:
Très bien. Merci, monsieur le président.
Je tiens à vous remercier ainsi que tous les membres du comité de nous avoir invités aujourd'hui pour nous offrir l'occasion de vous parler de notre industrie. Nous sommes très heureux de partager avec vous l'expérience réussie de Talisman Energy et de répondre à vos questions sur le secteur de l'énergie en général.
Je m'appelle Reg Manhas et je suis le vice-président des opérations de la compagnie Talisman Energy. Je travaille à Calgary au Canada. Le collègue qui m'accompagne aujourd'hui, Jim Fraser, est le premier vice-président de la section du gaz de schiste, Opérations nord-américaines.
Avant d'aller plus loin j'aimerais vous signaler que je ne passerai pas en revue avec vous l'avis qui figure dans notre document. Vous pourrez le lire à loisir plus tard.
Avant de céder la parole à Jim qui vous parlera en plus amples détails du gaz de schiste, j'aimerais vous parler brièvement de l'empreinte internationale de Talisman et de notre engagement envers la responsabilité sociale des entreprises. Talisman Energy est une entreprise canadienne dont le siège social se trouve à Calgary; nous participons à des activités d'exploration en Amérique du Nord, en Amérique latine, en Asie, au Moyen-Orient et en Europe. Nous sommes très fiers d'être une entreprise canadienne qui s'est trouvée une place sur la scène internationale.
Talisman s'est engagée à mener ses activités en faisant preuve de la plus grande responsabilité aux plans éthique, social et environnemental. Talisman est reconnue comme étant un leader national et international dans le domaine de la responsabilité sociale des entreprises. J'ai personnellement été très fier de faire partie du Groupe consultatif national lors des tables rondes sur la responsabilité sociale des entreprises organisées il y a environ deux ans par le gouvernement du Canada.
Talisman est un producteur de pétrole et de gaz dans le monde entier, mais je dois signaler que nous ne participons pas à l'exploitation des sables bitumineux. En fait, au cours des quelque dernières années, Talisman a pris une décision stratégique et se concentre sur le gaz naturel en Amérique du Nord.
Je vais maintenant céder la parole à Jim Fraser qui vous donnera de plus amples détails sur notre exploitation des gaz de schiste au Canada. Merci.
Encore une fois, je suis très heureux moi aussi d'être des vôtres ce matin.
Je vous demanderais de passer à la carte du monde qui se trouve à la deuxième page du document. Comme nous l'avons mentionné un peu plus tôt, Talisman est une société indépendante de production de gaz et de pétrole et qui oeuvre à l'échelle internationale. Nous avons des activités en mer du Nord, en Asie du Sud-Est et en Amérique du Nord. C'est sur cette dernière région, soit notre portefeuille en Amérique du Nord, que portera le reste de mes commentaires.
Au cours des quelques dernières années, nous sommes passés du rôle d'exploitant classique de gaz et de pétrole à celui d'exploitant de gaz de schiste, en raison du potentiel de croissance et à long terme de cette ressource et du faible coût de production. Nous avons quatre centres d'exploitation du schiste en Amérique du Nord, chacun se trouvant à une étape différente. Je vous en parlerai en plus amples détails dans quelques instants.
La quatrième partie de notre portefeuille est notre exploration à l'échelle internationale.
Comme vous pouvez le voir à la page suivante, Talisman détient des concessions d'environ 1,8 million d'acres nettes de gaz de schiste en Amérique du Nord, ce qui regroupe nos quatre grands projets. Cette superficie comprend 238 billions de pieds cubes de gaz. Le diagramme à secteurs sur la partie droite de la page indique que nos ressources contingentes sont évaluées à quelque 57 billions de pieds cubes de gaz. Pour placer les choses dans leur contexte, j'aimerais signaler que le Canada consomme environ 3,5 billions de pieds cubes de gaz chaque année, ce qui veut dire qu'à elle seule cette ressource contingente qui appartient à Talisman pourrait subvenir aux besoins énergétiques du Canada pendant 16 ans.
Comme j'ai signalé un peu plus tôt, nous avons quatre sites. Le premier, qui est d'ailleurs le plus avancé, est le site de schiste Marcellus en Pennsylvanie. Lorsque nous avons commencé à l'exploiter nous n'avions aucune production et nous enregistrons aujourd'hui une production de gaz de plus de 270 millions de pieds cubes, et ce depuis déjà deux ans. C'est l'une des plus rentables exploitations de gaz de schiste en Amérique du Nord.
Le gisement de schiste Montney est la deuxième exploitation la plus avancée et se trouve dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique. Ce site est caractérisé par l'épaisseur de la couche de schiste. En effet, il y a près de 1 400 pieds de schiste comportant du gaz alors que Marcellus n'en a que 250. Le projet de la Colombie-Britannique a entre 12 et 18 mois de retard sur celui de Marcellus, mais jusqu'à présent les résultats ont été fort encourageants. En effet, nous n'avons à ce jour foré qu'environ 35 puits, et c'est justement ce qui est le plus important quand on veut exploiter ce genre de site. Cela nous permet de réduire nos coûts.
Le dernier venu de nos sites est celui d'Eagle Ford dans le Sud du Texas, en raison de la teneur en liquides du schiste.
La quatrième partie de notre portefeuille est la formation Utica au Québec d'une très grande superficie d'environ 760 000 acres nettes. Mais je dois vous rappeler, que l'exploration au Québec en est à ses balbutiements et que seule une poignée de puits ont été forés.
Vous voudrez peut-être savoir pourquoi le gaz de schiste?
Je veux parler des sept points énumérés dans la diapositive qui suit.
Premièrement, le gaz de schiste représente une base de ressources durables ou de longue vie en Amérique du Nord. Ces puits pourront être exploités pendant quelque 50 ans.
Deuxièmement, ces exploitations sont caractérisées par une capacité de croissance. Il s'agit d'accumulations très importantes, certaines d'entre elles font près de 100 milles de long. La production totale de gaz de schiste en Amérique du Nord en 2000 était pratiquement nulle. Elle est passé à 10 milliards de pieds cubes par jour en 2010, ou à 15 p. 100 de la production de gaz naturel en Amérique du Nord. Les experts s'attendent à ce que la production de gaz de schiste augmente pour passer à plus de 25 milliards de pieds cubes par jour d'ici 2015 et pourrait représenter près de 50 p. 100 de la production totale de gaz en Amérique du Nord d'ici 2020.
Troisièmement, le gaz de schiste est exploité au moyen de technologies prouvées, de forage horizontal et de stimulation de fracturation avancée.
Quatrièmement, ces ressources sont très prévisibles. Il y a très peu de fluctuations d'un puits à l'autre.
Cinquièmement, le gaz de schiste a une empreinte de carbone réduite par rapport aux autres combustibles. Ses émissions de gaz à effet de serre sont inférieures de 40 p. 100 à celles du charbon, 30 p. 100 inférieures à celles du mazout et 22 p. 100 inférieures à celles du gaz classique.
Sixièmement, les coûts d'exploitation du gaz de schiste sont inférieurs à ceux des autres sources d'énergie. Les coûts sont peu élevés parce qu'il y a moins de risques géologiques associés au forage des puits, et le fait que le processus de forage et d'exploitation est répété peut-être des milliers de fois, qui permet de rendre ces activités plus rentables.
Enfin, je dois mentionner le potentiel d'hydrocarbures liquides. La réussite des exploitations effectuées récemment dans les sites riches en liquides est la raison de leur développement pour profiter du prix élevé du produit sur les marchés.
La dernière diapositive fait état de certaines des pratiques exemplaires de Talisman utilisées dans le cadre de l'exploitation de cette ressource.
Tout d'abord, nous avons ce que nous appelons un programme de bon voisinage. C'est-à-dire que nous cernons d'entrée de jeu les impacts possibles de l'exploitation du gaz de schiste et nous établissons des paramètres de comportement pour notre personnel et nos sous-traitants.
Ensuite, nous avons une enceinte de confinement secondaire et un programme de protection environnementale. Nous recyclons entièrement 100 p. 100 de l'eau que nous utilisons dans les sites en exploitation comme Marcellus. De façon proactive, nous divulguons sur nos sites Internet la liste de tous les produits chimiques utilisés lors de la fracturation.
Le dernier point est en fait probablement le plus important. Nous accordons une attention particulière à la sécurité. Il s'agit là de la pierre angulaire de la philosophie de notre entreprise.
Bref, le gaz de schiste représente une occasion rêvée pour le Canada d'exploiter ses propres ressources naturelles de façon durable et responsable pour renforcer notre sécurité énergétique et rapporter des dividendes aux Canadiens.
:
Merci, mesdames et messieurs. Je suis très heureux de pouvoir être des vôtres aujourd'hui.
La Canadian Society for Unconventional Gas est un organisme à but non lucratif mis sur pied en 2002 qui a pour but de mieux faire connaître à l'industrie, aux gouvernements, aux responsables de la réglementation et au public les ressources naturelles non classiques et les technologies qui permettront de les exploiter.
Le Canada possède de très importantes ressources en gaz naturel. Au cours de la dernière décennie, notre base des ressources est passée de 390 billions de pieds cubes — ce qui équivaut à 70 ans d'approvisionnement — à plus de 700 billions de pieds cubes.
Ces ressources en gaz naturel comprennent le gaz contenu dans les réservoirs classiques, principalement dans l'Ouest canadien; le gaz du Grand Nord canadien et au large des côtes; ainsi que dans les réservoirs non classiques: filons de charbon, grès compact et schistes. L'émergence de ressources de gaz non classiques en tant que réserve importante du portefeuille des ressources en gaz naturel du Canada est le principal changement qui s'est produit ces 10 dernières années.
Bien que les ressources en gaz naturel du Canada diminuent et que les coûts d'exploration et d'exploitation augmentent, la technologie, en réponse à cette situation, a fait des avancées et s'est adaptée aux réservoirs non classiques. Avec des réserves de 128 à 343 billions de pieds cubes, les ressources en gaz de schiste du Canada joueront un rôle important dans l'approvisionnement en gaz naturel de demain.
La majorité des ressources en gaz de schiste identifiées se trouve dans l'Ouest du Canada, mais d'importantes ressources potentielles sont actuellement à l'étude en Ontario, au Québec, et dans les Maritimes. De plus, les possibilités géologiques en gaz de schiste de plusieurs régions du Canada sont encore mal définies ou mal comprises, et nous prévoyons qu'il y aura une croissance de la base de ressources dans plusieurs régions du pays.
La nouvelle technologie nous permet d'exploiter le potentiel de gaz non classique. Nous avons été témoins d'une évolution dramatique de la capacité de forage horizontal grâce au développement de systèmes de forage spécialisés et de technologies connexes, ce qui a permis de réduire considérablement les coûts de forage. Le forage de plusieurs puits à partir d'un seul site peut permettre de réduire la perturbation de la surface des deux tiers ou même plus comparativement aux anciennes techniques de forage d'un seul puits.
La fracturation hydraulique des réservoirs est utilisée depuis 60 ans. L'évolution de ces techniques nous permet maintenant de procéder à plusieurs forages horizontaux et verticaux et tout cela a mené à un meilleur rendement de l'industrie.
De plus, les techniques de surveillance microsismique permettent d'observer l'extension latérale et verticale de la fracturation.
Toutes les activités d'évaluation et d'exploitation du gaz de schiste sont assujetties à la réglementation provinciale. Rien ne relève du gouvernement fédéral. Même si les règlements peuvent varier d'une province à l'autre, les fonctions principales au plan de la santé, de la sécurité et de la protection de l'environnement sont toujours visées par les règlements.
À certains endroits, la gestion de l'eau préoccupe un bon nombre d'intervenants. Il importe de reconnaître que par l'entremise de divers ministères dans toutes les provinces et territoires, l'utilisation et l'élimination de l'eau dans les sites d'exploitation de gaz naturel sont réglementées, y compris dans le secteur de l'exploitation du gaz de schiste.
Les pratiques reconnues pour la construction des puits sont conçues pour protéger l'eau souterraine. À une faible profondeur, là où on trouve l'eau potable dans la nappe phréatique, la première étape de construction d'un puits inclut l'installation d'un tubage en acier et l'injection de ciment entre le tubage et la formation de sorte à isoler les nappes phréatiques avant de forer à une plus grande profondeur. Après le forage du puits dans le schiste, un autre cuvelage en acier est installé, et encore une fois on injecte du ciment entre le cuvelage et la formation, de sorte à isoler le schiste producteur de toutes les formations ou unités de roches. Cette technique, l'isolation à la fois de la nappe phréatique et de la zone de production, est la méthode de production normale utilisée dans les puits partout au monde.
Après cette étape, les opérations de fracturation hydraulique commencent. Il faut rappeler que les opérations de fracturation susceptibles de compromettre l'intégrité du puits sont interdites.
La fracturation hydraulique vise à induire des fractures dans la formation gazéifère en injectant dans le puits vertical un fluide, souvent additionné de sable ou d'un autre agent de soutènement destiné à pénétrer une formation précise à un endroit prédéterminé. Le fluide crée des fissures ou des fractures et l'agent de soutènement les empêche de se refermer. Le procédé répété à plusieurs endroits d'un puits est appelé la fracturation en plusieurs étapes. Dans les puits horizontaux forés dans le schiste, le procédé est répété à plusieurs endroits dans la partie horizontale du puits.
Une grande variété de fluides peuvent être utilisés. Même si dans certains cas l'opération se fait sans eau, la fracturation par injection d'eau est largement répandue. C'est ce qu'on appelle la fracturation à base de « slick-water ».
Au sein du secteur, on reconnaît aujourd'hui que le processus de fracturation hydraulique nécessite de grandes quantités d'eau. C'est ainsi que les exploitants et les intervenants du secteur tertiaire font tout leur possible pour réduire les quantités d'eau utilisées, faisant appel au recyclage et à une utilisation d'eau non potable ou impropre à la consommation.
Étant donné que le processus de fracturation hydraulique nécessite des mouvements d'eau et de sable à haute pression, à des kilomètres de profondeur jusque dans les formations de schiste, on se sert souvent d'additifs afin de mieux véhiculer les grains de sable, d'atténuer les réactions de l'eau au contact des minéraux d'argile, d'améliorer les caractéristiques découlant du fluide et d'éliminer les bactéries. L'emploi d'additifs est régi par des règlements et programmes du gouvernement fédéral surtout notamment en matière de formation des travailleurs et d'exigences de certification. Nous avons identifié dans notre document certains de ces textes, programmes et règlements.
Il est clair que les activités d'exploration et d'exploitation des gaz de schiste suscitent des inquiétudes, surtout dans les régions qui n'ont jamais eu affaire à l'industrie des ressources pétrolières et gazières. Ça se comprend. L'évaluation et l'exploitation des gaz de schiste, comme toute autre activité industrielle, peut déranger. En effet, les opérations sont intenses en période d'évaluation des gisements et d'aménagement des puits d'exploitation, mais au stade de la production proprement dite, le niveau d'activité devient beaucoup plus faible.
Il faut savoir que l'exploitation des gaz de schiste s'accompagne d'activité et de croissance économiques. Dans son rapport de juillet 2009, le Canadian Energy Research Institute a estimé que chaque dollar investi par l'industrie pétrolière et gazière ajoutait 3 $ au produit intérieur brut du Canada. L'impact le plus important se fait ressentir au niveau de l'activité économique. Ce sont tous les paliers de gouvernement, des municipalités au gouvernement fédéral, qui profitent du développement économique, de la création d'emplois, des ventes immobilières et des impôts sur le revenu.
En guise de conclusion, je dirais que le gaz de schiste formera une partie appréciable de nos sources d'approvisionnement énergétiques et nombreuses sont les régions du pays qui pourront profiter de l'exploitation de la ressource. La mise en valeur du gaz de schiste se déroule dans un cadre réglementaire exhaustif qui vise prioritairement la protection de la santé, la sécurité et la protection de l'environnement, y compris la protection des eaux souterraines et de surface. Bien qu'il est vrai que la mise en valeur du gaz de schiste exige, dans certains cas, de grandes quantités d'eau, l'industrie fait d'énormes efforts pour trouver une solution à ce problème.
Enfin, il est important de savoir que l'exploitation du gaz de schiste profitera à tous les paliers de gouvernement, notamment sur les plans du développement économique régional et de la création d'emplois.
Merci.
:
Merci, monsieur le président.
Bonjour, messieurs.
Monsieur Fraser, Talisman Energy est une compagnie très présente au Québec. C'est certain que les audiences que tient le BAPE présentement nous amènent à voir une vaste opposition de la population du Québec à l'exploitation du gaz de schiste. Vous me corrigerez si j'ai tort, mais contrairement à la Colombie-Britannique, au Québec, l'exploitation se fait dans des régions densément peuplées et en territoire agricole, et nous craignons que cela crée peu d'emplois spécialisés. L'exploitation du gaz de schiste n'est pas nécessairement une priorité pour les Québécois, parce qu'on préfère exploiter des énergies plus vertes, et les besoins sont moins présents.
C'est certain que l'utilisation de l'eau et les dommages à l'environnement nous posent particulièrement problème. À cet effet, Talisman Energy a été en infraction, à la fin octobre, parce que l'entreprise a utilisé, cet été, quatre millions de litres d'eau pour effectuer une fracturation hydraulique à son puits de Gentilly. Sur ces quatre millions de litres, trois millions de litres d'eau usée n'ont pas été traités et se sont retrouvés dans des réservoirs à ciel ouvert. Cela a beaucoup inquiété la population. On dit qu'on a près d'une trentaine de puits, mais imaginez si on en avait 1 000, 10 000 ou 15 000. Ce serait vraiment inquiétant.
Avez-vous l'intention de faire de la recherche? Avez-vous l'intention de pouvoir mieux traiter ces eaux usées par la fracturation? Avez-vous l'intention de réduire les quantités d'eau? Que voulez vous faire pour rassurer la population?
:
Bien sûr, monsieur le président.
Tout d'abord, madame Brunelle, le processus du BAPE est en cours. En fait, Talisman y participe pleinement depuis environ un mois. Il faudra attendre le début du mois de février pour prendre connaissance des conclusions. On y traite de certaines des questions que vous avez soulevées.
En ce qui concerne l'eau, toutes nos activités sont réglementées, et de près, par les ministères des Ressources naturelles et de l'Environnement du Québec. Ce qui veut dire qu'avant de procéder à quoi que ce soit, nous devons obtenir un permis. Par exemple, nous nous sommes servis d'eau de surface pour stimuler la fracturation. Nous nous sommes procurés des permis pour extraire ces quantités d'eau. De plus, nous avions des permis émis par le MDDEP pour que l'eau usée soit acheminée à une usine de traitement municipal.
À long terme et à plus large échelle, si nous espérons vraiment exploiter la ressource, ce n'est pas ce que nous ferions de l'eau. Pour deux raisons. D'abord, nous tentons de réutiliser un maximum d'eau. Pour reprendre l'exemple que vous avez cité, nous allons réutiliser l'eau la prochaine fois que nous procédons à une stimulation de fracturation, c'est-à-dire l'an prochain. Par conséquent, nous la conservons dans un réservoir hors terre, comme vous l'avez mentionné, pour que l'eau n'ait pas de contacts avec la terre. Nous avons l'intention de réutiliser cette eau la prochaine fois que nous procédons à la fracturation d'un puits le printemps prochain. La réutilisation de l'eau fait donc partie intégrante de notre stratégie.
Les usines de traitement des eaux usées ne sont pas la réponse au problème de traitement des eaux à long terme au Québec. Dans les autres provinces où l'exploitation du gaz de schiste n'est pas très robuste, ce n'est pas ce qui se produit. Il existe aujourd'hui d'autres technologies, comme l'osmose inverse ou l'évaporation, qui permettent de traiter l'eau. Au Québec cette année, il y a seulement eu deux puits qui ont fait l'objet de stimulation de fracturation, et cela ne suffit pas pour faire appel aux solutions à long terme. C'est pourquoi notre eau s'est retrouvée dans une usine de traitement des eaux usées.
Mais j'aimerais insister sur le fait que toutes nos activités sont réglementées par le MDDEP. Nous avons des permis émis par le MDDEP qui nous permettent d'envoyer notre eau usée au site de traitement. L'usine de traitement des eaux usées doit également obtenir les autorisations nécessaires pour ses propres activités. Donc, dans tout ce que nous faisons, nous nous conformons au règlement actuel. Nous estimons d'ailleurs qu'il est important d'avoir un régime de réglementation robuste au Québec, ainsi que dans les autres régions où nous menons nos activités.
:
Bonjour, messieurs. Excusez mon retard; il se peut que je pose des questions que vous avez déjà entendues. Par contre, je pense qu'il est parfois important de répéter certaines questions, afin de voir si on obtient la même réponse.
Des voix: Ah, ah!
[Traduction]
L'hon. Denis Coderre: Non, je ne faisais que le mentionner.
Bien sûr, il y a un problème au Québec au niveau de nos communications ou de notre perception, parce qu'il s'agit d'un nouvel enjeu. Voilà ce que je propose. Je ne parle pas de Talisman ou d'une autre compagnie, mais manifestement, la façon dont l'industrie a tenté de convaincre les gens au début, avec M. Caillé et les autres, a été un désastre, n'est-ce pas?
Vous n'avez pas besoin de répondre à cette question, mais c'était un désastre. Vous rougissez; c'est un bon signe.
Ce qui m'inquiète, c'est la qualité de vie. Je suis certain que cela vous préoccupe aussi. Pour jouir d'une bonne qualité de vie, nous devons disposer d'une façon indépendante de surveiller les activités. Bien sûr, cela relève du champ de compétence des provinces, mais nous avons un rôle à jouer. L'étude que nous effectuons est sérieuse, et je pense que nous pouvons tous contribuer à la recherche d'une solution.
Je m'inquiète des faits scientifiques. Dimanche à l'émission Découverte, on a abordé la question du sel et de l'utilisation de l'eau, problème en Pennsylvanie. Bien sûr, les gens cherchent d'autres exemples. La Colombie-Britannique semble être un modèle; d'autres problèmes se posent dans d'autres régions.
Comment gérer cette question des faits scientifiques? Au bout du compte, nous pouvons parler d'argent, mais si nous parlons de richesse, je pense que les éléments les plus importants sont les faits scientifiques et le processus de surveillance. Nous devons aussi rassurer les gens, parce que c'est leur vie qui est en jeu.
En ce qui concerne la contamination possible de l'eau, dans le contexte de l'utilisation que vous en faites et de l'endroit où vous la renvoyez, disposez-vous d'études scientifiques qui montrent que ce que vous faites maintenant est bien? Et pour vous aider, serait-ce une bonne chose, par le biais de l'ONE, des experts ou des évaluations environnementales, de disposer d'un processus de surveillance indépendant au Canada dans le cadre duquel des études scientifiques pourraient être faites en collaboration avec des experts de l'extérieur, lesquels mèneraient à l'établissement d'un processus qui rassure tout le monde?
:
Nous allons maintenant reprendre nos travaux en écoutant le deuxième groupe de témoins. J'aimerais dire, avant d'en présenter les membres, qui sont ici en personne ou qui comparaissent par vidéoconférence, que Timothy Egan, président et chef de la direction de l'Association canadienne du gaz, a annulé à la dernière minute pour des raisons familiales. Nous pourrons peut-être le faire comparaître plus tard. Nous allons certainement essayer.
Nous accueillons par vidéoconférence, de Calgary, représentant Corporation Encana, Richard Dunn, vice-président de la section canadienne, réglementation et relations gouvernementales.
Bienvenue, monsieur Dunn.
Nous accueillons, du ministère des Ressources naturelles, Marc D'Iorio, directeur général, Bureau du directeur général; Denis Lavoie, chercheur en géosciences, secteur des sciences de la terre, géoressources et géologie régionale; et David Boerner, sous-ministre adjoint par intérim, Ressources naturelles Canada. Bienvenus.
Nous allons commencer par M. Dunn par vidéoconférence.
Allez-y, vous avez jusqu'à sept minutes.
:
Je vous remercie, monsieur le président.
Je tiens d'abord à vous remercier de cette occasion de vous faire un exposé par vidéoconférence. Il fait probablement plus beau à Ottawa: je crois qu'il faisait moins 28 ce matin à Calgary.
Comme vous l'avez dit, je m'appelle Richard Dunn et je suis le vice-président de la réglementation et des relations gouvernementales à Encana Corporation. Un aperçu rapide d'Encana: nous sommes le deuxième producteur de gaz naturel en Amérique du Nord, avec une production de quelque 3,3 milliards de pieds cubes par jour. Cela représente environ 5 p. 100 de la production nord-américaine totale. Nous sommes 100 p. 100 nord-américains — 40 p. 100 de notre production se fait au Canada et 60 p. 100 aux États-Unis — avec une capitalisation boursière d'environ 25 milliards de dollars canadiens.
L'industrie du gaz naturel en Amérique du Nord est en période de renaissance technologique; ce qui devrait changer la donne de façon sans précédente dans le domaine de l'énergie au Canada. Grâce à la technologie, nous avons accès à d'importantes nouvelles sources de gaz naturel, donnant lieu à une abondance que nous n'avons jamais vue dans notre carrière. Grâce aux nouvelles techniques de point dans la simulation et le forage horizontal, les réserves nord-américaines de gaz naturel sont maintenant estimées à un approvisionnement de 100 à 150 ans aux niveaux de production actuels. Cette technologie nous permet d'exploiter des endroits de calibre internationale comme Horn River et Montney Bains dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique. Elle donne beaucoup d'espoir aux nouvelles régions productrices partout au pays, y compris au Québec et au Nouveau-Brunswick.
Je peux vous brosser un tableau de cette technologie. Je parle de multiples puits horizontaux à partir d'une seule zone en surface d'environ 200 mètres de côté. On y a accès à quelque 13 kilomètres carrés de réservoirs enfouis à des milliers de mètres en profondeur et à des dizaines de milliards de pieds cubes de gaz naturel. On peut avoir plusieurs exploitations de haute technologie en même temps. Dans un puits, on obtient un diagramme de forage de haute technologie; un autre puits est achevé, et jusqu'à 24 simulations séparées se font dans le puits de forage horizontal; et on prépare un autre puits à l'exploitation.
Nous avons hâte de montrer au comité une exploitation de haute technologie dans un avenir rapproché.
Le Canada est un leader de la renaissance de l'énergie. Le Canada est aussi un leader de la gestion environnementale et économique. Les collectivités n'ont pas à choisir entre les perspectives économiques importantes que présentent le gaz naturel et la protection de leur environnement. Qu'est-ce qui nous permet d'atteindre cet équilibre? D'abord, nous utilisons les meilleures pratiques d'ingénierie du contrôle de la qualité dans toutes nos exploitations. Ensuite, nous respectons les règlements rigoureux qui régissent tous les aspects de notre développement. Ces règlements portent sur divers domaines comme le forage, la gestion de l'eau, les émissions dans l'atmosphère, les conséquences sur la faune et sur la santé et la sécurité des travailleurs. La protection de l'eau souterraine est très réglementée à toutes les étapes de nos projets. Des règlements portent sur l'entreposage de l'eau saline, les distances de séparation entre les puits de production et les puits d'eau locaux et la protection des aquifères. Au plan de la conception, on nous a dit que les tubelages en acier entièrement cimentés à l'extérieur arrêtent de plus façons la migration des fluides des puits de forage jusqu'aux aquifères.
Au Canada, nous sommes favorables à la divulgation de plus d'information concernant la composition des liquides utilisés dans a fracturation hydraulique. Toutefois, nous allons plus loin. Nous veillons à utiliser, dans la mesure du possible, les pratiques de gestion des liquides et les liquides de fracturation hydraulique les plus respectueux de l'environnement. L'industrie dans son ensemble réduit son empreinte écologique en forant de nombreux puits — jusqu'à 16 à Horn River — à partir d'un seul endroit, en recyclant l'eau lorsque c'est possible, et en cherchant de nouvelles sources d'eau qui autrement ne seraient pas utilisées. Par exemple, avec notre partenaire Apache, nous avons récemment investi plus de 50 millions de dollars dans une usine qui offre un approvisionnement d'eau à partir d'aquifères salins profonds. Cette eau autrement inutilisable, parce qu'elle est aussi salée que l'eau de mer, est un substitut pour l'eau douce de surface qui aurait été utilisée pour la fracturation.
J'aimerais passer aux répercussions économiques de l'industrie et parler pendant quelques minutes des avantages économiques considérables de notre industrie pour l'ensemble du pays, y compris en matière d'emplois.
Selon des données de la American Natural Gas Alliance, en 2008, le secteur du gaz naturel comptait plus de 600 000 travailleurs au pays et contribuait plus de 100 milliards de dollars au PIB du Canada. Les études démontrent qu'il y a dans chaque province des emplois liés au gaz naturel et l'argent dépensé dans l'Ouest apporte des avantages considérables au reste du Canada. Environ 15 p. 100 des avantages économiques découlant de l'investissement dans le gaz naturel dans l'Ouest du Canada vont aux autres provinces, surtout l'Ontario et le Québec. Encana dépense des millions de dollars en Ontario et au Québec, chez des fournisseurs de haute technologie, des consultants, des fabricants, d'entreprises comme Hoerbiger, Quadra Chemicals et Tenaris Steel. Aussi, l'industrie offre, dans les régions où nous sommes actifs, des avantages considérables aux secteurs des services locaux. En Colombie-Britannique, par exemple, même si le secteur tertiaire est relativement peu important, plus de 50 p. 100 de nos dépenses vont à des fournisseurs de services locaux, y compris un montant considérable à des entreprises appartenant à des Autochtones.
Toutefois, avec l'augmentation marquée de la production de gaz de schiste en Amérique du Nord, le prix du gaz naturel a baissé, en réponse à l'offre et à la demande. Aussi, on s'attend à ce que le prix du gaz naturel soit bas dans un avenir prévisible. Les zones canadiennes de gaz de schiste devront faire face à de grands défis pour être concurrentielles sur les marchés du Nord-Est américain, qui étaient à une époque bien approvisionnés par nous. Avec le développement des gaz de schiste en Amérique du Nord, les États-Unis n'ont pas besoin de nos produits comme auparavant. Bien que nous ayons des ressources exceptionnelles, nous devons aussi faire face à certains désavantages inhérents, comme l'augmentation des coûts d'exploitation dans un climat nordique et les longues distances à parcourir pour acheminer notre gaz au marché. Des approvisionnements importants de gaz de schiste sont exploités en Pennsylvanie et au Michigan, près de nos marchés de base traditionnels. En grande partie en raison de ces défis en matière de compétition, depuis 2008, la production canadienne a diminué de 20 p. 100, alors qu'au cours de la même période, la production américaine a augmenté de 20 p. 100.
Que faire relativement à ces défis? À court terme, l'industrie continue d'améliorer son efficacité. Les gouvernements provinciaux aussi ont fait un excellent travail pour créer un environnement concurrentiel. Pour nous aider grandement, le gouvernement provincial peut adopter la proposition de l'ACPP pour le budget fédéral, qui nous mettrait temporairement sur un pied d'égalité grâce à un traitement fiscal équivalent à celui accordé aux États-Unis aux exploitants de gaz naturel. Ce traitement fiscal est à peu près équivalent au traitement fiscal actuel accordé aux fabricants et aux transformateurs au Canada.
À plus long terme, la santé de l'industrie dépendra de la création de marchés nationaux et étrangers, et de l'utilisation du gaz naturel comme moyen de répondre aux demandes pressantes visant à réduire les émissions de carbone. Le gaz naturel est le combustible fossile le plus propre, et les avantages en matière de gaz à effet de serre sont considérables; le gaz naturel déplace les combustibles hydrocarbonés vers les industries comme le transport et la génération d'énergie, ce qui représente une réduction de 20 à 50 p. 100 des émissions de gaz à effet de serre par unité d'énergie. L'utilisation accrue du gaz naturel créera des emplois et davantage de revenus pour le gouvernement par le truchement des impôts et des redevances.
Passons maintenant aux marchés étrangers. En devenant une société de classe moyenne, l'Asie représente l'autre principale occasion d'affaires pour le gaz naturel. En Chine, par exemple, on s'attend à quadrupler la consommation de gaz naturel d'ici à 2020. L'Asie injecte des milliards de dollars dans la croissance de notre industrie du gaz naturel pour répondre à ses propres besoins en énergie. Dans le cadre de cette initiative, des installations de gaz naturel liquéfié sur la côte Ouest et une infrastructure de pipelines connexes seront nécessaires pour accéder à ce marché.
En conclusion, l'industrie canadienne du gaz naturel est une industrie responsable, viable et bien réglementée qui contribue de façon importante à l'économie canadienne. Toutefois, cette industrie doit faire face à des défis considérables en matière de concurrence. Pour maintenir et augmenter son marché sur la scène nationale et internationale, elle doit avoir accès à des investissements étrangers et à des marchés d'exportation, à des programmes de soutien à l'infrastructure stratégique et à des politiques fiscales de transition pour veiller à ce que l'industrie ne soit pas davantage marginalisée.
Je vous remercie.
:
Merci, monsieur le président.
Le but de notre présentation d'aujourd'hui est de vous fournir des renseignements, tel vous l'avez demandé, sur l'exploration et la production du gaz de shale en Amérique du Nord. On aimerait vous donner un aperçu des connaissances géoscientifiques qui sont utilisées pour déterminer le potentiel en hydrocarbures, ainsi qu'une évaluation préliminaire des ressources de gaz de shale au Canada.
[Traduction]
Comme vous l'avez probablement entendu souvent au cours des dernières séances ici, les gaz de schiste transforment le marché nord-américain de l'énergie. Si vous regardez le diagramme en haut de la page 3, il s'agit d'un scénario de référence de l'ONE de juillet 2009. On inclut maintenant au scénario les gaz de schiste; ils sont pris en compte dans les prévisions et les scénarios, et ce, depuis 2007— les gaz de schiste ne figuraient pas à ces diagrammes auparavant. Aussi, ce qui est peut-être plus surprenant, lorsque vous regardez l'approvisionnement nord-américain en gaz naturel, vous pouvez voir qu'il y a eu un sommet en 2000, après quoi l'approvisionnement du golfe du Mexique a commencé à diminuer; il y a eu regain à partir de 2005 grâce à la production de gaz de schiste aux États-Unis. Au Canada, le gaz de schiste devrait avoir des répercussions similaires.
[Français]
La production du gaz de shale en Amérique du Nord a commencé aux États-Unis il y a presque une vingtaine d'années, dans les shales de Barnett.
Depuis 1990, presque 12 000 puits ont été forés, et les réserves ultimes pour ces unités sont estimées à 30 billions de pieds cubes. Quand on parle d'un billion de pieds cubes, cela correspond, en anglais, a trillion cubic feet, d'où l'abréviation TCF.
Aux États-Unis, le gisement Marcellus est le prochain gisement en importance. Il est des plus prometteurs, car il y a une couche organique très riche dans les shales qui sont présents là-bas. Depuis 2 000, soit depuis 10 ans, 2 000 puits ont été forés, et les réserves ultimes récupérables du Marcellus sont en ce moment estimées à 49 billions de pieds cubes. Pour mettre cela en contexte, la demande nord-américaine annuelle est d'environ 25 billions de pieds cubes.
[Traduction]
Passons à la diapositive numéro 5, qui porte sur le contexte canadien. Vous avez entendu parler de Horn River. Depuis 2006, il s'agit de la région qui est explorée et exploitée. Pour ce qui est du potentiel des ressources disponibles, la Canadien Society for Unconventional Gas estime qu'environ 500 billions de pieds cubes pourraient être extraits du bassin de Horn River. Aussi, les bassins Utica et Lorraine sont examinés au Québec; ils ont un potentiel de 181 billions de pieds cubes. Un potentiel de gaz de schiste existe dans de nombreuses autres parties du pays également, pas juste dans les régions indiquées sur la carte— en Ontario, par exemple.
Encore une fois, pour mettre ces ressources possibles en contexte, la demande canadienne de gaz annuellement en 2008 était d'environ 2,5 billions de pieds cubes.
[Français]
Notre rôle est d'examiner le contexte géologique. Le travail fait par la Commission géologique du Canada et le travail scientifique produit par Ressources naturelles Canada est publié et financé à même les deniers publics. Tous les travaux faits par la Commission géologique sont publiés et disponibles dans des revues scientifiques ou dans des publications générées par Ressources naturelles Canada.
Les données et les publications sont utilisées par le secteur privé, quand il cherche des sites d'exploration, par le secteur public, par les gens responsables du cadre règlementaire et par les provinces qui sont propriétaires des ressources.
La plupart des shales qui font en ce moment l'objet d'exploitation ou d'exploration au Canada ont été étudiés par la Commission géologique du Canada, qui oeuvre depuis 1842.
La teneur minéralogique des schistes peut être très différente. Par exemple, la matière organique qui détermine vraiment son potentiel peut être différente, mais il y a aussi des différences dans la teneur en silice et en carbonate qui affecte notre habilité à fracturer la roche, quand il s'agit de produire du gaz naturel.
[Traduction]
Les principaux éléments pertinents dans le travail que fait la Commission géologique du Canada concernaient en réalité le système pétrolier et la production d'hydrocarbures. Pour avoir un système pétrolier qui fonctionne, il faut de la roche sédimentaire et, typiquement, plusieurs kilomètres de sédiments. Il faut une couche qui soit très riche en matière organique. C'est la roche-mère qui se compose typiquement d'argile et qui se transforme en schiste. Les schistes constituent généralement la roche-mère des systèmes pétroliers. Il faut ensuite que le système soit enfoui et exposé a de la chaleur — nous appelons ce processus la « cuisson » —, et le pétrole se crée ainsi. La cuisson finit par produire du gaz naturel. Si la cuisson se poursuit, tout se dissipe et disparaît.
Avec le temps, le pétrole et le gaz migrent vers un réservoir qui constitue un piège structurel. Les pièges structurels sont les réservoirs classiques. Grâce aux moyens technologiques modernes, qui permettent d'allier la capacité de fracturation et le forage horizontal, il est possible de se rendre jusqu'à la roche-mère qui est constituée de schiste.
La diapositive 7 porte sur l'étendue de l'évaluation préliminaire des ressources en gaz de schiste. La Commission géologique a évalué les ressources disponibles à la surface et dans les roches, les techniques de forage et toutes les données disponibles publiquement, ainsi que des données sismiques. Dans une coupe transversale typique, on cherche à repérer la roche-mère qui est indiquée en rouge dans la partie gauche du diagramme. C'est là le gaz naturel de schiste et il y a typiquement une couche imperméable au-dessus qui a piégé le gaz naturel là où il se trouve. Ces données sont obtenues en partie grâce au profil sismique, puis par l'analyse des roches et l'analyse géochimique qui permettent de comprendre le système, son évolution au fil des ans et le potentiel de la roche elle-même.
Le deuxième diagramme — qui a, je crois, déjà été montré aujourd'hui — illustre un forage type qui est amorcé à la verticale et qui passe ensuite à l'horizontale. Typiquement, au Canada, les zones qui produisent actuellement du gaz naturel ou celles où l'on fait la prospection de gaz naturel de schiste se trouvent à plusieurs kilomètres sous la surface. En règle générale, la nappe aquifère se situe dans les centaines de mètres près de la surface.
[Français]
À la planche 8, on traite des rôles et responsabilités des différents gouvernements et des agences réglementaires. La réglementation pour le forage et la production d'hydrocarbures terrestres, y compris les gaz de shale, relève principalement des provinces et du Yukon, sur le territoire du Yukon. Le rôle du gouvernement fédéral en matière de réglementation se limite aux terres au large des côtes, par l'intermédiaire des offices extracôtiers et, dans les Territoires-du-Nord-Ouest et au Nunavut, de l'Office national de l'énergie.
Le ministère des Ressources naturelles du Canada, par le truchement de la Commission géologique, joue un rôle clé dans la connaissance du potentiel des ressources, par ses programmes géoscientifiques et de géocartographie.
[Traduction]
La diapositive 9 est la dernière.
Dans le cadre des rôles et des responsabilités du gouvernement fédéral, d'autres ministères peuvent participer à la mise en valeur des gisements de gaz de schiste. Il s'agit principalement d'Environnement Canada qui veille à l'administration et à l'exécution de certaines dispositions de la Loi sur les espèces en péril ou de la Loi sur la Convention concernant les oiseaux migrateurs; Environnement Canada et Santé Canada administrent la Loi canadienne sur la protection de l'environnement et le Plan de gestion des produits chimiques; Pêches et Océans Canada, aux termes de la Loi sur les pêches, est responsable de la protection des poissons et de leur habitat; et enfin, le ministère des Affaires indiennes et du Nord est responsable de l'attribution des droits relatifs aux hydrocarbures sur les terres et au large de la côte des Territoires, mais pas sur les terres du Yukon.
Merci, monsieur le président.
:
Il y a deux volets à votre question. Le premier concerne l'intensité de la fracturation, son ampleur et son pouvoir destructeur.
Comme l'a dit M. Boerner, l'industrie installe des sismographes dans les puits adjacents pour mesurer le mouvement du sol au moment de la fracturation. Les sismographes enregistrent ces valeurs et les expriment selon l'échelle de Richter, comme tout autre type de séisme.
Vous ignorez peut-être qu'à l'échelle de Richter, il y a des valeurs négatives. Au moment où l'on a calibré l'échelle de Richter, le plus petit séisme que l'on pouvait enregistrer avait la valeur zéro, mais les instruments plus modernes peuvent même enregistrer les valeurs négatives de séismes de moindre puissance. Les intensités des activités de fracturation se situent entre -2 et -3 sur l'échelle de Richter, de sorte que même les plus petites secousses sismiques sont enregistrées.
Quant à la perméabilité ou au confinement de l'eau ou du gaz dans la roche, dans la plupart des roches contenant du gaz de schiste au Canada, le gaz a été produit il y a des centaines de millions d'années, et il est toujours piégé dans ces roches. Cela signifie que le système géologique était plutôt imperméable.
Nous avons d'autres exemples au Québec. Il y a un ancien gisement de gaz qui a été exploité près de la ville de Québec. Il s'agit du gisement gazier de Saint-Flavien. Le gaz a été produit par le schiste d'Utica et a été piégé dans ce réservoir classique, sous des couches de schiste d'Utica et de Lorraine. Le gaz y est piégé depuis 450 millions d'années. Ces systèmes géologiques sont très imperméables.
:
Je suis tout à fait désolé. Je visualisais la question.
Depuis la fondation de la Commission géologique du Canada en 1842, cet organisme scientifique a généré des données géologiques de base fondamentales pour la connaissance des bassins sédimentaires au Canada. Dans ces données fondamentales géologiques, l'évaluation du potentiel en hydrocarbures était l'un des thèmes abordés par la recherche. Dans le cadre de ces travaux, de nombreuses études ont été faites quant aux systèmes conventionnels. Il faut savoir que le gaz de shale est quelque chose de récent. Pendant de nombreuses années, la commission a travaillé sur les systèmes conventionnels et hydrocarbures. Dans ces systèmes, il existe un élément appelé la roche mère, qui est la roche à partir de laquelle les hydrocarbures sont produits. Ce sont les shales qui sont aujourd'hui la cible pour le gaz de shale. Ces shales ont produit des hydrocarbures. On les a étudiés de façon très détaillée: leur épaisseur, leur distribution géographique, leur teneur en matière organique, leur degré de maturation thermique, de cuisson, à savoir si ces shales de matière organique ont généré de l'huile ou du gaz. Il existe donc une série de données scientifiques, qui sont disponibles dans les diverses publications de la Commission géologique du Canada, sur les aspects géologiques des hydrocarbures conventionnels.
Lorsqu'on en arrive aux gaz de shale, la roche mère, la roche source d'hydrocarbures est également le réservoir. On cherche donc à produire à partir de cette roche source. Les données pertinentes à ce type de travail sont les mêmes que celles que l'on utilise dans l'évaluation des systèmes conventionnels. On cherche à savoir la teneur de la matière organique, la quantité de gaz présent dans la roche. Il n'y a donc pas eu d'étude spécifique sur ces roches de gaz de shale, puisqu'on les avait déjà étudiées à titre de roches mères dans les systèmes conventionnels.
La Commission géologique a fait une synthèse, une évaluation préliminaire du potentiel de ces shales au Canada en 2006. C'est un rapport de Tony Hamblin, de la Commission géologique du Canada, disponible pour le public. Je n'ai pas le numéro en mémoire, mais je pourrais vous le faire suivre. Au cours des dernières années, ce rapport a été l'une des publications phares de la Commission géologique, le rapport qui a connu le plus grand succès en librairie, dirons-nous. Il a été téléchargé de très nombreuses fois. Il fait le tour des connaissances actuelles en matière de gaz de shale au Canada.