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Ressources de schiste et de réservoirs étanches à Terre-Neuve-et-Labrador

Un produit issu de la Conférence des ministres de l’Énergie et des Mines

Ressources pétrolières et gazières à Terre-Neuve-et-Labrador

  • 12,6 BILLIONS DE PIEDS CUBES
    Gaz naturel commercialisable
  • 3 900 MILLIONS DE BARILS
    Pétrole brut commercialisable
  • 0 MILLIARD DE PIEDS CUBES/JOUR
    Production totale de gaz naturel (2013)
    • 0 MILLIARD DE PIEDS CUBES/JOUR
      Production totale de gaz de schiste et de réservoirs étanches (2013)
  • 0,2 MILLION DE BARILS/JOUR
    Production totale de pétrole brut (2013)
    • 0 MILLION DE BARILS/JOUR
      Production de pétrole de réservoirs étanches (2013)

Sources :

  • Ressources estimatives : gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador
  • Production estimative : Office national de l'énergie (pourrait ne pas correspondre aux données provinciales en raison des méthodes différentes)

Géographie

À Terre-Neuve-et-Labrador, les ressources de schiste et de réservoirs étanches se trouvent principalement le long de la côte ouest de l'île de Terre-Neuve. La région de l'ouest de Terre-Neuve est complexe sur le plan géologique. Pendant son évolution, il y a eu l'ouverture et la fermeture de l'océan Iapetus du Précambrien tardif au début du Paléozoïque.

Avant l'ouverture de l'océan Atlantique actuel lors du Trias tardif, l'orogène appalachien-calédonien formait une chaîne de montagnes continue qui s'étendait des Calédonides scandinaves au nord, passant par l'Écosse, l'Irlande et l'est du Groenland, avant d'aboutir dans les Appalaches nord-américaines.

L'île de Terre-Neuve renferme une partie bien exposée de la zone de plissement de l'orogène appalachien-calédonien. Elle a été divisée en quatre régions en fonction de caractéristiques lithologiques et tectoniques. Ces zones sont celles d'Avalon, de Gander, de Dunnage et de Humber. La zone Humber est la région où on trouve un potentiel d'hydrocarbures terrestres à Terre-Neuve, ainsi que toutes les ressources de schiste et de pétrole de réservoirs étanches.

Géologie

La principale roche de schiste mère dans l'ouest de Terre-Neuve est la formation allochtone de Green Point datant de l'âge cambro-ordovicien du groupe de Cow Head. En ce qui concerne l'affleurement, la formation schisteuse de Green Point est très fracturée. Ces fractures entrecroisent les couches rocheuses à différents angles, réduisant potentiellement l’intégrité structurelle de la formation. On peut probablement attribuer aux fractures l’augmentation des fuites d'hydrocarbures et des suintements qui laissent des traces en abondance dans le bassin d’Anticosti à l’ouest de Terre-Neuve.

En plus du groupe de Cow Head (formation de Green Point), il existe probablement des roches mères secondaires dans la partie distale, latéralement équivalente au groupe de Northern Head et sous-jacente au groupe de Curling du Cambrien précoce. Sus-jacentes au bassin d’avant-pays, les ressources de schiste des formations de Table Cove et de Black Cove pourraient également représenter une source au potentiel considérable.

Le groupe de Curling et les groupes sus-jacents de Cow Head (proximal) et de Northern Head (distal) représentent la sédimentation en eau profonde le long de la marge passive de l’océan Iapetus. La fermeture de l’océan Iapetus durant l’Ordovicien moyen a entraîné le soulèvement et l’érosion de la plateforme, suivis de l’affaissement de la marge et des dépôts dans le bassin d’avant-pays. Avec la fermeture définitive de l’océan, les séquences pente / glacis de la marge continentale se sont télescopées et transportées du sud-est vers le nord-ouest, pour se déposer sur la partie supérieure de la marge de la plateforme laurentienne.

Les échantillons de schiste tirés de la formation de Green Point comprennent des roches mères de type I/II, riches en matière organique, avec intervalles dont la teneur totale en carbone (TTC) organique atteint jusqu'à 10,4 p. 100 et l'indice d'hydrogène, jusqu'à 759. Les valeurs Tmax vont de 434 à 443 °C, indiquant une maturité thermique inférieure ou équivalente à la fenêtre à pétrole.

Dans la région de Port au Port, la formation de Green Point est plus épaisse que la normale en raison du doublement de la strate allochtone durant la mise en place.

Le calcul volumétrique des données pétrophysiques de la section de Green Point tirées des puits K-39, 2K-39, 3K-39 de la pointe Shoal et des puits M-16 de la pointe Long de la péninsule de Port au Port suggère ce qui suit :

  • un intervalle recoupé d'un maximum de 915 mètres (PVR) de la formation de Green Point renfermant une zone productrice nette de 333 mètres (M-16);
  • capacité de stockage de près de 380 millions de barils de pétrole en place par section;
  • plus de 593 000 barils de pétrole en place par acre à l'échelle de cet intervalle brut de 915 mètres (PVR).

La base de données publique Rock-Eval de la Commission géologique du Canada (CGC) comprend 12 échantillons de la formation de Green Point. En voici les caractéristiques : TTC d'un maximum de 8,37 p. 100 (la moyenne est de 5,86 p. 100); Tmax d'un maximum de 444 (la moyenne est de 440); S1 d'un maximum de 1,73 (la moyenne est de 1,32); S2 d'un maximum de 62,06 (la moyenne est de 34,83); S3 d'un maximum de 0,53. La formation schisteuse d'Utica au Québec, la formation de New York et le Pennsylvanien semblent être des équivalents des ressources du bassin d’avant-pays de l’ouest de Terre-Neuve en ce qui a trait aux gisements.

Exploration et production

Depuis 200 ans, on observe des suintements et des traces d'hydrocarbures d'origine naturelle le long de la côte et dans les cours d'eau intérieurs de l'ouest de Terre-Neuve. La première référence notée, qui date de 1812, visait Parson’s Pond, dans la péninsule Northern. Dans cette région et ailleurs dans l'ouest de Terre-Neuve, on observe des traces d'hydrocarbures bruts ou morts dans différentes roches hôtes, tandis que des émissions gazeuses se dégagent des fractures de surface et souterraines, et que des odeurs pétrolifères sont libérées des roches qui viennent d'être cassées.

La phase d'exploration et de forage historique dans l'ouest de Terre-Neuve a commencé lorsque John Silver a foré un puits à Parson's Pond, en 1867, et a abouti au forage de 4 puits d'essai stratigraphique peu profonds par BHP Petroleum Limited à Port au Choix en 1991. On évalue que 64 puits ont été forés pendant cette période. Aucun de ceux-ci n'a été localisé à l'aide de données sismiques. Des puits ont été observés à côté de suintements de surface ou le long d'irrégularités topographiques. Plus de la moitié des puits forés ont permis de trouver des traces ou de faibles quantités de pétrole et/ou de gaz. On évalue que de 5 000 à 10 000 barils de pétrole peuvent avoir été produits, même s'il n'existe aucun dossier permettant de vérifier ces données.

Depuis 1994, les relevés sismiques sont l'outil principal utilisé pour sélectionner les puits. Cette année-là marque la fin de la période d'exploration historique et le début de la période actuelle qui sont documentées dans ce rapport. Entre 1994 et 2015, 40 puits terrestres ont été forés à des fins d'exploration, de délimitation et de sondage stratigraphique. Certains de ces puits n'ont pas réussi à pénétrer le terrain de recouvrement ou ont été abandonnés de manière prématurée en raison de problèmes liés au forage. La plupart de ces puits ont permis de trouver des hydrocarbures. Cependant, seul le puits 1 de Port au Port et les déviations associées se trouvant dans la péninsule de Port au Port ont produit des hydrocarbures. Jusqu'à maintenant, la production a atteint environ 40 000 barils de pétrole et de gaz associé.

Dans la région extracôtière à proximité de la côte de l'ouest de Terre-Neuve, l'Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (OCTNLHE) signale que neuf puits terrestres et extracôtiers et qu'un puits extracôtier ont été forés dans l'ouest de Terre-Neuve depuis 1995.

Les nombreux suintements et les traces d'hydrocarbures partout dans l'ouest de Terre-Neuve prouvent la présence d'au moins deux systèmes pétroliers actifs, et évoquent le potentiel découvert ou non de ces systèmes. Il y a au moins une roche mère confirmée, et peut-être plus, capable de produire des hydrocarbures.

Le ministère des Ressources naturelles de la province, par l'entremise du travail d'examen qu'il réalise à l'interne, a demandé un examen des pratiques exemplaires dans le domaine de la fracturation hydraulique et la préparation de lignes directrices pour les activités pétrolières et gazières visant la fracturation hydraulique dans la province. Ces pratiques exemplaires et les lignes directrices visaient à s'inspirer des règlements actuels qui régissent les activités de l'industrie du pétrole et du gaz naturel à Terre-Neuve-et-Labrador. Leur objectif précis est de veiller à ce que les activités de fracturation hydraulique, si elles sont permises sur les terres de Terre-Neuve-et-Labrador, soient réalisées d'une manière qui maximise la sécurité, la protection de l'environnement et la conservation des ressources.

En novembre 2013, le ministère des Ressources naturelles a annoncé qu'il n'accepterait pas de demandes d'approbation d’activités d'exploration ou d'exploitation des hydrocarbures ayant recours à la fracturation hydraulique jusqu'à ce qu'un examen provincial et un examen géologique soient réalisés et que le public se soit exprimé à ce sujet.

En octobre 2014, le ministre des Ressources naturelles a annoncé la nomination d'un groupe d'experts indépendant constitué de cinq personnes qui serait chargé de réaliser un examen des répercussions socioéconomiques et environnementales de la fracturation hydraulique dans l'ouest de Terre-Neuve. On a confié un mandat à ce groupe d'experts, en plus de lui fournir des études réalisées lors de l'examen interne fait par le gouvernement provincial mentionné ci-dessus.

Lorsqu'il aura terminé son examen, le groupe d'experts rédigera un rapport et formulera des recommandations concernant la fracturation hydraulique dans l'ouest de Terre-Neuve. Le rapport final, qui devrait être achevé d'ici un an, sera dévoilé au public.

Réglementation

Sur terre

C'est le ministre des Ressources naturelles qui dispose des principaux pouvoirs de réglementation des activités pétrolières et gazières en vertu de la Petroleum and Natural Gas Act et des règlements connexes. Une approbation est accordée en fonction du contenu de la description détaillée de l'activité fourni dans la demande d'approbation. Elle peut aussi se fonder sur le pouvoir de prescrire des modalités requises pour assurer la protection de l'intérêt public. Cela comprend les modalités d'approbation d'un plan d'exploitation en vertu du Petroleum Regulations, d'un programme de forage, d'une autorisation visant à forer un puits en vertu du Petroleum Drilling Regulations ou de toute autre approbation accordée en vertu de cette Loi.

Le ministre de l'Environnement et de la Conservation dispose d'un vaste pouvoir législatif pour réglementer et approuver des activités qui pourraient avoir des effets néfastes pour l'environnement et qui consomment de l'eau. Parmi les lois environnementales particulièrement pertinentes, il y a :

  • L’Environmental Protection Act de Terre-Neuve-et-Labrador qui renferme plusieurs dispositions applicables aux activités de l'industrie du pétrole et du gaz naturel, et qui porte sur certains sujets, comme le rejet de contaminants, l'évacuation des eaux, la qualité de l'air et les évaluations environnementales.
  • Le Water Resources Act de Terre-Neuve-et-Labrador qui réglemente les droits relatifs à l'eau et la protection des eaux dans la province. Cette loi porte aussi sur certains aspects, comme les tests pour l'eau, le forage de puits d'eau et la délivrance de permis et de licences.
Réglementation de l'exploration

La Petroleum and Natural Gas Actet son règlement connexe définissent comment il est possible d'obtenir et de conserver les droits d'exploration et d'exploitation des biens relatifs au pétrole et au gaz terrestres, comment ces régions peuvent être désignées à des fins d'exploration, la portée dans laquelle le gouvernement peut réglementer les activités et les différentes redevances qui pourraient être versées. Cela comprend : le Petroleum Regulations, le Petroleum Drilling Regulations, l’Oil Royalty Regulations, le Royalty Regulations et les lignes directrices.

Réglementation de la production

L'exploitation du pétrole et du gaz ne peut pas aller de l'avant sans obtenir d'approbation, y compris la nécessité de présenter un plan d'exploitation. Pour accorder cette approbation, il faut aussi avoir le pouvoir de prescrire des modalités requises pour assurer la protection de l'intérêt public.

Parmi les principes essentiels que le gouvernement provincial adopterait pour réglementer les activités de fracturation hydraulique, si ces activités obtenaient le feu vert, il y a l'atténuation des risques. Selon ce principe, les exploitants doivent maîtriser les risques. Pour y parvenir, ils doivent adopter une approche systématique en matière de détermination des risques, et appliquer les techniques de gestion de la qualité à la conception de leurs systèmes et des solutions au risque. En fait, ils doivent élaborer les techniques et approches les plus efficaces afin d'aborder le risque que présentent leurs activités. En évaluant le risque à une étape précoce, et en planifiant les activités en accordant la priorité à l'atténuation des risques, il est possible de réduire les répercussions négatives des activités de fracturation hydraulique de manière à respecter la norme du risque le plus bas que l'on peut raisonnablement avoir.

Extracôtière

La Loi de mise en œuvre de Terre-Neuve-et-Labrador de l’Accord atlantique Canada-Terre-Neuve-et-Labrador  et la loi fédérale correspondante définissent le mécanisme de gestion fédérale-provinciale conjointe de la région extracôtière de Terre-Neuve par l'entremise de l'Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (OCTNLHE). Cette loi définit aussi les méthodes d'obtention des droits d'exploration et de production, les exigences en matière de sécurité, la conservation des ressources, la protection de l'environnement, ainsi que les activités qui peuvent être réglementées. Parmi les règlements qui régissent l'exploration des hydrocarbures extracôtiers, il y a les suivants :

  1. Canada–Newfoundland and Labrador Oil and Gas Spills and Debris Liability Newfoundland Regulations
  2. Règlement sur les certificats de conformité liés à l’exploitation des hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve
  3. Règlement sur les opérations relatives au pétrole et au gaz de la zone extracôtière de Terre-Neuve
  4. Règlement sur les études géophysiques liées à la recherche des hydrocarbures dans la zone extracôtière de Terre-Neuve
  5. Règlement sur l’enregistrement des titres et actes relatifs à la zone extracôtière de Terre-Neuve
  6. Offshore Area Petroleum Diving Newfoundland and Labrador Regulations
  7. Offshore Petroleum Installations Newfoundland and Labrador Regulations
  8. Règlement transitoire
  9. Offshore Petroleum Drilling and Production Newfoundland and Labrador Regulations, 2009

Recherche publique

Conférence des ministres de l’Énergie et des Mines

Terre-Neuve-et-Labrador

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