Caractérisation des évaluations des ressources
Les évaluations du Comité du gaz potentiel (CGP) représentent les ressources potentielles en gaz naturel attendues qui, de l’avis de ses membres, peuvent être récupérées par de futurs forages dans des conditions de :

1. d’incitations économiques adéquates en termes de rapport prix/coût, et

2. de la technologie actuelle ou prévisible.

Les évaluations sont des estimations « de base » en ce sens qu’elles tentent de fournir une évaluation raisonnable du potentiel total des ressources en gaz naturel des États-Unis – une évaluation qui n’est pas soumise aux hypothèses concernant la durée de développement des ressources, la durée de vie de l’industrie du gaz naturel ou le prix spécifique à payer pour le gaz produit. Il n’est pas tenu compte du fait que ces ressources seront ou non exploitées ; les estimations portent plutôt sur des ressources qui pourraient être exploitées si le besoin et l’intérêt économique existaient. En outre, elles ne tiennent pas compte des contraintes gouvernementales ou réglementaires qui pèsent sur le développement et la production de la ressource, ni des effets des facteurs d’accès tels que la disponibilité des raccordements aux gazoducs.

Les évaluations du comité du gaz potentiel n’incluent pas les volumes de réserves prouvées contenus dans les gisements découverts du pays et sont distinctes et séparées de ceux-ci. Les rapports annuels sur les réserves prouvées de gaz naturel aux États-Unis ont été préparés, de 1946 à 1979, par le Comité sur les réserves de gaz naturel (CONGR) de l’American Gas Association. Avant 1995, le CONGR publiait des rapports annuels sur les réserves prouvées de certains gisements(note 1). Depuis 1977, des évaluations annuelles des réserves prouvées sont préparées indépendamment par l’Energy Information Administration (EIA) du ministère américain de l’énergie(2). Ces estimations sont, par définition, limitées aux réserves prouvées récupérables de gaz naturel qui ont été établies par forage. Par conséquent, ces estimations ne reflètent pas les ressources potentielles de gaz naturel qui pourraient être découvertes à la suite de futurs forages exploratoires. C’est l’évaluation de ces ressources potentielles qui est la mission du Comité du gaz potentiel et qui est discutée dans ce rapport. La relation entre les réserves prouvées et les différentes catégories de ressources potentielles en gaz naturel est illustrée dans la figure 1 et détaillée ci-dessous.

En outre, les évaluations du PGC ne comprennent pas le gaz naturel qui pourrait être récupéré à l’avenir à partir de sources qui ne sont pas actuellement récupérables avec la technologie existante ou prévisible et dans les conditions économiques actuelles ou prévisibles. Les hydrates de gaz naturel (abordés dans un chapitre précédent du présent rapport), le gaz des accumulations géothermiques sous pression, le gaz des grandes profondeurs et le gaz contenu dans des formations extrêmement peu perméables et non récupérable avec les technologies existantes ou prévisibles sont des exemples de ces gisements « frontières ». Les membres du PGC surveillent l’intérêt de l’industrie pour ces catégories spéciales de gaz naturel et les études qu’elle mène à leur sujet afin de pouvoir mieux évaluer la faisabilité de l’inclusion de ces occurrences dans les évaluations futures des ressources, à mesure que la technologie et les conditions économiques évoluent. Dans l’intervalle, le PGC peut présenter des discussions sur ces occurrences de gaz dans son rapport biennal sous forme de chapitres spéciaux sous le thème général « Ressources en gaz des régions pionnières ». Par exemple, les hydrates de gaz naturel ont été abordés dans chaque rapport du PGC depuis 1998.

 

La plupart des changements dans l’évaluation des ressources entre les rapports biennaux successifs du PGC sont représentés par les ajouts aux réserves prouvées au cours des deux années précédentes. Ces ajouts aux réserves, qui sont estimés par les membres du comité sur la base des données disponibles, sont ensuite retirés des catégories de ressources appropriées. Les diminutions des évaluations des ressources probables résultent du développement des champs et des ajouts aux réserves résultant d’extensions ultérieures de la zone de production d’un gisement ou d’un champ particulier (figure 1). Les ajouts aux ressources probables, quant à eux, sont effectués sur la base des zones de gisements qui ont été découvertes et qui sont en cours de développement au moment où les évaluations sont préparées. La diminution des ressources possibles est due à la découverte de nouveaux gisements, tandis que les augmentations résultent de la découverte de nouvelles zones ou de formations prometteuses dont la production de gaz naturel a été démontrée. De même, les évaluations des ressources spéculatives peuvent être réduites à la suite de la découverte de nouveaux gisements et peuvent augmenter si de nouvelles données indiquent un potentiel supplémentaire de découverte et de production de gaz naturel qui n’avait pas été reconnu auparavant.

Des changements substantiels dans l’évaluation des ressources, en particulier pour les ressources spéculatives, se produisent le plus souvent dans les régions pionnières, telles que certaines régions offshore (plateaux continentaux extérieurs et pentes), les zones profondes des bassins terrestres, l’Alaska et certaines parties des États des montagnes Rocheuses. Ces changements reflètent l’incertitude de l’évaluation des ressources dans les cas où les données géologiques et géophysiques sont limitées ou lorsque les résultats d’une nouvelle exploration peuvent approfondir nos connaissances et faire progresser notre interprétation de la nature et de l’occurrence de la ressource.

Définition du gaz naturel
Le gaz naturel, tel qu’il est utilisé dans le présent rapport, est tout gaz (dans des conditions de pression et de température normales, 14,73 psia et 60°F) d’origine naturelle et constitué principalement de molécules d’hydrocarbures pouvant être produites à partir d’un trou de forage. La plupart du gaz naturel contient également des proportions variables de gaz non hydrocarbures, principalement du dioxyde de carbone, du sulfure d’hydrogène, de l’azote et de l’hélium. Lors de l’évaluation de l’offre potentielle, il n’est généralement pas possible de quantifier et d’exclure de petites proportions de ces composants des hydrocarbures ; cependant, dans les zones où des volumes substantiels de gaz autres que les hydrocarbures sont connus ou supposés exister, seuls les composants des hydrocarbures sont inclus dans les évaluations.

Catégories de ressources
Limites
Un volume fini de gaz naturel en place existe dans les roches de la partie peu profonde de la croûte terrestre. Ce volume fini de gaz en place constitue la ressource totale de gaz naturel. La quantité de cette ressource récupérable est fonction de la technologie et de l’économie. Les catégories de cette ressource sont présentées dans la figure 1. Aujourd’hui, les technologies ont progressé ou se sont améliorées à un point tel qu’une plus grande partie des ressources en gaz naturel peut être récupérée qu’auparavant. Toutefois, une grande partie de ces ressources est dispersée dans la croûte terrestre en accumulations si minuscules ou dans des conditions telles qu’elles ne peuvent être extraites avec les technologies existantes ou prévisibles. En outre, le coût de la récupération de ce gaz serait trop élevé par rapport à la valeur du gaz lui-même. Même avec les progrès technologiques prévus, la production de certaines accumulations ne serait toujours pas réalisable parce que leur récupération consommerait plus d’énergie que celle fournie par le gaz produit. La ressource récupérable est donc la partie de la ressource totale susceptible d’être découverte et de faire l’objet d’une production pendant la durée de vie de l’industrie en utilisant la technologie actuelle ou prévisible et dans des rapports prix/coûts favorables.

Ces limitations de la taille et de l’économie des accumulations sont appliquées comme suit. Dans les cas où une distribution des tailles des accumulations individuelles est envisagée (en particulier dans l’évaluation des ressources probables et possibles, décrites ci-dessous), une taille minimale d’accumulation récupérable est déterminée sur la base du jugement de l’évaluateur quant à la relation actuelle entre la valeur de la ressource et les coûts de forage et de production. Cette relation est basée sur l’extrapolation du rapport prix/coût en vigueur à ce moment-là pour la province géologique et la profondeur données. Ce rapport est souvent exprimé sous la forme d’une récupération minimale par puits, nécessaire pour qu’un opérateur puisse déterminer s’il est économiquement possible de compléter et de produire un puits donné. Un tel puits peut ne pas être, au total, une entreprise économiquement viable, mais étant donné qu’il a déjà été foré jusqu’à un horizon cible, la ressource disponible sera produite et permettra probablement de récupérer les coûts de complétion et de production, même si les coûts totaux de l’exploration et du forage ne sont pas récupérés. À l’autre extrémité du spectre, une taille maximale d’accumulation est déterminée sur la base de l’évaluation par l’évaluateur des facteurs géologiques contrôlant la taille et l’efficacité des pièges et les conditions du réservoir.

Les limitations sont évaluées de manière plus générale lorsque le nombre et la taille des accumulations individuelles ne peuvent être estimés, en particulier pour l’évaluation des ressources spéculatives (voir ci-dessous). Dans ce cas, des analogies peuvent être établies avec des provinces ou des formations dont la production de gaz naturel a été établie et dont les caractéristiques géologiques sont similaires à celles de la province ou de la formation inexplorée. Le PGC espère que, si cette approche est menée avec soin et précision, des conditions analogues de taille et d’économie s’appliqueront.
Ressources récupérables
Les ressources récupérables comprennent les ressources en gaz naturel découvertes et non découvertes. Le gaz découvert est la quantité produite historiquement plus celle prouvée par des forages et des essais techniques et incluse dans les réserves prouvées actuelles. Le gaz découvert comprend également le gaz restant dans les champs connus qui sera récupéré grâce à l’extension et au développement complet des gisements et réservoirs connus. Les ressources non découvertes sont les réserves potentielles de gaz qui pourraient devenir productives grâce à des travaux d’exploration et de développement supplémentaires. Les ressources non découvertes comprennent à la fois le gaz restant dans les gisements et réservoirs non découverts des champs connus et le gaz qui pourrait être découvert dans de nouveaux gisements et réservoirs dans les provinces actuellement productives et dans celles qui ne le sont pas encore.

La subdivision des ressources récupérables de cette manière reflète la variation de la quantité d’informations géologiques et techniques sur lesquelles l’estimation est basée. Les catégories sont indépendantes de toute interprétation des coûts de développement et de production. De gauche à droite dans la figure 1, le niveau des connaissances géologiques et techniques diminue.
Production cumulée
La production cumulée est le volume total de gaz naturel qui a été extrait des réservoirs de production et commercialisé pour être vendu aux consommateurs, consommé pour les opérations sur le terrain ou livré d’une autre manière aux utilisateurs finaux. Sont généralement exclus de la production enregistrée les volumes de gaz, principalement le gaz associé, qui sont prélevés pendant les opérations de production de pétrole, séparés puis réinjectés à des fins de maintien de la pression du réservoir ou de récupération secondaire/améliorée du pétrole. En raison d’archives historiques incomplètes, les quantités précises de production des premières années sont incertaines, mais des estimations raisonnables ont été faites sur la base des informations disponibles. Le PGC utilise les données du CONGR et de l’EIA pour son tableau de la production cumulée(3, 4).

La définition des réserves prouvées varie d’une organisation à l’autre et d’une société à l’autre. Les définitions adoptées par la Society of Petroleum Engineers(5) limitent les réserves prouvées aux réserves étayées par des tests de production ou de formation réels et par l’extrapolation de ces tests aux sites forés et non forés. Les réserves prouvées sont en outre limitées à celles qui sont commercialement récupérables et commercialisables dans les conditions économiques existantes au moment de l’estimation. En outre, les installations opérationnelles permettant de traiter et de transporter les réserves jusqu’au marché, ou l’engagement d’installer ces installations, doivent exister. Compte tenu de ces définitions et des conditions économiques prévalant dans l’industrie du gaz naturel ces dernières années, certaines entreprises ont retiré des réserves de cette catégorie, en particulier sur le versant nord de l’Alaska. L’EIA et le CONGR, en revanche, font preuve d’une plus grande latitude dans l’application des critères économiques et dans la prise en compte des installations de traitement et de transport ; ils ont donc conservé les estimations des réserves prouvées sur le versant nord de l’Alaska. Il est évident que ces différentes approches laissent planer une incertitude sur le statut de certaines réserves prouvées. Étant donné que le Potential Gas Committee s’efforce de veiller à ce que ses évaluations soient coordonnées avec celles de l’EIA et du CONGR, le PGC a exclu les réserves prouvées incluses par l’EIA et le CONGR.

Enfin, les lecteurs doivent tenir compte d’une limitation importante lorsqu’ils utilisent ou citent les résultats des calculs du PGC concernant l’offre future de gaz et les ressources récupérables en fin de compte. Au moment où le PGC finalise ses évaluations de ressources, au début de l’année civile impaire (2011 dans ce cas) suivant la fin de la période de déclaration paire (2009-2010), l’EIA n’a pas encore publié ses chiffres de réserves prouvées de fin d’année pour cette année paire (2010). Au lieu de cela, seules les réserves de l’année impaire précédente (2009) sont disponibles. Par conséquent, le PGC doit utiliser cette dernière valeur dans ses tableaux. Cependant, dans son prochain rapport, pour 2011-2012, le PGC aura corrigé les chiffres des réserves prouvées de « 2010 » cités actuellement dans ces deux tableaux pour refléter les valeurs réelles de l’EIA pour la fin de l’année 2010, qui auront été publiées entre-temps. Par conséquent, les valeurs de l’offre future de gaz calculée et des ressources récupérables en fin de compte pour 2010, telles qu’elles apparaîtront dans le prochain rapport, différeront légèrement de ce qui est indiqué dans le présent rapport. Il en va de même pour la citation par le PGC des valeurs de production cumulées de l’EIA, qui, bien qu’à jour au moment de la publication du PGC, sont susceptibles d’être révisées ultérieurement par l’EIA. (Avec la publication du rapport 2009-10 du PGC, des exemples seront fournis pour illustrer les changements dans les tableaux appropriés).

Ressources potentielles
Les évaluations des ressources potentielles de PGC comprennent toutes les ressources en gaz non découvertes ainsi que la partie des ressources découvertes qui n’est pas incluse dans les réserves prouvées (figure 1). Trois catégories de ressources potentielles sont reconnues et signalées : probables, possibles et spéculatives. Elles sont différenciées en fonction de la disponibilité et de la fiabilité des informations géologiques, géophysiques et techniques. Toutes les catégories comprennent à la fois le gaz non associé et le gaz associé ou dissous.

Les limites des évaluations ont été établies par le PGC sur la base des capacités technologiques actuelles et de notre évaluation de l’expansion de ces capacités dans un avenir prévisible. Par exemple, aucune évaluation n’est faite pour le gaz naturel qui pourrait exister à des profondeurs de forage terrestres supérieures à 30 000 pieds. Les évaluations pour les zones terrestres sont effectuées pour deux intervalles verticaux de profondeur de forage, de 0 à 15 000 pieds et de 15 000 à 30 000 pieds, compte tenu des coûts et des exigences techniques plus élevés pour le forage et l’achèvement des puits au-dessous de 15 000 pieds. De même, aucune évaluation n’est effectuée dans les zones offshore pour le gaz naturel qui pourrait exister à des profondeurs d’eau supérieures à 1 000 m (3 280 pieds), à l’exception des eaux territoriales américaines dans les eaux profondes du golfe du Mexique (province P-945). Des évaluations distinctes sont effectuées pour les ressources offshore à des intervalles de profondeur de 0 à 200 m (0 à 656 pieds) et de 200 à 1 000 m (656 à 3 280 pieds) en raison des coûts plus élevés associés à la construction, à l’implantation, à l’installation et à l’exploitation de plates-formes de forage, d’installations de production et de pipelines en eaux profondes.

Ressources probables
Les ressources probables sont associées à des gisements connus et constituent les approvisionnements potentiels les plus sûrs. Des quantités relativement importantes d’informations géologiques et techniques sont disponibles pour aider à l’estimation des ressources de cette catégorie. Les ressources probables se situent à la frontière entre les ressources découvertes et les ressources non découvertes. La partie découverte comprend l’approvisionnement provenant des extensions futures des gisements existants dans les réservoirs productifs connus (figure 2, type d’accumulation [1]). Bien que les gisements contenant ce gaz aient été découverts, leur étendue n’a pas été complètement délimitée par les forages de développement. Par conséquent, l’existence et la quantité de gaz dans la partie non forée du gisement ne sont pas encore confirmées. La partie non découverte devrait provenir de la découverte de nouveaux gisements dans des champs existants, soit dans des réservoirs productifs dans le champ [2], soit dans des formations moins profondes ou plus profondes connues pour être productives ailleurs dans la même province ou sous-province géologique [3].

Ressources possibles
Les ressources possibles constituent un approvisionnement moins sûr car elles sont supposées exister en dehors des champs connus, mais elles sont associées à une formation productive dans une province productive. Leur présence est indiquée par une projection des zones ou des tendances d’une formation productrice dans une zone moins bien explorée de la même province ou sous-province géologique. Les ressources devraient résulter de nouvelles découvertes sur le terrain, dont on suppose qu’elles se produisent dans ces tendances ou zones dans des conditions géologiques à la fois similaires [4] et différentes [5], c’est-à-dire que les types de pièges et/ou les cadres structuraux peuvent être soit identiques, soit différents à certains égards.

Ressources spéculatives
Les ressources spéculatives, la catégorie la plus nébuleuse, sont censées se trouver dans des formations ou des provinces géologiques qui ne se sont pas encore révélées productives. Des analogues géologiques sont développés afin de garantir une évaluation raisonnable de ces quantités inconnues. Ces ressources devraient provenir de la découverte de nouveaux gisements [6] ou de nouveaux champs [7] dans des formations non encore productives au sein d’une province ou d’une sous-province productive et de la découverte de nouveaux champs au sein d’une province non encore productive [8].

Flexibilité des lignes directrices
Pour rappel, la précision des évaluations des ressources gazières potentielles dépend de la nature et de la connaissance des conditions géologiques et de la mesure dans laquelle une zone donnée a été explorée et exploitée. Les membres du comité du gaz potentiel maintiennent la cohérence et la compatibilité de leurs évaluations en suivant d’aussi près que possible les lignes directrices établies en matière d’estimation. Toutefois, un membre peut être amené à modifier légèrement les considérations et les procédures lors de la compilation des évaluations pour chacune des trois catégories de ressources, en raison des caractéristiques particulières applicables à la zone de déclaration concernée.

Considérations limitatives
Limites géographiques
Les évaluations présentées ici se limitent aux États-Unis contigus, à l’Alaska et aux zones adjacentes du plateau continental et du talus continental. Hawaï, les territoires insulaires et leurs zones offshore respectives ne sont pas inclus.
Profondeur de forage et profondeur de l’eau

Aucune réserve potentielle de gaz naturel n’est actuellement incluse dans les profondeurs souterraines terrestres inférieures à 30 000 pieds. Des évaluations distinctes sont effectuées pour les réserves potentielles à des profondeurs de forage verticales terrestres supérieures à 15 000 pieds et comprises entre 15 000 et 30 000 pieds. Ces subdivisions tiennent compte des défis technologiques plus importants et des seuils économiques inhérents à la récupération des ressources qui existent à des profondeurs de forage inférieures à 15 000 pieds. Les évaluations du gaz naturel se trouvant dans les juridictions américaines au large des côtes sont préparées sur la base des profondeurs d’eau (différentes des profondeurs de forage sous-marines). Les évaluations pour les profondeurs d’eau inférieures à 200 m (0 à 656 pieds) représentent essentiellement l’offre potentielle qui peut être récupérée sous le plateau continental extérieur (OCS), tandis que les profondeurs d’eau de 200 à 1 000 m (656 à 3 280 pieds) correspondent au talus continental. Les profondeurs d’eau supérieures à 1 000 m représentent le talus continental extérieur et les bassins océaniques profonds (abyssaux). Toutefois, aucune réserve potentielle de gaz pouvant exister sous des profondeurs d’eau supérieures à 1 000 m n’est actuellement incluse, à deux exceptions près.

La première est le golfe du Mexique en eaux profondes, qui fait l’objet d’une évaluation distincte pour les profondeurs d’eau supérieures à 1 000 m dans les eaux territoriales des États-Unis (province P-945, pente continentale extérieure du golfe du Mexique). La deuxième zone est le talus sud-ouest de la mer de Béring (province P-980) en Alaska, mais le Comité n’a pas évalué les ressources discrètes dans cette zone en raison du manque de données. Les évaluations réalisées par les comités de travail régionaux portent sur les ressources situées sous les zones actuellement interdites à l’exploitation minière par le gouvernement, proposées pour être interdites à l’exploitation minière ou soumises à des restrictions d’accès. Lorsqu’il existe un potentiel considérable sous ces zones, il convient d’évaluer ce potentiel et de le présenter dans les résumés des zones respectives. Une exception doit être notée. Aucune évaluation du potentiel d’approvisionnement en gaz n’a été réalisée séparément pour les zones des Grands Lacs relevant de la juridiction des États-Unis. Les réglementations fédérales et étatiques actuelles interdisent les plates-formes offshore dans les Grands Lacs américains, et les réglementations étatiques interdisent les nouveaux forages directionnels sublacustres ou les forages à grande distance des rives des lacs.Ces restrictions sont surprenantes dans la mesure où la production de gaz en mer dans les lacs Érié et Sainte-Claire au Canada (Ontario) a lieu depuis 1913 sans problème sérieux. Plus de 500 puits de gaz y sont exploités. Selon une évaluation récente de l’Interstate Oil and Gas Compact Commission(8), jusqu’à 4 Tcf de gaz naturel techniquement récupérable – ce qui n’est pas un volume négligeable – ainsi que 270 millions de barils de pétrole pourraient se trouver hors limites dans les Grands Lacs américains. L’U.S. Geological Survey (USGS) a estimé les ressources récupérables à 5,23 Tcf de gaz, 312 millions de bbl de pétrole et 122 millions de bbl de liquides de gaz naturel (valeurs moyennes) dans divers réservoirs conventionnels et schisteux du Paléozoïque sous tous les lacs à l’exception du lac Supérieur(9). Plus de la moitié de l’évaluation du gaz de l’USGS (3 Tcf) se trouve sous le lac Érié, et le Michigan et l’Ohio représentent ensemble près de 80 pour cent (4 Tcf) des ressources de gaz évaluées. Le PGC envisage de désigner une ou plusieurs provinces extracôtières pour les juridictions américaines des Grands Lacs afin de mieux démontrer l’important potentiel de ressources de ces zones extracôtières.

Économie, technologie et politique
Les considérations économiques, technologiques et de politique gouvernementale prises en compte dans les estimations du PGC sont liées (a) à la production passée et aux réserves prouvées de gaz naturel ; et (b) à tous les puits qui seraient forés à l’avenir dans des conditions supposées d’incitations économiques adéquates en termes de rapports prix/coûts et de technologie actuelle ou prévisible. Les nouvelles technologies et les améliorations des technologies existantes qui n’étaient pas prévues sont prises en compte dans les estimations futures du PGC en raison du cycle biennal de déclaration. Les considérations économiques fondamentales – y compris, mais sans s’y limiter, les prix, les coûts, les taux de prise, les facteurs de récupération et les pressions d’abandon – sont inhérentes à la définition des réserves prouvées : « … récupérables à l’avenir à partir de réservoirs de pétrole et de gaz connus dans les conditions économiques et d’exploitation existantes ». Une partie du gaz effectivement présent dans les réservoirs connus n’est pas exploitable en raison de rapports prix/coûts actuels ou prévisibles défavorables et n’est donc pas incluse dans les réserves récupérables. En outre, d’autres accumulations de gaz connues sont si petites qu’aucun gaz ne peut être produit en quantités commerciales dans les « conditions économiques et d’exploitation existantes ». Pour ces raisons, certaines réserves prouvées sont inférieures au volume total de gaz existant dans les réservoirs connus.Ces mêmes limites s’appliquent aux estimations des ressources potentielles. Si un changement fondamental se produit sur le plan économique ou technologique, les estimations des ressources potentielles seront modifiées en conséquence. La technique d’attribution présentée précédemment décrit les relations entre les volumes de gaz récupérables en fin de compte à partir d’occurrences connues et d’accumulations de gaz potentielles, après ajustement pour tenir compte des variations des conditions géologiques et des conditions du réservoir. Les hypothèses explicites de prix adéquats mais raisonnables et de progrès technologiques normaux dans la définition des ressources potentielles se rapportent aux améliorations des techniques d’exploration et de production. Des prix adéquats, des améliorations technologiques normales et des politiques gouvernementales raisonnables sont tous nécessaires pour réaliser les forages nécessaires pour prouver les ressources potentielles. Ces conditions supposées permettent au PGC d’estimer les ressources potentielles sur la base de l’histoire et de l’expérience passées en ce qui concerne les facteurs de récupération, ainsi que la taille et le type de réservoirs qui ont été découverts, développés et produits, sans spéculer sur les niveaux futurs des prix et des coûts.

Ressources en gaz naturel dans les couches de charbon et les schistes
Définition du gaz de houille
Le méthane est le principal hydrocarbure gazeux issu de la carbonisation, c’est-à-dire de la lente transformation de la tourbe en charbon par des réactions chimiques. On sait que le charbon est la roche mère non seulement du gaz (et d’une partie du pétrole) adsorbé dans la matrice houillère elle-même, mais aussi du gaz naturel qui a migré hors du charbon et s’est retrouvé piégé dans les réservoirs conventionnels poreux et perméables adjacents (grès). Le gaz contenu dans ces derniers, bien qu’il provienne du charbon, n’est généralement pas déterminable en termes de volume et est donc inclus dans les évaluations globales de la zone pour les ressources traditionnelles. Le gaz piégé uniquement dans les filons de charbon est considéré comme du « gaz naturel de houille » et fait l’objet d’une évaluation distincte.

Critères d’évaluation des ressources
Le gaz de houille est devenu une source importante de gaz de qualité pipelinière. À partir des années 1980, la production de gaz directement à partir des gisements de charbon a été facilitée en grande partie par le crédit d’impôt de la section 29 du code IRS (1984 Tax Reform Act), qui a expiré en 2002. Les bassins de San Juan, Black Warrior et Powder River sont les plus productifs, mais la production augmente rapidement dans les bassins des Appalaches centrales, d’Arkoma, de Cherokee et de Raton, et des développements notables sont en cours dans les bassins de Greater Green River, Northern Appalachian, Forest City et Illinois, tous sans bénéficier d’un crédit d’impôt. Les évaluations de la commission du gaz potentiel concernant le gaz de houille récupérable sont présentées séparément en raison de la rareté générale des données de production et de récupération à long terme. Des historiques de production fiables couvrant au moins cinq à dix ans ne sont publiquement disponibles que pour quelques bassins. Toutefois, les nouveaux développements sur le terrain et la production établie et croissante dans d’autres bassins enrichissent continuellement notre base de connaissances, tout comme les évaluations et les essais limités sur le terrain qui sont en cours dans des gisements de charbon encore non exploités. Les zones houillères évaluées par le PGC comprennent 27 régions, bassins et champs houillers désignés par l’U.S. Geological Survey qui coïncident ou correspondent étroitement à une ou plusieurs provinces du PGC dans les 48 États inférieurs.

L’Alaska est considéré comme une seule région charbonnière, bien que l’USGS et la division des études géologiques et géophysiques de l’Alaska aient identifié au moins cinquante gisements de charbon et d’autres occurrences dans des contextes tectoniques différents. L’évaluation des ressources en gaz de houille repose sur des calculs volumétriques. L’épaisseur nette des filons de charbon potentiels à une profondeur donnée, au-delà de laquelle le gaz entraîné est considéré comme essentiellement perdu dans l’atmosphère, est multipliée par la superficie et la densité du charbon (fonction du rang du charbon et de la teneur en cendres) pour obtenir le tonnage de charbon gazéifère en place. Dans les régions où l’on manque d’informations, la quantité totale de charbon en place a été estimée à partir de la carte des charbons d’Amérique du Nord de l’USGS(10). Le tonnage est ensuite multiplié par la teneur en gaz (en pieds cubes standard par tonne, scf/tonne, ou en centimètres cubes par gramme, cc/g), qui est le plus souvent déterminée à partir d’essais de désorption et d’adsorption sur des échantillons de carottes de charbon, pour obtenir les ressources en gaz de houille en place. Lorsque les données mesurées ne sont pas disponibles, la teneur en gaz peut être estimée à partir des isothermes disponibles des charbons testés de rang, de qualité et de profondeur similaires. Enfin, pour estimer les ressources récupérables, une série de facteurs de récupération et d’autres paramètres, tels que la profondeur maximale de production perçue, peuvent être appliqués à l’estimation en place.

Dans les rares cas où l’on dispose d’historiques de production de gaz suffisants pour un champ ou un bassin, on peut estimer les ressources récupérables restantes en effectuant des analyses statistiques classiques du déclin de la production, en utilisant la production historique et d’autres données, pour obtenir une estimation de la récupération finale (EUR). Le jugement des membres du comité de travail sur le gaz naturel de houille, fort de leurs connaissances et de leur expérience, est un facteur clé de l’évaluation des ressources en gaz de houille. L’utilisation des catégories de ressources et des évaluations – minimum, « le plus probable » et maximum – reflète l’éventail des incertitudes qui caractérisent chacune d’entre elles. Par conséquent, le lecteur ne doit pas appliquer un chiffre unique de ressources récupérables sans tenir compte de l’éventail des possibilités et des incertitudes. La « réponse unique » peut être trompeuse lorsqu’il s’agit des risques et des incertitudes inhérents à l’évaluation des ressources récupérables, en particulier dans le cas d’une accumulation « non conventionnelle » ou « de type continu » telle que le gaz de houille, dont l’historique de production est relativement bref et qui soulève des questions encore non résolues quant à la performance finale des réservoirs de houille.

Catégories de ressources
Trois catégories applicables à l’évaluation des ressources récupérables de gaz de houille ont été établies, comme suit : Les ressources probables de gaz de houille sont considérées comme récupérables grâce à l’extension future des zones actuellement exploitées. Ces ressources ne comprennent pas les quantités actuellement estimées comme réserves prouvées, mais elles se trouvent dans des conditions similaires et à proximité des réserves actuellement développées et testées. Des données fiables sont généralement disponibles pour des facteurs tels que l’épaisseur de la veine, la teneur en gaz, le rang du charbon et l’historique de la production. Les ressources possibles sont estimées pouvoir être récupérées à l’avenir à partir de filons de gaz individuels ou de groupes de filons de charbon ayant une production de gaz établie et des données fiables sur la teneur en gaz et le rang du charbon, mais dans des zones situées en dehors des zones de développement et de production actuelles. Les ressources spéculatives sont estimées pouvoir être récupérées à l’avenir à partir de bassins ou de groupes de filons de charbon prometteurs dont la production de gaz n’est pas encore établie. Les données sur l’épaisseur du charbon, la teneur en gaz, le rang du charbon et d’autres caractéristiques sont généralement inexistantes ou incomplètes et doivent être extrapolées.
Ressources en gaz de houille

The minimum, “most likely” and maximum assessments of Probable, Possible and Speculative resources of coalbed gas at the province/basin level are summarized in separate entries in each Area summary table (where assessed) but are excluded from the respective sum of the “most likely” assessments of traditional resources and from the statistically aggregated means. A separate summary of coalbed gas assessments by coal region and basin is given in the chapter, Natural Gas Resources in Coalbeds and Shales. We emphasize that all assessments of coalbed gas contained in the PGC’s tabulation represent the recoverable part of the estimated in-place resource calculated by the Coalbed Natural Gas Work Committee members in each basin evaluated.

Ressources en gaz de schiste
Le gaz de houille et le gaz de schiste sont généralement considérés comme des accumulations de gaz non conventionnel de type continu. La nature de l’occurrence du gaz naturel dans ces types de réservoirs autosuffisants est similaire, tout comme les méthodes de laboratoire permettant de déterminer la capacité d’absorption de gaz de chacun d’entre eux. Cependant, les types de matière organique à partir desquels les hydrocarbures sont générés sont différents : celle des charbons est d’origine terrestre, tandis que celle des schistes est principalement d’origine marine et secondairement lacustre. Le PGC n’est pas en mesure pour l’instant de présenter une procédure détaillée d’évaluation des ressources en gaz de schiste, comme il l’a fait pour le gaz conventionnel et le gaz de houille. Les membres du PGC utilisent probablement une procédure similaire à celle utilisée pour les gisements de charbon, mais des variations sont très certainement incorporées, en particulier pour les zones qui contiennent des hydrocarbures liquides en abondance. Comme pour le gaz de houille, les membres du PGC évaluent les valeurs minimales, « les plus probables » et maximales de leurs distributions de ressources. À partir de ces distributions, on obtient des sous-totaux par zone et un total général pour les États-Unis en additionnant arithmétiquement les valeurs « les plus probables ». Le chapitre précédent comprend le tableau récapitulatif des évaluations actuelles des ressources en gaz de schiste du PGC, par province, qui sont également détaillées sous les rubriques des ressources « traditionnelles » dans les tableaux d’évaluation des ressources des zones respectives.

Agrégation statistique des évaluations des ressources en gaz
Approche et résultats
Le comité du gaz potentiel a présenté les évaluations des ressources pour les sept zones de travail et les totaux nationaux en additionnant arithmétiquement les valeurs les plus probables, c’est-à-dire la valeur du mode statistique ou l’estimation ayant la plus forte probabilité de se produire. Bien que cette approche ait donné une image raisonnable du total des estimations à des fins de comparaison avec les évaluations précédentes du PGC et celles d’autres estimateurs, elle n’a pas tenu compte du fait que les données fournies par les membres du PGC – les valeurs minimales, « les plus probables » et maximales – ne sont pas des nombres purs. Elles constituent plutôt une distribution statistique. Chacune des valeurs qui composent cette distribution a une probabilité d’occurrence variable. En outre, la plupart du temps, les distributions ne sont pas mathématiquement dépendantes et ne peuvent donc pas être rigoureusement additionnées de manière arithmétique. Les totaux de fin d’année des ressources traditionnelles combinées par zone sont calculés par agrégation statistique des valeurs minimales, les plus probables et maximales évaluées pour chaque catégorie de ressources dans toutes les provinces de chaque zone. Le total national est ensuite obtenu par agrégation statistique distincte de toutes les données provinciales. Ce mode de calcul facilite la comparaison des évaluations du PGC avec celles d’autres organisations.Les évaluations des différentes provinces, résumées dans les tableaux d’évaluation des zones, sont considérées par le PGC comme étant de la plus grande valeur à des fins de planification et d’exploration et représentent le meilleur jugement des membres du Comité.
Méthodologie
Il est statistiquement incorrect d’additionner des valeurs de probabilité variable. Par conséquent, il n’est pas approprié d’additionner les estimations les plus probables, minimales et maximales pour obtenir les totaux de la zone et du pays. Un programme de simulation est donc nécessaire pour calculer les totaux. Les agrégations statistiques des estimations de ressources dans ce rapport sont réalisées à l’aide d’un logiciel disponible dans le commerce, @RISK (v. 3.1, Palisade Corporation, Newfield, New York). Le tableur Excel® de Microsoft Corporation a été utilisé conjointement avec @RISK pour saisir les données et faciliter l’analyse des résultats. @RISK utilise la simulation pour dériver une distribution de probabilité des résultats attendus, sur la base des distributions de probabilité des données d’entrée. Le programme échantillonne les distributions de données d’entrée spécifiées et recalcule le résultat un nombre spécifié de fois (itérations). La sortie est une distribution de probabilité des résultats de chaque itération.La technique d’échantillonnage utilisée par le PGC est appelée « Hypercube latin », qui recrée plus précisément la distribution des données d’entrée, pour un nombre donné d’itérations, que la méthode d’échantillonnage de Monte Carlo. L’approche de stratification de l’Hypercube Latin divise la distribution de probabilité cumulative des données d’entrée en intervalles égaux. Un échantillon est ensuite prélevé au hasard dans chaque intervalle ou « stratification » de la distribution d’entrée. Ce schéma d’échantillonnage force la représentation de l’ensemble de la distribution des données d’entrée dans les calculs et, par conséquent, devrait entraîner la convergence des distributions de probabilité de sortie, qui sont les estimations des ressources agrégées. L’expérience du PGC indique que l’échantillonnage hypercube latin converge plus rapidement et produit des distributions de sortie plus stables pour un nombre donné d’itérations que l’échantillonnage de Monte Carlo. Un minimum de 1 000 itérations est effectué afin d’agréger les données des provinces du PGC en totaux régionaux, et les totaux provinciaux en total national.Les fonctions de distribution de probabilité triangulaires sont employées pour les fonctions de probabilité d’entrée en utilisant les valeurs minimales, les valeurs les plus probables et les valeurs maximales estimées. @RISK permet d’envisager des relations de dépendance entre les variables. Alors qu’une variable indépendante n’est absolument pas affectée par une autre variable du modèle, une variable dépendante est déterminée, en tout ou en partie, par une autre variable du modèle. Les dépendances appropriées des zones PGC sont estimées et incluses dans la simulation le cas échéant. L’échantillonnage hypercube latin n’est généralement utilisé qu’avec des variables totalement indépendantes, sauf, dans le cas des estimations du PGC, lorsque la dépendance est spécifiée et qu’une corrélation explicite entre les variables est souhaitée. Le traitement statistique des résultats de l’évaluation de 2010 est conforme aux recommandations de l’évaluation des estimations nationales de gaz naturel de l’Energy Information Administration(11). Avec la publication du rapport 2009-2010 du PGC, des tableaux des valeurs « les plus probables » des ressources en gaz traditionnel et en gaz de houille du PGC, qui complètent les tableaux des moyennes agrégées statistiquement, seront fournis, ainsi que des graphiques illustratifs.Notes de bas de page : 1. American Gas Association, 1993, Natural gas reserves of selected field in the United States and of Canada prepared by the American Gas Association and the Canadian Petroleum Association as of December 31, 1992. 2. Energy Information Administration, 2010, U.S. crude oil, natural gas, and natural gas liquids proved reserves-2009 : U.S. Dept. of Energy, Energy Information Administration, Office of Oil, Gas, and Coal Supply Statistics, Rept. DOE/EIA-0216(2009) et rapports des années précédentes. 3. American Gas Association, 1980, Report of the Committee on Natural Gas Reserves, in Reserves of Crude Oil, Natural Gas Liquids, and Natural Gas in the United States and Canada as of December 31, 1979 : American Petroleum Institute, American Gas Association et Canadian Petroleum Association, 253 p. (ainsi que les rapports annuels des années précédentes). 4. Energy Information Administration, Natural Gas Annual, Natural Gas Monthly, Annual Energy Review et autres rapports sélectionnés. 5. Approuvé à l’origine par le conseil d’administration de la Society of Petroleum Engineers, Inc. le 27 février 1987. Les définitions de la SPE pour les différentes catégories de « réserves » ont ensuite été combinées avec des définitions élaborées indépendamment par les congrès mondiaux du pétrole et adoptées en 1997 sous le nom de SPE/WPC Petroleum Reserves Definitions (définitions des réserves de pétrole de la SPE/WPC).La SPE et le WPC ont ensuite élaboré un système de classification des « ressources » pétrolières en collaboration avec l’American Association of Petroleum Geologists (AAPG), afin de compléter les définitions des réserves. Les définitions combinées ont été adoptées en 2000 sous le nom de SPE/WPC/AAPG Petroleum Resources Classification and Definitions (classification et définitions des ressources pétrolières). En mars 2007, la SPE, en collaboration avec le WPC (aujourd’hui Conseil mondial du pétrole), l’AAPG et la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), a adopté une nouvelle édition révisée de ces définitions, publiée sous le nom de Petroleum Resources Management System (système de gestion des ressources pétrolières), disponible sur le site web de la SPE à l’adresse suivante : http://www.spe.org/specma/binary/files/6859916Petroleum_Resources_Management_System_2007.pdf. 6. Potential Gas Committee, 1990, Definitions and procedures for estimation of potential gas resources (Définitions et procédures pour l’estimation des ressources potentielles en gaz) : Colorado School of Mines, Potential Gas Agency, Gas Resources Studies No. 3, 44 p. 7. Les facteurs de rendement représentent la quantité de gaz susceptible d’être produite à partir d’une unité de volume de roche donnée. Ils sont calculés à partir de données provenant d’accumulations de gaz connues et considérées comme analogues à celles qui sont évaluées. Le rendement est le volume de gaz découvert (c’est-à-dire la production cumulée plus les réserves prouvées) divisé par le volume de roche productive contenant ce gaz. Le facteur de rendement appliqué à une zone prospective est ajusté pour tenir compte des variations propres à la zone prospective. 8. Interstate Oil and Gas Compact Commission, 2006, Untapped Potential-Offshore Oil and Gas Resources Inaccessible to Leasing : Interstate Oil and Gas Compact Commission, North American Coastal Alliance, janvier, 31 p. Ce document peut être téléchargé à l’adresse http://www.iogcc.state.ok.us. 9. Coleman, J.L., C.S. Swezey, R.T. Ryder et R.R. Charpentier, 2006, Undiscovered oil and gas resources underlying the U.S. portions of the Great Lakes, 2005 : U.S. Geological Survey Fact Sheet 2006-3049, 4 p. Disponible pour téléchargement à l’adresse http://pubs.er.usgs.gov/usgspubs/fs/fs20063049. 10. Wood, G.H., Jr. et W.V. Bour, III, 1988, Coal map of North America : U.S. Geological Survey Special Geologic Map, 44 p. texte, échelle 1:5 000 000. 11. Energy Information Administration, 1989, An examination of domestic natural gas resource estimates : U.S. Dept. of Energy, Energy Information Administration Rept. SR/RNGD/89-01.