Source: https://www.aadnc-aandc.gc.ca/fra/1314983577776/1314983984416
Timestamp: 2020-04-07 13:25:15+00:00

Document:
ARCHIVÉE - Pétrole et gaz du Nord Rapport annuel 2010
auteur : Direction générale du pétrole et du gaz du Nord
QS-8509-110-FF-A1
Format PDF (592 KB, 34 Pages)
Tableau 1 : prix de pétrole et de gaz
Tableau 2 : ressources en pétrole et en gaz
Tableau 3 : disposition des terres en date du 31 décembre 2009
Tableau 6 : statistique sur le forage 2009
Tableau 9 : redevances
Message de l'honorable John Duncan, c.p., député,
L'exploration du potentiel des ressources pétrolières dans l'Arctique fait l'objet d'une attention croissante de la part de nos voisins de l'Arctique et sur le plan international. La question de la part de ces ressources dont bénéficiera le Canada est un facteur important dans la construction d'un avenir économique prometteur pour l'ensemble des Canadiens.
Le gouvernement travaille avec les résidants du Nord, les groupes autochtones et l'industrie pour renforcer les partenariats dans les activités d'exploration pétrolière et gazière, et ce, afin de mieux soutenir le développement du Nord, ainsi que la science et la recherche dans cette région. Nous continuons à consacrer plus de ressources et d'attention que jamais aux enjeux qui touchent le Nord et nous demeurons déterminés à l'aider à réaliser son immense potentiel.
L'intérêt envers l'exploration pétrolière et gazière va en grandissant. En 2010, la reprise des demandes de permis de prospection en réaction aux appels de candidatures et appels d'offres pour la partie centrale et le delta du Mackenzie et la mer de Beaufort a permis de constater le regain d'énergie de l'industrie. L'Office national de l'énergie a également approuvé les demandes liées à la construction et à l'exploitation du projet gazier Mackenzie. Cette décision marque une étape clé du projet. Dans son rapport de décision, l'Office remarque que « le projet contribuerait à forger des collectivités fortes et autonomes qui continuent de s'occuper de la terre et des gens du Nord. Cela rejaillirait sur l'ensemble des Canadiens. »
Le développement doit également avoir lieu de manière équilibrée et dans une optique où l'environnement est une priorité. Au cours de la dernière année, on a été davantage sensibilisé aux risques découlant du forage en mer. À cet égard, le gouvernement du Canada continue à soutenir les entreprises qui prévoient la prise de bonnes décisions environnementales. En 2010, le ministère a lancé le partenariat de l'évaluation environnementale régionale de Beaufort. L'évaluation permettra de mener des recherches environnementales et socioéconomiques afin que le Canada soit en mesure de prendre des décisions éclairées concernant la réglementation d'éventuelles activités pétrolières et gazières.
Dans le cadre de la Stratégie pour le Nord, le gouvernement procède actuellement à la modernisation des systèmes de réglementation dans le Nord tout en favorisant le développement économique et social de la région et en y renforçant la gérance environnementale.
C'est avec plaisir que je dépose au Parlement le rapport annuel sur l'administration des terres pétrolifères et gazifères des Territoires du Nord-Ouest, du Nunavut et des mers du Nord pour l'année se terminant le 31 décembre 2010, comme le prévoit l'article 109 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures. Je vous invite à consulter le rapport pour obtenir davantage de renseignements sur l'exploration pétrolière et gazière au Canada et sur la mise en valeur de ces ressources au cours de la dernière année.
Terres domaniales [Note 1] relevant de la compétence administrative du ministre des Affaires Indiennes et du Nord Canadien
L'exploration pour les ressources en pétrole et en gaz naturel classiques demeure une composante importante des investissements du secteur pétrolier en Amérique du Nord malgré la croissance rapide de la production à partir de sources non classiques, telles que les sables bitumineux et les gaz de schiste. Au Canada, la production de pétrole léger représente encore le tiers de la production totale des provinces de l'Ouest et tout le pétrole produit en zone extracôtière dans le Nord et sur la côte Est provient de sources classiques. Bien que l'on reconnaisse le potentiel de croissance du gaz de schiste au Canada, la production gazière de l'Ouest continue de décliner et la croissance future prévue à partir de sources non classiques sera tributaire d'un prix de gaz plus lucratif.
Après les faibles investissements dans l'exploration et le forage au Canada en 2009, l'industrie a quelque peu repris son essor en 2010. En particulier, le forage pétrolier a connu une augmentation soutenue, alors que l'activité de forage gazier est demeurée faible. On attend encore la reprise de l'activité de forage dans le Nord.
Le secteur canadien des ressources intéresse encore les investisseurs. La perspective de trouver de grands champs extracôtiers de pétrole classique dans l'Arctique peut être un aspect intéressant du Canada du point de vue international.
L'explosion du puits Macondo de BP dans le golfe du Mexique le 20 avril 2010 a attiré l'attention sur les opérations extracôtières en eaux profondes à l'échelle de la planète et a mis en évidence les défis que posent la prévention de tels accidents et les interventions visant à les résoudre. Au Canada, l'Office national de l'énergie entreprend actuellement une revue publique des exigences relatives à la sécurité et à l'environnement pour les forages extracôtiers dans l'Arctique. Cette revue aura une incidence sur le forage effectué en vertu de permis de prospection délivré pour la mer de Beaufort et ailleurs dans la zone extracôtière de l'Arctique.
L'investissement de l'industrie dans le Nord, comme l'a démontré l'augmentation des demandes de permis de prospection et par les niveaux d'activité dans le secteur de l'exploration est partiellement tributaire du prix des matières premières. L'année 2010 s'est caractérisée par le maintien de la divergence entre les prix du pétrole et du gaz naturel. Le prix du pétrole s'est maintenu à un niveau relativement élevé et il était à la hausse vers la fin de l'année.
Par ailleurs, le prix du gaz naturel du Canada a baissé de 24 % au cours de l'année et il est passé d'une moyenne de 4,07 $/GJ en 2009 à 3,81 $/GJ en 2010 (voir tableau 1). Au début de 2010, le prix du gaz a augmenté en raison de l'augmentation de la demande liée au chauffage en hiver, mais il a ensuite baissé pendant le reste de l'année. Les principales raisons de la baisse des prix en Amérique du Nord sont l'augmentation de l'offre en raison de la production de gaz de schiste et des niveaux élevés des stocks de gaz naturel.
Pétrole - $CAN/m3
(prix moyen à Edmonton) 469,53 540,99 508,78
Gaz - $CAN/GJ
(prix moyen AECO marché intérieur) 4,16 3,62 3,81
L'investissement pour l'exploration pétrolière dans l'ouest de l'Arctique a été affecté par des délais concernant le projet proposé de gazoduc dans la région du Mackenzie et les projets de développement de champs dans le delta du Mackenzie. À cet égard, l'approbation par l'Office national de l'énergie vers la fin de l'année a été un signal positif attendu par les entreprises ayant des ressources découvertes qui demeurent bloquées dans le delta et la partie centrale de la vallée du Mackenzie.
Après une période de ralentissement de la délivrance des permis en 2009, l'année 2010 a connu une reprise des demandes de permis de prospection en réaction aux appels de désignations et appels d'offres pour la partie centrale de la vallée du Mackenzie et la mer de Beaufort & le delta du Mackenzie. Les compagnies pétrolières se sont engagées dans des dépenses totalisant 110 986 588 $ pour six nouveaux permis de prospection. MGM Energy a acquis quatre permis couvrant 290 537 ha pour l'exploration terrestre dans le delta du Mackenzie; Chevron a acquis un permis de prospection en eaux profondes couvrant 205 949 ha en mer de Beaufort et MGM a acquis un autre permis dans la région des collines Colville dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie.
Bien qu'aucun puits d'exploration n'ait été foré dans le Nord en 2010, six puits de développement ont été forés dans le champ des collines Cameron, dans le sud des Territoires du Nord-Ouest, pour un total de 7 706,5 m.
Seulement deux compagnies ont mis en œuvre un programme géophysique en 2010. Une étude sur terre a été achevée au début de l'année dans le district de Tulita de la partie centrale de la vallée du Mackenzie et deux campagnes de levés sismiques ont eu lieu en mer de Beaufort, parmi les trois programmes autorisés, pendant la saison des eaux libres à la fin de l'été et au début de l'automne. On a alors acquis des données sismiques 2D couvrant 6 165 km2.
Productions pétrolière et gazière
Trois champs ont produit du gaz et du pétrole en 2010 : le champ pétrolifère Norman Wells dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie, le champ gazier Ikhil dans le delta du Mackenzie et le champ des collines Cameron au sud-ouest de Hay River, dans le sud des Territoires du Nord-Ouest. La production totale de gaz naturel en 2010 a été de 178,5 x 106 m3 (6,3 milliards de pieds cubes), soit une baisse de 7,2% par rapport à l'année précédente. La production totale de pétrole en 2010 a été de 872,1 x 103 m3 (5,5 millions de barils), une baisse de 3,2% comparativement à 2009.
Les redevances perçues pendant l'année 2010 pour les productions pétrolières et gazières dans les terres domaniales du Nord ont représenté 15 762 287 $. Cette diminution de 16% était largement due au déclin de la production.
Le 20 août 2010, le gouvernement du Canada a annoncé son projet de financement de l'Évaluation environnementale régionale de Beaufort (BREA), une initiative multipartite visant à financer la recherche environnementale et socioéconomique régionale pour guider la gestion future de la mer de Beaufort et la réglementation des activités extracôtières.
Faits saillants du domaine scientifique
En décembre 2010, le Canada a été l'hôte du deuxième Forum de recherche Canada-É.U. sur le pétrole et le gaz dans le Nord qui a eu lieu à Calgary. Ce forum a regroupé 250 participants appartenant à divers domaines et d'autres parties intéressées, dont des représentants de groupes autochtones du Nord, afin de discuter de recherches pertinentes pour la gestion des activités pétrolières et gazières.
Le 16 décembre 2010, l'Office national de l'énergie a approuvé les demandes de construction et d'exploitation du Projet gazier du Mackenzie. Ce projet porte sur un pipeline de 1 196 km, trois champs gaziers sur terre dans le delta du Mackenzie et un pipeline de 457 km qui transportera le gaz naturel liquéfié d'Inuvik jusqu'au terminal Nord de l'oléoduc existant de Norman Wells. Le pipeline de la vallée du Mackenzie sera construit de la mer de Beaufort jusqu'en Alberta et il est conçu pour transporter 34,3 x 106 m3 (1,2 milliard de pieds cubes) de gaz naturel par jour.
Histoire de l'exploitation dans le nord
L'exploration pétrolière et gazière a commencé il y a fort longtemps dans le Nord canadien : elle remonte à la découverte d'un puits de pétrole foré à Norman Wells, en 1920. À la fin des années 1940 et 1950, l'exploration s'est intensifiée dans le Sud des Territoires du Nord-Ouest, et elle s'est poursuivie dans tout le Nord canadien, de 1960 à 1985, activement stimulée par le « choc pétrolier » de 1974 et des préoccupations liées à l'approvisionnement national.
Au milieu des années 1980, on a assisté au développement plus poussé du champ pétrolifère Norman Wells dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie et à la construction d'un pipeline reliant le champ Norman Wells au nord de l'Alberta. Norman Wells est le champ pétrolifère le plus nordique du Canada et il demeure très productif.
L'engouement actuel pour le Nord canadien date du milieu des années 1990. L'exploration pétrolière et gazière dans le Nord canadien et les investissements dans ce secteur ont pris de l'ampleur en 1995, avec l'octroi par la Couronne de nouveaux permis de prospection dans le sud des Territoires du Nord-Ouest, puis peu de temps après, dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie. En 1999 et en 2000, des entreprises ont acquis des droits sur la majeure partie du delta du Mackenzie et les régions marines adjacentes. Ceci a stimulé un regain des activités d'exploration au cours des dix dernières années, les entreprises cherchant à respecter les engagements de forage stipulés dans leurs permis. En 2007 et 2008, cet intérêt s'est porté sur des zones en eaux plus profondes à l'extérieur du plateau continental, au centre de la mer de Beaufort, tendance qui s'est renforcée en 2010 avec l'octroi d'un troisième permis de prospection en eaux profondes.
Les activités du secteur pétrolier qui ont suivi la délivrance de nouveaux permis de prospection sur les terres de la Couronne (et sur des terres privées adjacentes appartenant aux Autochtones et dont les droits de prospection sont octroyés par des organismes autochtones) a généré divers bénéfices pour les économies locales et régionales, y compris en formation, en emploi et en affaire; reflétant le potentiel du pétrole et du gaz comme moteur de l'économie du Nord.
L'exploration pétrolière dans le nord du Canada a aussi été un important stimulus pour la science et les progrès de la technologie pour le Nord. Plusieurs programmes de recherche couvrant plusieurs décennies ont amélioré la compréhension des compagnies et des responsables de la réglementation en ce qui concerne les défis et la sensibilité de l'environnement nordique. À mesure que les connaissances progressent, il est possible de tenir des activités de manière plus sécuritaire et de réduire les impacts potentiels sur l'environnement.
Les ressources en pétrole et en gaz du Nord canadien représentent environ 33% des ressources restantes de gaz naturel du Canada récupérables de manière classique et 35% du pétrole brut léger restant récupérable. À mesure que la production classique décline dans l'Ouest du Canada, ces pourcentages augmentent.
Bien que près de 90% du gaz naturel produit au Canada l'est à partir de gisements de gaz naturel classiques, les nouvelles activités de développement se tournent de plus en plus vers le gaz provenant de formations de schiste ou à faible perméabilité. Par contre, la récupération des gaz non classiques exige une technologie coûteuse et le développement intensif connexe soulève un ensemble de questions environnementales. Les grands gisements de gaz classiques demeurent intéressants sur le plan économique et le potentiel de tels gisements se trouve dans le Nord canadien.
Dans le même ordre d'idée, alors que la production pétrolière du Canada augmente en raison de la croissance de l'exploitation des sables bitumineux, l'exploration visant la découverte de pétrole classique est aussi attrayante en raison des prix actuels. La probabilité que l'on découvre de grands gisements de pétrole dans le Nord, sur terre et en zone extracôtière arctique continue d'attiser l'intérêt.
Dans le tableau 2, on donne les estimations par région. Ce sont des estimations moyennes de ressources potentielles obtenues au moyen de méthodes probabilistes avec des données clairsemées. Il reste des incertitudes importantes sur les ressources potentielles de la plupart des bassins pétrolifères du Nord canadien, en particulier pour des scénarios d'exploration conceptuels qui doivent encore être prouvés au moyen de forages. Ceci étant dit, les résultats des études géologiques régionales et le succès de l'exploration dans des secteurs comparables ailleurs dans la région circumpolaire soutiennent la confiance dans le fait que les évaluations du potentiel seraient fondées sur des inférences fiables.
Les plus accessibles parmi ces ressources potentielles se trouvent entre la frontière avec les provinces, à 60° de latitude nord, et la mer de Beaufort, dans un vaste corridor entre les montagnes Rocheuses et le Bouclier canadien, et comprend la bordure nord du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. On estime que l'Arctique de l'Ouest, qui comprend une grande partie des Territoires du Nord Ouest et la région marine adjacente de l'Arctique, renferme plus de la moitié du pétrole récupérable du Nord canadien, la plus importante contribution potentielle de ces ressources se trouvant dans le bassin de Beaufort-Mackenzie.
Dans la région du delta du Mackenzie, la mise en valeur des gisements majeurs de Taglu et du lac Parsons ainsi que du grand gisement de Niglintgak est proposée dans le cadre du projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie. Les promoteurs du projet évaluent les ressources combinées de ces gisements à 161 x 109 m3 (5,7 billions de pieds cubes).
Les champs gazifères découverts dans les collines Colville de la partie centrale de la vallée du Mackenzie pourraient être reliés au futur système de gazoduc de la vallée du Mackenzie au moyen d'un court pipeline latéral. La partie centrale de la vallée du Mackenzie détient aussi un potentiel considérable de découvertes de pétrole. Le déclin de la production du principal champ pétrolifère de Norman Wells libère de la capacité sur l'oléoduc actuel d'Enbridge vers l'Alberta. Les nouvelles découvertes à proximité seraient proches de ces installations existantes.
Les volumes de gaz découverts dans les îles arctiques du Nunavut (au nord de la latitude 75) sont comparables à ceux de la région du delta du Mackenzie/mer de Beaufort. Le bassin le plus prometteur est le bassin Sverdrup dans lequel les découvertes passées comprennent des champs gaziers importants voisins de Drake Point et Hecla, avec des ressources combinées estimées à 257 x 109 m3 (9,1 billions de pieds cubes). Des découvertes importantes de pétrole ainsi que des ressources potentielles, toujours non explorées, en pétrole et en gaz sont également possibles dans cette vaste région à la géologie variée.
Dans de grandes parties du Nord, aucun forage n'a jusqu'à présent été effectué. Parmi celles-ci, on retrouve le plateau continental arctique, des zones en eaux profondes du plateau et de la pente continentale de Beaufort, la plus grande partie de la baie de Baffin et du détroit de Lancaster. Dans ces régions, le potentiel de pétrole et de gaz reste largement conceptuel bien que des études effectuées dans la région confirment un grand potentiel de gaz et de pétrole. En 2010, de nouveaux forages effectués au large du Groenland ont démontré la croissance de l'intérêt international de la région de la baie de Baffin.
Les hydrocarbures d'origine non conventionnelle dans le Nord présentent un intérêt futur potentiel. Parmi ceux-ci, on retrouve un potentiel de gaz de schiste et l'huile de schiste dans la vallée du Mackenzie et des accumulations d'hydrates de méthane sous le delta du Mackenzie. En particulier, le potentiel de gaz de schiste du prolongement nord du bassin de Horn River dans le sud des Territoires du Nord-Ouest doit encore être ajouté aux estimations de ressources potentielles de gaz : l'activité croissante en Colombie-Britannique aidera à définir le potentiel d'unités de schiste comparables au nord du 60e parallèle, en temps voulu.
Tableau 2: ressources en pétrole et en gaz
Ressources potentielles ultimes
Territoires du Nord-Ouest et zone extracôtiere 187,9 1182,5 799,7 5032,6 987,6 6215,0
Nunavut et zone extracôtiere 51,3 322,9 371,8 2339,4 423,1 2662,3,0
Yukon et zone extracôtière 62,5 393,8 412,7 2596,8 475,2 2990,6
Total 301,7 1899,1 1584,1 9968,8 1885,9 11,867,9
Territoires du Nord-Ouest et zone extracôtiere 457,6 16,2 1542,2 54,8 1999,8 71,0
Nunavut et zone extracôtiere 449,7 16,0 1191,9 42,3 1641,6 58,3
Yukon et zone extracôtière 4,5 0,2 486,6 17,3 491,1 17,4
Total 911,8 32,4 3220,7 114,3 4132,6 146,7
MMbbl – million de barils (de pétrole); Bpc – billion de pieds cubes (de gaz naturel).
Ressources « récupérables » : des facteurs standards de récupération ont été appliqués.
Les chiffres peuvent ne pas s'ajouter avec précision car ils ont été arrondis.
Adapté du tableau présenté dans le document « Drummond, K. J. 2009, Northern Canada - Distribution of Ultimate Oil and Gas Resources » , 60 pp. Compilation et intégration de plusieurs sources publiées. Les ressources réelles sur le terrain peuvent avoir été sous-estimées ou surestimées. Les volumes et la distribution doivent être considérés approximatifs et ils reflètent l'opinion du consultant.
La région extracôtière de l'Arctique comprend les zones marines au large du Yukon et des Territoires du Nord-Ouest dans la mer de Beaufort, ainsi que la région extracôtière du Nunavut dans le Haut-Arctique et l'Arctique de l'est. Les ressources du Yukon ne sont pas prises en compte. L'affectation des zones extracôtières par le consultant est basée sur l'extrapolation des frontières en zones extracôtières entre les territoires et elle ne reflète en rien quelque position que ce soit du gouvernement du Canada.
Veuillez noter que les volumes de gaz découverts ne tiennent pas compte des estimations faites pour les découvertes récentes (à Ellice I-48, Olivier H-01, Langley K-30, Langley E-07, Kurk M-15 et Ellice J-27 dans le delta du Mackenzie et Summit Creek B-44, Stewart D-57, Lac Maunoir C-34 et Nogha C-49 dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie).
Le ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien fournit annuellement à l'industrie l'occasion d'obtenir des droits de prospection dans les Territoires du Nord-Ouest, au Nunavut et au large des côtes dans le Nord canadien. Ces droits d'exploration (permis de prospection) sont délivrés conformément à la Loi fédérale sur les hydrocarbures . Les cartes montant la disposition des droits pétrolier et gaziers actuels sont disponibles.
Conformément aux dispositions des ententes sur le règlement des revendications territoriales, l'appui des communautés et des organismes autochtones au sujet des conditions et des clauses d'attribution des droits et d'autres questions sont discutés avant l'attribution de ces droits. Dans le même ordre d'idée, le Ministère incite les gouvernements des territoires et les organisations fédérales d'experts à obtenir des renseignements à jour sur les vulnérabilités de l'environnement. Après examen des réponses reçues, les régions ouvertes à l'exploration peuvent être ajustées d'une année à l'autre.
L'appel de désignation permet à l'industrie la possibilité de préciser les parcelles de terre qu'elle souhaiterait voir inscrites dans un appel d'offres subséquent. Bien qu'il n'y ait pas de durée prescrite pour un appel de désignation, l'appel d'offres demeurera en vigueur pour la durée obligatoire minimal de 120 jours et sont publiées dans la Partie I de la Gazette du Canada .
Des droits de prospection sont attribués suite à un processus ouvert et compétitif. Un seul critère d'évaluation de la soumission, actuellement les dépenses prévues en exploration sur les terres en question (offre d'exécution des travaux), est utilisé pour déterminer le soumissionnaire retenu, auquel sera attribué un permis de prospection d'une durée maximale de neuf ans, divisée en deux périodes. Le soumissionnaire retenu est supposé dépenser une somme correspondante aux travaux proposés pendant la première période du permis et doit forer un puits au cours de la première période pour pouvoir prolonger le permis dans la deuxième période.
Pour qu'une offre soit considérée, le soumissionnaire doit acquitter les frais de délivrance de permis de 250 $ par étendue quadrillée ou portion de celle-ci, et soumettre le dépôt de soumission de 10 000 $ pour chaque parcelle visée. Dans les 15 jours ouvrables suivant la publication des soumissions gagnantes, le soumissionnaire retenu devra déposer l'équivalent de 25% de l'offre d'exécution des travaux (le dépôt de garantie d'exécution) comme garantie d'exécution des travaux. Après réception du dépôt de garantie d'exécution, le dépôt de soumission est remis au soumissionnaire. Le défaut d'effectuer le dépôt de garantie d'exécution pour garantir la réalisation des travaux entrainera l'annulation de la soumission, la confiscation du dépôt de soumission et le rejet de l'offre. Le cas échéant, le ministre peut, s'il l'estime nécessaire, octroyer le permis de prospection au deuxième soumissionnaire le plus offrant, sans recouvrir à un autre appel d'offres.
Le dépôt de garantie d'exécution est remboursé à mesure que le titulaire du permis remplit ses engagements d'exécution de travaux en faisant approuver ses dépenses admissibles. Reconnaissant l'évolution de l'industrie et des pratiques administratives, le Ministère a modifié les Notes d'orientation sur la réclamation des dépenses admissibles en conséquence. Les Notes d'orientation révisées ont été publiée en décembre 2010 sur le site Web d'Affaires indiennes et du Nord Canada.
En janvier 2010, deux demandes de désignations se sont terminées. Cinq parcelles dans la mer de Beaufort et le delta du Mackenzie et une parcelle dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie. Toutes les parcelles désignées ont été incluses dans des appels d'offres subséquents, qui ont été publiés le 6 mars 2010 et se sont terminés le 6 juillet 2010. Les appels d'offres visant la mer de Beaufort et le delta du Mackenzie ont donné lieu à la délivrance de cinq permis de prospection (EL456 à EL460) qui représentaient une somme totale de 108 986 599 $ en engagements d'exécution des travaux et couvraient 496 483 ha. L'appel d'offres visant la partie centrale de la vallée du Mackenzie a mené à la délivrance d'un permis de prospection (EL455) couvrant 80 240 ha et a fourni un engagement d'exécution des travaux de 1 699 989 $.
La demande de désignations visant l'Archipel arctique du Nunavut s'est terminée en février 2010. L'industrie n'a pas répondu à cette demande de désignations et aucun appel d'offres n'a donc été publié pour cette région.
En décembre 2010, deux demandes de désignations ont été lancées pour le delta du Mackenzie/mer de Beaufort et la partie centrale de la vallée du Mackenzie, les deux se terminant le 1er février 2011. Des préparatifs étaient également en cours pour une demande de désignations dans l'Archipel arctique du Nunavut, prévue 2011.
Attribution et cessation de permis en 2010
En octobre 2010, six nouveaux permis de prospections, entrant en vigueur le 5 janvier 2011, ont été émis suite aux appels d'offres. Cinq des nouveaux permis ont été délivrés suite à l'appel d'offres pour la mer de Beaufort et le delta du Mackenzie : EL456, EL457, EL458 et EL459 dans le delta du Mackenzie à MGM Energy Corp. et EL460 dans la mer de Beaufort à Chevron Canada Limited. L'autre nouveau permis, EL455, a été délivré à MGM Energy Corp. et est situé dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie.
Aucune attestation de découverte importante ou licence de production n'a été délivrée en 2010.
Sept titres ont pris fin en 2010, soit parce qu'ils arrivaient à échéance, soit par abandon. Cinq titres ont échus; deux permis de prospection, EL413 (Kodiak Energy Inc.) et EL425 (Suncor Energy Inc.), une licence de production, PL01 (Suncor Energy Inc) et deux anciens droits [Note 2], 411-68 et 442-R-68, tous deux détenus par Devon Canada Corporation. EL423 (Husky Oil Operations Limited) et EL427 (MGM Energy Corp.) ont été abandonnés.
Aucune déclaration de découverte importante ou déclaration de découverte exploitable n'a été publiée par l'Office national de l'énergie au cours de 2010 en vertu des articles 28(2) et 35(2) de la Loi fédérale sur les hydrocarbures. Aucune nouvelle demande d'approbation de plan de développement n'a été reçue.
Archipel arctic 0 332 882 0 0 332 882
Baie d'Hudson 2 0 0 0 126 376 126 376
Mer de Beaufort 1 892 144 205 636 0 0 2 097 780
Delta du Mackenzie 56 624 134 109 3 423 0 211 578
Partie centrale de la vallée du Mackenzie 985 561 52 725 0 654 1 038 286
Sud de Territoires du Nord-Ouest 0 65 729 32 842 24 315 122 886
Total 2 934 329 802 265 36 265 1 013 845 4 786 704
Archipel arctic 0 20 0 0 20
Mer de Beaufort 11 39 0 0 50
Delta du Mackenzie 1 37 2 0 40
Partie centrale de la vallée du Mackenzie 12 11 0 6 29
Sud de Territoires du Nord-Ouest 0 31 21 9 61
Total 24 139 23 53 239
1 Permis et/ou baux émis en vertu de régimes législatifs précédents, conformément à l'article 112(2) de la Loi fédérale sur les hydrocarbures .
2 Les permis de la Baie d'Hudson situés dans la zone extracôtière sont sous la juridiction de Ressources naturelles Canada alors que ceux situés dan la zone infracôtière sont sous la juridiction d'Affaires Indiennes et du Nord Canadien.
Le tableau 4 donne les permis de prospection actifs en 2010
Tableau 4: permis de prospection
Puits doit être foré avant le 5
prévues dans la soumission ($)
EL317 2 175 810 Talisman Energy Inc. 05-oct-1986 N/A N/A
EL329 2 349 981 BP Canada Energy Resources Company 05-sept-1987 N/A N/A
EL427-A 4 73 608 MGM Energy Corp 20-sept-2004 14-août-2005 X 14-août-2009 151 758 288 3
EL427-B 4 18 912 MGM Energy Corp 20-sept-2004 13-mai-2007 X 13-mai-2011
EL427-C 4 54 829 MGM Energy Corp 20-sept-2004 07-juin-2009 X 07-juin-2013
EL434 56 624 MGM Energy Corp. 03-mai-2006 02-mai-2011 02-mai-2015 40 169 000
EL435 99 942 Shell Canada Limited 03-mai-2006 02-mai-2011 02-mai-2015 11 552 332
EL446 205 321 Imperial Oil Resources Ventures Limited 01-oct-2007 30-sept-2012 30-sept-2016 585 000 000
EL447 103 711 ConocoPhillips Canada Resources Corp. 01-sept-2007 31-août-2012 31 août-2016 12 084 131
EL448 108 185 Chevron Canada Limited 31-déc-2007 30-déc-2012 30-déc-2016 1 010 100
EL449 202 380 Imperial Oil Resources Ventures Limited 01-déc-2008 30-nov-2013 30-nov-2017 1 180 100 000
EL450 41 323 MGM Energy Corp. 03-juin-2008 02-juin-2013 02-juin-2017 1 754 636
EL451 205 359 BP Exploration Company Ltd. 01-déc-2008 30-nov-2013 30-nov-2017 15 100 000
EL452 196 497 ConocoPhillips Canada Resources Corp. 01-déc-2008 30-nov-2013 30-nov-2017 2 543 896
EL453 203 635 BP Exploration Company Ltd. 01-déc-2008 30-nov-2013 30-nov-2017 1 100 000
EL456 73 391 MGM Energy Corp. 05-jan-2011 04-jan-2016 04-jan-2020 1 697 000
EL457 67 284 MGM Energy Corp. 05-jan-2011 04-jan-2016 04-jan-2020 1 530 000
EL458 75 244 MGM Energy Corp. 05-jan-2011 04-jan-2016 04-jan-2020 1 299 600
EL459 74 618 MGM Energy Corp. 05-jan-2011 04-jan-2016 04-jan-2020 1 160 000
EL460 205 946 Chevron Canada Limited 05-jan-2011 04-jan-2016 04-jan-2020 103 300 000
EL413 4 80 464 Kodiak Energy Inc. 18-sept-2001 17-sept-2005 X 17-sept-2010 2 000 000
EL423 4 90 632 Husky Oil Operations Limited 08-juin-2004 07-juin-2008 X 07-juin-2012 24 800 000
EL425 4 26 198 Suncor Energy Inc. 08-juin-2004 07-juin-2010 07-juin-2013 22 000 000
EL431 78 516 Suncor Energy Inc. 18-mai-2005 17-mai-2011 17-mai-2014 2 787 792
EL436 84 353 Talisman Energy Inc. 10-mai-2006 09-mai-2011 09-mai-2015 12 150 000
EL437 85 993 Talisman Energy Inc. 10-mai-2006 09-mai-2011 09-mai-2015 32 775 000
EL438 87 183 Talisman Energy Inc. 10-mai-2006 09-mai-2011 09-mai-2015 3 850 000
EL439 82 820 Talisman Energy Inc. 10-mai-2006 09-mai-2011 09-mai-2015 5 125 000
EL440 87 872 MGM Energy Corp. 10-mai-2006 09-mai-2011 09-mai-2015 6 300 000
EL441 88 452 Husky Oil Operations Limited 10-mai-2006 09-mai-2011 09-mai-2015 10 500 000
EL442 63 312 MGM Energy Corp. 10-mai-2007 09-mai-2012 09-mai-2016 8 260 000
EL443 91 116 Husky Oil Operations Limited 10-mai-2007 09-mai-2012 09-mai-2016 4 888 888
EL444 74 604 BG International Limited 10-mai-2007 09-mai-2012 09-mai-2016 1 100 000
EL445 79 240 BG International Limited 10-mai-2007 09-mai-2012 09-mai-2016 1 100 000
EL454 82 100 MGM Energy Corp. 01-déc-2008 30-nov-2013 30-nov-2017 5 487 626
EL455 80 240 MGM Energy Corp. 05-jan-2011 04-jan-2016 04-jan-2020 1 699 990
Soumissions de travail arrondies au dollar près.
1 Représentants au 31 décembre 2010.
2 En vertu d'ordres décret d'interdiction des travaux conformément à l'article 12(1) de la Loi fédérale sur les hydrocarbures .
3 Consolidation en vertu de l'article 25(3) de la Loi fédérale sur les hydrocarbures (Veuillez noter que pour les permis consolidés, un puits peut ne pas être suffisant pour détenir toutes les terres du permis, selon les clauses et les conditions).
4 Permis a expiré ou a été abandonné au cours de 2010.
5 En vertu du permis original, la première période peut être prolongée au moyen de dépôts de forage ou de modifications apportées au permis.
X Exigence sur le puits satisfaite à la fin de l'année. Le forage d'un puits exploratoire ou de délimitation avant la fin de la première période du terme constitue une condition pour l'obtention de la deuxième période.
Le dépôt de garantie d'exécution requis pour la première période et les loyers de la deuxième période sont remboursables lorsque les travaux sont achevés et que les dépenses admissibles pour les travaux effectués en vertu du permis ont été approuvées.
Au cours de la première période, 25% d'une offre d'exécution des travaux sont retenus en dépôt, et 1 $ sera remboursé pour chaque tranche de 4 $ de dépense admissible. Si le montant des dépenses de la première période n'atteint pas le montant de l'offre d'exécution des travaux, le résidu du dépôt est confisqué. Si l'on n'a pas foré de puits à la fin de la première période , cela entraîne l'annulation du permis de prospection. Par conséquent, les terres reviennent à la Couronne comme réserves de la Couronne.
Si, dans le cadre d'un permis de prospection, un puits d'exploration ou de délimitation a été foré bien avant la fin de la première période et que l'on arrive à la deuxième période, des loyers sont exigibles et doivent être payés intégralement et annuellement avant la date d'anniversaire de l'entrée en vigueur du permis. Les tarifs suivants par hectare s'appliquent : 1ère année, 3,00 $; 2ème année, 5,50 $; 3ème et 4ème années, 8,00 $. Les loyers sont remboursés à raison de 1 $ pour chaque dollar de dépense admissible. Si les dépenses effectuées pendant la deuxième période n'atteignent pas le montant du loyer, le résidu des loyers est confisqué.
En date du 31 décembre 2010, les dépôts conservés à titre de dépôt de garantie d'exécution des travaux et de loyers totalisaient 522 154 489 $ pour l'ensemble des permis de prospection.
Tableau 5: recettes tirées de l'administration des intérêts ($)
Loyers non remboursables (anciens baux) 1 62 749 62 749 62 749 62 749 61 127
Frais2 19 891 26 998 30 762 5 467 16 872
Confiscations3 0 1 290 404 22 174 929 2 054 238 770 372
Total 82 640 1 380 151 22 268 440 2 122 454 848 371
1 Ces concessions étaient émises en vertu du Règlement sur les terres pétrolifères et gazifères du Canada et sont restées en vigueur en vertu de l'article 114 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures .
2 Frais de délivrance et droit exigible pour un service (article 15 du Règlement sur l'enregistrement des titres relatifs aux terres domaniales ).
3 Les dépôts de garantie qui n'ont pas été compensés par des dépenses dans la première ou la deuxième période d'un permis de prospection.
*Ajustements aux recettes, correction du codage financier.
L'article 5.2 de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et l'article 21 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures exigent qu'un Plan de retombées économiques soit approuvé par le ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien avant que tout travail ou toute activité liés au pétrole et au gaz ne puisse être autorisé ou qu'un plan de développement portant sur un gisement ou un champ dans la zone extracôtière des Territoires du Nord-Ouest, du Nunavut et de l'Arctique dans l'aire de responsabilité administrative du ministre soit approuvé [Note 3].
Dans un plan de retombées économiques, une entreprise proposant une activité pétrolière et gazière ou un développement doit décrire les principes, les stratégies et les procédures qui garantissent que les Canadiens et les entreprises canadiennes se voient offrir une opportunité juste et équitable de participer au projet. Le ministère requiert qu'une entreprise soumette un rapport sur les résultats de la mise en œuvre de son plan de retombées économiques. On encourage les entreprises à favoriser le recours à des Autochtones du Nord ou à d'autres résidents du Nord et entreprises locales.
Cette année, les travaux d'abandon et de restauration effectués dans plusieurs puits de la partie centrale de la vallée du Mackenzie et un programme sismique près de Tulita ont fourni de l'emploi et des avantages commerciaux à plusieurs communautés locales. Dans la partie sud de la vallée du Mackenzie, les activités courantes de maintenance, de forage et de productions pétrolières et gazières dans le champ des collines Cameron ont continué de profiter aux économies locale et régionale. Des programmes d'acquisition de données sismiques qui se sont déroulés en zone extracôtière ont été l'occasion de fournir de la formation et de l'emploi pour la main-d'œuvre de la région et, pour les entreprises locales et régionales, de fournir des biens et des services.
Dans le cadre du processus annuel menant aux demandes de désignation, les groupes autochtones du Nord sont avisés de l'intention du ministre d'ouvrir des terres et ont l'occasion de déterminer les zones à l'environnement sensible et celles ayant un intérêt spécial pour des raisons culturelles. Ce processus permet de discuter des préoccupations qui peuvent être soulevées par les activités ayant trait au pétrole ou au gaz résultant de l'émission de permis de prospection.
Affaires indiennes et du Nord Canada sollicite aussi l'opinion de groupes d'experts des gouvernements territoriaux et d'autres ministères fédéraux sur les demandes proposées, travaillant avec les ministères responsables de la planification et de la gestion des zones protégées, comme les zones marines protégées, les sanctuaires de migration des oiseaux et la stratégie des régions protégées de la vallée du Mackenzie, afin de s'assurer que les diverses initiatives de gestion des terres sont intégrées. Toutes les suggestions, ainsi que les plans d'utilisation des terres du Nord comme le plan d'utilisation des terres Gwich'in et l'ébauche du plan d'utilisation des terres Sahtu, sont utilisées lors de l'élaboration de la zone de demandes, des cartes et d'autres documents. Dans la convention définitive des Inuvialuit, les plans communautaires de conservation régissent la planification des opérations.
Les considérations environnementales et l'apport des groupes autochtones du Nord sont importants pour la conception et la mise en œuvre des initiatives d'émission de droits pétroliers du ministère. Ils servent à alerter l'industrie d'inquiétudes potentielles qui peuvent devoir être traitées quand des entreprises exercent ultérieurement leurs permis d'utilisation des terres, leurs permis d'eau et leurs autorisations de travaux pour réaliser des opérations géophysiques ou de forage en vertu de leur permis de prospection. La zone ouverte aux désignations, le contenu du dossier de demande de désignations et les clauses et conditions associées aux demandes de désignations et aux soumissions reflètent la prise en compte des conseils reçus lors de ce processus de consultation.
Avec l'explosion du puits Macondo dans le golfe du Mexique et la perte de la plateforme Deepwater Horizon, l'année 2010 a connu une hausse de la sensibilisation aux dangers environnementaux du forage en mer. L'Office national de l'énergie revoie actuellement les défis particuliers que posent les exigences en matière de sûreté des personnes et de l'environnement dans les zones extracôtières arctiques du Canada dans le cadre de la Revue des exigences en matière de forages extracôtiers dans l'Arctique.
L'Office national de l'énergie examinera les meilleurs renseignements disponibles sur les dangers, les risques et les mesures de sécurité liés au forage extracôtier dans l'Arctique et utilisera les résultats de cette étude comme élément d'information pour ses décisions au sujet des demandes futures de forage dans l'Arctique en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada . Ces autorisations sont indépendantes de la délivrance de droits relatifs au pétrole et au gaz en conformité avec la Loi fédérale sur les hydrocarbures .
Outil de gestion de l'environnement et des ressources pétrolières
En 2009, Affaires indiennes et du Nord Canada a introduit l'Outil de gestion de l'environnement et des ressources pétrolières (OGERP) lors de ses consultations conduisant aux demandes de désignations.
L'OGERP est un système d'information géographique interactif, sur le Web, qui permet de produire des cartes sur la sensibilité environnementale et socio-économique pour une sélection d'éléments importants de l'écosystème, basés sur des données fournies par des experts. Il comprend également des cartes résumant le potentiel géologique. L'OGERP couvre maintenant la partie sud de la mer de Beaufort, qui s'étend dans la direction nord-est à partir de 141°O au large du nord du Yukon; le plateau et la pente de Beaufort; et s'étend jusqu'au large de l'île Banks jusqu'à la latitude 76°N à l'embouchure du chenal Parry.
Les objectifs de l'OGERP sont d'améliorer la planification de l'attribution de droits et la prise de décision à cet égard, d'encourager l'échange d'information avec les groupes autochtones du Nord et d'autres parties intéressées et d'alerter les entreprises qui envisagent d'obtenir des permis de prospection dans des zones potentiellement sensibles qui pourraient nécessiter des efforts spéciaux d'atténuation. Parmi les thèmes environnementaux pour lesquels on produit des cartes actuellement, on retrouve les ours polaires, les baleines boréales, les bélugas, les oiseaux migrateurs, les phoques annelés et les caribous de Peary. La sensibilité socio-économique est développée à partir d'information sur la chasse traditionnelle. Ces cartes seront encore reprises et développées en consultation avec des partenaires en gestion des ressources.
On peut trouver un lien vers l'OGERP. On peut aussi y trouver une information de base importante sur cette initiative.
Fonds pour l'étude de l'environnement [Note 4]
Le Fonds pour l'étude de l'environnement (FEE) finance des études environnementales ou sociales ayant trait à l'exploration, au développement et à la production de pétrole et de gaz sur les terres domaniales. Ce fonds a été établi en vertu de la Partie VII de la Loi fédérale sur les hydrocarbures . Le Conseil de gestion du FEE a financé son programme d'études nordiques en 2010 au moyen de cotisations auprès des parties intéressées dans le domaine du gaz et du pétrole, votées par le Conseil et ensuite approuvées par le ministre. Un budget 2010 de 1 201 537 $, basé sur les recommandations du Conseil, a été approuvé pour le Nord par le ministre des Affaires indiennes et du Nord Canada.
La Direction générale du gaz et du pétrole du Nord d'Affaires indiennes et du Nord Canada est membre du Conseil de gestion du FEE et préside le Comité consultatif pour le Nord du FEE, participant ainsi à l'établissement des priorités de recherche et des projets financés par le FEE.
Trois études ont été effectuées en 2010 et elles sont actuellement aux dernières étapes de leur publication (mais non traduites) : Beaufort Sea Oil Spills State of Knowledge Review and Identification of Key Issues; Review of Tuktoyaktuk Harbour as a Base for Offshore Oil and Gas Exploration and Development; and Proceedings of a Workshop on Seismic Sound Propagation Characteristics in the Beaufort Sea, Calgary, Alberta, 14-15 July 2009.
Les projets de recherche suivants étaient en cours en 2010 : Seabed stability conditions in the shelf/slope transition zone, Canadian Beaufort Sea; An assessment of impacts and recovery of seismic lines (dernière année d'une étude de trois ans); Bosworth Creek water quality data review study; Detection of oil under ice with helicopter-borne Ground Penetrating Radar (première année d'une étude de deux ans); Tracking oil spills/ice hazards with ice-ocean forecast model (première année d'une étude de deux ans).
L'Évaluation environnementale régionale de Beaufort (EERB) financera des recherches scientifiques et socio-économiques à l'échelle régionale afin de constituer une base informative destinée au processus de réglementation et des évaluations environnementales spécifiques à des projets gaziers et pétroliers dans le bassin de Beaufort. Le principal objectif de l'EERB est de produire de l'information scientifique et socio-économique pertinente qui simplifiera les évaluations environnementales au niveau des projets et la prise de décision en matière de réglementation des activités pétrolières et gazières, tout en renforçant les liens entre les évaluations environnementales et la gestion et planification intégrées dans la région.
L'EERB favorisera la recherche sur des questions récurrentes en matière de demandes d'autorisation de projet spécifiques déposées en vertu de la réglementation. Ces questions incluent l'évaluation et la surveillance des effets cumulatifs, la gestion de l'information, la gestion régionale des déchets, la préparation des interventions en cas de déversements, les indicateurs socio-économiques et le changement climatique. L'EERB fournira un total de 21,8 millions $ de 2011 à 2015.
Outre le FEE, la Direction générale du pétrole et gaz du Nord contribue à la recherche scientifique financée par le fédéral au sujet des activités pétrolières et gazières dans les régions pionnières en représentant le ministère au Comité pour le portefeuille pétrole et gaz sur les terres domaniales du Programme de recherche et de développement énergétique. Elle encourage également des partenariats parmi l'industrie, les universités, les communautés autochtones et d'autres ministères fédéraux afin d'initier des recherches scientifiques nécessaires pour soutenir la prise de décision en matière de gestion et de réglementation. Par exemple, la direction générale participe à un projet conjoint de l'industrie qui vise à compiler les données existantes sur les caractéristiques de la glace afin d'améliorer la connaissance des besoins et exigences techniques s'appliquant aux activités pétrolières et gazières dans la mer de Beaufort.
Le nombre total de mètres de puits forés dans les Territoires du Nord-Ouest a été de 7 706,5 m en 2010. Tout le forage était lié aux activités de développement du champ des collines Cameron dans le sud des Territoires du Nord-Ouest. Aucun nouveau puits d'exploration n'a été foré dans le Nord durant l'année.
Quatre séries de travaux géophysiques sur le terrain étaient en cours en 2010, trois dans la mer de Beaufort et un dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie. En tout, des données sismiques 2D (bidimensionnelles) ont été acquises pour couvrir 6 165 km. Quatre autres programmes géophysiques ont été approuvés en vue de l'achat et du retraitement de données, mais ils ne demandaient aucune activité sur le terrain.
L'ensemble des dépenses d'exploration dans le Nord en 2010 est provisoirement estimé à 33 million $. (Cela n'inclut pas le cas du forage de développement.)
Six puits de développement ont été forés dans le champ des collines Cameron et ils correspondent à un total de 7 706,5 m. Cinq de ces puits ont été forés jusqu'à leur profondeur totale et achevés. Un puits a été abandonné à une faible profondeur. Outre ces nouveaux puits, on a repris les activités de développement dans cinq puits du champ des collines Cameron. Il n'y a eu aucune exploration dans cette région en 2010.
Il n'y a eu ni forage exploratoire, ni étude sismique sur terre dans le delta du Mackenzie en 2010.
La compagnie d'études géophysiques GX Technology Canada Ltd. a réalisé deux programmes sismiques dans la mer de Beaufort. Les données obtenues ont été acquises sous forme de programmes non exclusifs destinés à la vente aux entreprises pétrolières. L'étude 2D effectuée au large de la péninsule de Tuktoyaktuk portait sur des mesures gravimétriques et magnétiques et a permis l'acquisition de données couvrant 502 km. Les travaux sur le terrain se sont déroulés du 6 août au 27 septembre. Pour ce faire, le navire M/V Polar Prince a posé un câble en fond marin. Un programme de levés sismiques 2D beaucoup plus complet a été réalisé pendant la même période par M/V Boss Atlantic. Ce programme visait la partie centrale de la mer de Beaufort et il a permis l'acquisition de données sismiques, gravimétriques et magnétiques couvrant 5 577,3 km. Les activités entreprises au moyen de ce navire se sont déroulées du 12 août au 6 octobre. Un troisième programme a été entrepris dans l'ouest de la mer de Beaufort, mais les données acquises ne couvrent que 45,5 km. Un quatrième programme faisant appel à un câble déposé en fond marin dans la baie Liverpool a été autorisé, mais n'a pas débuté.
Outre ces activités sur le terrain, une autorisation à l'effet d'acheter et d'interpréter des données sismiques acquises précédemment dans la région et deux autorisations d'achat et de retraitement des données ont été délivrées.
Bien qu'aucun nouveau puits n'ait été foré, Husky Oil a repris les travaux dans quatre puits exploratoires forés précédemment dans le district de Tulita du Sahtu afin d'effectuer des travaux d'abandon complets. Des travaux ont aussi débuté dans trois puits du champ Norman Wells, mais il n'y a eu aucun forage de développement.
Un programme de levés sismiques 2D non exclusifs (le levé du lac Brackett) a été réalisé par Explor Geophysical Ltd. dans le district Tulita du Sahtu. Soixante kilomètres de données ont été acquises entre le 11 février et le 6 mars.
Outre ces activités sur le terrain, deux autorisations d'acheter et d'interpréter des données sismiques acquises précédemment dans la région et une autorisation d'achat et de retraitement des données ont été délivrées.
Il n'y a eu aucune exploration ni aucun développement par l'industrie dans cette région en 2010.
Il n'y a eu aucune exploration ni aucun développement par l'industrie dans cette région en 2010. La moitié est de la baie de Baffin a toutefois été le lieu du forage de trois puits par Cairn Energy en vertu de permis acquis auprès du gouvernement du Groenland. Cairn a annoncé l'obtention de résultats prometteurs, mais aucune découverte.
[Note : Le Bureau d'information sur les terres domaniales de l'Office national de l'énergie est la principale source des données opérationnelles citées ci-dessus.]
Ne comprend pas les forages de développement effectués à Norman Wells
Ne comprend pas les forages de développement effectués à Collines Cameron
Tableau 6: statistique sur le forage 2010
Paramount et al CAMERON M-74 60,066 -117,499 DEV 1477,2 1477,2 17-jan-10 14-féb-10 S PL19
Paramount et al CAMERON H-06 60,088 -117,506 DEV 1463,4 1463,4 16-jan-10 03-fév-10 S PL19
Paramount et al CAMERON F-77 60,108 -117,485 DEV 1417,0 1417,0 06-fév-10 15-fév-10 S PL14
Paramount et al CAMERON B-09 60,136 -117,514 DEV 387,6 387,6 16-fév-10 19-fév-10 A PL19
Paramount et al CAMERON N-06 60,097 -117,520 DEV 1445,4 1445,4 19-fév-10 05-mar-10 S PL19
Paramount et al CAMERON L-29 60,145 -117,593 DEL - - 04-mar-10 05-mar-10 S PL18
Paramount et al CAMERON C-50 60,151 -117,645 EX - - 01-fév-10 08-fév-10 S PL15
Paramount et al CAMERON M-49 60,148 -117,655 DEL - - 06-fév-10 09-fév-10 S PL15
Paramount et al CAMERON F-73 60,040 -117,491 DEV - - 27-jan-10 28-jan-10 S PL4
Paramount et al CAMERON 2F-73 60,040 -117,491 DEL - - 23-jan-10 26-jan-10 S PL4
Husky et al SAH CHO L-71 64,345 -125,743 EX - - 16-sep-10 17-sep-10 A EL397
Husky et al STEWART D-57 64,268 -125,435 EX - - 16-sep-10 16-sep-10 A SA
Husky et al SUMMIT CREEK B-44 64,384 -125,890 EX - - 30-aug-10 13-sep-10 A EL397
Husky et al SUMMIT CREEK K-44 64,396 -125,892 EX - - 15-sep-10 15-sep-10 A EL397
Imperial et al CANOL B-30X 65,288 -126,867 DEV - - 21-mai-10 25-mai-10 S PA
Imperial et al NORMAN WELLS B-35X 65,286 -126,856 DEV - - 11-mai-10 25-mai-10 S PA
Imperial et al NORMAN WELLS S-06X 65,272 -126,961 DEV - - 09-mar-10 15-Mar-10 S PA
Sismique - 2D (en km) 2 506 586 189 564 3 917 6 028 12 684 1 488 6 165
Sismique - 3D (en km /carré) 4 060 194 804 635 1 100 0 1 638 1 577 0
Trois champs ont produit du pétrole ou du gaz dans les Territoires du Nord Ouest en 2010 : le champ pétrolier de Norman Wells, dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie; le champ gazier Ikhil, dans le delta du Mackenzie; et le champ des collines Cameron, au sud ouest de Hay River, dans la partie sud des Territoires du Nord Ouest.
Le champ Norman Wells d'Imperial Oil dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie constitue le point de départ nord de l'oléoduc Enbridge qui se termine à Zama (Alberta). Ce champ de pétrole important découvert en 1920 continue de produire du pétrole à partir d'un reef du dévonien qui se trouve en grande partie sous le fleuve Mackenzie. Ce champ a été entièrement développé au début des années 1980 et il produit continuellement depuis 1985, bien qu'il y ait eu des périodes de production limitée. À la fin de 2010, ce champ avait produit un total cumulatif de 41,6 x 106 m3 (262 millions de barils). En 2010, il y a eu une diminution de 3,3% de la production pétrolière comparativement au niveau de 2009, ce qui correspond à une tendance à la baisse.
Le gaz du champ Ikhil dans le delta du Mackenzie est produit dans deux puits et transporté jusqu'à Inuvik grâce à un gazoduc de 50 km, où il sert à la production d'électricité et au chauffage. Ce champ est exploité par Altagas Ltd. et, jusqu'à décembre 2010, a produit au total 178,1 x 106 m3 (6,3 milliards de pieds cubes) de gaz naturel pendant ses 12 années de production.
Le seul champ produisant dans le sud des territoires du Nord-Ouest en 2010 était celui des collines Cameron, exploité par Paramount Resources Ltd.. La production des quatre puits exploités par cette entreprise dans la région de Fort Liard est toujours suspendue. Le champ des collines Cameron produit du pétrole et du gaz, qui sont transportés par pipeline jusqu'au sud de la région de Bistcho dans le nord de l'Alberta. Après neuf années de production, ce champ a produit au total, à la fin de l'année, 811 x 106 m3 (28,6 milliards de pieds cubes) de gaz naturel et 360 x 103 m3 (2,3 millions de barils) de pétrole.
Aucun champ n'est en production au Nunavut ou dans la zone extracôtière de l'arctique.
La production cumulée de pétrole en 2010 était de 872,1 x 103 m3 (5,5 millions de barils), une diminution de 3,2% comparativement à 2009 (voir Diagramme 2). L'ensemble de la production de gaz naturel dans les Territoires du Nord-Ouest en 2010 a été de 178,5 x 106 m3 (6,3 milliards de pieds cubes), soit une baisse de 7,2% comparativement à l'année précédente (voir Diagramme 3). Plus de la moitié du gaz produit était liée à la production pétrolière à Norman Wells et a été utilisée pour les activités pétrolières.
Tableau 8: production de pétrole et de gaz
Norman Wells (Imperial Oil) 1012,4 964,3 893,6 869,0 840,7 -3,26%
Collines Cameron (Paramount) 70,3 53,3 47,8 32,2 31,4 -2,48%
Total 1082,7 1017,6 941,4 901,2 872,1 -3,23%
Production de gaz (millions de mètres cubes)
Norman Wells (Imperial Oil) 109,3 103,7 103,8 107,5 101,4 -5,67%
Ikhil (AltaGas) 16,2 17,9 18,9 18,0 17,7 -1,67%
Collines Cameron (Paramount) 93,5 99,0 80,3 66,9 59,4 -11,21%
Fort Liard (« F-36 » - Paramount) 29,9 52,6 0 0 0
Fort Liard (« K-29 » - Paramount) 59,1 49,1 0 0 0
Production de gaz (millions de mètres cubes) 11,9 0 0 0 0
Total 319,9 322,3 203,0 192,4 178,5 -7,22%
Note: production de Liard suspendue
Les redevances perçues pendant l'année civile 2010 pour la production de pétrole et de gaz sur les terres domaniales dans le Nord se sont élevées à 15 762 287 $ (voir Tableau 9). Ceci représente une baisse de 16,5% par rapport à 2009, principalement due à une diminution de la production.
Tableau 9: redevances ($)
Redevances 1 16 051 861 30 477 442 25 078 071 30 381 061 18 876 656 15 762 287
Note: Les redevances du champ Ikhil ne sont pas incluses. Ikhil est situé sur les terres des Inuvialuit et est administré au nom des Inuvialuit, conformément à l'article 7(94) de la Convention définitive des Inuvialuit.
1 Le total des redevances comprend les redevances de Norman Wells pour deux tiers de la production, mais pas le profit net de la part de la Couronne dans ce champ.
2 Les revenus de 2009 comprennent un dépôt de 4 millions de $ par une partie intéressée pour une vérification. La vérification a été complétée en décembre 2010 et le montant total dû sera finalisé en 2011.
La Direction générale du pétrole et gaz du Nord gère un programme de vérification et d'évaluation basé sur le risque, dans le cadre duquel on surveille régulièrement et on vérifie périodiquement la soumission des redevances. Une nouvelle vérification a été entreprise en 2010 et deux vérifications entreprises au cours d'années précédentes ont été terminées durant l'année. Une évaluation a été publiée par la suite en conformité avec l'article 61 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures .
Un nouveau Système de gestion des redevances (SGR) a été lancé en avril 2010. Cette application sécurisée de présentation de rapports en ligne est utilisée par les indivisaires afin de soumettre les données de production et de vente requises ainsi que pour aider à l'efficacité de l'administration des redevances pétrolières.
De l'information sur le régime de gestion des ressources, des demandes de nominations et de soumissions, et d'autres informations connexes : Gestionnaire, Régime foncier - téléphone : (819) 934-9392.
De l'information sur les procédures et les règlements concernant l'enregistrement, les permis de prospection, de production et reliés aux découvertes importantes, les transferts, et les notifications - Registraire - téléphone : (819) 997-0048.
De l'information sur les cartes reliées au pétrole et du gaz du Nord, et sur les données du système d'information géographique : Agent géomaticien (819) 934-9394.
De l'information sur l'histoire de l'exploration dans le Nord et sur les activités géologiques et géophysiques - Géologue pétrolier principal - téléphone : (819) 953-8722.
De l'information sur la politique des redevances et la présentation des redevances - Gestionnaire, Politique financière et Administration des redevances - téléphone : (819) 953-8790.
De l'information sur le plan des retombées économiques pour le Nunavut et le large des côtes dans le Nord est disponible auprès de la Direction générale du pétrole et du gaz du Nord - téléphone : (819) 953-2087.
Division de la mise en valeur pétrolière
Téléphone : (867) 669-2618 / Télécopieur : (867) 669-2409
444 7e Avenue Sud-Ouest
Commission géologique du Canada Calgary
3303-33e Street Nord-Ouest
Commission géologique du Canada Atlantic
Les «terres domaniales» sont définies à la section 2 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, comme suis :
« terres domaniales » Les terres qui appartiennent à Sa Majesté du chef du Canada ou dont elle peut légalement aliéner ou exploiter les ressources naturelles, et qui sont situées :
soit dans les Territoires du Nord-Ouest, au Nunavut ou dans l'île de Sable;
soit dans les zones sous-marines non comprises dans le territoire d'une province, et faisant partie des eaux intérieures, de la mer territoriale ou du plateau continental du Canada.
Est toutefois exclue la zone adjacente au sens de l'article 2 de la Loi sur le Yukon . (retourner au paragraphe source)
Concessions émises en vertu du Règlement sur les terres pétrolifères et gazifères du Canada et conformément à l'article 112(2) de la Loi fédérale sur les hydrocarbures . (retourner au paragraphe source)
En vertu du paragraphe 5.2(2) de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada , le ministre peut accorder une exemption à cette exigence.(retourner au paragraphe source)
Pour plus d'information voir le site Web du FEE. (retourner au paragraphe source)

References: l'article 109
 l'article 112
 l'article 12
 l'article 25
 l'article 114

L'article 5
 l'article 21
 l'article 7
 l'article 61
 l'article 2
 l'article 112