0 milliard de barils, soit environ un tiers des ressources pétrolières commercialisables. Par ailleurs, les ressources de gaz naturel économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay s’élèvent à 339 milliards de m³ (12,0 mille milliards de pieds cubes, ou Tpi³), soit 16 % des ressources gazières commercialisables de la formation. Les ressources de liquides de gaz naturel (LGN) économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay atteignent 216 milliards de m³ (1,4 milliard de barils), environ un cinquième des ressources de LGN commercialisables de la formation.

Si le coût des puits continue à descendre, et que les prix du pétrole brut et du gaz naturel montent un peu, les ressources pétrolières économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay augmenteront à 350 millions de m³ (2,2 milliards de barils), soit presque les deux tiers des ressources pétrolières commercialisables. Les ressources de gaz naturel économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay s’élèveraient ainsi à 932 milliards de m³ (32,9 Tpi³), soit plus de 40 % des ressources gazières commercialisables de la formation. Les ressources de LGN de la formation schisteuse de Duvernay atteindraient 536 milliards de m³ (3,4 milliards de barils), soit plus de la moitié des ressources de LGN commercialisables de la formation.

L’aspect économique de la formation schisteuse de Duvernay est très sensible à la baisse du coût des puits. À mesure que le coût des puits diminue, la hausse des prix du pétrole et du gaz fait augmenter les ressources économiquement exploitables plus rapidement (les courbes du coût de l’offre s’aplanissent et même une légère hausse des prix peut faire augmenter considérablement la quantité de ressources économiquement exploitables). Si le rendement des puits s’améliore dans les mêmes proportions que les coûts diminuent, il aurait probablement un effet similaire sur les ressources économiquement exploitables.

Introduction

Depuis 2011, les sociétés prospectent la formation schisteuse de Duvernay de l’Alberta pour y chercher du gaz et du pétrole de schiste. Il importe de noter que la formation schisteuse de Duvernay est également riche en LGN, notamment en condensats.^{Note de bas de page 1}Les condensats sont souvent mélangés au bitume des sables bitumineux de l’Alberta pour le diluer et le transporter dans les oléoducs. À l’aide des données fournies par l’Alberta Geological Survey (AGS), l’Office a évalué récemment les ressources pétrolières commercialisables de la formation schisteuse de Duvernay pour mesurer la quantité de pétrole, de gaz et de LGN de qualité commerciale pouvant être récupérée de la formation.

Il existe une différence entre les ressources commercialisables et les ressources économiquement exploitables. Les premières sont en grande partie une mesure géologique et technologique, alors que les secondes correspondent à la quantité de ressources commercialisables qui peut être récupérée de façon économique dans certaines conditions économiques. Ces conditions économiques sont les prix du pétrole et du gaz requis pour qu’un puits donne un taux de rendement minimum du capital investi.

Pour de plus amples renseignements sur la géologie de base de la formation schisteuse de Duvernay et la façon dont les ressources commercialisables ont été estimées, consultez le rapport de l’Office et de l’AGS.

Figure 1. Emplacement de la formation schisteuse de Duvernay en Alberta et au Canada

Source : Office

Méthodes

Les coûts de l’offre pour les ressources commercialisables de la formation schisteuse de Duvernay ont été estimés par la détermination des prix du pétrole brut, du gaz naturel et des LGN requis pour qu’un puits permettre de couvrir les frais et d’obtenir un profit de 10 % dans chaque concession d’un mille carré de l’évaluation originale des ressources. Pour déterminer les coûts de l’offre gazière, certains prix hypothétiques du pétrole ont été maintenus constants. De même, pour déterminer les coûts de l’offre pétrolière, certains prix hypothétiques du gaz naturel ont été maintenus constants. La production des puits variait selon la géologie locale; la teneur en pétrole, en gaz naturel et en LGN était basée sur les cartes de l’AGS montrant les ressources en place.^{Note de bas de page 2}

Les coûts englobaient les frais de forage et de fracturation hydraulique du puits (adaptés à la profondeur locale de la formation de Duvernay), les frais d’exploitation, les frais de transport aux carrefours de l’Alberta, l’impôt sur le revenu, les redevances et la taxe sur le carbone^{Note de bas de page 3}applicable aux émissions en amont et au milieu du courant. Les revenus futurs ont été actualisés à raison de 8 % par année.^{Note de bas de page 4}Les prix du LGN ont été indexés sur le cours du pétrole brut. Plusieurs scénarios différents ont été appliqués pour estimer les coûts de l’offre à partir de divers coûts de puits et prix fixes du pétrole brut et du gaz naturel. Des précisions sont données à l’annexe B.

Résultats et observations

Jusqu’à maintenant en 2017, les prix du pétrole léger non corrosif à Edmonton ont atteint en moyenne 60 $ CA/baril et ceux du gaz naturel au carrefour d’échanges gaziers sur le réseau de NOVA, environ 2,50 $ CA/GJ. En 2018, l’Alberta Energy Regulator (AER) prévoit que les prix du pétrole et du gaz naturel atteindront environ 70 $ CA/barill^{Note de bas de page 5}et 3,00 $ CA/GJ, respectivement.^{Note de bas de page 6}Entre-temps, les coûts de mise en valeur du gaz et du pétrole de schiste baisseront vraisemblablement parce que les exploitants augmentent les gains d’efficacité en forant de nouveaux puits grâce aux leçons tirées des puits précédents.

Somme toute, une fois modélisés, les changements aux coûts des puits^{Note de bas de page 7}et aux prix des produits de base modifient considérablement la taille des ressources économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay (tableaux 1 et 2 et figures 3 à 6).^{Footnote 8}Les tableaux 1 et 2 indiquent les ressources économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay lorsque le prix du pétrole brut est de 60 $ CA/baril et celui du gaz naturel, de 2,50 $ CA/GJ (en unités métriques et impériales, respectivement).

Donc, en résumé, à partir des prix du pétrole brut léger non corrosif, des prix du gaz naturel et du coût des puits de 2017, les ressources pétrolières économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay ont été estimées à 156 millions de mètres cubes (m³) ou 1,0 milliard de barils, environ un tiers des ressources pétrolières commercialisables. Par ailleurs, les ressources de gaz naturel économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay s’élèvent à 339 milliards de m³ (12,0 mille milliards de pieds cubes, ou Tpi³), soit 16 % des ressources gazières commercialisables de la formation. Les ressources de liquides de gaz naturel (LGN) économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay atteignent 216 milliards de m³ (1,4 milliard de barils), environ un cinquième des ressources de LGN commercialisables de la formation.

Si le coût des puits continue à descendre, et que les prix du pétrole brut et du gaz naturel montent un peu, les ressources pétrolières économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay augmenteront à 350 millions de m³ (2,2 milliards de barils), soit presque les deux tiers des ressources pétrolières commercialisables. Les ressources de gaz naturel économiquement exploitables de la formation schisteuse de Duvernay s’élèveraient ainsi à 932 milliards de m³ (32,9 Tpi³), soit plus de 40 % des ressources gazières commercialisables de la formation. Les ressources de LGN de la formation schisteuse de Duvernay atteindraient 536 milliards de m³ (3,4 milliards de barils), soit plus de la moitié des ressources de LGN commercialisables de la formation.

Certaines parties des ressources en gaz naturel de la formation schisteuse de Duvernay sont économiquement exploitables avec des prix du gaz négatifs. Cela indique que, à ces endroits, les revenus tirés de la production de pétrole et de LGN à partir d’un puits sont suffisants pour permettre aux sociétés de réaliser un profit même si elles perdent de l’argent du côté de la production de gaz naturel. Dans l’ensemble, l’aspect économique de la formation schisteuse de Duvernay est très sensible à la baisse du coût des puits comme l’indiquent les figures 3 à 6. À mesure que le coût des puits diminue, la hausse des prix du pétrole et du gaz fait augmenter les ressources économiquement exploitables plus rapidement (les courbes du coût de l’offre s’aplanissent et même une légère hausse des prix peut faire augmenter considérablement la quantité de ressources économiquement exploitables).

Il importe de noter que la production des puits dans l’étude originale de l’Office et de l’AGS était basée sur le puits moyen foré en 2016; la taille des ressources économiquement exploitables de 2017 et 2018 pourrait être sous-estimée si le rendement des nouveaux puits s’est amélioré depuis. Les améliorations technologiques augmentent souvent le rendement des puits et expliquent en grande partie pourquoi les coûts de l’offre liés à la production de pétrole et de gaz de schiste ont chuté en Amérique du Nord au cours des 10 dernières années.

Les augmentations de rendement des puits devraient avoir, sur les coûts de l’offre, un effet semblable à celui des réductions du même ordre du coût en capital (par exemple, une augmentation de 20 % de la production pendant la durée de vie d’un puits aurait un effet comparable sur les coûts de l’offre à celui d’une réduction de 20 % des frais de forage et de fracturation hydraulique). Bien que les effets d’un rendement accru des puits sur les coûts de l’offre n’aient pas été modélisés pour cette analyse économique, la réduction des coûts de l’offre d’année en année peut être une indication de la croissance des ressources économiquement exploitables de 2017 à 2018 si le rendement des puits augmente de 20 % (ou si les réductions de coûts et le rendement amélioré des puits combinés équivalent à une réduction de 20 % du coût en capital).

Figure 2. Courbes du coût de l’offre pour les ressources de gaz naturel de la formation schisteuse de Duvernay (unités impériales seulement)

Remarque : L’axe vertical est coupé à -10 $ CA/GJ et 25 $ CA/GJ.

Source : Office

Figure 3. Courbes du coût de l’offre pour les ressources de pétrole brut de la formation schisteuse de Duvernay (unités impériales seulement)

Remarque : L’axe vertical est coupé à 300 $ CA/baril.

Source : Office

Figure 4. Courbes du coût de l’offre pour les ressources de LGN de la formation schisteuse de Duvernay (unités impériales seulement)

Remarque : L’axe vertical est coupé à 300 $ CA/baril.

Source : Office

Figure 5. Courbes du coût de l’offre pour les ressources de LGN de la formation schisteuse de Duvernay (unités impériales seulement)

Remarque : L’axe vertical est coupé à -20 $ CA/GJ et 25 $ CA/GJ.

Source : Office

Annexe A : Cartes montrant les coûts de l’offre

Figure A1. Carte illustrant les coûts de l’offre du pétrole brut de la formation schisteuse de Duvernay, basés sur le coût des puits de 2017 et le prix du gaz naturel constant à 2,50 $ CA/GJ.

Carte de la formation de Duvernay – 2017 – Coût de l’offre pétrolière - Prix du gaz fixé à 2,50 $ CA/GJ

Remarque : L’échelle est limitée à 200 $ CA/baril (les endroits où les coûts de l’offre sont supérieurs à 200 $ CA/baril sont cartographiés comme si les coûts de l’offre étaient de 200 $ CA/baril).

Source : Office

Figure A2. Carte illustrant les coûts de l’offre du gaz naturel de la formation schisteuse de Duvernay, basés sur le coût des puits de 2017 et le prix du pétrole brut léger non corrosif constant à 60 $ CA/baril.

Carte de la formation de Duvernay – 2017 – Coût de l’offre gazière – Prix du pétrole fixé à 60 $ CA/baril

Source : Office

Figure A3. Carte illustrant les coûts de l’offre du pétrole brut de la formation schisteuse de Duvernay, basés sur le coût des puits de 2018 et le prix du gaz naturel constant à 3,00 $ CA/GJ.

Carte de la formation de Duvernay – 2018 – Coût de l’offre pétrolière – Prix du gaz fixé à 3,00 $ CA/GJ

Remarque : L’échelle est limitée à 200 $ CA/baril (les endroits où les coûts de l’offre sont supérieurs à 200 $ CA/baril sont cartographiés comme si les coûts de l’offre étaient de 200 $ CA/baril).

Source : Office

Figure A4. Carte illustrant les coûts de l’offre du gaz naturel de la formation schisteuse de Duvernay, basés sur le coût des puits de 2018 et le prix du pétrole brut léger non corrosif constant à 70 $ CA/baril.

Carte de la formation de Duvernay – 2018 – Coût de l’offre gazière – Prix du pétrole fixé à 70 $ CA/baril

Source : Office

Annexe B : Méthodes utilisées

Hypothèses clés

La production d’un puits est basée sur la technologie existante, sur les tendances relatives à la mise en valeur et sur des quantités limitées de production historique. Aucune analyse détaillée des percées technologiques n’a été effectuée dans le cadre de l’étude réalisée. La récupération et les niveaux de mise en valeur pourraient être différents à l’avenir, à mesure que la technologie avance et que la formation évolue.

Zone d’étude

Comme pour l’étude originale, la zone d’étude a été divisée en concessions^{Note de bas de page 9} d’environ un mille carré. Certaines concessions ont été exclues de l’analyse en raison de la faible probabilité qu’elles soient mises en valeur (par exemple là où la formation schisteuse de Duvernay a moins de 10 m d’épaisseur; lorsque le réservoir est sous-pressuriséd^{Note de bas de page 10}; lorsque le gaz naturel en place cartographié correspond à moins de 50 m³ de volume par m² et lorsque la teneur en huile dépasse 2000 barils par million de pieds cubes de gaz). Seulement 27 819 kilomètres carrés (km²) de la zone totale de 108 244 km² évaluée par l’AER pour déterminer les ressources en place (ou 10 803 des 42 012 milles carrés des concessions comprises dans la zone d’étude) ont été inclus après que ces critères ont été appliqués (figure B1).

Figure B1 Zone d’étude de la formation schisteuse de Duvernay et zone d’étude évaluée

Source : Office et AGS

Modélisation des courbes de production et estimation des ressources

Voir l’annexe B du rapport de l’Office et de l’AGS sur les ressources.

Coûts de l’offre

Les coûts de l’offre de chaque concession, pour le pétrole brut, le gaz naturel et les LGN commercialisables, ont été estimés par la détermination des prix du pétrole brut et du gaz naturel^{Note de bas de page 11}requis pour qu’une mise en valeur typique puisse donner un taux de rendement de 10 % après que les coûts actuels nets ont été soustraits des revenus actuels nets. Les coûts de l’offre du gaz naturel ont été déterminés à l’aide d’une série de prix fixes du pétrole brut (de 50 $ CA/baril à 100 $ CA/baril par tranches de 10 $); ceux du pétrole brut ont été déterminés à l’aide d’une série de prix fixes du gaz naturel (de 2,00 $ CA/GJ à 4,50 $ CA/GJ par tranches de 0,50 $). Les prix du gaz naturel ont été établis hypothétiquement en $ CA/GJ au carrefour NIT^{Note de bas de page 12}, et ceux du pétrole brut, en $ CA/baril à Edmonton, pour le léger non corrosif. Tous les coûts étant exprimés en dollars canadiens, aucun taux de change n’a été utilisé. Tous les prix et les coûts exprimés sont en dollars de 2017.

La production commercialisable pour un puits de développement typique dans une concession a été évaluée de la même manière que les ressources estimatives ultimement récupérables, sauf que le tronçon horizontal du puits était de 2,5 km au lieu de 1,6 km. Les coûts de l’offre estimatifs du puits de développement pourraient donc être appliqués aux ressources estimatives ultimement récupérables de gaz naturel, pétrole brut et LGN commercialisables de la concession.

Les revenus mensuels tirés d’un puits de développement dans une concession ont été estimés à partir de ce qui suit :

• la teneur calorifique du gaz naturel commercialisable (y compris les LGN non récupérés) et de l’éthane commercialisable mensuellement;
• les volumes de LGN mensuels autres que l’éthane, indexés sur le cours du pétrole brut (40 % pour le propane, 70 % pour les butanes et 105 % pour les pentanes plus);
• le volume de pétrole brut mensuel, avec prime de 5 % sur le prix du pétrole brut en raison de la forte demande de condensats et de pétrole très léger devant servir de diluant dans l’Ouest canadien.

Les coûts d’un puits de développement dans chaque concession ont été déterminés en fonction de ce qui suit :

• Le coût en capital pour le forage et la complétion d’un puits dans une concession, selon la formule de calcul de la provision pour forage et complétion de puits (C*) du Modernized Royalty Framework (MRF) de l’Alberta. Pour chaque puits, on a supposé une profondeur verticale mesurée jusqu’à la partie supérieure de la formation de Duvernay dans la concession, un tronçon horizontal de 2,5 km et l’utilisation de 600 tonnes d’agent de soutènement.^{Note de bas de page 13} Le coût en capital incluait hypothétiquement le raccordement du puits à des gazoducs collecteurs locaux. Le coût en capital de la cessation d’exploitation du puits à la fin de sa vie productive (100 000 $) a également été inclus. Trois scénarios sur le coût des puits (d’après les coûts de 2015, 2016 et 2017 déclarés par le secteur) ont été utilisés pour déterminer comment des coûts en capital changeants peuvent modifier les coûts de l’offre, y compris la forme de la courbe du coût des ressources. Un autre scénario sur le coût futur des puits a été utilisé pour établir un modèle montrant comment les coûts de l’offre changent si le coût des puits continue à baisser.
  • le coût des puits de 2015 a été établi hypothétiquement à 125 % de la provision pour forage et complétion de puits (C*) estimée;
  • le coût des puits de 2016 a été établi hypothétiquement à 100 % de la provision pour forage et complétion de puits (C*) estimée;
  • le coût des puits de 2017 (ou le coût actuel) a été établi hypothétiquement à 80 % de la provision pour forage et complétion de puits (C*) estimée;
  • le coût des puits de 2018 (ou le coût futur si les gains d’efficacité opérationnelle des sociétés continuent d’augmenter) a été établi hypothétiquement à 64 % de la provision pour forage et complétion de puits (C*) estimée (20 % de moins que le coût des puits de 2017).
  • Pour cette étude, on suppose que le coût des puits de 2015 à 2018 ne varie pas en fonction des coûts de l’offre calculés ou des prix fixes du pétrole brut et du gaz naturel indiqués (c’est-à-dire qu’un puits économiquement marginal à 60 $ CA/baril de pétrole brut et 2,50 $ CA/GJ de gaz naturel coûterait la même chose que si le prix du pétrole brut était de 70 $ CA/baril et celui du gaz naturel, de 3,00 $ CA/GJ). En réalité, les prix plus élevés du pétrole brut et du gaz naturel font monter les coûts parce que l’activité augmente dans tout le secteur pétrolier et gazier. Le coût des puits et les coûts de l’offre connexes seraient donc vraisemblablement plus élevés que les valeurs estimatives pour certains prix du pétrole brut et du gaz naturel utilisés dans cette étude (p.ex., les prix du pétrole brut fixés à 100 $ CA/baril et les prix du gaz naturel fixés à 4,50 $ CA/GJ).
• Pas de droits pétroliers à verser parce que les droits de prospection ont été acquis en grande partie pour des zones prometteuses avant 2017 et ces coûts sont déjà irrécupérables.
• Pas de frais géologiques et géophysiques.
• Frais d’exploitation mensuels comprenant des coûts mensuels fixes de 2000 $/mois, plus des coûts variables de 0,85 $ par millier de pieds cubes (Mpi³) pour le gaz naturel brut et 7,00 $/baril pour le pétrole brut.
• Frais de transport mensuels de 0,25 $/GJ pour le gaz naturel commercialisable jusqu’au carrefour NIT et pour l’éthane jusqu’à Edmonton, et de 2 $/baril pour d’autres LGN et le pétrole brut jusqu’à Edmonton.
• Redevances mensuelles fixées dans le Modernized Royalty Framework (MRF) de l’Alberta, y compris les taux pour la période préalable au recouvrement de l’investissement, le recouvrement et l’échéance des redevances.^{Note de bas de page 14} Les taux pour le recouvrement et l’échéance des redevances sont basés sur la formule utilisée par le ministère albertain de l’Énergie pour calculer les redevances, qui tient compte des prix et des taux de production du pétrole brut et du gaz naturel. La provision pour forage et complétion de puits (C*), qui détermine le montant de revenus que peut tirer un producteur d’un puits avant la fin de la période préalable au recouvrement, a été estimée en fonction de la profondeur du puits, de la longueur du tronçon horizontal et de l’agent de soutènement utilisé (hypothétiquement 600 tonnes). La provision C* a ensuite été majorée de 25 % pour inclure l’Emerging Resources Program de l’Alberta, qui permet aux sociétés d’augmenter la provision C* de 50 % à 100 % pour la première tranche de15 % des puits forés dans une zone prometteuse.
• Montant mensuel de l’impôt des sociétés, fédéral (15 %) et provincial (12 %), incluant les déductions pour frais d’exploitation, frais de transport, redevances et taxes sur le carbone.
  • Les déductions comprennent les frais d’aménagement au Canada basés sur le coût en capital du puits.^{Note de bas de page 15}
• Une taxe ascenseur mensuelle sur le carbone a été appliquée au gaz naturel sec utilisé pour le traitement et le transport du gaz naturel [0,117 tonne d’équivalent en dioxyde de carbone par millier de pieds cubes (équivalent CO₂/Mpi³)]. Par contre, le gaz combustible pour les activités à l’emplacement du puits a été exclu parce que la taxe sur le carbone de l’Alberta ne s’y applique pas actuellement. La taxe sur le carbone a été appliquée aussi au pétrole brut et aux LGN acheminés par pipeline jusqu’à Edmonton (0,000414 kg d’équivalent CO₂/baril/km) en fonction de l’intensité estimative des gaz à effet de serre (GES) pour le transport du pétrole brut synthétique.^{Note de bas de page 16} La taxe sur le carbone a été fixée hypothétiquement à 20 $/tonne au départ pour atteindre graduellement un maximum de 50 $/tonne sur une période de 5 ans. Une taxe sur le carbone de 20 $/tonne a été ajoutée au coût en capital basé sur l’utilisation de 300 000 litres d’essence (2,31 kg CO₂/l) pour le forage et la complétion d’un puits, de même que sur le camionnage de l’équipement, le personnel, les fournitures et la gestion de l’eau de reflux.

Les hypothèses financières comprenaient ce qui suit :

• un taux de rendement de 10 %;
• un taux d'actualisation de 8 % (basé sur le coût en capital);
• des prix du pétrole et du gaz naturel constants, sans hausse de coût appliquée aux frais d’exploitation et de transport;
• pour déterminer les ressources estimatives ultimement récupérables, les puits cesseraient d’être exploités après 40 années de production;
• pas de frais généraux d’entreprise.

Date de modification :

2022-06-30