Estimation de la ressource en place

2.2.5.1 Les dolomies hydrothermales de l'Ordovicien inférieur

Une estimation régionale de la quantité de gaz et de pétrole en place dans les dolomies du Groupe de Beekmantown et ses équivalents (notamment la Formation de Romaine sur l’île d’Anticosti) a été réalisée pour l’ensemble de l’est du Canada par la CGC (Lavoie et al., 2009). En comparant la superficie couverte par ce play selon Lavoie et al. (2009) et la superficie concernée pour la région des Basses-Terres du Saint-Laurent, il est possible d’approcher en première approximation le volume d’hydrocarbures en place dans les dolomies de l’Ordovicien inférieur pour ce play dans la région des Basses-Terres du Saint- Laurent.

Le potentiel médian pour le gaz en place ainsi calculé est de l’ordre de 567 x 106 _m3 _{(20 x 10}9 _{pieds cube).}

Il convient de souligner ici les imprécisions liées à cette estimation, qui repose en partie sur des données

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propres aux Basses-Terres du Saint-Laurent mais également sur un corpus de données provenant de l’est du Canada, notamment l’île d’Anticosti.

2.2.5.2 Les dolomies hydrothermales de l'Ordovicien moyen à supérieur

Une estimation régionale de la quantité de gaz et de pétrole en place dans les calcaires dolomitisés des groupes de Black-River et de Trenton et leurs équivalents (notamment la Formation de Mingan sur l’île d’Anticosti) a été réalisée pour l’ensemble de l’est du Canada par la CGC (Lavoie et al., 2009). En comparant la superficie couverte par ce play selon Lavoie et al. (2009) et la superficie concernée pour la région des Basses-Terres du Saint-Laurent, il est possible d’approcher en première approximation le volume d’hydrocarbures en place dans les dolomies de l’Ordovicien supérieur pour ce play dans la région des Basses-Terres du Saint-Laurent.

Le potentiel médian pour le gaz en place ainsi calculé est de l’ordre de 3,23 x 109 _m3 _{(114 x 10}9 _pieds

cube). Il convient de souligner ici les imprécisions liées à cette estimation, qui repose en partie sur des données propres aux Basses-Terres du Saint-Laurent mais également sur un corpus de données provenant de l’est du Canada, notamment l’île d’Anticosti.

2.2.5.3 Les écailles de carbonates de l’Ordovicien

Une estimation régionale de la quantité de gaz en place dans les écailles de carbonates a été réalisée pour l’ensemble de l’est du Canada par la CGC (Lavoie et al., 2009). En comparant la superficie couverte par ce play selon Lavoie et al. (2009) et la superficie concernée pour la région des Basses-Terres du Saint- Laurent, il est possible d’approcher en première approximation le volume d’hydrocarbures en place dans les écailles de carbonates l’Ordovicien pour ce play dans la région des Basses-Terres du Saint-Laurent. Le potentiel médian en place ainsi calculé est de l’ordre de 1,4 x 109 _m3 _{(48,4 x 10}9 _{pieds cube) de gaz. Il}

convient de souligner ici les imprécisions liées à cette estimation, qui repose en partie sur des données propres aux Basses-Terres du Saint-Laurent (notamment le réservoir de Saint-Flavien) mais également sur un corpus de données provenant de l’est du Canada, notamment à Terre-Neuve.

Plus spécifiquement, le champ gazier de Saint-Flavien (Figure 11) constitue au Québec le seul réservoir contenu dans une écaille de carbonates d’âge Ordovicien qui ait produit du gaz naturel en quantités économiques. Au total, ce sont 161 x 106 _m3 _{(5,7 x 10}9 _{pieds cube) de gaz qui ont été produits entre 1980}

et 1994 (Béland et Morin, 2000).

2.2.5.4 Le Shale d’Utica

Le potentiel gazier non conventionnel du Shale d’Utica a retenu l’attention de l’industrie depuis 2006 et plusieurs estimés de la ressource en place ont été publiés par différents opérateurs. Chacun de ces estimés porte sur les permis d’exploration prospectifs pour le shale et détenus par un opérateur donné. De possibles différences de méthodologie, la variabilité naturelle du shale et surtout l’inégalité des jeux de données disponibles dans chaque cas font en sorte que ces résultats peuvent difficilement être extrapolés à l’échelle du bassin. Une revue critique de ces estimations initiales est présentée dans Duchaine et al. (2012).

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Duchaine et al. (2012) ont également proposé une estimation du volume de gaz naturel en place dans le Shale d’Utica calculée selon une méthode arithmétique en extrapolant les estimés publiés par différents opérateurs à différentes régions des Basses-Terres du Saint-Laurent. Le découpage de ces régions repose sur des critères géologiques – notamment la profondeur du Shale d’Utica – et selon la disponibilité du territoire et un coefficient de pondération a été appliqué à chacune des zones selon son degré de prospectivité. Le volume de gaz naturel en place ainsi estimé par Duchaine et al. (2012) serait compris entre 2,8 x 1012 _m3 _{ou 100 x 10}12 _{pieds cube (P90) et plus de 8,5 x 10}12 _m3 _{ou 300 x 10}12 _{pieds cube (P10).}

L’évaluation régionale de la ressource en place la plus à jour a été publiée tout récemment par la CGC (Chen et al., 2014). Cette étude repose directement sur le corpus de données géologiques et géophysiques disponibles, y compris les données des puits de gaz de shale qui étaient encore confidentielles au moment de l’élaboration des estimations antérieures (voir Duchaine et al., 2012). La méthodologie développée par ces auteurs a notamment le mérite de considérer non seulement la quantité de gaz en place mais également le volume de pétrole en place dans le Shale d’Utica. Il s’agit d’une méthode volumétrique probabiliste dans laquelle les volumes de gaz et de pétrole en place sont estimés à partir de la porosité matricielle de la roche et de la microporosité développée à l’intérieur de la matière organique. L’approche probabiliste présente en outre l’avantage de rendre compte de la variabilité régionale de la ressource et d’interpoler les résultats entre les points de contrôle. Chen et al. (2014) ont ainsi estimé le volume médian (P50) de gaz naturel en place à 5 x 1012 _m3 _{(176,73 x 10}12 _pieds

cube) et le volume médian (P50) de pétrole en place à 297,3 x 106 _m3 _{(1,87 x 10}9 _barils).

Dans le document Géologie et potentiel en hydrocarbures des bassins sédimentaires du sud du Québec. (Page 42-44)