La plate-forme Néo-Écossaise: atlas des activités humaines

Industrie du pétrole et du gaz

Introduction : Activités d'exploration pétrolière et gazière extracôtières

Réserves de pétrole

Il est connu que le bassin néo-écossais au large de la Nouvelle-Écosse contient des gisements de pétrole importants. Le sous-bassin de Sable, centré sur l'île de Sable, semble être particulièrement riche en gaz naturel et contenir des gisements locaux dépassant possiblement 18 billions de pieds cubes et environ 1 milliard de barils de pétrole et de liquides extraits du gaz naturel (Comité canadien du potentiel gazier 2001). Ces gisements ont suscité beaucoup d'intérêt de la part de l'industrie pétrolière, en partie en raison de leur emplacement dans des eaux peu profondes et à proximité de marchés de l'énergie importants du nord-est des États-Unis. Des centaines de millions de dollars ont été consacrés à l'exploration du milieu extracôtier et plusieurs milliards à la production pétrolière et gazière (ministère de l'Énergie de la Nouvelle-Écosse 2004).

Des estimations semblables ont été réalisées relativement à des gisements d'hydrocarbures dans d'autres bassins aux caractéristiques géologiques comparables au large de la Nouvelle-Écosse, mais ceux-ci demeurent pratiquement inexplorés. Ces bassins comprennent la partie inférieure du talus néo-écossais (Kidston et coll. 2002), le sous-bassin laurentien (MacLean et Wade 1992), et le sous-bassin Shelburne (banc Georges) (Hardie et al. 1986). Le volume total pour l'ensemble du bassin néo-écossais est estimé comme étant semblable à celui dans d'autres bassins frontaliers canadiens, comme le bassin de Beaufort-MacKenzie et la plate-forme du Labrador (Kidston et coll. 2002).

Historique de l'exploration

L'industrie pétrolière réalise des travaux d'exploration sur la plate-forme Néo-Écossaise depuis-près d'un demi-siècle. En 1959, Mobil Oil Canada a obtenu le premier permis d'exploration extracôtière dans la région de l'île de Sable. Ce permis a mené au forage du premier puits d'exploration sur l'île de Sable en 1967, qui a permis de découvrir un certain nombre de traces de pétrole et de gaz. Deux ans plus tard, un premier gisement important de gaz naturel a été découvert sur la plate-forme Néo-Écossaise, juste au sud de l'île de Sable, par Shell Canada. Entre 1972 et 1979, un certain nombre de découvertes importantes d'hydrocarbures ont été relevés dans le sous-bassin de Sable. Le projet Cohasset-Panuke a été le premier projet de mise en valeur des ressources énergétiques extracôtières mené sur la plate-forme Néo-Écossaise, la phase de production de ce projet ayant débuté en 1992. La phase de production du Projet énergétique extracôtier de l'île de Sable, d'une plus grande envergure que le projet Cohasset-Panuke, a débuté sept ans plus tard et se poursuit aujourd'hui (ministère de l'Énergie de la Nouvelle-Écosse 2004).

Gestion

Les compétences en matière de ressources extracôtières ont fait l'objet d'un débat entre le Canada et la Nouvelle-Écosse au cours des deux premières décennies des travaux d'exploration sur la plate-forme Néo-Écossaise (La Forest et coll. 2001). Les premiers permis d'exploration ont été attribués par le ministère des Affaires indiennes et du Nord canadien. En 1966, le ministère fédéral de l'Énergie, des Mines et des Ressources en a assumé la responsabilité sur le plan administratif.

Les premiers permis d'exploration émis concernaient de vastes zones géographiques qui englobaient la majorité de la plate-forme Néo-Écossaise (figure 2). Les activités d'exploration comme telles (p. ex. levés sismiques et forages) n'ont été réalisées que dans de petites parties de chaque zone. Au fil de l'accroissement du nombre de données géologiques disponibles et de l'approfondissement des connaissances, il est devenu possible de déterminer les zones où les chances de découvrir des gisements de pétrole importants étaient les plus grandes. Les activités d'exploration ont commencé à être menées dans des zones précises, ce qui a eu pour résultat que de plus petites parcelles ont été désignées par les entreprises, puis attribuées dans le cadre d'un processus d'appel d'offres. Dès 1982, les travaux d'exploration avaient lieu principalement autour de l'île de Sable et le long du rebord de la plate-forme et du talus néo-écossais (figure 3).

Durant les années 1980, le gouvernement fédéral a accepté de gérer conjointement avec la Nouvelle -Écosse et Terre-Neuve-et-Labrador les ressources extracôtières des zones adjacentes à ces provinces. Le gouvernement fédéral a donc conclu des ententes avec la Nouvelle-Écosse (1986) et Terre-Neuve -et-Labrador (1988) qui ont mené à l'établissement d'offices fédéraux-provinciaux pour la gestion des hydrocarbures extracôtiers : l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (OCNEHE) et l'Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers (OCTNHE), ce dernier étant devenu l'Office Canada-Terre Neuve et Labrador des hydrocarbures extracôtiers (OCTNLHE) le 1er mai 2005.

Conformément aux lois communes adoptées par les gouvernements fédéral et provinciaux, les offices sont responsables de la gestion de presque tous les aspects du processus d'exploration et de mise en valeur des ressources pétrolières extracôtières. Ce processus est assez complexe et comporte un certain nombre d'étapes particulières, qui font l'objet d'explications plus approfondies aux pages suivantes. Des processus d'examen environnemental sont entrepris à diverses étapes, de la désignation de secteurs à la présentation de plans de mise en valeur.

Nombre d'aspects du processus d'exploration et de mise en valeur des ressources pétrolières sont présentés dans cette section de l'atlas. Certaines des données utilisées dans les cartes ont été obtenues par l'industrie et fournies par le biais des offices, tandis que d'autres sont exclusives et ne peuvent être présentées dans cet atlas. De plus, des changements apportés à la structure de réglementation relative au milieu extracôtier au cours des dernières décennies ont eu pour résultat une discontinuité dans les données. Par conséquent, les cartes présentées dans cette section ne doivent pas être considérées comme constituant un registre complet de toutes les activités passées et présentes menées dans le milieu extracôtier. Néanmoins, ces cartes donnent une idée générale des principales tendances en matière d'utilisation du milieu océanique dans le contexte de l'industrie pétrolière extracôtière.

l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC). 1982. Offshore Oil and Gas Lands (en anglais seulement). 1er janvier 1982.

Canadian Gas Potential Committee. 2001. Natural Gas Potential in Canada - 2001. Canadian Gas Potential Committee.

Hardie, D., F.R. Engelhardt, R.H. Bailey, C. Briscoe et A.C. Murray, 1986. Petroleum Exploration on the Canadian Georges Bank. A discussion paper on environmental implications (en anglais seulement). l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada, l'Énergie, des Mines et des Ressources Canada.

Kidston, A.G., D.E. Brown, B. Altheim et B. Smith. 2002. Hydrocarbon Potential of the Deep-Water Scotian Shelf. Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board. (en anglais seulement). (7 avril 2005).

La Forest, L., L. Legault et J. Crawford. 2004. Arbitrage entre la province de Terre-Neuve-et-Labrador et la province de la Nouvelle-Écosse concernant certaines parties des limites de leurs zones extracôtières : Sentence rendue par le tribunal d'arbitrage au terme de la deuxième phase. (15 décembre 2004).

MacLean, B.C et J.A. Wade, 1992. Petroleum geology of the continental margin south of the islands of St. Pierre and Miquelon, offshore eastern Canada. Bulletin of Canadian Petroleum Geology 40: 222-253.

Mills, H. 1971. Eastern Canada's Offshore Resources and Boundaries: a study in political geography. Revue d'études canadiennes 6 : 36-50.

Ministère de l'Énergie de la Nouvelle-Écosse. 2004. Oil and Gas Offshore. Site web (en anglais seulement). (15 décembre 2004).

Zones de gestion et permis d'exploration en 2005

L'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (OCNEHE) gère l'exploration pétrolière et la mise en valeur des gisements pétrolifères dans la plupart des secteurs au large de la Nouvelle-Écosse. La partie nord de la baie de Fundy et des portions du sud du golfe du Saint-Laurent ne sont pas visées par l'Accord Canada-Nouvelle-Écosse et relèvent de la compétence du gouvernement fédéral. Les régions définies dans l'Accord comme étant des eaux intérieures, comme la baie St. Georges et le bassin Minas, relèvent exclusivement de la province de la Nouvelle-Écosse. L'Office Canada-Terre Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (OCTNLHE) est responsable de la gestion d'une partie du sous-bassin laurentien.

L'exploration pétrolière est temporairement interdite dans certains secteurs au large de la Nouvelle-Écosse. Un de ces secteurs est le banc Georges, où un moratoire a été instauré en 1988 et prendra fin le 31 décembre 2012. Les travaux d'exploration ont également été suspendus jusqu'à récemment dans le sous-bassin laurentien, au sud-est de l'île du Cap-Breton, en raison d'un litige de frontière vieux de plusieurs décennies entre Terre-Neuve et la Nouvelle-Écosse. Ce litige a finalement été résolu par un tribunal en 2002, et l'OCTNLHE a depuis émis huit permis dans sa partie du bassin. Au début de 2005, l'OCNEHE avait presque terminé la conversion des permis d'exploration originaux, émis dans le cadre de l'ancien régime fédéral, en nouveaux permis d'exploration, qui seront délivrés aux détenteurs existants.

Un permis d'exploration confère à son titulaire le droit de réaliser des travaux de prospection pétrolière pendant une période donné (habituellement environ cinq ans) et d'obtenir un permis de production dans les secteurs visés par le permis, sous réserve de conditions énoncées dans les lois pertinentes. Les permis d'exploration sont accordés par le biais d'un appel d'offres. Ce processus débute par une phase de demandes de désignation au cours de laquelle les entreprises pétrolières et gazières désignent les secteurs extracôtiers qu'elles souhaitent voir offerts dans le cadre de la phase d'appel d'offres. À la suite de l'examen de la liste des secteurs désignés par l'office concerné, l'appel d'offres est lancé. Les entreprises soumissionnent pour obtenir un permis pour les secteurs qu'elles souhaitent explorer. Un permis d'exploration peut être renouvelé si un puits est foré avant l'expiration du permis.

À l'heure actuelle, 33 permis d'exploration sont en vigueur dans la zone relevant de la compétence de l'OCNEHE. À l'exception d'une parcelle à l'ouest de l'île du Cap-Breton et de deux parcelles dans la grande baie de Sydney, la majorité des permis délivrés par l'OCNEHE concernent des secteurs sur les bancs extracôtiers extérieurs et le long du rebord de la plate-forme et du talus continental.

Tendances récentes en matière de permis d'exploration

L'intérêt porté à l'exploration et à la mise en valeur des gisements pétrolifères au large de la Nouvelle -Écosse a crû rapidement à la fin des années 1990, quand le prix du gaz naturel a été déréglementé en Amérique du Nord et au fil de l'amélioration des technologies de production et de l'approfondissement des connaissances géologiques, particulièrement en ce qui à trait aux gisements en eaux profondes. En 1998, le nombre de nouveaux permis d'exploration était de cinq, comparativement à un seul l'année précédente, ce qui a mis en évidence le début d'une nouvelle vague d'exploration. La plupart des nouveaux travaux d'exploration ont été axés sur la partie inférieure du talus néo-écossais. Cette vague d'exploration a donné de bons résultats jusqu'à maintenant, et, en conséquence, le nombre de nouveaux permis est passé à six en 1999, à huit en 2001, puis à neuf en 2002 (un record pour une année).

Après 2002, l'intérêt pour la plate-forme et le talus néo-écossais a diminué compte tenu qu'un certain nombre de puits d'exploration n'ont pas permis de découvrir des gisements d'hydrocarbures importants et que les estimations des réserves de plusieurs champs pétrolifères en cours d'exploitation ont été révisées à la baisse. Seulement deux nouveaux permis ont été délivrés pour la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse en 2003 et aucun en 2004, tandis qu'un certain nombre de permis sont venus à expiration. L'intérêt demeure tout de même grand dans le sous-bassin laurentien, relativement peu exploré, entre la Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve, et dans l'axe du récif Abenaki (une entité géologique à l'ouest de l'île de Sable où plusieurs gisements ont été découverts). L'année dernière, huit nouveaux permis ont été émis dans la partie du sous-bassin laurentien située à Terre-Neuve-et-Labrador afin de remplacer les permis d'exploration fédéraux antérieurs.

Relevés sismiques commerciaux sur la plate-forme Néo-Écossaise (1999-2003)

Les relevés sismiques sont une technique qui sert à prédire l'emplacement des ressources pétrolières. Les relevés sismiques en mer font appel à une batterie de canons à air qui envoient directement des impulsions d'énergie sur le fond marin. Les ondes sonores sont réfléchies et réfractées différemment selon la structure géologique sous-jacente. En enregistrant et analysant les ondes sonores renvoyées à la surface, les scientifiques peuvent déterminer les caractéristiques géologiques du milieu et prédire si celui-ci contient des dépôts de pétrole ou de gaz. Les relevés sismiques servent aussi à définir la bathymétrie et à cerner les dangers géologiques possibles.

Jusqu'à récemment, les programmes sismiques en mer étudiaient une coupe transversale bidimensionnelle du substrat le long de chaque transect de relevé. Au milieu des années 1990, une nouvelle technologie a vu le jour qui a permis aux scientifiques de créer des images tridimensionnelles plus précises des structures de subsurface. Les relevés sismiques en 3-D font appel à un balayage plus dense par le navire de relevé et à un plus grand nombre de flûtes sismiques (pour en savoir plus sur la technologie sismique, consulter Davis et coll. 1998).

Une fois qu'un permis d'exploration a été octroyé, son titulaire commence habituellement ses activités d'exploitation par un relevé sismique en 2-D. Si les résultats de ce relevé laissent penser que des dépôts de pétrole sont susceptibles d'être présents, on procède alors à des relevés sismiques en 3-D des plus prometteuses. Les résultats de ces relevés servent ensuite à situer l'emplacement des programmes de forage exploratoire et à planifier ces derniers, en visant les structures ou les reliefs qui offrent le plus grand potentiel de réserve de pétrole ou de gaz naturel. Au fur et à mesure de l'extension de l'étendue des relevés sismiques et de l'amélioration de nos connaissances sur la plate-forme Néo-Écossaise, il devient possible de concentrer l'acquisition de données sismiques sur les zones où des ressources d'hydrocarbures non encore découvertes sont le plus susceptibles d'être présentes.

On présente ici l'information sur tous les programmes sismiques portant sur la zone de gestion de l'OCNEHE (Office Canada - Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers) y compris ceux qui chevauchent d'autres zones de gestion. Toutefois, des données numériques n'étaient disponibles que pour deux de ces programmes. Chaque case ombrée (10 kilometres x 10 kilometres) de la carte reflète les opérations d'acquisition de données sismiques en 2-D sous forme de somme des kilomètres de trajectoire de relevé dans cette case entre 1999 et 2003. Les programmes en 3-D sont représentés par des lignes ombrées en haut des cases de couleur. La carte n'illustre que les relevés sismiques réalisés par l'industrie et non ceux qui ont été effectués par le gouvernement ou par d'autres chercheurs. La majorité de la partie externe de la plate-forme Néo-Écossaise a fait l'objet de relevés de 1999 à 2003. La distribution des relevés reflète habituellement les sites visés par des permis d'exploration sur la plate-forme.

Document de référence

Davis, R.A., D.H. Thomson, and C.I. Malme. 1998. Environmental Assessment of Seismic Exploration on the Scotian Shelf. LGL Limited Environmental Research Associates. Prepared for Mobil Oil Canada Properties Ltd., Shell Canada Ltd. and Imperial Oil Ltd. for Submission to the Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board. (en anglais seulement). (14 décembre 2004).

Puits d'exploration et découvertes importantes

Les puits d'exploration sont utilisés pour confirmer la présence d'hydrocarbures et pour déterminer les types et volumes présents. Avant d'entamer les travaux de forage, les entreprises utilisent les résultats de levés sismiques pour déterminer quelles zones offrent les meilleures perspectives. Les puits sont forés à l'aide d'infrastructures mobiles. Selon la profondeur de l'eau, ces infrastructures peuvent être installées directement sur le fond océanique (plates-formes autoélévatrices) ou flotter à la surface (plates-formes semisubmersibles et navires de forage). Le forage peut être réalisé jusqu'à des profondeurs dépassant 6 000 mètres pour analyser les gisements d'hydrocarbures potentiels, y compris leur taille, leur débit d'écoulement et les taux de production possibles. Les données sur les puits sont également utilisées pour évaluer et estimer le potentiel en hydrocarbures de zones aux perspectives semblables dans le bassin et du bassin en entier.

Plus d'une centaine de puits d'exploration ont été forés sur la plate-forme Néo-Écossaise, la majorité étant située dans la partie est de la plate-forme, particulièrement autour de l'île de Sable. La plupart des puits ont été forés dans les bancs relativement peu profonds de la plate-forme, mais certains l'ont été dans des eaux beaucoup plus profondes (jusqu'à 2 085 mètres) le long du talus néo-écossais. Si un puits donne lieu à la découverte d'une quantité importante de pétrole ou de gaz, le promoteur peut déposer une demande de licence de découverte importante. Cette licence est valable pour la zone où la découverte a été faite et permet à son titulaire de conserver les droits conférés par un permis d'exploration jusqu'à ce que ledit titulaire soit prêt à entrer en phase de production. Le titulaire de la licence peut déposer une demande pour obtenir une déclaration de découverte exploitable lorsqu'une zone semble compter des réserves pétrolières suffisantes pour assurer une production commerciale.

Mise en valeur et production d'hydrocarbures

Si des réserves viables sur le plan commercial sont découvertes dans un champ de pétrole ou de gaz, un permis de production peut être émis afin de permettre l'extraction de la ressource à des fins commerciales. À ce jour, deux projets menés sur la plate-forme Néo-Écossaise ont atteint la phase de production : le projet Cohasset-Panuke et le Projet énergétique extracôtier de l'île de Sable (PEES). Le projet Cohasset-Panuke consistait en 11 puits de production situés dans deux champs juste à l'ouest de l'île de Sable, la phase de production de ce projet ayant débuté en 1992. En 1999, année où le projet a été parachevé, 44,5 millions de barils de pétrole brut léger avaient été extraits (Jacques Whitford 2004).

La phase de production du PEES, un projet de plus grande envergure que le projet Cohasset-Panuke, a débuté à la fin de 1999. Au départ, du gaz et des liquides extraits du gaz naturel étaient extraits de trois champs : Thebaud, Venture et North Triumph. Deux autres champs (Alma et South Venture) ont depuis commencé à être exploités. Un sixième champ (Glenelg) a été considéré aux fins de production, mais les plans de mise en valeur de ce champ ont été mis en suspens. Les ressources à chaque plate-forme de traitement du champ Thebaud sont d'abord acheminées vers un même point, puis vers un pipeline sous-marin. Ce pipeline se rend jusqu'à une raffinerie terrestre à Goldboro, comté de Guysborough. D'après des rapports d'activité de l'Office Canada - Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, le PEES a permis de produire une moyenne d'environ 11,86 millions de métres cubes de gaz naturel par jour en 2004 (OCNEHE 2005).

En 2001, PanCanadian (maintenant EnCana) a dévoilé les plans d'un projet de production au gisement de Deep Panuke, sous le champ de pétrole le plus ancien du projet Cohasset-Panuke. La société a ensuite annoncé qu'elle avait suspendu le projet pour des motifs d'ordre économique. EnCana envisage encore de mener à bien ce projet, mais à une échelle plus petite.

OCNEHE. 2005. Weekly Operations Report: Sable Gas Project Production Status (February 10, 2005). Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board. Site Web (en anglais seulement). (3 mars 2005).

Jacques Whitford. 2004. CEAA Screening Environmental Assessment for Cohasset-Panuke Phase II Decommissioning. Prepared for EnCana Corporation.