Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes : DORS/2019-196

La Gazette du Canada, Partie II, volume 153, numéro 13

Enregistrement

DORS/2019-196 Le 10 juin 2019

LOI SUR LE PÉTROLE ET LE GAZ DES TERRES INDIENNES

C.P. 2019-755 Le 9 juin 2019

Sur recommandation de la ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien et en vertu de l’article 4.1 référence a et du paragraphe 21(1) référence b de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes référence c, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes, ci-après.

Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

Définitions et interprétation

Définitions

1 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.

accord de mise en commun Accord qui combine les droits ou les intérêts des titulaires de droits ou d’intérêts pétroliers ou gaziers dans un bassin ou une partie de bassin et qui prévoit que l’exploitation conjointe et le paiement des redevances se font en fonction de la production attribuée et non de la production réelle. La présente définition exclut l’accord au titre duquel est attribué la production d’un puits visé au paragraphe 107(1). (unit agreement)

adjacentes À l’égard de deux unités d’espacement, celles qui ont un point commun, abstraction faite des emprises de routes entre les unités d’espacement. (adjoining)

autorité provinciale Bureau, ministère ou organisme autorisé par une règle de droit à prendre des décisions, à accorder des approbations, à recevoir des renseignements ou à conserver des registres à l’égard de la conservation, de l’exploration et de l’exploitation du pétrole et du gaz dans la province dans laquelle sont situées les terres de la première nation en cause. (provincial authority)

bassin Gisement souterrain naturel qui contient ou semble contenir une accumulation de pétrole ou de gaz et qui est séparé de toute autre accumulation du même genre ou semble l’être. (pool)

bitume Pétrole qui doit être chauffé ou dilué pour circuler vers un puits. (bitumen)

contrat relatif au sol Bail relatif au sol ou droit de passage accordés sous le régime de la Loi. (surface contract)

contrat relatif au sous-sol Permis ou bail relatif au sous-sol accordés sous le régime de la Loi. (subsurface contract)

couche Strate de terre délimitée selon les données de diagraphie de l’annexe 3 ou de l’annexe 4, selon le cas. (zone)

couche de compensation Couche à partir de laquelle un puits déclencheur produit. (offset zone)

délai de compensation Délai déterminé conformément au paragraphe 93(4). (offset period)

droits de surface Sommes à payer par le titulaire d’un contrat relatif au sol et visées aux paragraphes 73(2) et (3). (surface rates)

Loi La Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes. (Act)

pas de porte Somme versée par une personne en vue de l’obtention de droits ou d’intérêts pétroliers ou gaziers. (French version only)

prix de vente réel

productif Qui produit ou qui a la capacité de produire du pétrole ou du gaz en quantité suffisante pour que soit justifié l’engagement, selon le cas :

puits Puits utilisé pour l’exploitation du pétrole ou du gaz y compris le puits vertical, dévié ou horizontal. (well)

puits déclencheur Puits qui produit à partir d’une ou de plusieurs unités d’espacement externes adjacentes à toute unité d’espacement d’une première nation. (triggering well)

puits de limite Puits qui est situé dans une unité d’espacement d’une première nation adjacente à l’unité d’espacement externe dans laquelle le puits déclencheur est situé et qui produit à partir de la même couche que le puits déclencheur. (offset well)

puits de service Puits exploité aux fins d’observation ou d’injection, d’élimination ou de stockage de fluides. (service well)

puits horizontal Puits dont un tronçon horizontal a été approuvé par l’autorité provinciale ou puits approuvé par l’autorité provinciale comme étant un puits horizontal. (horizontal well)

travaux d’exploration Sont notamment visés par la présente définition la cartographie, l’arpentage, l’examen des données géologiques, géophysiques ou géochimiques, le forage exploratoire et toute autre activité menée des airs, sur terre ou sur l’eau et liée à l’exploration pétrolière et gazière. (exploration work)

tronçon horizontal Toute portion d’un puits de forage qui, à la fois :

unité d’espacement Zone d’une couche désignée par l’autorité provinciale comme étant une unité d’espacement, une surface unitaire, une surface de drainage ou toute autre unité similaire. (spacing unit)

unité d’espacement d’une première nation Unité d’espacement dont cinquante pour cent ou plus des terres sont les terres d’une même première nation. (First Nation spacing unit)

unité d’espacement externe À l’égard d’une première nation, toute unité d’espacement qui n’est pas une unité d’espacement de cette première nation. (external spacing unit)

Incorporation par renvoi

(2) La mention d’un document incorporé par renvoi dans le présent règlement constitue un renvoi au document avec ses modifications successives ou à celui qui lui succède et qui contient les mêmes renseignements si le document n’existe plus.

Règles générales

Avis, document ou renseignement

2 (1) Tout avis, document ou renseignement envoyé ou présenté en application du présent règlement l’est sur support papier ou électronique ou est publié sur le site Web de Petrinex ou du successeur de Petrinex.

Adresse de signification

(2) Le titulaire d’un contrat fournit, sur le formulaire prévu à cet effet, son adresse aux fins de signification au ministre et lui envoie un avis de tout changement à celle-ci.

Présomption de réception — support papier

(3) Tout avis, document ou renseignement envoyé sur support papier par le ministre à l’adresse de signification du titulaire est réputé avoir été reçu par celui-ci quatre jours après la date de son envoi.

Présomption de réception — support électronique

(4) Tout avis, document ou renseignement envoyé par le ministre sur support électronique à la dernière adresse de signification du titulaire ou publié par le ministre sur le site Web de Petrinex ou du successeur de Petrinex est réputé avoir été reçu par le titulaire à la date de son envoi ou de sa publication.

Recherches documentaires

(5) Toute personne peut demander au ministre d’effectuer des recherches documentaires portant sur des documents contractuels non confidentiels qu’il a en sa possession sur support électronique si elle le fait sur le formulaire prévu à cet effet et accompagne sa demande du paiement des droits prévus à l’annexe 1 pour les recherches documentaires.

Renseignements

3 Malgré toute autre disposition du présent règlement, il n’est pas nécessaire de présenter au ministre des renseignements que celui-ci déclare avoir en sa possession ou auxquels il a accès par l’intermédiaire d’une autre source, notamment Petrinex.

Absence de formulaire

4 Si, aux termes du présent règlement, une demande doit être soumise ou un renseignement doit être présenté sur le formulaire prévu à cet effet, mais qu’aucun n’a été prévu, la demande peut être soumise ou le renseignement peut être présenté de toute autre manière.

Autre forme

5 Quiconque a l’obligation de soumettre un avis, un document ou un renseignement sous une forme prévue aux termes du présent règlement peut le faire sous une autre forme si le ministre déclare être en mesure de le lire et de l’utiliser.

Admissibilité

6 Toute personne est admissible à l’octroi d’un contrat si, à la fois :

Respect des obligations

7 Le titulaire d’un contrat veille au respect de toutes les obligations imposées à l’égard de son contrat par le présent règlement à toute personne autre que lui.

Responsabilité — titulaire et personne ayant un intérêt économique direct

8 (1) Le titulaire d’un contrat et la personne ayant un intérêt économique direct dans un contrat ont la responsabilité absolue des dommages à l’environnement occasionnés par les activités menées au titre du contrat.

Responsabilité — exploitant et titulaire de licence

(2) L’exploitant et le titulaire d’une licence de puits, de pipeline ou d’installation ont la responsabilité absolue des dommages à l’environnement occasionnés par leurs activités menées au titre du contrat.

Assurance exigée

9 (1) Le titulaire d’un contrat souscrit, pour la durée de son contrat, une police d’assurance dont la protection est suffisante pour couvrir les risques découlant des activités menées au titre du contrat.

Protections minimales

(2) La police d’assurance prévoit les protections minimales suivantes :

Subrogation

(3) Toute police d’assurance souscrite par le titulaire prévoit que l’assureur renonce à son droit de subrogation en faveur du ministre.

Avis au ministre

(4) Le titulaire envoie un avis au ministre sans délai qu’une protection prévue dans sa police d’assurance est résiliée, ou au moins trente jours avant la date à laquelle la protection prend fin s’il a l’intention de la résilier.

Franchise

(5) La franchise de la police d’assurance ne peut excéder cinq pour cent du montant de l’assurance.

Autoassurance

10 Le titulaire satisfait à l’exigence du paragraphe 9(1) s’il fournit au ministre, sur le formulaire prévu à cet effet, une lettre d’auto-assurance dans laquelle, à la fois :

Assurance des entrepreneurs

11 Le titulaire veille à ce que toute personne autre qu’un employé qui mène des activités au titre du contrat souscrive et conserve une police d’assurance suffisante pour couvrir les risques découlant de ces activités.

Limites de la zone

12 (1) Les limites de la zone visée par un contrat doivent correspondre aux limites de toute désignation cadastrale de la province en cause si les terres ont été arpentées ou, si elles ne l’ont pas été, aux limites prévues de ces divisions.

Terres non arpentées

(2) Si les terres de la zone visée par un contrat sont arpentées pendant la période de validité du contrat, le ministre modifie la description de la zone dans le contrat, après avoir consulté le titulaire et le conseil, de sorte que la description soit conforme au paragraphe (1).

Exceptions

(3) Les paragraphes (1) et (2) ne s’appliquent pas si la zone visée par le contrat est située sur des terres de la première nation dont la configuration ne permet pas la conformité à ces dispositions.

Plans d’arpentage

13 (1) Tout plan d’arpentage exigé par le présent règlement est :

Exception

(2) Le paragraphe (1) ne s’applique pas :

Différend

14 En cas de différend quant à l’emplacement d’un puits, d’une installation ou d’une limite visés par un contrat, le ministre peut ordonner au titulaire de faire effectuer dès que possible un arpentage.

Demande de rencontre

15 (1) Le conseil dont les terres de la première nation sont visées par un contrat peut demander au ministre, sur le formulaire prévu à cet effet et au plus une fois par année, une rencontre avec le titulaire du contrat afin de discuter des activités qui ont été menées et de celles qui sont projetées dans la zone visée par le contrat.

Avis du ministre

(2) Le ministre avise le titulaire de toute demande de rencontre.

Organisation de la rencontre

(3) Le titulaire organise la rencontre et veille à ce que celle-ci soit tenue dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date de réception de l’avis du ministre. S’il y a plus d’un titulaire, les titulaires peuvent nommer l’un d’entre eux pour qu’il assiste à la rencontre comme représentant.

Titulaire de plusieurs contrats

(4) Si le titulaire détient plus d’un contrat portant sur les terres de la première nation, les activités menées en vertu de tous ces contrats peuvent faire l’objet d’une discussion pendant la même rencontre.

Frais

(5) Les frais relatifs à la demande de rencontre, à sa préparation et à la présence à cette rencontre sont supportés par la partie qui les engage.

Incident imprévu

16 L’exploitant avise de la manière la plus expéditive possible le ministre et le conseil de tout incident imprévu qui est survenu lors d’une activité menée au titre d’un contrat qui a, ou pourrait avoir, comme conséquence d’occasionner des dommages corporels ou la mort ou d’endommager les terres d’une première nation ou ses biens. Il fournit les détails de l’incident dès que possible sur le formulaire prévu à cet effet.

Accompagnateur de l’inspecteur

17 Aux fins de surveillance de l’observation de la Loi et du présent règlement, toute personne peut accompagner l’inspecteur au cours de l’inspection des installations du titulaire d’un contrat situées sur les terres d’une première nation et des activités menées sur ces terres si elle y est autorisée par résolution écrite du conseil, et qu’elle possède les attestations et satisfait aux exigences relatives à la santé et à la sécurité au travail prévues ou imposées par le titulaire ou par une règle de droit.

Loyer annuel

18 (1) Le loyer annuel à payer au titre d’un contrat est versé au plus tard à la date anniversaire de la prise d’effet du contrat.

Remboursement

(2) Le loyer à payer pour l’année pendant laquelle le contrat prend fin doit être versé et n’est pas remboursable. Toutefois, le loyer versé à l’égard d’une année subséquente est remboursé.

Exception

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux contrats accordés avant l’entrée en vigueur du présent règlement qui prévoient des conditions à l’effet contraire.

Receveur général

19 (1) Toute somme due à Sa Majesté en application du présent règlement ou d’un contrat est versée au receveur général du Canada.

Raison du versement

(2) Ce versement est accompagné du formulaire prévu à cet effet indiquant la raison pour laquelle il est versé.

Modifications

20 (1) Toute modification à un contrat ou à un projet de récupération de bitume est approuvée au préalable par le ministre et le conseil.

Limites

(2) Le ministre ne peut approuver la modification à moins que les conditions ci-après ne soient réunies :

Exception

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas à la modification visée au paragraphe 12(2) ni à celle qui a pour conséquence de réduire la superficie des terres visées par un contrat relatif au sous-sol ou par un projet de récupération de bitume.

Renseignements au sujet d’un puits

21 L’exploitant qui mène des activités à l’égard d’un puits soumet les documents et les renseignements ci-après au ministre et au conseil dans les délais suivants :

Autres renseignements

22 L’exploitant présente au ministre et au conseil tout autre renseignement technique à propos du puits qui est nécessaire pour en déterminer la productivité.

Obligation de confidentialité

23 (1) Tout renseignement soumis au ministre ou au conseil sous le régime de la Loi est confidentiel jusqu’à l’expiration de la période établie à cet effet conformément aux règles de droit de la province en cause, à moins que la personne qui l’a soumis ne renonce, par écrit, à la confidentialité.

Données sismiques

(2) Toutefois, le ministre ou le conseil peut communiquer toute donnée sismique soumise par le titulaire d’une licence d’exploration en application de l’alinéa 33(3)a) à la première des dates suivantes à survenir :

Interprétation des données sismiques

(3) L’interprétation des données sismiques, y compris les cartes, fournie au ministre ou au conseil sous le régime de la Loi ne peut être communiquée que si la personne qui l’a fournie y consent par écrit.

Communication au conseil

(4) Malgré les paragraphes (1) à (3), le ministre peut communiquer :

Renseignements erronés

24 La personne qui a présenté des renseignements au ministre et qui apprend que ceux-ci sont erronés lui présente les renseignements corrects dès que possible.

Cession

25 (1) La cession de droits ou d’intérêts accordés par un contrat doit être approuvée par le ministre.

Rencontre

(2)  Avant que la demande d’approbation de la cession soit soumise au ministre, le cessionnaire rencontre le conseil à moins que ce dernier n’y renonce. La rencontre a lieu en personne à moins que les parties n’en conviennent autrement.

Frais

(3) Les frais relatifs à la demande de rencontre, à sa préparation et à la présence à cette rencontre sont supportées par la partie qui les engage.

Demande d’approbation

(4) La demande d’approbation est faite sur le formulaire prévu à cet effet et elle comprend une déclaration du cessionnaire selon laquelle la rencontre avec le conseil a eu lieu ou que ce dernier y a renoncé. La demande est accompagnée du paiement des droits prévus à l’annexe 1 pour la demande d’approbation de cession de droits ou d’intérêts.

Copie au conseil

(5) Le demandeur envoie au conseil une copie de la demande d’approbation au plus tard à la date à laquelle il soumet la demande au ministre.

Refus

(6) Le ministre ne peut approuver la cession dans les cas suivants :

Décision du ministre

(7) S’il approuve et signe une cession, le ministre en envoie copie au cédant et au cessionnaire et envoie un avis de l’approbation au conseil.

Prise d’effet

(8) La cession prend effet à la date de son approbation à moins qu’une autre date ne soit prévue dans l’acte de cession.

Responsabilité

26 (1) Si le ministre approuve la cession, le cessionnaire et le cédant sont solidairement responsables de toute obligation et de toute responsabilité qui découlent du contrat et qui ont pris naissance avant l’approbation, même si le contrat fait l’objet de cessions subséquentes.

Exception

(2) Le paragraphe (1) ne s’applique pas à la cession approuvée avant l’entrée en vigueur du présent règlement.

Conditions obligatoires dans tout contrat

Respect des règles de droit

27 (1) Tout contrat accordé par le ministre au titre du présent règlement contient un engagement par le titulaire à se conformer :

Incompatibilité — lois, règlements et ordonnances

(2) Les dispositions des lois, règlements et ordonnances visées au paragraphe (1) l’emportent sur les conditions incompatibles du contrat, sauf à l’égard de toute redevance qui fait l’objet d’un accord spécial en application du paragraphe 4(2) de la Loi. Les dispositions des lois, règlements et ordonnances fédéraux visées au paragraphe (1) l’emportent sur les règles de droit provinciales visées au paragraphe (1) qui sont incompatibles.

Incompatibilité — interprétation

(3) Pour l’application du présent article, deux dispositions — législatives ou contractuelles — sont incompatibles s’il est impossible pour le titulaire de se conformer aux deux à la fois.

Exploration

Autorisation

Autorisation d’explorer

28 Toute personne peut mener des travaux d’exploration sur les terres d’une première nation si les conditions ci-après sont réunies :

Demande de licence d’exploration

Négociation préalable

29 (1) Avant de demander une licence d’exploration, le demandeur et le conseil s’entendent sur l’emplacement des lignes sismiques proposées et sur les droits pour les activités sismiques si ces droits n’ont pas été prévus dans un contrat relatif au sous-sol afférent.

Demande de licence d’exploration

(2) La demande de licence d’exploration est soumise au ministre sur le formulaire prévu à cet effet et comprend :

Révision environnementale

(3) Les résultats de la révision environnementale sont soumis sur le formulaire prévu à cet effet et comprennent :

Mesures de protection de l’environnement

(4) Si le programme d’exploration peut être mené sans occasionner des dommages irréparables aux terres d’une première nation, le ministre envoie la demande au demandeur et au conseil et y joint une lettre précisant les mesures de protection de l’environnement qui doivent être mises en application pour permettre au titulaire de la licence de mener le programme d’exploration.

Soumission au ministre

(5) Afin d’obtenir la licence d’exploration, le demandeur soumet au ministre, dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date à laquelle il reçoit la demande examinée, trois exemplaires de la lettre précisant les mesures de protection de l’environnement et trois exemplaires originaux signés de la demande, ainsi que la résolution écrite du conseil approuvant la licence.

Licence d’exploration

(6) Si les exigences prévues au présent article sont respectées, le ministre accorde au demandeur la licence d’exploration pour une période d’un an et les conditions sont celles contenues dans la demande et dans la lettre précisant les mesures de protection de l’environnement. La licence prend effet à la date de sa signature par le ministre.

Activités menées en vertu d’une licence d’exploration

Exercice des droits afférents à une licence

30 Le titulaire d’une licence d’exploration peut exercer les droits afférents à cette licence dans une zone visée par un contrat relatif au sous-sol si l’exercice de ces droits n’entre pas en conflit avec les activités menées au titre du contrat.

Assujettissement

31 Toute licence d’exploration est assujettie :

Profondeur maximale de forage

32 (1) Le titulaire d’une licence d’exploration ne peut forer à une profondeur de plus de 50 m, à moins d’y être autorisé par la licence.

Obligations du titulaire

(2) Le titulaire, à la fois :

Rapport d’exploration

33 (1) Le titulaire d’une licence d’exploration soumet au ministre un rapport d’exploration dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date d’achèvement des travaux d’exploration.

Contenu

(2) Le rapport doit satisfaire aux exigences en la matière de la province en cause et comprend, en plus des documents et renseignements visés à l’alinéa 32(2)f) :

Contenu

(3) Le rapport géophysique comprend :

Exception

(4) Le titulaire peut inclure des cartes à des échelles ou équidistances différentes de celles précisées aux paragraphes (2) et (3) si cela permet d’améliorer l’interprétation des cartes.

Renseignements à la disposition du conseil

(5) Le ministre met à la disposition du conseil les renseignements présentés en application des paragraphes (2) à (4).

Renseignements à conserver

(6) En plus des renseignements présentés en application du présent article, le titulaire conserve tout renseignement obtenu en raison des travaux d’exploration menés dans la zone visée par le contrat, y compris tout imprimé ou tout affichage magnétique numérique de donnée sismique brute ou de toute donnée sismique interprétée, et les met à la disposition du ministre pour que celui-ci les examine au bureau du titulaire, pendant les heures ouvrables, après la plus longue des périodes suivantes :

Mesures correctives et régénération

34 Lorsque les travaux d’exploration effectués en vertu d’une licence d’exploration cessent, que la licence ait pris fin ou non, le titulaire veille à ce que les terres sur lesquelles les travaux ont été menés fassent l’objet de mesures correctives et à ce qu’elles soient régénérées.

Droits ou intérêts relatifs au sous-sol

Droits ou intérêts accordés relativement au sous-sol

Règles générales

Contrats relatifs au sous-sol

35 (1) Le ministre peut accorder des droits ou intérêts pétroliers et gaziers sur les terres d’une première nation au moyen de l’un des contrats relatifs au sous-sol suivants :

Processus

(2) Le contrat relatif au sous-sol est accordé conformément au processus d’adjudication prévu aux articles 39 à 42 ou conformément au processus de négociation prévu aux articles 44 à 46, au choix du conseil. Le processus de négociation peut être précédé d’un appel de propositions conforme à l’article 43.

Totalité des droits

(3) Lorsqu’il accorde un contrat relatif au sous-sol, le ministre accorde tous les droits sur le pétrole et sur le gaz présents dans chaque couche faisant partie de la zone visée par le contrat.

Assujettissement

36 Les droits ou intérêts du titulaire d’un contrat relatif au sous-sol sont subordonnés au droit du titulaire d’une licence d’exploration de mener des travaux d’exploration dans la zone visée par le contrat et au droit de tout autre titulaire d’un contrat relatif au sous-sol d’effectuer des travaux à travers la zone.

Titulaires multiples

37 (1) Le contrat relatif au sous-sol peut être accordé à au plus cinq personnes qui détiennent chacune un droit ou un intérêt indivis d’au moins un pour cent dans ce contrat. Le droit ou l’intérêt de chacun est exprimé sous forme de nombre décimal d’au plus sept décimales.

Responsabilité

(2) Chaque personne détenant un droit ou un intérêt indivis dans un contrat relatif au sous-sol est tenue solidairement responsable des obligations qui découlent de ce contrat, de la Loi ou du présent règlement.

Juste valeur

38 Afin d’établir la juste valeur des droits ou des intérêts à accorder au titre d’un contrat relatif au sous-sol, le ministre, en consultation avec le conseil, prend en considération tout pas de porte versé à l’égard d’autres terres. Le pas de porte peut être ajusté pour tenir compte des facteurs suivants :

Adjudication

Adjudication

39 Le ministre ne peut accorder les droits ou les intérêts pétroliers et gaziers sur les terres d’une première nation par adjudication que si le conseil en fait la demande ou y consent.

Obligation du ministre

40 (1) Lorsque le ministre accorde les droits ou les intérêts pétroliers et gaziers par adjudication, il prépare un avis d’appel d’offres après avoir consulté le conseil.

Avis d’appel d’offres

(2) L’avis d’appel d’offres comprend les renseignements suivants :

Publication de l’avis d’appel d’offres

(3) Avant de publier l’avis d’appel d’offres, le ministre soumet au conseil une copie de l’avis proposé et, si celui-ci est approuvé, le publie :

Soumission

41 (1) Toute soumission est présentée conformément aux instructions contenues dans l’avis d’appel d’offres, est scellée et comprend :

Fonds certifiés

(2) Les sommes visées au paragraphe (1) sont versées en fonds certifiés, sauf si une autre forme de paiement est prévue dans l’avis d’appel d’offres.

Ouverture des soumissions

42 (1) Immédiatement après la clôture de la période de présentation des soumissions, le ministre ouvre les soumissions et exclut toute soumission qui ne satisfait pas aux exigences de l’article 41. Il repère la soumission dont le pas de porte est le plus élevé et en avise le conseil.

Présence à l’ouverture des soumissions

(2) Le conseil ou toute personne désignée par lui peuvent être présents à l’ouverture des soumissions par le ministre.

Soumissions égales

(3) Si plus d’une soumission comprend le pas de porte le plus élevé, le ministre publie de nouveau l’avis d’appel d’offres.

Décision du conseil

(4) Dans les quinze jours suivant la date de clôture de la période de présentation des soumissions, le conseil peut aviser le ministre, par résolution écrite, que la soumission dont le pas de porte est le plus élevé est rejetée; toutes les soumissions sont alors rejetées.

Décision irrévocable

(5) S’il avise le ministre qu’il approuve la soumission dont le pas de porte est le plus élevé, le conseil ne peut plus la rejeter au titre du paragraphe (4).

Acceptation de la soumission la plus élevée

(6) Dans le cas où un avis de rejet n’est pas reçu, le ministre accepte la soumission et envoie un avis au soumissionnaire gagnant. Le contrat prend effet à la date de clôture de la période de présentation des soumissions.

Publication de la soumission gagnante

(7) Le ministre publie le nom du soumissionnaire gagnant et le montant du pas de porte ou, si aucune soumission n’a été acceptée, un avis à cet effet dans la publication ou sur le site Web sur lequel a été publié l’avis d’appel d’offres.

Renseignements confidentiels

(8) Les renseignements contenus dans la soumission, autres que le nom du soumissionnaire gagnant et le montant du pas de porte, sont confidentiels.

Octroi du contrat

(9) Le ministre prépare le contrat relatif au sous-sol et en envoie un exemplaire au conseil et au soumissionnaire gagnant.

Soumissions refusées

(10) Le ministre rembourse à la personne dont la soumission n’est pas retenue les frais, le loyer et le pas de porte qui accompagnaient la soumission.

Processus d’appel de propositions

Appel de propositions

43 Le ministre et le conseil, ou seulement le conseil, peuvent faire un appel de propositions, par avis public ou par tout autre moyen, dans le but d’obtenir des propositions d’intérêt à l’égard des droits ou des intérêts sur les terres de la première nation, qui comprend les renseignements suivants :

Processus de négociation

Demande de contrat relatif au sous-sol

44 (1) Toute personne peut demander au ministre de lui accorder par contrat relatif au sous-sol des droits ou des intérêts pétroliers et gaziers sur une ou plusieurs couches situées sur les terres d’une première nation.

Négociation préalable

(2) Avant de faire cette demande, le demandeur s’entend avec le conseil sur les conditions suivantes :

Contenu de la demande

(3) La demande est soumise au ministre sur le formulaire prévu à cet effet, comprend les conditions négociées entre le demandeur et le conseil et est accompagnée du paiement des droits prévus à l’annexe 1 pour une demande de contrat relatif au sous-sol.

Renseignements confidentiels

(4) Tout renseignement communiqué dans le cadre des négociations ayant mené à l’entente visée au paragraphe (2) ou dans la demande visée au paragraphe (3) est confidentiel.

Conditions d’approbation

45 (1) Le ministre n’approuve la demande que si, à la fois :

Approbation

(2) S’il approuve la demande, le ministre prépare le contrat relatif au sous-sol et en envoie un exemplaire au demandeur et au conseil. Il y fixe les droits de surface à payer au titre de tout contrat relatif au sol y afférent ainsi que les droits pour les activités sismiques à verser au titre de toute licence d’exploration y afférente.

Critères — droits

(3) Les droits de surface sont fixés conformément aux paragraphes 73(2) et (3). Les droits pour les activités sismiques doivent être comparables aux droits pour les activités sismiques relatives aux activités d’exploration menées sur les terres, autres que les terres publiques provinciales, dont la taille, le type et l’utilisation sont similaires.

Rejet

(4) S’il rejette la demande, le ministre envoie un avis de refus au demandeur et au conseil dans lequel sont énoncés les motifs du refus.

Octroi du contrat

46 (1) Le ministre acccorde le contrat si, dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date de réception de l’exemplaire du contrat par le demandeur et le conseil, il reçoit, à la fois :

Prise d’effet du contrat

(2) Le contrat prend effet à la date à laquelle le ministre accorde le contrat à moins qu’une autre date n’y soit prévue.

Conditions des contrats relatifs au sous-sol

Droits accordés au titre d’un contrat

47 Le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol a le droit exclusif d’exploiter le pétrole et le gaz des terres de la zone visée par le contrat, de traiter ce pétrole, de transformer ce gaz et de disposer de ce pétrole et de ce gaz.

Période de validité initiale du permis

48 (1) Si les terres faisant partie de la zone visée par un permis sont situées dans une province mentionnée à la colonne 1 du tableau de l’annexe 2, la période de validité initiale du permis est celle mentionnée à la colonne 3 à l’égard de la région mentionnée à la colonne 2 dans laquelle la zone est située; elle est de cinq ans dans les autres cas.

Préséance

(2) Si les terres faisant partie de la zone visée par le permis sont situées dans plus d’une région mentionnée à la colonne 2 du tableau de l’annexe 2, la période de validité initiale du permis est celle de la région dans laquelle est située la plus grande partie de ces terres. Si les terres sont également réparties entre les régions, la période de validité initiale est celle de la période la plus longue qui figure à la colonne 3.

Période de validité intermédiaire

(3) La période de validité intermédiaire du permis est de trois ans.

Période de validité du bail

49 La période de validité du bail relatif au pétrole et au gaz est de trois ans.

Période de validité — exception

50 (1) Malgré les paragraphes 48(1) et (2) et l’article 49, avec le consentement du demandeur et du conseil, le ministre peut fixer la période de validité initiale d’un permis ou la période de validité d’un bail pour un nombre d’années qui dépasse le nombre prévu à ces dispositions, mais qui ne dépasse pas cinq ans.

Modification de la période de validité

(2) La période de validité d’un contrat relatif au sous-sol peut être modifiée, conformément au paragraphe 20(1) et avec le consentement du titulaire, pour une période d’au plus cinq ans.

Loyer annuel

51 Le loyer annuel pour un contrat relatif au sous-sol correspond à 5 $ l’hectare ou 100 $, selon la plus élevée de ces valeurs.

Choix de terres pour la période de validité intermédiaire des permis

Acquisition du droit de choisir des terres

52 (1) Le titulaire d’un permis acquiert le droit de choisir des terres pour la période de validité intermédiaire du permis si, conformément aux dispositions d’acquisition de son permis et pendant la période de validité initiale, selon le cas :

Non-respect d’une date d’échéance

(2) Si le titulaire ne respecte pas la date d’échéance précisée aux dispositions d’acquisition de son permis, celui-ci prend fin à compter de cette date à l’égard des terres pour lesquelles il n’a pas acquis le droit de choisir à cette date ou avant cette date.

Choix des terres

(3) Le titulaire qui a acquis le droit de choisir des terres peut en choisir jusqu’à la base de la couche, déterminée conformément à l’annexe 3, la plus profonde dans laquelle il a foré.

Restrictions

(4) Les terres choisies au titre du paragraphe (3) doivent à la fois :

Superficie inférieure à soixante-quinze pour cent

53 (1) Si les terres de la première nation représentent moins de soixante-quinze pour cent de la superficie de l’unité d’espacement dans laquelle le titulaire d’un permis a foré un puits, ce dernier ne peut choisir que les terres de la section où le puits est situé, jusqu’à la base de la couche la plus profonde dans laquelle il a foré.

Droit de choisir réduit — nouveau puits

(2) S’il a foré un nouveau puits, mais dans une mesure moindre que celle prévue dans les dispositions d’acquisition de son permis, le titulaire ne peut choisir que les terres de la section dans laquelle le puits est situé, jusqu’à la base de la couche la plus profonde dans laquelle il a foré.

Droit de choisir réduit — rentrée dans un puits

(3) S’il est rentré dans un puits et l’a achevé, mais l’a foré dans une mesure moindre que celle prévue à l’alinéa 52(1)b) et dans les dispositions d’acquisition de son permis, le titulaire ne peut choisir que les terres de l’unité d’espacement dans laquelle le puits est achevé.

Demande d’approbation

54 (1) Le titulaire qui souhaite obtenir les droits ou les intérêts pétroliers et gaziers pour la période de validité intermédiaire de son permis demande l’approbation du ministre quant à son choix de terres avant la date d’expiration de la période initiale du permis ou, selon le cas :

Demande après la date limite

(2) Le titulaire peut présenter une demande au ministre après la date limite applicable visée au paragraphe (1) s’il le fait dans les quinze jours suivant cette date et si sa demande est accompagnée du paiement des frais de demande tardive de 5 000 $.

Contenu de la demande

(3) La demande est soumise sur le formulaire prévu à cet effet et comprend :

Renseignements additionnels

(4) Les renseignements à l’égard d’un puits que le titulaire a foré, ou dans lequel il est rentré et qu’il a achevé, dans les trente jours précédant la date limite applicable peuvent être soumis au plus tard quinze jours après cette date, sauf dans le cas de l’obtention de la prorogation visée au paragraphe 62(2).

Approbation

(5) Sur réception de la demande, le ministre :

Avis au titulaire et au conseil

(6) Si le choix est approuvé et que les droits ou les intérêts pétroliers et gaziers sont accordés, le ministre envoie au titulaire et au conseil un avis à cet effet accompagné de la description des terres, y compris des couches, choisies pour la période de validité intermédiaire du permis et, si le choix est refusé, il envoie au titulaire un avis de refus motivé.

Disposition transitoire

55 Les articles 47 à 54 ne s’appliquent pas aux contrats consentis en vertu du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.

Approbation d’un projet de récupération de bitume

Demande d’approbation

56 (1) Le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol peut demander au ministre d’approuver un projet de récupération de bitume s’il a atteint le niveau d’évaluation minimum et a demandé l’approbation du projet à l’autorité provinciale.

Niveau d’évaluation minimum

(2) Le niveau d’évaluation minimum est atteint, selon le cas :

Contenu de la demande

57 (1) La demande d’approbation d’un projet de récupération de bitume est soumise sur le formulaire prévu à cet effet et comprend :

Révision environnementale

(2) Les résultats de la révision environnementale du projet de récupération de bitume sont soumis sur le formulaire prévu à cet effet et comprennent :

Lettre sur les mesures de protection de l’environnement

(3) Après avoir examiné la demande, le ministre envoie au demandeur et au conseil une lettre précisant les mesures de protection de l’environnement qui doivent être mises en application pour permettre au titulaire du d’un contrat relatif au sous-sol de mener les activités dans le cadre du projet de récupération de bitume.

Approbation

58 (1) Le ministre approuve le projet de récupération de bitume si les conditions ci-après sont réunies :

Conditions de l’approbation

(2) L’approbation peut inclure toute condition nécessaire pour permettre au ministre de vérifier l’avancement des activités menées dans le cadre du projet, le paiement des redevances approuvées, la mise en application et le respect des mesures de protection de l’environnement.

Exigence — contrat relatif au sol

59 (1) Afin de mener des activités dans le cadre d’un projet de récupération de bitume, le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol obtient préalablement tout contrat relatif au sol exigé par le présent règlement.

Respect des mesures

(2) Le titulaire veille à ce que toutes les mesures de protection de l’environnement incluses dans l’approbation soient mises en application et respectées.

Niveau de production minimum

60 (1) Le niveau de production minimum annuel de bitume des terres visées par un projet de récupération de bitume correspond à une production moyenne de 2 400 m3 par section de la zone visée par le projet.

Indemnité — bitume

(2) Si le niveau de production minimum annuel de bitume des terres visées par un projet de récupération de bitume n’est pas atteint au cours d’une quelconque année qui suit le mois dans lequel ce niveau devait l’être, le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol verse une indemnité qui correspond à vingt-cinq pour cent de la différence entre la valeur du niveau de production minimum et celle du niveau de production réel.

Prix réputé

(3) Aux fins du calcul de l’indemnité, le prix du bitume est réputé être le prix plancher mensuel pour le bitume publié par l’autorité provinciale de l’Alberta pour la période en cause.

Exception

(4) Le présent article ne s’applique pas si les terres visées par le projet de récupération de bitume sont visées par une autorisation donnée en vertu de l’article 42 du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.

Terres, puits ou installations supplémentaires

61 Si son projet de récupération de bitume a été approuvé, le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol doit obtenir l’approbation du ministre et du conseil avant d’ajouter des terres, des puits ou des installations au projet.

Forage après l’expiration prévue

Demande de prorogation

62 (1) Le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol peut demander au ministre, sur le formulaire prévu à cet effet, la prorogation de la date limite pour demander, en vertu du paragraphe 54(1), l’approbation du choix des terres ou, en application de l’article 64, la reconduction du contrat si les conditions ci-après sont réunies :

Approbation de la prorogation

(2) Si une demande est soumise conformément au paragraphe (1), le ministre proroge la date limite pour demander l’approbation du choix des terres ou la reconduction au trentième jour suivant la date de libération de l’appareil de forage. Il en avise le conseil.

Droits pendant la prorogation

(3) Pendant la période de prorogation, le titulaire peut continuer de produire à partir de tout puits compris dans la zone visée par le contrat qui est déjà en production, mais il ne peut pas démarrer le forage de tout autre puits par battage — ni rentrer dans un autre puits.

Disposition transitoire

(4) Le présent article s’applique au permis et au baux octroyés en vertu du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.

Reconduction des contrats relatifs au sous-sol

Critères d’admissibilité à la reconduction

63 (1) Le contrat relatif au sous-sol peut être reconduit à l’égard de toute couche — répertoriée aux termes de l’annexe 4 — située dans une unité d’espacement qui, selon le cas :

Puits horizontal ou dévié

(2) Pour l’application du paragraphe (1), toute unité d’espacement de laquelle un puits horizontal ou dévié est productif est réputée comporter un puits productif.

Potentiellement productive

(3) Pour l’application de l’alinéa (1)g), l’unité d’espacement est potentiellement productive si, selon le cas :

Demande de reconduction

64 (1) Le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol peut en demander la reconduction au ministre avant la date à laquelle son bail ou la période de validité intermédiaire de son permis expire.

Contenu de la demande

(2) La demande de reconduction est soumise sur le formulaire prévu à cet effet et comprend :

Décision du ministre

65 (1) Sur réception d’une demande de reconduction, le ministre établit si les terres visées dans la demande sont situées dans une unité d’espacement visée à l’un ou l’autre des alinéas 63(1)a) à e) et reconduit le contrat à l’égard de celles qui le sont.

Offre de reconduction

(2) S’il établit que les terres visées dans la demande sont situées dans une unité d’espacement visée à l’alinéa 63(1)f) ou g), le ministre offre au titulaire de reconduire le contrat à l’égard de ces terres.

Reconduction

(3) Le ministre reconduit le contrat à l’égard des terres dans une unité d’espacement visée à l’alinéa 63(1)f) ou g) si le titulaire verse, dans les trente jours suivant la date de réception de l’offre de reconduction, un pas de porte égal au plus élevé des montants suivants :

Avis

(4) Le ministre envoie un avis de décision au titulaire et au conseil et, le cas échéant, y joint la description des terres, y compris les couches, visées par le contrat reconduit, ainsi que les motifs à l’appui de la reconduction.

Droits avant la décision

(5) Avant la réception de l’avis de décision du ministre, le titulaire peut continuer de produire à partir de tout puits compris dans la zone visée par le contrat qui est déjà en production, mais il ne peut pas démarrer le forage de tout autre puits par battage — ni rentrer dans un autre puits.

Remboursement

(6) Si le contrat n’est pas reconduit, le ministre rembourse au titulaire le loyer versé avec la demande. Si le contrat est reconduit en partie, le ministre rembourse le loyer des terres visées par la partie du contrat qui n’est pas reconduite.

Reconduction demandée par le conseil

66 (1) Le ministre peut reconduire le contrat, pour une période d’au plus cinq ans, à l’égard des terres pour lesquelles la reconduction n’a pas été accordée aux termes du paragraphe 65(1) ou pour lesquelles la reconduction a été accordée aux termes du paragraphe 65(3), si les conditions ci-après sont réunies :

Pas de porte additionnel

(2) S’il décide qu’un pas de porte additionnel doit être versé à l’égard de la reconduction pour refléter la juste valeur des droits ou des intérêts établie en application de l’article 38, le ministre ne peut reconduire le contrat que si ce pas de porte additionnel est versé.

Omission de demander la reconduction

67 (1) Si le titulaire n’a pas demandé la reconduction de son contrat avant la date visée au paragraphe 64(1), le ministre établit, dès que possible et en se fondant sur les renseignements en sa possession, si le contrat est admissible à une reconduction aux termes de l’un des alinéas 63(1)a) à e).

Avis d’admissibilité

(2) Si le contrat est admissible à la reconduction, le ministre envoie au titulaire un avis qui comprend :

Demande de reconduction

(3) Le titulaire qui a reçu un avis d’admissibilité peut, dans les trente jours suivant la date de réception de l’avis, demander au ministre, sur le formulaire prévu à cet effet, de reconduire le contrat à l’égard de toute terre mentionnée dans l’avis.

Contenu de la demande

(4) La demande comprend la description des terres, y compris les couches, pour lesquelles la reconduction est demandée, le versement du loyer pour la première année de la reconduction et le paiement des droits de demande tardive de 5 000 $.

Reconduction

(5) Si le titulaire verse le loyer et paie les droits exigés, le ministre reconduit le contrat à l’égard des terres visées dans la demande et envoie au titulaire et au conseil un avis de la reconduction qui comprend la description des terres, y compris les couches, à l’égard desquelles le contrat est reconduit, ainsi que les motifs à l’appui de la reconduction.

Reconduction indéfinie

68 (1) Le contrat reconduit aux termes de l’un des alinéas 63(1)a) à e) l’est, aussi longtemps que les terres visées par le contrat satisfont au critère prévu à l’alinéa en cause, jusqu’à ce que le contrat fasse l’objet d’une renonciation ou jusqu’à ce qu’il soit résilié.

Reconduction pour un an

(2) Le contrat reconduit en application du paragraphe 65(3) l’est pour une période d’un an après la date à laquelle il aurait expiré s’il n’avait pas été reconduit.

Non-productivité — pétrole et gaz

69 (1) Si un contrat reconduit à l’égard de certaines terres n’est plus admissible à une reconduction selon le critère prévu à l’un des alinéas 63(1)a), b), d) et e) pour lequel il a été reconduit, le ministre envoie un avis de non-productivité au titulaire dans lequel il décrit ces terres et donne les motifs pour lesquels le contrat n’est plus admissible à une reconduction.

Non-productivité — expiration

(2) Le contrat visé au paragraphe (1) expire, à l’égard des terres visées dans l’avis, un an après la date de réception de l’avis.

Non-productivité — reconduction

(3) Avant l’expiration d’un contrat à l’égard de terres visées par un avis de non-productivité le titulaire du contrat peut en demander la reconduction en application de l’article 64 à l’égard de celles des terres situées dans une unité d’espacement visée aux alinéas 63(1)a) à e) qui ne sont pas visées par le critère mentionné dans l’avis.

Demande de reconduction

(4) Avant l’expiration d’un contrat reconduit en application du paragraphe 65(3) ou de l’article 66, le titulaire peut en demander la reconduction en application de l’article 64 aux termes de l’un des alinéas 63(1)a) à e).

Production insuffisante — bitume

70 (1) Dans le cas du contrat reconduit aux termes de l’alinéa 63(1)c), si le niveau de production minimum annuel de bitume des terres visées par le projet de récupération de bitume n’est pas atteint au cours de trois années, consécutives ou non, le ministre envoie au titulaire un avis de productivité insuffisante à l’égard de ces terres.

Fin du projet et expiration du contrat

(2) Si le niveau de production minimum annuel de bitume des terres visées par le projet de récupération de bitume n’est pas atteint au cours d’une quelconque année suivant la date de réception de l’avis de productivité insuffisante :

Décision du ministre

(3) Si le ministre apprend que le niveau de production minimum annuel de bitume des terres visées par le projet de récupération de bitume ne sera pas atteint au cours d’une quelconque année et que le contrat afférent est susceptible d’expirer en application de l’alinéa (2)b), le ministre établit dès que possibleet en se fondant sur les renseignements en sa possession si le contrat est admissible à une reconduction aux termes de l’un des alinéas 63(1)a), b), d) ou e) et le reconduit si c’est le cas.

Disposition transitoire — reconduction

71 (1) Les articles 63 à 68 s’appliquent à la reconduction de tout bail relatif au sous-sol accordé sous le régime de la Loi sur les Indiens ou sous le régime de la Loi avant l’entrée en vigueur du présent règlement.

Disposition transitoire — non-productivité

(2) L’article 69 s’applique aux baux relatifs au sous-sol reconduits aux termes de la Loi sur les Indiens ou sous le régime de la Loi avant l’entrée en vigueur du présent règlement si les terres visées par ces baux cessent d’être admissibles aux termes des critères ayant mené à la reconduction des baux.

Disposition transitoire — productivité insuffisante

(3) L’article 70 ne s’applique pas si les terres visées par le projet de récupération de bitume sont visées par une autorisation donnée en vertu de l’article 42 du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.

Droits ou intérêts relatifs au sol

Autorisation

72 (1) Toute personne peut mener des activités en surface sur les terres d’une première nation aux fins d’exploitation du pétrole ou du gaz si elle détient :

Droit d’entrer

(2) Toute personne qui a l’intention de demander un contrat relatif au sol à l’égard des terres d’une première nation pour mener des activités visées au paragraphe (1) peut, avec l’autorisation du conseil et de tout membre de la première nation qui a la possession légale de ces terres, entrer sur les terres afin de déterminer l’emplacement des installations proposées, de réaliser un arpentage ou de mener toute activité nécessaire pour soumettre une demande au titre de l’article 75.

Négociation préalable

73 (1) Avant de demander un contrat relatif au sol, le demandeur fournit au conseil, ainsi qu’à tout membre d’une première nation qui a la possession légale de terres de la zone visée par le contrat proposé, un relevé d’arpentage de cette zone et s’entend avec eux relativement aux éléments suivants :

Droits de surface — droit de passage

(2) Dans le cas d’un droit de passage, les droits de surface sont composés, à la fois :

Droits de surface — bail relatif au sol

(3) Dans le cas d’un bail relatif au sol, les droits de surface sont composés, à la fois :

Échec de la négociation

74 Si la négociation de l’indemnité initiale ou du loyer annuel à payer échoue, le ministre, à la demande du conseil, du demandeur ou de tout membre de la première nation qui a la possession légale des terres de la zone visée par le contrat, détermine les montants de l’indemnité ou du loyer conformément aux paragraphes 73(2) ou (3).

Demande de contrat relatif au sol

75 (1) La demande de contrat relatif au sol est soumise au ministre sur le formulaire prévu à cet effet et comprend :

Révision environnementale

(2) Les résultats de la révision environnementale sont soumis sur le formulaire prévu à cet effet et comprennent :

Mesures de protection de l’environnement

(3) Si la demande est soumise conformément au paragraphe (1) et que les activités proposées peuvent être menées sans occasionner des dommages irréparables aux terres d’une première nation, le ministre envoie un exemplaire du contrat au demandeur et à la première nation, qui comprend :

Octroi du contrat

(4) Le ministre octroie le contrat s’il reçoit, à la fois :

Respect des mesures de protection

(5) Le titulaire veille à ce que toutes les mesures de protection de l’environnement incluses dans le contrat soient mises en application et respectées.

Période de validité

76 Le contrat relatif au sol prend fin à la date à laquelle la renonciation à son égard est approuvée par le ministre, sauf indication contraire dans le contrat.

Renégociation du loyer

77 (1) Sauf indication contraire dans le bail relatif au sol, le titulaire renégocie le loyer avec le ministre et le conseil, et tout membre de la première nation qui a la possession légale des terres de la zone visée par le bail, à l’expiration de la plus courte des périodes suivantes :

Modification du bail

(2) Le ministre modifie le bail en fonction du loyer renégocié si :

Échec de la renégociation

(3) Si la renégociation du loyer échoue, le ministre, à la demande du conseil, du titulaire ou de tout membre de la première nation qui a la possession légale des terres de la zone visée par le bail, détermine le loyer compte tenu des critères visés à l’alinéa 73(3)c), et modifie le bail en conséquence.

Abandon, mesures correctives et régénération

78 Si les terres de la zone visée par un contrat relatif au sol ne sont plus utilisées pour les activités visées par le contrat, le titulaire abandonne tout puits et toute installation dans cette zone, prend des mesures correctives à l’égard de ces terres et y effectue des travaux de régénération.

Redevances

Redevance à payer

79 (1) Sous réserve de toute disposition contraire dans un accord spécial conclu en vertu du paragraphe 4(2) de la Loi, le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol paie une redevance pour le pétrole et le gaz qui sont extraits des terres visées par le contrat relatif au sous-sol ou qui y sont attribués, calculée conformément à l’annexe 5.

Indice des prix ou prix de vente réel

(2) Si un accord spécial conclu en vertu du paragraphe 4(2) de la Loi prévoit que la redevance pour le pétrole ou le gaz est calculée à partir d’un indice mensuel des prix ou d’un prix commun d’entreprise au lieu du prix de vente réel, le titulaire fournit au ministre, sur le formulaire prévu à cet effet, l’indice des prix ou le prix commun d’entreprise pour le mois de production du pétrole ou du gaz.

Date d’échéance du paiement

80 La redevance est payée au plus tard le vingt-cinquième jour du troisième mois suivant le mois pendant lequel le pétrole ou le gaz a été produit.

Redevance — chaque vente

81 (1) Sous réserve du paragraphe (2), chaque vente de pétrole ou de gaz extrait des terres visées par un contrat relatif au sous-sol ou attribué à celles-ci inclut la vente, pour le compte de Sa Majesté du chef du Canada, de tout pétrole ou gaz qui constitue la redevance à payer sous le régime de la Loi.

Paiement en nature

(2) Après avoir donné au titulaire un avis et compte tenu des obligations que le titulaire du contrat peut avoir quant à la vente de pétrole ou de gaz, le ministre peut, avec l’approbation préalable du conseil, exiger que le titulaire paie en nature la redevance — en tout ou en partie — pour une période donnée ou jusqu’à nouvel ordre du ministre.

Tenue des registres

82 (1) Toute personne qui produit, vend, acquiert ou stocke du pétrole ou du gaz extrait de terres d’une première nation ou qui acquiert un droit sur ceux-ci conserve, pour une période de dix ans, tout renseignement pouvant servir à calculer les redevances pour ceux-ci, notamment les renseignements visés au présent article.

Renseignements — redevances

(2) Toute personne visée au paragraphe (1) fournit au ministre, sur le formulaire prévu à cet effet, les renseignements ci-après dès qu’ils sont disponibles :

Renseignements — relation entre les parties

(3) Le ministre peut exiger de toute personne visée au paragraphe (1) les renseignements nécessaires pour déterminer si les parties à une transaction sont apparentées.

Personnes liées

(4) Pour l’application du paragraphe (3), des parties sont apparentées si elles sont des personnes liées, des personnes affiliées ou des sociétés associées au sens, respectivement, du paragraphe 251(2), de l’article 251.1 et du paragraphe 256(1) de la Loi de l’impôt sur le revenu.

Ordonnance de soumettre des plans ou des diagrammes

83 (1) Le ministre peut ordonner à l’exploitant de soumettre tout plan ou diagramme, à une échelle donnée, de toute installation utilisée pour l’exploitation du pétrole ou du gaz en vue de la vérification des redevances à payer au titre d’un contrat.

Échéance

(2) L’exploitant présente les plans et les diagrammes demandés dans les trente jours suivant la date de réception de l’ordonnance.

Documents

84 (1) En vue de la vérification des redevances à payer au titre d’un contrat, le ministre peut envoyer un avis exigeant de toute personne ayant vendu, acheté ou échangé du pétrole ou du gaz extrait des terres d’une première nation qu’elle lui fournisse l’un ou l’autre des documents suivants :

Échéance

(2) La personne qui reçoit l’avis fournit les documents demandés dans les quatorze jours suivant la date de réception de l’avis.

Vérification et examen par la première nation

Règles générales

Accord sur la vérification et l’examen

85 (1) La première nation peut effectuer une vérification ou un examen des redevances exigibles pour le pétrole ou le gaz extrait de ses terres si les conditions ci-après sont réunies :

Procédure de conclusion d’un accord

(2) Le conseil qui a obtenu l’approbation préalable pour effectuer une vérification ou un examen au titre de l’article 89 peut demander au ministre de conclure un accord sur la vérification ou l’examen en vertu de l’article 90.

Exigences minimales

86 (1) La personne qui effectue la vérification ou l’examen sous le régime de la Loi a les titres de compétences et l’expérience nécessaires pour assumer son rôle dans le cadre de la vérification ou de l’examen conformément aux normes de vérification généralement reconnues.

Exigences

(2) La personne qui effectue la vérification ou l’examen sous le régime de la Loi et celle qui l’accompagne satisfont aux exigences suivantes :

Confidentialité — première nation

87 (1) La première nation qui effectue une vérification ou un examen assure la confidentialité des documents et les renseignements obtenus dans le cadre de la vérification ou de l’examen et se conforme aux exigences relatives à la sécurité imposées par le titulaire du contrat ou par une règle de droit.

Exception

(2) Toutefois, le conseil fournit au ministre une copie de tout rapport de vérification ou d’examen et des documents de travail dans les trente jours suivant la date de la fin de la vérification ou de l’examen.

Approbation préalable

Demande d’approbation préalable

88 Afin d’obtenir l’approbation préalable à la vérification ou à l’examen, le conseil en fait la demande au ministre sur le formulaire prévu à cet effet et fournit les renseignements suivants :

Approbation préalable

89 (1) Le ministre donne son approbation préalable si les exigences de l’article 88 sont respectées, sauf dans les cas suivants :

Avis de décision

(2) Le ministre avise le conseil de sa décision et, dans le cas d’un refus, des motifs à l’appui.

Demande de conclusion d’un accord

Demande

90 Le conseil peut demander au ministre de conclure un accord sur la vérification ou l’examen, sur le formulaire prévu à cet effet et dans les cent quatre-vingts jours suivant la date à laquelle l’approbation préalable est reçue. La demande comprend :

Refus

91 Le ministre ne peut refuser la demande que dans les cas suivants :

Préparation de l’accord

92 S’il approuve la demande, le ministre conclut avec le conseil un accord qui comprend les renseignements visés aux alinéas 88a) à d) et 90a) à d).

Production équitable de pétrole et de gaz

Obligations des titulaires

Redevance compensatoire

93 (1) Le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol est tenu de payer à Sa Majesté du chef du Canada, en fiducie pour la première nation en cause, une redevance compensatoire à l’égard de chaque puits déclencheur situé dans une unité d’espacement externe adjacente à une unité d’espacement d’une première nation qui est située dans la zone visée par son contrat.

Redevance pour chaque unité d’espacement

(2) La redevance compensatoire est payée à l’égard de chaque unité d’espacement d’une première nation qui est située dans la zone visée par le contrat et qui est adjacente à l’unité d’espacement dans laquelle est situé le puits déclencheur.

Début de l’obligation

(3) La redevance compensatoire est exigible à compter du premier jour du mois suivant la date d’expiration du délai de compensation.

Délai de compensation

(4) Le délai de compensation commence à la date de réception d’un préavis de drainage et se termine le cent quatre-vingtième jour suivant cette date ou, selon le cas :

Préavis de drainage

Préavis de drainage

94 (1) S’il apprend l’existence d’un puits déclencheur, le ministre envoie un préavis de drainage à tout titulaire de contrat relatif au sous-sol tenu de payer une redevance compensatoire en application de l’article 93.

Absence d’un contrat

(2) Si les terres d’une unité d’espacement d’une première nation qui est adjacente à l’unité d’espacement dans laquelle est situé un puits déclencheur ne sont pas visées par un contrat relatif au sous-sol, le ministre envoie :

Renseignements confidentiels

(3) Si, à la date à laquelle un préavis de drainage doit être envoyé, tout renseignement au sujet d’un puits déclencheur est confidentiel en application des règles de droit de la province en cause :

Renseignements dans le préavis

95 (1) Le préavis de drainage comprend  :

Avis au conseil

(2) Le ministre envoie au conseil une copie du préavis de drainage ainsi que, à l’expiration du délai de compensation, un avis indiquant que l’obligation du titulaire de payer la redevance compensatoire a pris effet.

Aucune obligation

96 (1) L’obligation de payer la redevance compensatoire ne prend pas effet si le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol soumet au ministre, pendant le délai de compensation, des renseignements qui démontrent que, selon le cas :

Avis au titulaire

(2) Après avoir décidé si le titulaire a démontré ou non les faits visés au paragraphe (1), le ministre lui envoie un avis l’informant de sa décision.

Renonciation

(3) Le titulaire n’est pas tenu de payer la redevance compensatoire si, pendant le délai de compensation, il renonce à ses droits ou intérêts jusqu’à la base de la couche de compensation dans l’unité d’espacement visée par le préavis de drainage, à l’exception de ses droits ou intérêts relatifs à toute couche à partir de laquelle un puits est productif ou est visé par un accord de mise en commun ou un accord de stockage approuvé par l’autorité provinciale.

Avis au conseil

(4) Si le titulaire a démontré les faits visés au paragraphe (1) ou s’il a renoncé à ses droits ou intérêts en application du paragraphe (3), le ministre envoie un avis motivé au conseil l’informant que l’obligation du titulaire de payer la redevance compensatoire est levée.

Calcul et paiement de la redevance compensatoire

Redevance compensatoire

97 (1) La redevance compensatoire mensuelle à payer par le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol est :

(L⁄T) × 100

où :

Prorata

(2) Si le puits déclencheur est situé dans une unité d’espacement externe qui comprend des terres de la première nation, la redevance compensatoire mensuelle à payer est calculée selon la formule suivante :

C × (100 − I)⁄100

où :

Calcul de la redevance compensatoire

(3) Pour le calcul de la redevance compensatoire mensuelle :

Redevance compensatoire — puits confidentiel

(4) Dans le cas d’un préavis envoyé en application de l’alinéa 94(3)b), le mois visé à l’alinéa (3)a) à l’égard de la première redevance compensatoire mensuelle correspond au mois dont le premier jour suit la période qui commence à la date de réception de l’information envoyée en application de l’alinéa 94(3)a) et qui se termine le cent quatre-vingtième jour suivant cette date. Pour toute redevance compensatoire mensuelle subséquente, ce mois correspond à tout mois subséquent.

Pouvoir calorifique

(5) Si le calcul de la redevance nécessite la conversion d’un prix en dollars par gigajoule (GJ) en un prix en dollars par 1000 m3, le pouvoir calorifique est de 37,7 GJ/1000 m3.

Aucune déduction

(6) Il ne peut être soustrait, dans le calcul de la redevance compensatoire, aucun coût ni aucune déduction.

Disposition transitoire

(7) Le présent article ne s’applique pas aux redevances compensatoires dues au titre du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.

Calcul et paiement de la redevance compensatoire

98 Le titulaire de contrat relatif au sous-sol verse au ministre, au plus tard le vingt-cinquième jour du troisième mois suivant le mois pendant lequel la redevance compensatoire devient exigible et au plus tard le vingt-cinquième jour de chaque mois subséquent, le paiement de la redevance compensatoire mensuelle et, sur le formulaire prévu à cet effet, tout renseignement nécessaire pour vérifier le calcul de celle-ci.

Unité d’espacement modifiée

99 L’obligation de payer la redevance compensatoire est maintenue malgré toute modification apportée à la taille de l’unité d’espacement d’une première nation ou de l’unité d’espacement externe dans laquelle est situé le puits déclencheur, à condition que les unités demeurent adjacentes.

Fin de l’obligation de payer

100 (1) L’obligation de payer la redevance compensatoire cesse si le titulaire de contrat relatif au sous-sol, selon le cas :

Avis au titulaire

(2) Après avoir décidé si le titulaire a démontré ou non les faits visés au paragraphe 96(1), le ministre lui envoie un avis l’informant de sa décision et, le cas échéant, de la date à laquelle l’obligation de payer cesse.

Date de la fin de l’obligation

(3) L’obligation de payer la redevance compensatoire cesse :

Avis au conseil

(4) Le ministre envoie un avis motivé au conseil l’informant que l’obligation du titulaire de payer la redevance compensatoire a cessé.

Exception

101 Sous réserve du paragraphe 97(7), les articles 93 à 100 et 111 s’appliquent à tout contrat relatif au sous-sol accordé sous le régime de la Loi sur les Indiens ou de la Loi.

Puits de limite

Puits de limite improductif

102 (1) Si un puits de limite ne produit pas de pétrole ni de gaz pendant une période de trois mois consécutifs après l’expiration du délai de compensation, le titulaire de contrat relatif au sous-sol paie la redevance compensatoire à l’égard du puits déclencheur dont la production devait être compensée.

Exigibilité de la redevance compensatoire

(2) La redevance compensatoire est exigible à compter du premier jour du mois suivant cette période de trois mois.

Avis au conseil

(3) Le ministre envoie au conseil un avis l’informant que l’obligation du titulaire de payer la redevance compensatoire a pris effet.

Puits de service

Approbation préalable

103 (1) Il est interdit d’utiliser un puits comme puits de service sans l’approbation préalable du ministre.

Demande d’approbation

(2) La demande d’approbation est soumise sur le formulaire prévu à cet effet et est accompagnée d’une copie de l’approbation accordée par l’autorité provinciale à l’égard du puits de service et la demande comprend :

Approbation

(3) Le ministre approuve l’utilisation proposée du puits de service si les conditions ci-après sont réunies :

Avis au ministre

(4) Le titulaire de contrat envoie un avis au ministre de toute modification apportée à l’approbation visée au paragraphe (2) accordée par l’autorité provinciale.

Exception

104 L’article 103 ne s’applique pas aux puits de service visés par un projet approuvé par l’autorité provinciale ou par un projet de récupération de bitume approuvé par le ministre.

Exception

105 L’article 103 ne s’applique pas aux accords sur les droits de disposer conclus avant l’entrée en vigueur du présent règlement.

Regroupement, allocation de la production et accord de mise en commun

Production d’une unité d’espacement

106 (1) Si un puits produit à partir des terres d’une première nation, le ministre détermine le pourcentage de la production du puits à allouer à chaque contrat qui porte sur l’unité d’espacement à partir de laquelle le puits produit, en se fondant sur la superficie des terres de la première nation visées par chaque contrat, en proportion de la superficie de l’unité d’espacement.

Avis au titulaire et au conseil

(2) Le ministre envoie un avis à tout titulaire et au conseil les informant du pourcentage de la production qui est allouée à chaque contrat.

Production d’unités d’espacement multiples

107 (1) Si la production d’un puits provient de plus d’une unité d’espacement, mais ne provient pas entièrement de terres d’une première nation ou ne provient pas de terres visées par un seul contrat, le ministre détermine le pourcentage de la production du puits à allouer aux terres de la première nation et à chaque contrat, en se fondant sur les critères utilisés par l’autorité provinciale à cette fin.

Avis au titulaire et au conseil

(2) Le ministre envoie un avis à tout titulaire et au conseil les informant du pourcentage de la production qui est allouée aux terres de la première nation et à chaque contrat.

Accord de mise en commun

108 (1) Le ministre peut, avec l’approbation préalable du conseil, conclure un accord de mise en commun.

Allocation de la production

(2) Les redevances à payer au titre d’un contrat visé par un accord de mise en commun sont calculées en fonction de la production allouée à chaque parcelle visée par l’accord de mise en commun.

Renonciation, défaut et résiliation

Renonciation aux droits ou aux intérêts relatifs au sous-sol

109 (1) Le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol peut renoncer, en tout ou en partie, à ses droits ou à ses intérêts contractuels en envoyant au ministre un avis de renonciation sur le formulaire prévu à cet effet.

Renonciation partielle aux droits ou aux intérêts relatifs au sous-sol

(2) La renonciation partielle à des droits ou à des intérêts relatifs au sous-sol entraîne, à la fois :

Avis au conseil

(3) S’il est renoncé à des droits ou à des intérêts contractuels relatifs au sous-sol, le ministre envoie une copie de l’avis de renonciation au conseil et, dans le cas d’une renonciation partielle, une copie du contrat modifié.

Renonciation aux droits ou aux intérêts relatifs au sol

110 (1) Le titulaire d’un contrat relatif au sol peut renoncer, en tout ou en partie, à ses droits ou à ses intérêts contractuels en demandant l’approbation du ministre sur le formulaire prévu à cet effet.

Copie au conseil

(2) Le ministre envoie une copie de la demande au conseil.

Approbation

(3) Le ministre approuve la renonciation si les conditions ci-après sont réunies :

Loyer ajusté

(4) Si la renonciation aux droits ou aux intérêts relatifs au sol visés par un contrat est partielle, le loyer à payer pour les années subséquentes est ajusté proportionnellement à la réduction des terres visées par le contrat, mais le loyer annuel est au moins équivalent à celui à payer pour 1,6 ha.

Avis au conseil

(5) Si la renonciation à des droits ou à des intérêts relatifs au sol est approuvée, le ministre envoie un avis au conseil à cet effet et, dans le cas d’une renonciation partielle, une copie du contrat modifié.

Avis de non-conformité

111 (1) Dans le cas où le titulaire ne respecte pas les obligations découlant de son contrat, de la Loi ou du présent règlement, le ministre peut lui envoyer un avis l’informant de la nature du manquement et l’avertissant que le contrat sera résilié en cas de défaut.

Réponse à l’avis

(2) Dans les trente jours suivant la date de réception de l’avis, le titulaire remédie au manquement indiqué dans l’avis, ou, sauf s’il s’agit de sommes dues au titre de la Loi, soumet au ministre un plan qui démontre comment et quand il sera remédié au manquement et précise les circonstances justifiant le délai proposé. Le titulaire remédie par la suite au manquement conformément au plan.

Plan non satisfaisant

(3) Si un plan ne satisfait pas aux exigences prévues au paragraphe (2), le ministre envoie un avis à cet effet au titulaire et lui indique en quoi le plan ne satisfait pas à ces exigences.

Modification du plan

(4) Le titulaire qui reçoit l’avis visé au paragraphe (3) :

Défaut

(5) Le titulaire qui reçoit l’avis visé au paragraphe (1) est en défaut s’il ne se conforme pas aux exigences prévues au paragraphe (2) ou, s’il y a lieu, à celles prévues au paragraphe (4).

Résiliation

(6) Le ministre résilie le contrat du titulaire en défaut.

Omission de payer la redevance compensatoire

(7) En cas de résiliation pour omission de payer la redevance compensatoire, le ministre retire les droits ou les intérêts accordés par le contrat jusqu’à la base de la couche de compensation dans l’unité d’espacement visée par le préavis de drainage, à l’exception des droits ou des intérêts à l’égard de toute unité d’espacement visée par l’un des alinéas 63(1)a) à e).

Avis de résiliation

(8) S’il résilie un contrat, le ministre envoie au titulaire un avis l’informant de la résiliation du contrat, du motif ayant mené à la résiliation et de la date de prise d’effet de la résiliation.

Avis au conseil

(9) Le ministre envoie au conseil une copie de tout avis envoyé en application du présent article.

Responsabilité

112 Si un contrat prend fin, toute responsabilité à l’égard de montants dus en application de ce contrat, toute responsabilité à l’égard de dommages occasionnés par des activités menées au titre de ce contrat et toute obligation relative à l’abandon, à la prise de mesures correctives et aux travaux de régénération subsistent.

Violations et pénalités

Dispositions désignées

113 Les dispositions visées à l’annexe 6 sont désignées comme textes dont la contravention est assujettie aux articles 22 à 28 de la Loi.

Dispositions transitoires

Directeur exécutif

114 Tout pouvoir et toute attribution conférés au directeur exécutif au titre du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes sont exercés par le ministre et toute mention du directeur exécutif dans un contrat octroyé en vertu de ce règlement est réputée être une mention du ministre.

Permis

115 Les articles 15, 16 et 18 à 21 du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes continuent à s’appliquer aux permis octroyés en vertu de ce règlement.

Abrogation

116 Le Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes référence 1 est abrogé.

Entrée en vigueur

L.C. 2009, ch. 7

117 Le présent règlement entre en vigueur à la date d’entrée en vigueur de la Loi modifiant la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes ou, si elle est postérieure, à la date de son enregistrement.

ANNEXE 1

(paragraphes 2(5) et 25(4), alinéas 29(2)e) et 41(1)a), paragraphe 44(3) et alinéas 75(1)d) et 110(3)c))

Droits

Article

Colonne 1

Service

Colonne 2

Droits ($)

1

Demande de contrat relatif au
sous-sol

250

2

Demande de bail relatif au sol

50

3

Demande de droit de passage

50

4

Demande de licence d’exploration

25

5

Demande d’approbation de cession de droits

50

6

Demande de renonciation partielle

25

7

Recherche documentaire

25

ANNEXE 2

(paragraphes 48(1) et (2))

Période de validité initiale du permis

Définitions

1 Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente annexe.

canton Canton établi conformément aux articles 55 à 61 du règlement de la Saskatchewan intitulé The Land Surveys Regulations, R.S.S., ch. L-4.1 Reg 1. (township)

région des contreforts Terres de la région appelée Foothills Region visées à l’annexe 1 du règlement de l’Alberta intitulé Petroleum and Natural Gas Tenure Regulation, AR 263/1997. (Foothills Region)

région des plaines Terres de la région appelée Plains Region visées à l’annexe 1 du règlement de l’Alberta intitulé Petroleum and Natural Gas Tenure Regulation, AR 263/1997. (Plains Region)

région du Nord Terres de la région appelée Northern Region visées à l’annexe 1 du règlement de l’Alberta intitulé Petroleum and Natural Gas Tenure Regulation, AR 263/1997. (Northern Region)

Zone 1 Terres de la zone appelée Area 1 visées à l’annexe 2 du règlement de la Colombie-Britannique intitulé Petroleum and Natural Gas Drilling Licence and Lease Regulation, B.C. Reg. 10/82. (Area 1)

Zone 2 Terres de la zone appelée Area 2 visées à l’annexe 2 du règlement de la Colombie-Britannique intitulé Petroleum and Natural Gas Drilling Licence and Lease Regulation, B.C. Reg. 10/82. (Area 2)

Zone 3 Terres de la zone appelée Area 3 visées à l’annexe 2 du règlement de la Colombie-Britannique intitulé Petroleum and Natural Gas Drilling Licence and Lease Regulation, B.C. Reg. 10/82. (Area 3)

TABLEAU

Article

Colonne 1

Province

Colonne 2

Région

Colonne 3

Période de validité initiale (ans)

1

Nouvelle-Écosse

Toute la province

3

2

Nouveau-Brunswick

Toute la province

3

3

Manitoba

Toute la province

3

4

Colombie-Britannique

a) Zone 1

3

   

b) Zone 2

4

   

c) Zone 3

5

5

Saskatchewan

a) Terres situées au sud du canton 55

2

   

b) Terres situées au nord du canton 54 et au sud du canton 66

3

   

c) Terres situées au nord du canton 65

4

6

Alberta

a) Région des plaines

2

   

b) Région du Nord

4

   

c) Région des contreforts

5

ANNEXE 3

(paragraphes 1(1) et 52(3))

Couches — période de validité intermédiaire

Définitions

1 Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente annexe.

FE Fourrure d’entraînement utilisée comme point, sur la table de forage rotative, depuis lequel sont mesurées les données de diagraphie de puits de fonds. (KB)

FI Forage insuffisant — à l’égard du puits de référence, s’entend du forage qui est insuffisant pour franchir la limite supérieure ou inférieure d’une couche donnée. (NDE)

LIND Limite interne — supérieure ou inférieure — non délimitée d’une couche. (ILND)

NP Non présente — couche qui n’est pas présente à l’endroit où a été foré le puits de référence. (NP)

PVR Profondeur verticale réelle. (TVD)

Couches

2 (1) Les couches sur lesquelles portent un choix de terres sont celles qui sont mentionnées à la colonne 1 du tableau relatif aux terres de la première nation qui figurent dans la présente annexe et pour lesquelles les données de diagraphie du puits qu’a foré le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol ou du puits dans lequel il est rentré correspondent aux données de diagraphies mentionnées à la colonne 2.

Diagraphies multiples

(2) S’il y a plus d’un ensemble de données de diagraphie dans la colonne 2 pour une couche, l’ensemble de données du puits de référence situé le plus près du puits qui donne droit à un choix de terres est utilisé en vue de l’identification des couches.

Couche non répertoriée

3 Si le puits est foré dans une couche qui n’est pas répertoriée dans les tableaux de la présente annexe, le ministre détermine les limites supérieure et inférieure de la couche la plus profonde dans laquelle est foré le puits en se fondant sur les données de diagraphie relatives à tout autre puits situé à proximité et sur toute donnée de diagraphie disponible qui porte sur des terres à proximité.

Alexander 134

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-11-56-27O4
Diagraphie électrique
(pi FE)

02/6-15-56-27O4
Diagraphie d’induction
(m FE)

00/8-1-56-27O4
Diagraphie de densité
(m FE)

1

Edmonton, Belly River et Lea Park

 

surface à 615,0

 

2

Wapiabi et Second schiste argileux de White

 

615,0 à 939,0

 

3

Viking

3090 à 3250

939,0 à 989,0

934,5 à 979,5

4

Joli Fou

3250 à 3293

989,0 à 997,0

979,5 à 992,0

5

Mannville, y compris Upper Mannville, Glauconite, Ostracod, Basal Quartz "A" et Lower Basal Quartz

3293 à 4112

997,0 à FI

992,0 à 1218,0

6

Wabamun

4112 à FI

FI

1218,0 à 1384,5

7

Calmar

FI

FI

1384,5 à 1393,5

8

Nisku

FI

FI

1393,5 à FI

9

Ireton

FI

FI

FI

10

Cooking Lake

FI

FI

FI

Alexander 134A

Article

Colonne 1



Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/13-22-61-17O5
Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)

00/3-32-63-22O5
Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Edmonton, Belly River et Lea Park

surface à 1147,7

 

2

Wapiabi, Cardium et Second schiste argileux de White

1147,7 à 1663,7

 

3

Viking et Joli Fou

1663,7 à 1688,3

 

4

Mannville

1688,3 à 1948,1

 

5

Fernie et Nordegg

1948,1 à 2024,3

 

6

Montney

2024,3 à 2048,3

 

7

Belloy

2048,3 à 2064,5

 

8

Shunda

2064,5 à 2124,4

 

9

Pekisko

2124,4 à 2170,0

 

10

Banff et Exshaw

2170,0 à FI

2472,0 à 2668,0

11

Wabamun

 

2668,0 à 2893,0

12

Graminia et Blue Ridge

 

2893,0 à 2946,0

13

Nisku

 

2946,0 à 3100,0

14

Ireton

 

3100,0 à 3273,0

15

Duvernay

 

3273,0 à 3334,8

16

Cooking Lake et Beaverhill Lake

 

3334,8 à 3385,0

17

Swan Hills

 

3385,0 à 3422,0

18

Watt Mountain

 

3422,0 à FI

Alexis 133

Article

Colonne 1
Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/10-23-55-4O5
Diagraphie acoustique (m FE)

1

Edmonton, Belly River et Lea Park

surface à 760,0

2

Wapiabi et Second schiste argileux de White

760,0 à 1125,0

3

Viking et Joli Fou

1125,0 à 1170,0

4

Mannville

1170,0 à 1328,5

5

Banff et Exshaw

1328,5 à 1480,5

6

Wabamun

1480,5 à 1661,0

7

Winterburn

1661,0 à 1707,5

8

Ireton

1707,5 à FI

Alexis Whitecourt 232

Article

Colonne 1


Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/2-31-60-12O5
Diagraphie acoustique (m FE)

1

Edmonton, Belly River et Lea Park

surface à 936,5

2

Wapiabi et Second schiste argileux de White

936,5 à 1381,3

3

Viking et Joli Fou

1381,3 à 1415,0

4

Mannville

1415,0 à 1655,0

5

Nordegg

1655,0 à 1691,0

6

Shunda et Pekisko

1691,0 à 1737,0

7

Banff et Exshaw

1737,0 à 1920,5

8

Wabamun

1920,5 à 2137,0

9

Winterburn

2137,0 à 2234,0

10

Ireton et Duvernay

2234,0 à 2575,5

11

Swan Hills

2575,5 à 2711,0

12

Watt Mountain

2711,0 à FI

Amber River 211, Hay Lake 209 et Zama Lake 210

Article

Colonne 1





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

Amber River
00/11-20-114-6O6
Diagraphie
sonique (m FE)

Hay Lake
00/4-1-112-5O6
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

Hay Lake
00/6-28-112-5O6
Diagraphie de
densité (pi FE)

Zama Lake
00/2-12-112-8O6
Diagraphie
d’induction (m FE)

1

Wilrich

surface à 249,0

surface à 242,0

 

surface à 279,0

2

Bluesky et Gething

249,0 à 261,0

242,0 à 261,5

 

279,0 à 296,0

3

Banff

261,0 à 344,0

261,5 à 318,7

 

296,0 à 441,0

4

Wabamun

344,0 à 548,0

318,7 à FI

LIND à 1712

441,0 à 633,0

5

Trout River, Kakisa, Redknife et Jean Marie

548,0 à 710,0

 

1712 à 2220

633,0 à 797,0

6

Fort Simpson

710,0 à 1232,7

 

2220 à 3842

797,0 à 1305,5

7

Muskwa et Waterways

1232,7 à 1310,7

 

3842 à 4192

1305,5 à 1394,0

8

Slave Point

1310,7 à 1387,0

 

4192 à 4396

1394,0 à 1478,0

9

Watt Mountain et Sulphur Point

1387,0 à 1422,0

 

4396 à 4525

1478,0 à 1524,0

10

Muskeg et Keg River

1422,0 à 1680,0

 

4525 à 5468

1524,0 à 1780,0

11

Chinchaga

1680,0 à FI

 

5468 à FI

1780,0 à FI

Beaver 152

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/4-6-82-3O6
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

1

Shaftesbury

surface à 508,0

2

Paddy, Cadotte et Harmon

508,0 à 580,0

3

Notikewin et Falher

580,0 à 920,0

4

Bluesky et Gething

920,0 à 996,0

5

Fernie et Nordegg

996,0 à 1085,0

6

Montney

1085,0 à 1307,8

7

Belloy

1307,8 à 1358,0

8

Taylor Flat

1358,0 à 1395,0

9

Kiskatinaw

1395,0 à 1406,0

10

Golata

1406,0 à 1435,0

11

Debolt

1435,0 à FI

Beaver Lake 131

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/7-3-66-13O4
Diagraphie
d’induction (m FE)

00/12-35-66-12O4
Diagraphie d’induction (m FE)

00/6-20-66-13O4
Diagraphie sonique (m FE)

1

Colorado Shale

surface à 294,5

surface à 308,0

 

2

Viking et Joli Fou

294,5 à 335,0

308,0 à 348,3

 

3

Mannville

335,0 à FI

348,3 à 542,0

318,0 à 486,0

4

Grosmont

FI

542,0 à FI

486,0 à 542,0

Big Island Lake Cree Territory

Article

Colonne 1



Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

31/7-26-62-25O3
Diagraphie neutron-densité (m FE)

01/10-20-63-24O3
Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White

 

138,3 à 192,0

2

St. Walburg et Viking

LIND à 286,0

192,0 à 272,4

3

Mannville

286,0 à FI

272,4 à 502,0

4

Souris River

 

502,0 à FI

Birdtail Creek 57

Article

Colonne 1



Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/12-10-15-27O1
Diagraphie neutron-densité (m FE)

00/3-21-15-27O1
Diagraphie sonique (pi FE)

1

Second schiste argileux de White

244,0 à 369,0

800 à 1200

2

Swan River (Mannville)

369,0 à 408,5

1200 à 1340

3

Jurassic

408,5 à 479,0

1340 à 1554

4

Lodgepole

479,0 à 538,3

1554 à 1734

5

Bakken

538,3 à 540,3

1734 à 1742

6

Torquay

540,3 à 570,3

1742 à FI

7

Birdbear

570,3 à FI

FI

8

Duperow

FI

FI

Blood 148

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-35-5-25O4
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

00/12-28-7-23O4
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

00/6-24-8-23O4
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

1

Belly River et Pakowki

surface à 1177,0

surface à 859,8

surface à 662,0

2

Milk River

1177,0 à 1278,3

859,8 à 975,3

662,0 à 783,0

3

Colorado Shale

1278,3 à 1629,0

975,3 à 1289,5

783,0 à 1086,5

4

Second schiste argileux de White et Barons

1629,0 à 1761,0

1289,5 à 1385,5

1086,5 à 1186,0

5

Bow Island

1761,0 à 1883,0

1385,5 à 1529,3

1186,0 à 1333,0

6

Mannville

1883,0 à 2090,0

1529,3 à 1727,5

1333,0 à FI

7

Rierdon

2090,0 à 2187,5

1727,5 à 1807,8

FI

8

Livingstone note a du tableau b13

2187,5 à 2435,5

1807,8 à 1994,3

FI

9

Banff et Exshaw note b du tableau b13

2435,5 à 2550,0

1994,3 à 2157,5

FI

10

Big Valley et Stettler

2550,0 à 2720,5

2157,5 à 2309,0

FI

11

Winterburn

2720,5 à FI

2309,0 à FI

FI

12

Woodbend

FI

FI

FI

Note(s) du tableau b13

Note a du tableau b13

La formation équivalente à Livingstone est Rundle

Retour à la note a du tableau b13

Note b du tableau b13

La formation équivalente à Exshaw est Bakken

Retour à la note b du tableau b13

Buck Lake 133C

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-20-45-5O5
Diagraphie
d’induction (pi FE)

1

Belly River et Lea Park

surface à 4650

2

Wapiabi

4650 à 5167

3

Cardium et Blackstone

5167 à 5590

4

Second schiste argileux de White

5590 à 6173

5

Viking et Joli Fou

6173 à 6316

6

Mannville

6316 à 6855

7

Nordegg

6855 à 6922

8

Pekisko

6922 à 6982

9

Banff

6982 à FI

Carry The Kettle Nakoda First Nation 76-33

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

31/14-29-21-19O3
Diagraphie
d’induction (m FE)

1

Lea Park

surface à 219,0

2

Milk River

219,0 à 397,6

3

Colorado

397,6 à FI

Cold Lake 149, 149A et 149B

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

Cold Lake 149
00/2-13-61-3O4
Diagraphie d’induction (m FE)

Cold Lake 149A et 149B
00/6-7-64-2O4
Diagraphie d’induction (m FE)

1

Viking et Joli Fou

265,0 à 304,0

 

2

Mannville

304,0 à 495,3

305,0 à FI

3

Beaverhill Lake

495,3 à FI

FI

Drift Pile River 150

Article

Colonne 1



Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/10-6-74-12O5
Diagraphie neutron-densité (m FE)

00/7-25-73-12O5
Diagraphie de densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White

219,5 à 310,0

 

2

Shaftesbury

310,0 à 418,0

222,5 à 420,5

3

Peace River et Harmon

418,0 à 450,4

420,5 à 451,3

4

Spirit River

450,4 à 707,5

451,3 à 739,0

5

Bluesky et Gething

707,5 à 764,0

739,0 à 788,0

6

Shunda

764,0 à 830,0

788,0 à 799,0

7

Pekisko

830,0 à FI

799,0 à 856,0

8

Banff

FI

856,0 à 1081,5

9

Wabamun

FI

1081,5 à 1350,0

10

Winterburn

FI

1350,0 à 1483,0

11

Ireton

FI

1483,0 à 1680,0

12

Leduc

FI

1680,0 à 1805,0

13

Beaverhill Lake

FI

1805,0 à 1926,5

14

Slave Point et Fort Vermilion

FI

1926,5 à 1960,5

15

Watt Mountain et Gilwood

FI

1960,5 à 1973,0

16

Muskeg

FI

1973,0 à FI

Enoch Cree Nation 135

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

03/13-3-52-26O4
Diagraphie
d’induction (m FE)

1

Edmonton, Belly River et Lea Park

surface à 691,0

2

Wapiabi et Second schiste argileux de White

691,0 à 1029,0

3

Viking et Joli Fou

1029,0 à 1076,0

4

Mannville

1076,0 à 1332,0

5

Wabamun

1332,0 à 1421,0

6

Graminia, Calmar et Nisku

1421,0 à 1502,0

7

Ireton, Leduc et Cooking Lake

1502,0 à FI

Halfway River 168

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/1-34-86-25O6
Diagraphie
sonique (m FE PVR)

1

Wilrich

surface à 710,0

2

Bluesky et Gething

710,0 à 840,5

3

Cadomin

840,5 à 889,0

4

Nikanassin

889,0 à 994,0

5

Fernie et Nordegg

994,0 à 1112,0

6

Pardonet et Baldonnel

1112,0 à 1150,0

7

Charlie Lake

1150,0 à 1466,5

8

Halfway

1466,5 à 1517,0

9

Doig

1517,0 à 1651,5

10

Montney

1651,5 à 1960,0

11

Belloy

1960,0 à FI

Heart Lake 167

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/13-18-70-10O4
Diagraphie
d’induction (m FE)

1

Viking et Joli Fou

268,0 à 306,0

2

Mannville

306,0 à 502,0

3

Woodbend

502,0 à FI

Horse Lakes 152B

Article

Colonne 1



Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/8-27-73-12O6
Diagraphie sonique (m FE)

1

Puskwaskau, Badheart, Cardium et Kaskapau

surface à 928,0

2

Do​e Creek

928,0 à 976,0

3

Dunvegan

976,0 à 1140,0

4

Shaftesbury

1140,0 à 1468,0

5

Paddy

1468,0 à 1496,0

6

Cadotte et Harmon

1496,0 à 1553,0

7

Notikewin

1553,0 à 1625,0

8

Falher et Wilrich

1625,0 à 1879,0

9

Bluesky et Gething

1879,0 à 2021,5

10

Cadomin

2021,5 à 2050,5

11

Nikanassin

2050,5 à 2157,5

12

Fernie

2157,5 à 2248,0

13

Nordegg

2248,0 à 2275,0

14

Charlie Lake

2275,0 à 2477,5

15

Halfway

2477,5 à 2504,0

16

Doig

2504,0 à 2553,0

17

Montney

2553,0 à FI

Kehewin 123

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/7-10-59-6O4
Diagraphie d’induction
(pi FE)

00/10-9-59-6O4 note a du tableau b23
Diagraphie d’induction
(m FE)

1

Viking et Joli Fou

1053 à 1189

 

2

Mannville

1189 à 1858

359,0 à FI

3

Woodbend

1858 à FI

FI

Note(s) du tableau b23

Note a du tableau b23

Données de type Colony Channel

Retour à la note a du tableau b23

Little Pine 116 et Poundmaker 114

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

21/6-7-46-21O3

21/15-29-44-23O3 note a du tableau b24

11/2-33-44-24O3

Diagraphie
d’induction (m FE)

Diagraphie
neutron-densité (m FE)

Diagraphie
neutron-densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White

   

458,3 à 543,0

2

Viking et Joli Fou

   

543,0 à 585,0

3

Mannville

437,5 à 601,0

532,0 à LIND

585,0 à 736,5

4

Duperow

601,0 à FI

 

736,5 à FI

Note(s) du tableau b24

Note a du tableau b24

Données de type Colony Channel

Retour à la note a du tableau b24

Loon Lake 235 et Swampy Lake 236

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/1-20-86-9O5
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

1

Clearwater

315,0 à 373,0

2

Banff

373,0 à 494,0

3

Wabamun

494,0 à 777,0

4

Winterburn

777,0 à 963,0

5

Ireton

963,0 à 1233,0

6

Beaverhill Lake

1233,0 à 1343,7

7

Slave Point et Fort Vermilion

1343,7 à 1377,5

8

Watt Mountain

1377,5 à 1382,7

9

Muskeg

1382,7 à 1452,0

10

Granite Wash

1452,0 à 1487,0

11

Precambrian

1487,0 à FI

Makaoo 120, Onion Lake 119-1 et 119-2 et Seekaskootch 119

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

11/14-8-56-27O3
Diagraphie
neutron-densité (m FE PVR)

00/11-23-54-1O4
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

41/6-4-55-25O3
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White

 

surface à 322,0

346,0 à 428,0

2

St. Walburg/La Biche

LIND à 433,5

322,0 à 365,0

428,0 à 478,8

3

Viking

433,5 à 474,4

365,0 à 402,0

478,8 à 515,4

4

Mannville

474,4 à 648,0

402,0 à 536,0

515,4 à LIND

5

Duperow

648,0 à FI

536,0 à FI

 
Ministikwan 161 et Makwa Lake 129

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

41/8-25-58-25O3
Diagraphie neutron-densité (m FE)

31/8-34-58-25O3
Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White, St. Walburg et Viking

219,0 à 346,5

254,6 à 387,6

2

Mannville

346,5 à FI

387,6 à 627,0

3

Duperow

FI

627,0 à FI

Nekaneet Cree Nation

Article

Colonne 1



Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

21/8-32-7-28O3
Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Belly River

surface à 625,4

2

Lea Park et Ribstone Creek

625,4 à 807,0

3

Milk River

807,0 à 946,3

4

Medicine Hat

946,3 à 1107,0

5

Second schiste argileux de White

1107,0 à 1272,0

6

Viking et Joli Fou

1272, 0 à 1390,3

7

Mannville

1390,3 à 1479,3

8

Vanguard

1479,3 à 1523,0

9

Shaunavon et Gravelbourg

1523,0 à 1574,5

10

Mission Canyon

1574,5 à FI

Ocean Man 69, 69A, 69B, 69C, 69D, 69E, 69F, 69G, 69H et 69I, Ocean Man Indian Reserve no 69X, Ocean Man no 69N, Ocean Man no 69S, Ocean Man no 69U et Flying Dust First Nation 105H, 105I, 105L et 105O

Article

Colonne 1



Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

31/11-11-10-8O2
Diagraphie neutron-densité (m FE)

01/9-30-10-7O2
Diagraphie sonique (m FE)

1

Gravelbourg

 

LIND à 1102,0

2

Watrous

 

1102,0 à 1184,4

3

Alida et Tilston

 

1184,4 à FI

4

Souris Valley

LIND à 1433,5

FI

5

Bakken

1433,5 à 1451,0

FI

6

Torquay

1451,0 à FI

FI

Pigeon Lake 138A note a du tableau b30

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/12-36-46-28O4
Diagraphie de rayons gamma-neutron (pi FE)

04/15-24-46-28O4
Diagraphie neutron-densité (m FE)

00/9-18-46-27O4
Diagraphie électrique (pi FE)

00/12-20-47-27O4
Diagraphie électrique (pi FE)

1

Edmonton, Belly River et Lea Park

 

surface à 1036,0

   

2

Wapiabi

 

1036,0 à 1197,0

   

3

Cardium et Blackstone

 

1197,0 à 1281,3

3850 à 4020 note b du tableau b30

 

4

Second schiste argileux de White

 

1281,3 à 1423,7

   

5

Viking et Joli Fou

 

1423,7 à 1472,0

   

6

Upper Mannville

 

1472,0 à 1610,3

   

7

Lower Mannville

 

1610,3 à FI

   

8

Wabamun

5591 à 6295

     

9

Calmar et Nisku

6295 à 6492

     

10

Ireton

6492 à 6670

     

11

Leduc

6670 à FI

   

6434 à 7210 note c du tableau b30

Note(s) du tableau b30

Note a du tableau b30

Les terres de la première nation sont situées à la limite des strates subaffleurantes Banff. Tout reste des couches Banff et Exshaw sera acquis avec la couche Lower Mannville

Retour à la note a du tableau b30

Note b du tableau b30

Bonnie Glen Cardium Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note b du tableau b30

Note c du tableau b30

Bonnie Glen D-3A Gas Cap Unit : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note c du tableau b30

Puskiakiwenin 122 et Unipouheos 121

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-21-56-3O4
Diagraphie
d’induction (m FE)

00/6-16-57-3O4 note a du tableau b31
Diagraphie
d’induction (m FE)

00/12-26-57-4O4 note a du tableau b31
Diagraphie d’induction
(m FE PVR)

00/8-16-58-3O4

Diagraphie d’induction (m FE)

1

Viking et Joli Fou

371,0 à 411,5

     

2

Mannville

411,5 à 546,5

409,5 à FI

416,5 à FI

403,0 à 575,0

3

Woodbend

546,5 à FI

FI

FI

575,0 à FI

Note(s) du tableau b31

Note a du tableau b31

Données de type McLaren Channel

Retour à la note a du tableau b31

Red Pheasant 108

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

11/15-14-61-26O3
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

11/11-5-60-23O3
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

41/7-15-59-24O3
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White

 

160,8 à 239,7

176,0 à 253,0

2

St. Walburg

 

239,7 à 279,0

253,0 à 300,0

3

Viking

 

279,0 à 324,0

300,0 à 339,5

4

Mannville

292,3 à LIND

324,0 à 586,0

339,5 à 576,0

5

Souris River

 

586,0 à FI

576,0 à FI

Saddle Lake 125

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-32-57-11O4

02/6-29-57-13O4 note a du tableau c1

Couche

Diagraphie d’induction
(pi FE)

Diagraphie d’induction
(m FE)

1

Second schiste argileux de White

 

393,0 à 491,0

2

Viking et Joli Fou

1412 à 1542

491,0 à 528,3

3

Mannville

1542 à 2132

528,3 à 710,7

4

Ireton

2132 à FI

710,7 à 872,3

5

Cooking Lake

FI

872,3 à 934,0

6

Beaverhill Lake

FI

934,0 à FI

Note(s) du tableau c1

Note a du tableau c1

Mitsue Gilwood Sand Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note a du tableau c1

Samson 137 et 137A, Louis Bull 138B, Ermineskin 138 et Montana 139

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-17-46-24O4

00/9-35-44-25O4

00/14-32-44-25O4

00/10-13-44-23O4

Couche

Diagraphie
neutron-densité (m FE)

Diagraphie
neutron-densité
(m FE PVR)

Diagraphie
neutron-densité
(m FE)

Diagraphie
neutron-densité
(pi FE)

1

Edmonton, Belly River et
Lea Park

surface à 831,0

surface à 944,0

surface à 925,0

surface à 2707

2

Wapiabi

831,0 à 1067,0

944,0 à 1183,3

925,0 à 1166,0

2707 à 3466

3

Second schiste argileux
de White

1067,0 à 1199,0

1183,3 à 1311,0

1166,0 à 1295,3

3466 à 3866

4

Viking et Joli Fou

1199,0 à 1251,5

1311,0 à 1363,6

1295,3 à 1350,7

3866 à 4040

5

Mannville

1251,5 à 1439,3

1363,6 à 1558,2

1350,7 à 1530,0

4040 à 4815

6

Banff

1439,3 à 1451,0

NP

1530,0 à 1543,0

NP

7

Wabamun

1451,0 à 1613,7

1558,2 à 1772,6

1543,0 à 1763,0

4815 à FI

8

Calmar et Nisku

1613,7 à 1665,5

1772,6 à FI

1763,0 à 1818,3

FI

9

Ireton

1665,5 à 1904,0

FI

1818,3 à FI

FI

10

Cooking Lake

1904,0 à FI

FI

FI

FI

Sawridge 150G

Article

Colonne 1


Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/2-6-73-5O5

Diagraphie
sonique (pi FE)

00/4-19-71-4O5 note a du tableau c3

Diagraphie d’induction (pi FE)

1

Colorado

surface à 1248

 

2

Viking

1248 à 1334

 

3

Mannville

1334 à 2240

 

4

Banff et Exshaw

2240 à 2440

 

5

Wabamun

2440 à 3336

 

6

Winterburn

3336 à 3647

 

7

Ireton

3647 à 4888

 

8

Waterways

4888 à 5450

 

9

Slave Point

5450 à 5496

 

10

Watt Mountain

5496 à 5578

 

11

Gilwood

5578 à 5860

6112 à 6146 note a du tableau c3

12

Muskeg

5860 à 5920

 

13

Keg River

5920 à 6321

 

14

Lower Elk Point

6321 à FI

 

Note(s) du tableau c3

Note a du tableau c3

Mitsue Gilwood Sand Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note a du tableau c3

Sharphead 141

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-1-43-26O4

00/14-2-43-26O4

Couche

Diagraphie d’induction (m FE)

Diagraphie sonique (m FE)

1

Horseshoe Canyon

 

surface à 552,0

2

Belly River et Lea Park

 

552,0 à 1016,0

3

Wapiabi, Cardium et Blackstone

 

1016,0 à 1270,0

4

Second schiste argileux de White

LIND à 1384,5

1270,0 à 1405,0

5

Viking et Joli Fou

1384,5 à 1436,0

1405,0 à FI

6

Mannville

1436,0 à 1625,0

FI

7

Banff et
Exshaw

1625,0 à 1652,5

FI

8

Wabamun

1652,5 à FI

FI

Siksika 146

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/14-3-23-23O4

00/5-19-22-23O4

00/4-4-21-20O4

00/2-29-20-20O4

00/6-20-20-19O4

Couche

Diagraphie sonique (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie sonique (m FE)

1

Edmonton, Belly River
et Pakowki

surface à 854,5

surface à 810,0

surface à 593,0

surface à 630,0

surface à 656,0

2

Milk River

854,5 à 937,5

810,0 à 892,0

593,0 à 686,0

630,0 à 722,5

656,0 à 738,5

3

Upper Colorado, y compris Medicine Hat

937,5 à 1242,0

892,0 à 1200,0

686,0 à 977,5

722,5 à 1018,6

738,5 à 1026,6

4

Second schiste argileux de White

1242,0 à 1370,7

1200,0 à 1330,0

977,5 à 1095,4

1018,6 à 1144,0

1026,6 à 1147,7

5

Viking

1370,7 à 1475,0

1330,0 à 1441,5

1095,4 à 1203,7

1144,0 à 1248,5

1147,7 à 1250,0

6

Mannville

1475,0 à 1647,0

1441,5 à 1595,5

1203,7 à 1350,0

1248,5 à 1431,3

1250,0 à 1413,7

7

Pekisko

1647,0 à 1752,0

1595,5 à FI

1350,0 à FI

1431,3 à 1477,3

1413,7 à 1476,3

8

Banff et Exshaw

1752,0 à 1896,0

FI

FI

1477,3 à 1617,0

1476,3 à 1630,0

9

Wabamun

1896,0 à 2065,7

FI

FI

1617,0 à 1753,0

1630,0 à 1755,0

10

Calmar et Nisku

2065,7 à 2096,0

FI

FI

1753,0 à 1796,5

1755, 0 à 1793,7

11

Ireton et Leduc

2096,0 à 2312,0

FI

FI

1796,5 à FI

1793,7 à FI

12

Cooking Lake

2312,0 à 2365,0

FI

FI

FI

FI

13

Beaverhill Lake

2365,0 à 2514,5

FI

FI

FI

FI

14

Elk Point

2514,5 à FI

FI

FI

FI

FI

Stoney 142-143-144 et Tsuut’ina Nation 145

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/8-13-27-3O5

00/2-33-25-6O5 note a du tableau c6

00/10-34-24-6O5(5-34) note b du tableau c6

00/5-24-27-6O5 note c du tableau c6

Couche

Diagraphie d’induction (m FE)

Diagraphie neutron (pi FE)

Diagraphie sonique (pi FE)

Diagraphie sonique (pi FE)

1

Belly River

surface à 1743,0

     

2

Wapiabi

1743,0 à 2121,0

     

3

Cardium et Blackstone

2121,0 à 2418,0

     

4

Viking et Joli Fou

2418,0 à 2498,0

     

5

Blairmore note d du tableau c6

2498,0 à 2729,0

     

6

Mount Head

NP

     

7

Turner Valley

2729,0 à 2775,0

11154 à 11485 note a du tableau c6

11920 à 12280 note b du tableau c6

9978 à 10198 note c du tableau c6

8

Shunda

2775,0 à 2828,0

     

9

Pekisko

2828,0 à 2929,0

     

10

Banff et Exshaw

2929,0 à 3079,0

     

11

Wabamun

3079,0 à 3318,0

     

12

Winterburn

3318,0 à 3356,0

     

13

Ireton

3356,0 à 3368,0

     

14

Leduc

3368,0 à 3599,0

     

15

Cooking Lake

3599,0 à FI

     

Note(s) du tableau c6

Note a du tableau c6

Jumping Pound West Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note a du tableau c6

Note b du tableau c6

Jumping Pound West Unit n° 2 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note b du tableau c6

Note c du tableau c6

Wildcat Hills Unit : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note c du tableau c6

Note d du tableau c6

Y compris les restes de la couche jurassique, soit Fernie et Nordegg

Retour à la note d du tableau c6

Sturgeon Lake 154

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/9-18-70-23O5

00/4-25-70-23O5

Couche

Diagraphie
sonique (pi FE)

Diagraphie sonique (pi FE)

1

Wapiabi, Badheart et Kaskapau

surface à 2721

surface à 2605

2

Dunvegan et Shaftesbury

2721 à 3467

2605 à 3327

3

Peace Riveret Harmon

3467 à 3623

3327 à 3482

4

Spirit River

3623 à 4573

3482 à 4440

5

Bluesky et Gething

4573 à 4805

4440 à 4586

6

Cadomin

4805 à 4890

4586 à 4658

7

Fernie et Nordegg

4890 à 5092

4658 à 4949

8

Montney

5092 à 5459

4949 à 5288

9

Belloy

5459 à 5590

5288 à 5373

10

Debolt

5590 à 6186

5373 à 5997

11

Shunda

6186 à 6473

5997 à 6290

12

Pekisko

6473 à 6674

6290 à 6486

13

Banff et Exshaw

6674 à 7397

6486 à 7228

14

Wabamun

7397 à 8184

7228 à 8021

15

Winterburn

8184 à 8496

8021 à 8422

16

Ireton et Leduc

8496 à FI

8422 à 9316

17

Beaverhill Lake

FI

9316 à 9610

18

Slave Point

FI

9610 à 9660

19

Gilwood et Granite Wash

FI

9660 à 9730

20

Precambrian

FI

9730 à FI

Sucker Creek 150A

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/16-36-74-15O5

Couche

Diagraphie sonique (m FE)

1

Shaftesbury

surface à 428

2

Paddy, Cadotte
et Harmon

428 à 463

3

Spirit River

463 à 737

4

Bluesky et Gething

737 à 768

5

Debolt

768 à 863

6

Shunda

863 à 976

7

Pekisko

976 à 1031

8

Banff

1031 à 1265

9

Wabamun

1265 à 1535

10

Winterburn

1535 à 1657

11

Woodbend

1657 à 1956

12

Beaverhill Lake et Slave Point

1956 à 2084

13

Gilwood et Watt Mountain

2084 à 2113

14

Granite Wash

2113 à 2152

15

Precambrian

2152 à FI

Sunchild 202 et O’Chiese 203

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/4-11-44-10O5

00/10-15-43-10O5

00/6-30-42-9O5

Couche

Diagraphie neutron-densité
(m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Edmonton et Belly River

surface à 1765,0

surface à 1742,0

surface à 1700,0

2

Upper Colorado

1765,0 à 2120,0

1742,0 à 2126,0

1700,0 à 2062,0

3

Cardium

2120,0 à 2186,0

2126,0 à 2197,7

2062,0 à 2134,7

4

Lower Colorado

2186,0 à 2522,5

2197,7 à 2499,0

2134,7 à 2451,9

5

Viking

2522,5 à 2550,0

2499,0 à 2526,0

2451,9 à 2478,6

6

Upper Mannville

2550,0 à 2720,0

2526,0 à 2678,0

2478,6 à 2627,0

7

Lower Mannville

2720,0 à 2791,4

2678,0 à 2757,0

2627,0 à 2702,5

8

Fernie, Rock Creek et Poker Chip

2791,4 à 2833,0

2757,0 à 2794,8

2702,5 à 2741,8

9

Nordegg

2833,0 à 2861,0

2794,8 à 2824,0

2741,8 à 2771,0

10

Shunda

2861,0 à 2892,2

2824,0 à 2854,8

2771,0 à 2804,2

11

Pekisko

2892,2 à 2926,0

2854,8 à 2905,0

2804,2 à 2839,0

12

Banff et Exshaw

2926,0 à FI

2905,0 à FI

2839,0 à 3021,3

13

Wabamun

FI

FI

3021,3 à FI

Thunderchild 115K et Thunderchild First Nation 115B, 115C, 115D, 115E, 115F, 115G, 115H, 115I, 115J, 115L, 115M, 115N, 115Q, 115R, 115S, 115T, 115U, 115V, 115W, 115X et 115Z

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

91/5-25-59-23O3

21/16-3-52-20O3

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

St. Walburg et Viking

231,6 à 320,8

 

2

Mannville

320,8 à FI

454,0 à 672,0

3

Devonian

FI

672,0 à FI

Utikoomak Lake 155

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-30-80-9O5

12-28-80-9O5

2-21-79-8O5

Couche

Diagraphie sonique (m FE)

Diagraphie électrique (pi FE)

Diagraphie électrique (pi FE)

1

Peace River et
Spirit River

315,5 à 558,7

   

2

Shunda et Pekisko

558,7 à 607,0

   

3

Banff et Exshaw

607,0 à 884,0

   

4

Wabamun

884,0 à 1125,0

   

5

Winterburn

1125,0 à 1267,0

   

6

Ireton

1267,0 à 1568,0

   

7

Beaverhill Lake

1568,0 à 1686,0

   

8

Slave Point et
Fort Vermilion

1686,0 à 1718,0

   

9

WattMountain
et Gilwood

1718,0 à 1724,0

5552 à 5576 note a du tableau c11

5689 à 5771 note b du tableau c11

10

Muskeg, Keg River
et Granite Wash

1724,0 à 1755,0

   

11

Precambrian

1755,0 à FI

   

Note(s) du tableau c11

Note a du tableau c11

West Nipisi Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note a du tableau c11

Note b du tableau c11

Nipisi Gilwood Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note b du tableau c11

Wabamun 133A

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/15-23-52-4O5

Couche

Diagraphie sonique (m FE)

1

Belly River

surface à 710,0

2

Lea Park

710,0 à 865,0

3

Wapiabi

865,0 à 1016,0

4

Cardium et Lower
Colorado

1016,0 à 1245,0

5

Viking et Joli Fou

1245,0 à 1295,5

6

Mannville

1295,5 à 1474,0

7

Banff et Exshaw

1474,0 à 1631,0

8

Wabamun

1631,0 à 1790,0

9

Graminia, Blue Ridge, Calmar et Nisku

1790,0 à 1877,0

10

Ireton

1877,0 à FI

Wabasca 166, 166A, 166B, 166C et 166D

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-10-81-25O4

Couche

Diagraphie d’induction (pi FE)

1

Pelican et Joli Fou

720 à 824

2

Mannville

824 à 1608

3

Wabamun

1608 à 1677

4

Winterburn

1677 à FI

White Bear 70

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

01/5-15-10-2O2

Couche

Diagraphie neutron (pi FE)

1

Viking

2670 à 2843

2

Mannville

2843 à 3200

3

Gravelbourg et Watrous

3200 à 3902

4

Tilston et Souris Valley

3902 à 4380

5

Bakken

4380 à 4420

6

Torquay

4420 à 4590

7

Birdbear

4590 à 4690

8

Duperow

4690 à 5214

9

Souris River

5214 à 5593

10

Dawson Bay

5593 à 5780

11

Prairie Evaporite

5780 à FI

White Fish Lake 128

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/14-11-62-13O4 note a du tableau c15

00/10-16-62-12O4 note b du tableau c15

Couche

Diagraphie d’induction (m FE)

Diagraphie d’induction (m FE)

1

Viking et
Joli Fou

347,6 à 386,0

347,0 à 383,5

2

Mannville

386,0 à FI

383,5 à 539,5

3

Woodbend

 

539,5 à FI

Note(s) du tableau c15

Note a du tableau c15

Données de type Colony Channel

Retour à la note a du tableau c15

Note b du tableau c15

Données de type Non-Colony Channel

Retour à la note b du tableau c15

Woodland Cree 226, 227 et 228

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-18-87-18O5

00/7-24-86-14O5

00/9-34-86-17O5

Couche

Diagraphie sonique (m FE)

Diagraphie sonique (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Bullhead

surface à 494,0

surface à 475,0

surface à 498,0

2

Debolt, Shunda et Pekisko

494,0 à 753,0

475,0 à 518,5

498,0 à 504,0 note a du tableau c16

3

Banff et Exshaw

753,0 à 1051,0

518,5 à 823,0

 

4

Wabamun

1051,0 à 1312,0

823,0 à 1078,0

 

5

Winterburn

1312,0 à 1397,0

1078,0 à 1205,5

 

6

Ireton

1397,0 à 1662,0

1205,5 à 1509,0

 

7

Beaverhill Lake

1662,0 à 1700,0

1509,0 à 1566,0

 

8

Slave Point

1700,0 à FI

1566,0 à 1613,5

 

9

Granite Wash

 

1613,5 à 1614,0

 

10

Precambrian

 

1614,0 à FI

 

Note(s) du tableau c16

Note a du tableau c16

Seulement à l’égard de la couche Debolt

Retour à la note a du tableau c16

ANNEXE 4

(paragraphes 1(1) et 63(1))

Couches — reconduction

Définitions

1 Les définitions qui suivent s’appliquent à la présente annexe.

Couches

2 (1) Dans le cas du contrat reconduit aux termes de l’un des alinéas 63(1)a) à g) ou de l’article 66 du présent règlement, les couches à l’égard desquelles une reconduction peut être demandée sont celles qui sont mentionnées à la colonne 1 du tableau relatif aux terres de la première nation qui figurent dans la présente annexe et qui correspondent aux données de diagraphie mentionnées à la colonne 2.

Diagraphies multiples

(2) S’il y a plus d’un ensemble de données de diagraphie dans la colonne 2 pour une couche, l’ensemble de données du puits de référence situé le plus près de l’unité d’espacement en cause est utilisé en vue de l’identification des couches qui peuvent être visées par la reconduction.

Couche non répertoriée

3 Si la couche à l’égard de laquelle le contrat peut être reconduit n’est pas répertoriée dans les tableaux de la présente annexe, le ministre détermine les limites supérieure et inférieure de la couche en cause en se fondant sur les données de diagraphie relatives à tout puits situé à proximité de l’unité d’espacement en cause et sur toute donnée de diagraphie disponible et qui porte sur des terres à proximité.

Alexander 134

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-11-56-27O4 note a du tableau c17

02/6-15-56-27O4

00/8-1-56-27O4

Couche

Diagraphie électrique (pi FE)

Diagraphie d’induction (m FE)

Diagraphie de densité (m FE)

1

Edmonton et Belly River

 

surface à 485,0

 

2

Lea Park

 

485,0 à 615,0

 

3

Wapiabi

 

615,0 à 805,5

 

4

Second schiste argileux de White

 

805,5 à 939,0

 

5

Viking

3090 à 3250

939,0 à 989,0

934,5 à 979,5

6

Joli Fou

3250 à 3293

989,0 à 997,0

979,5 à 992,0

7

Mannville, y compris Upper Mannville et Glauconite

3293 à 3790

997,0 à 1150,5

992,0 à 1141,5

8

Ostracod

3790 à 3836

1150,5 à 1163,5

1141,5 à 1155,0

9

Basal Quartz " A "

3836 à 3852 note a du tableau c17

1163,5 à 1172,0

1155,0 à 1161,0

10

Lower Basal Quartz

3852 à 4112

1172,0 à FI

1161,0 à 1218,0

11

Wabamun

4112 à FI

FI

1218,0 à 1384,5

12

Calmar et Nisku

FI

FI

1384,5 à 1393,5

13

Ireton

FI

FI

FI

14

Cooking Lake

FI

FI

FI

Note(s) du tableau c17

Note a du tableau c17

Alexander Basal Quartz Gas Unit (Basal Quartz « A » gas) : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note a du tableau c17

Alexander 134A

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/13-22-61-17O5

00/3-32-63-22O5

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Edmonton et
Belly River

surface à 1055,6

 

2

Lea Park

1055,6 à 1147,7

 

3

Wapiabi et Cardium

1147,7 à 1406,5

 

4

Second schiste argileux de White

1406,5 à 1663,7

 

5

Viking

1663,7 à 1682,0

 

6

Joli Fou

1682,0 à 1688,3

 

7

Upper Mannville

1688,3 à 1904,2

 

8

Bluesky

1904,2 à 1921,9

 

9

Gething

1921,9 à 1948,1

 

10

Fernie et Nordegg

1948,1 à 2024,3

 

11

Montney

2024,3 à 2048,3

 

12

Belloy

2048,3 à 2064,5

 

13

Shunda

2064,5 à 2124,4

 

14

Pekisko

2124,4 à 2170,0

 

15

Banff et Exshaw

2170,0 à FI

2472,0 à 2668,0

16

Wabamun

 

2668,0 à 2893,0

17

Graminia et Blue Ridge

 

2893,0 à 2946,0

18

Nisku

 

2946,0 à 3100,0

19

Ireton

 

3100,0 à 3273,0

20

Duvernay

 

3273,0 à 3334,8

21

Cooking Lake et Beaverhill Lake

 

3334,8 à 3385,0

22

Swan Hills

 

3385,0 à 3422,0

23

Watt Mountain

 

3422,0 à FI

Alexis 133

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/10-23-55-4O5

Couche

Diagraphie acoustique (m FE)

1

Edmonton et Belly River

surface à 617,0

2

Lea Park

617,0 à 760,0

3

Wapiabi

760,0 à 960,5

4

Second schiste
argileux de White

960,5 à 1125,0

5

Viking

1125,0 à 1158,5

6

Joli Fou

1158,5 à 1170,0

7

Upper Mannville

1170,0 à 1319,0

8

Lower Mannville

1319,0 à 1328,5

9

Banff

1328,5 à 1478,0

10

Exshaw

1478,0 à 1480,5

11

Wabamun

1480,5 à 1661,0

12

Winterburn

1661,0 à 1707,5

13

Ireton

1707,5 à FI

14

Cooking Lake

FI

Alexis Whitecourt 232

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/2-31-60-12O5

Couche

Diagraphie acoustique (m FE)

1

Edmonton et Belly River

surface à 837,0

2

Lea Park

837,0 à 936,5

3

Wapiabi

936,5 à 1169,0

4

Second schiste
argileux de White

1169,0 à 1381,3

5

Viking

1381,3 à 1409,0

6

Joli Fou

1409,0 à 1415,0

7

Upper Mannville

1415,0 à 1606,0

8

Lower Mannville

1606,0 à 1655,0

9

Nordegg

1655,0 à 1691,0

10

Shunda

1691,0 à 1704,0

11

Pekisko

1704,0 à 1737,0

12

Banff

1737,0 à 1917,9

13

Exshaw

1917,9 à 1920,5

14

Wabamun

1920,5 à 2137,0

15

Winterburn

2137,0 à 2234,0

16

Ireton

2234,0 à 2535,0

17

Duvernay

2535,0 à 2575,5

18

Swan Hills

2575,5 à 2711,0

19

Watt Mountain

2711,0 à FI

Amber River 211, Hay Lake 209 et Zama Lake 210

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

Amber River

Hay Lake

Hay Lake

Zama Lake

00/11-20-114-6O6

00/4-1-112-5O6

00/6-28-112-5O6

00/2-12-112-8O6

Couche

Diagraphie sonique
(m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie de densité (pi FE)

Diagraphie d’induction (m FE)

1

Wilrich

surface à 249,0

surface à 242,0

 

surface à 279,0

2

Bluesky et Gething

249,0 à 261,0

242,0 à 261,5

 

279,0 à 296,0

3

Banff

261,0 à 344,0

261,5 à 318,7

 

296,0 à 441,0

4

Wabamun

344,0 à 548,0

318,7 à FI

LIND à 1712

441,0 à 633,0

5

Trout River, Kakisa et Redknife

548,0 à 697,0

 

1712 à 2177

633,0 à 785,5

6

Jean Marie

697,0 à 710,0

 

2177 à 2220

785,5 à 797,0

7

Fort Simpson

710,0 à 1232,7

 

2220 à 3842

797,0 à 1305,5

8

Muskwa et Waterways

1232,7 à 1310,7

 

3842 à 4192

1305,5 à 1394,0

9

Slave Point

1310,7 à 1387,0

 

4192 à 4396

1394,0 à 1478,0

10

Watt Mountain

1387,0 à 1389,0

 

4396 à 4422

1478,0 à 1481,0

11

Sulphur Point

1389,0 à 1422,0

 

4422 à 4525

1481,0 à 1524,0

12

Muskeg et Keg River

1422,0 à 1680,0

 

4525 à 5468

1524,0 à 1780,0

13

Chinchaga

1680,0 à FI

 

5468 à FI

1780,0 à FI

Beaver 152

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/4-6-82-3O6

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Shaftesbury

surface à 508,0

2

Paddy, Cadotte et Harmon

508,0 à 580,0

3

Notikewin et Falher

580,0 à 920,0

4

Bluesky et Gething

920,0 à 996,0

5

Fernie et Nordegg

996,0 à 1085,0

6

Montney

1085,0 à 1307,8

7

Belloy

1307,8 à 1358,0

8

Taylor Flat

1358,0 à 1395,0

9

Kiskatinaw

1395,0 à 1406,0

10

Golata

1406,0 à 1435,0

11

Debolt

1435,0 à FI

Beaver Lake 131

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/7-3-66-13O4

00/12-35-66-12O4

00/6-20-66-13O4

Couche

Diagraphie d’induction (m FE)

Diagraphie d’induction (m FE)

Diagraphie sonique (m FE)

1

Colorado Shale

surface à 294,5

surface à 308,0

 

2

Viking et Joli Fou

294,5 à 335,0

308,0 à 348,3

 

3

Colony

335,0 à 344,5

348,3 à 358,6

318,0 à 486,0

4

Upper Grand Rapids 2A

344,5 à 365,0

358,6 à 383,0

 

5

Upper Grand Rapids 2B

365,0 à 383,3

383,0 à 402,0

 

6

Lower Grand Rapids 1

383,3 à 398,0

402,0 à 418,0

 

7

Lower Grand Rapids 2

398,0 à 421,0

418,0 à 445,3

 

8

Upper Clearwater

421,0 à 449,5

445,3 à 470,6

 

9

Lower Clearwater

449,5 à 483,5

470,6 à 500,3

 

10

McMurray

483,5 à FI

500,3 à 542,0

 

11

Grosmont

FI

542,0 à FI

486,0 à 542,0

Big Island Lake Cree Territory

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

31/7-26-62-25O3

01/10-20-63-24O3

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White

 

138,3 à 192,0

2

St. Walburg

 

192,0 à 221,0

3

Viking

LIND à 286,0

221,0 à 272,4

4

Colony et McLaren note a du tableau c24

286,0 à 316,0

272,4 à 300,8

5

Waseca

316,0 à 333,0

300,8 à LIND

6

Lower
Mannville

333,0 à LIND

 

7

Souris River

 

502,0 à FI

Note(s) du tableau c24

Note a du tableau c24

Beacon Hill Mannville Voluntary Gas Unit : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note a du tableau c24

Birdtail Creek 57

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/12-10-15-27O1

00/3-21-15-27O1

Couche

Diagraphie
neutron-densité (m FE)

Diagraphie sonique (pi FE)

1

Second schiste argileux de
White

244,0 à 369,0

800 à 1200

2

Swan River (Mannville)

369,0 à 408,5

1200 à 1340

3

Jurassic

408,5 à 479,0

1340 à 1554

4

Lodgepole

479,0 à 538,3

1554 à 1734

5

Bakken

538,3 à 540,3

1734 à 1742

6

Torquay

540,3 à 570,3

1742 à FI

7

Birdbear

570,3 à FI

FI

8

Duperow

FI

FI

Blood 148

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-35-5-25O4

00/12-28-7-23O4

00/6-24-8-23O4

Couche

Diagraphie neutron-densité
(m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Belly River

surface à 1129,5

surface à 798,5

surface à 619,5

2

Pakowki

1129,5 à 1177,0

798,5 à 859,8

619,5 à 662,0

3

Milk River

1177,0 à 1278,3

859,8 à 975,3

662,0 à 783,0

4

Colorado Shale

1278,3 à 1629,0

975,3 à 1289,5

783,0 à 1086,5

5

Second schiste argileux de White

1629,0 à 1761,0

1289,5 à 1385,5

1086,5 à 1165,5

6

Barons

NP

NP

1165,5 à 1186,0

7

Bow Island

1761,0 à 1883,0

1385,5 à 1529,3

1186,0 à 1333,0

8

Mannville

1883,0 à 2090,0

1529,3 à 1727,5

1333,0 à FI

9

Rierdon

2090,0 à 2187,5

1727,5 à 1807,8

FI

10

Livingstone note a du tableau c26

2187,5 à 2435,5

1807,8 à 1994,3

FI

11

Banff

2435,5 à 2546,0

1994,3 à 2153,3

FI

12

Exshaw note b du tableau c26

2546,0 à 2550,0

2153,3 à 2157,5

FI

13

Big Valley et Stettler

2550,0 à 2720,5

2157,5 à 2309,0

FI

14

Winterburn

2720,5 à FI

2309,0 à FI

FI

15

Woodbend

FI

FI

FI

Note(s) du tableau c26

Note a du tableau c26

La formation équivalente à Livingstone est Rundle.

Retour à la note a du tableau c26

Note b du tableau c26

La formation équivalente à Exshaw est Bakken.

Retour à la note b du tableau c26

Buck Lake 133C

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-20-45-5O5

Couche

Diagraphie d’induction (pi FE)

1

Belly River

surface à 4193

2

Lea Park

4193 à 4650

3

Wapiabi

4650 à 5167

4

Cardium

5167 à 5302

5

Blackstone

5302 à 5590

6

Second schiste argileux
de White

5590 à 6173

7

Viking

6173 à 6270

8

Joli Fou

6270 à 6316

9

Mannville

6316 à 6855

10

Nordegg

6855 à 6922

11

Pekisko

6922 à 6982

12

Banff

6982 à FI

Carry The Kettle Nakoda First Nation 76-33

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

31/14-29-21-19O3

Couche

Diagraphie d’induction (m FE)

1

Lea Park

surface à 219,0

2

Milk River

219,0 à 397,6

3

Colorado

397,6 à FI

Cold Lake 149, 149A et 149B

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

Cold Lake 149

Cold Lake 149A et 149B

00/2-13-61-3O4

00/6-7-64-2O4

Couche

Diagraphie d’induction
(m FE)

Diagraphie d’induction (m FE)

1

Viking et
Joli Fou

265,0 à 304,0

 

2

Colony

304,0 à 319,0

305,0 à 324,3

3

McLaren

319,0 à 329,5

324,3 à 334,0

4

Waseca

329,5 à 346,0

334,0 à 350,0

5

Sparky

346,0 à 363,0

350,0 à 366,5

6

General Petroleum

363,0 à 373,0

366,5 à 378,0

7

Rex

373,0 à 411,5

378,0 à 408,0

8

Lloydminster

411,5 à 453,0

408,0 à 452,0

9

Cummings

453,0 à 495,3

452,0 à FI

10

Beaverhill Lake

495,3 à FI

FI

Drift Pile River 150

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/10-6-74-12O5

00/7-25-73-12O5

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie de densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White

219,5 à 310,0

 

2

Shaftesbury

310,0 à 418,0

222,5 à 420,5

3

Peace River et Harmon

418,0 à 450,4

420,5 à 451,3

4

Spirit River

450,4 à 707,5

451,3 à 739,0

5

Bluesky

707,5 à 739,0

739,0 à 763,0

6

Gething

739,0 à 764,0

763,0 à 788,0

7

Shunda

764,0 à 830,0

788,0 à 799,0

8

Pekisko

830,0 à FI

799,0 à 856,0

9

Banff

FI

856,0 à 1081,5

10

Wabamun

FI

1081,5 à 1350,0

11

Winterburn

FI

1350,0 à 1483,0

12

Ireton

FI

1483,0 à 1680,0

13

Leduc

FI

1680,0 à 1805,0

14

Beaverhill Lake

FI

1805,0 à 1926,5

15

Slave Point

FI

1926,5 à 1950,0

16

Fort Vermilion

FI

1950,0 à 1960,5

17

Watt Mountain
et Gilwood

FI

1960,5 à 1973,0

18

Muskeg

FI

1973,0 à FI

Enoch Cree Nation 135

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

03/13-3-52-26O4

00/14-3-52-26O4

Couche

Diagraphie d’induction
(m FE)

Diagraphie électrique (m FE)

1

Edmonton et
Belly River

surface à 529,0

 

2

Lea Park

529,0 à 691,0

 

3

Wapiabi

691,0 à 890,0

 

4

Second schiste argileux de White

890,0 à 1029,0

 

5

Viking et
Joli Fou

1029,0 à 1076,0

 

6

Mannville

1076,0 à 1332,0

 

7

Wabamun

1332,0 à 1421,0

 

8

Graminia,
Calmar et Nisku

1421,0 à 1502,0

 

9

Ireton, Leduc et Cooking Lake

1502,0 à FI

1573,4 à FI note a du tableau c31

Note(s) du tableau c31

Note a du tableau c31

Seulement à l’égard des couches Leduc et Cooking Lake

Retour à la note a du tableau c31

Halfway River 168

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/1-34-86-25O6

Couche

Diagraphie sonique (m FE PVR)

1

Wilrich

surface à 710,0

2

Bluesky et Gething

710,0 à 840,5

3

Cadomin

840,5 à 889,0

4

Nikanassin

889,0 à 994,0

5

Fernie et Nordegg

994,0 à 1112,0

6

Pardonet et Baldonnel

1112,0 à 1150,0

7

Charlie Lake

1150,0 à 1466,5

8

Halfway

1466,5 à 1517,0

9

Doig

1517,0 à 1651,5

10

Montney

1651,5 à 1960,0

11

Belloy

1960,0 à FI

Heart Lake 167

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/13-18-70-10O4

Couche

Diagraphie d’induction (m FE)

1

Viking et Joli Fou

268,0 à 306,0

2

Colony

306,0 à 330,5

3

Upper Grand Rapids

330,5 à 363,0

4

Lower Grand Rapids

363,0 à 409,5

5

Clearwater

409,5 à 461,5

6

McMurray

461,5 à 502,0

7

Woodbend

502,0 à FI

Horse Lakes 152B

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/8-27-73-12O6

Couche

Diagraphie sonique (m FE)

1

Puskwaskau

surface à 402,5

2

Badheart

402,5 à 446,0

3

Cardium

446,0 à 483,0

4

Kaskapau

483,0 à 928,0

5

Doe Creek

928,0 à 976,0

6

Dunvegan

976,0 à 1140,0

7

Shaftesbury

1140,0 à 1468,0

8

Paddy

1468,0 à 1496,0

9

Cadotte

1496,0 à 1521,0

10

Harmon

1521,0 à 1553,0

11

Notikewin

1553,0 à 1625,0

12

Falher

1625,0 à 1812,5

13

Wilrich

1812,5 à 1879,0

14

Bluesky

1879,0 à 1921,5

15

Gething

1921,5 à 2021,5

16

Cadomin

2021,5 à 2050,5

17

Nikanassin

2050,5 à 2157,5

18

Fernie

2157,5 à 2248,0

19

Nordegg

2248,0 à 2275,0

20

Charlie Lake

2275,0 à 2477,5

21

Halfway

2477,5 à 2504,0

22

Doig

2504,0 à 2553,0

23

Montney

2553,0 à FI

Kehewin 123

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/7-10-59-6O4

00/10-9-59-6O4 note a du tableau c35

Couche

Diagraphie d’induction
(pi FE)

Diagraphie d’induction (m FE)

1

Viking et
Joli Fou

1053 à 1189

 

2

Colony

1189 à 1218

359,0 à 386,0

3

McLaren

1218 à 1261

NP

4

Waseca

1261 à 1315

386,0 à 401,0

5

Sparky

1315 à 1381

401,0 à 421,0

6

General Petroleum

1381 à 1490

421,0 à 457,0

7

Rex-Lloydminster

1490 à 1644

457,0 à 499,0

8

Cummings

1644 à 1858

499,0 à FI

9

Woodbend

1858 à FI

FI

Note(s) du tableau c35

Note a du tableau c35

Données de type Colony Channel

Retour à la note a du tableau c35

Little Pine 116 et Poundmaker 114

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

21/6-7-46-21O3

21/15-29-44-23O3 note a du tableau c36

11/2-33-44-24O3

Couche

Diagraphie d’induction (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White

   

458,3 à 543,0

2

Viking et Joli Fou

   

543,0 à 585,0

3

Colony

437,5 à 459,0

532,0 à 554,0

585,0 à 600,8

4

McLaren

459,0 à 469,0

554,0 à 569,0

600,8 à 611,5

5

Waseca

469,0 à 485,5

569,0 à 588,0

611,5 à 634,7

6

Sparky

485,5 à 501,0

588,0 à 611,0

634,7 à 646,0

7

General Petroleum

501,0 à 518,3

611,0 à LIND

646,0 à 656,5

8

Rex

518,3 à 531,0

 

656,5 à 668,7

9

Lloydminster

531,0 à 543,3

 

668,7 à 683,4

10

Cummings

543,3 à 573,3

 

683,4 à 702,0

11

Dina

573,3 à 601,0

 

702,0 à 736,5

12

Duperow

601,0 à FI

 

736,5 à FI

Note(s) du tableau c36

Note a du tableau c36

Données de type Colony Channel

Retour à la note a du tableau c36

Loon Lake 235 et Swampy Lake 236

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/1-20-86-9O5

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Clearwater

315,0 à 373,0

2

Banff

373,0 à 494,0

3

Wabamun

494,0 à 777,0

4

Winterburn

777,0 à 963,0

5

Ireton

963,0 à 1233,0

6

Beaverhill Lake

1233,0 à 1343,7

7

Slave Point

1343,7 à 1361,0

8

Fort Vermilion

1361,0 à 1377,5

9

Watt Mountain

1377,5 à 1382,7

10

Muskeg

1382,7 à 1452,0

11

Granite Wash

1452,0 à 1487,0

12

Precambrian

1487,0 à FI

Makaoo 120, Onion Lake 119-1 et 119-2 et Seekaskootch 119

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

11/14-8-56-27O3

00/11-23-54-1O4

41/6-4-55-25O3

Couche

Diagraphie neutron-densité
(m FE PVR)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White

 

surface à 322,0

346,0 à 428,0

2

St. Walburg/La Biche

LIND à 433,5

322,0 à 365,0

428,0 à 478,8

3

Viking

433,5 à 474,4

365,0 à 402,0

478,8 à 515,4

4

Colony

474,4 à 488,9

402,0 à 415,0

515,4 à LIND

5

McLaren

488,9 à 500,3

415,0 à 429,5

 

6

Waseca

500,3 à 517,9

429,5 à 441,0

 

7

Sparky

517,9 à 534,0

441,0 à 464,0

 

8

General Petroleum

534,0 à 548,9

464,0 à 476,0

 

9

Rex

548,9 à 582,0

476,0 à 499,0

 

10

Lloydminster

582,0 à 602,6

499,0 à 515,0

 

11

Cummings et Dina

602,6 à 648,0

515,0 à 536,0

 

12

Duperow

648,0 à FI

536,0 à FI

 
Ministikwan 161 et Makwa Lake 129

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

41/8-25-58-25O3

31/8-34-58-25O3

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White, St. Walburg et Viking

219,0 à 346,5

254,6 à 387,6

2

Colony

346,5 à 371,0

387,6 à 408,0

3

McLaren

371,0 à 383,0

408,0 à 421,0

4

Waseca

383,0 à 407,0

421,0 à 440,0

5

Sparky

407,0 à 422,3

440,0 à 460,0

6

General Petroleum

422,3 à 433,0

460,0 à 471,2

7

Rex, Lloydminster, Cummings et
Dina

433,0 à FI

471,2 à 627,0

8

Duperow

FI

627,0 à FI

Nekaneet Cree Nation

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

21/8-32-7-28O3

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Belly River

surface à 625,4

2

Lea Park

625,4 à 658,4

3

Ribstone Creek

658,4 à 807,0

4

Milk River

807,0 à 946,3

5

Medicine Hat

946,3 à 1107,0

6

Second schiste argileux
de White

1107,0 à 1272,0

7

Viking et Joli Fou

1272,0 à 1390,3

8

Mannville

1390,3 à 1479,3

9

Vanguard

1479,3 à 1523,0

10

Shaunavon

1523,0 à 1562,0

11

Gravelbourg

1562,0 à 1574,5

12

Mission Canyon

1574,5 à FI

Ocean Man 69, 69A, 69B, 69C, 69D, 69E, 69F, 69G, 69H et 69I, Ocean Man Indian Reserve no 69X, Ocean Man no 69N, Ocean Man no 69S, Ocean Man no 69U et Flying Dust First Nation 105H, 105I, 105L et 105O

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

31/11-11-10-8O2

01/9-30-10-7O2

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie sonique (m FE)

1

Gravelbourg

 

LIND à 1102,0

2

Watrous

 

1102,0 à 1184,4

3

Alida et Tilston

 

1184,4 à FI

4

Souris Valley

LIND à 1433,5

FI

5

Bakken

1433,5 à 1451,0

FI

6

Torquay

1451,0 à FI

FI

Pigeon Lake 138A note a du tableau c42

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/12-36-46-28O4

04/15-24-46-28O4

00/9-18-46-27O4

00/12-20-47-27O4

Couche

Diagraphie de rayons gamma-neutron (pi FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie électrique (pi FE)

Diagraphie électrique (pi FE)

1

Edmonton, Belly River et Lea Park

 

surface à 1036,0

   

2

Wapiabi

 

1036,0 à 1197,0

   

3

Cardium et Blackstone

 

1197,0 à 1281,3

3850 à 4020 note b du tableau c42

 

4

Second schiste argileux de White

 

1281,3 à 1423,7

   

5

Viking et Joli Fou

 

1423,7 à 1472,0

   

6

Upper Mannville

 

1472,0 à 1610,3

   

7

Lower Mannville

 

1610,3 à FI

   

8

Wabamun

5591 à 6295

     

9

Calmar et Nisku

6295 à 6492

     

10

Ireton

6492 à 6670

     

11

Leduc

6670 à FI

   

6434 à 7210 note c du tableau c42

Note(s) du tableau c42

Note a du tableau c42

Les terres de la première nation sont situées à la limite des strates subaffleurantes Banff. Un contrat qui porte sur tout reste des couches Banff et Exshaw sera reconduit avec la couche Lower Mannville.

Retour à la note a du tableau c42

Note b du tableau c42

Bonnie Glen Cardium Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note b du tableau c42

Note c du tableau c42

Bonnie Glen D-3A Gas Cap Unit : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note c du tableau c42

Puskiakiwenin 122 et Unipouheos 121

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-21-56-3O4

00/6-16-57-3O4 note a du tableau c43

00/12-26-57-4O4 note a du tableau c43

00/8-16-58-3O4

Couche

Diagraphie
d’induction (m FE)

Diagraphie
d’induction (m FE)

Diagraphie d’induction
(m FE PVR)

Diagraphie d’induction (m FE)

1

Viking et Joli Fou

371,0 à 411,5

     

2

Colony

411,5 à 427,5

409,5 à 420,0

416,5 à 427,5

403,0 à 420,0

3

McLaren

427,5 à 436,5

420,0 à 441,0

427,5 à 444,3

420,0 à 428,6

4

Waseca

436,5 à 449,5

441,0 à 456,0

444,3 à 462,7

428,6 à 447,0

5

Sparky

449,5 à 472,0

456,0 à 475,0

462,7 à 484,3

447,0 à 460,5

6

General Petroleum

472,0 à 485,0

475,0 à 488,5

484,3 à 498,0

460,5 à 475,6

7

Rex

485,0 à 491,0

488,5 à 498,5

498,0 à 509,2

475,6 à 487,5

8

Lloydminster

491,0 à 528,0

498,5 à 537,0

509,2 à FI

487,5 à 533,0

9

Cummings

528,0 à 546,5

537,0 à FI

FI

533,0 à 575,0

10

Woodbend

546,5 à FI

FI

FI

575,0 à FI

Note(s) du tableau c43

Note a du tableau c43

Données de type McLaren Channel.

Retour à la note a du tableau c43

Red Pheasant 108

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

11/15-14-61-26O3

11/11-5-60-23O3

41/7-15-59-24O3

Couche

Diagraphie neutron-densité
(m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Second schiste argileux de White

 

160,8 à 239,7

176,0 à 253,0

2

St. Walburg

 

239,7 à 279,0

253,0 à 300,0

3

Viking

 

279,0 à 324,0

300,0 à 339,5

4

Mannville

292,3 à LIND

324,0 à 586,0

339,5 à 576,0

5

Souris River

 

586,0 à FI

576,0 à FI

Saddle Lake 125

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-32-57-11O4

02/6-29-57-13O4 note a du tableau c45

Couche

Diagraphie d’induction
(pi FE)

Diagraphie d’induction
(m FE)

1

Second schiste argileux de White

 

393,0 à 491,0

2

Viking et Joli Fou

1412 à 1542

491,0 à 528,3

3

Colony

1542 à 1582

528,3 à LIND

4

Upper Grand Rapids

1582 à 1710

 

5

Lower Grand Rapids

1710 à 1844

 

6

Clearwater

1844 à 2025

 

7

McMurray

2025 à 2132

LIND à 710,7

8

Ireton

2132 à FI

710,7 à 872,3

9

Cooking Lake

FI

872,3 à 934,0

10

Beaverhill Lake

FI

934,0 à FI

Note(s) du tableau c45

Note a du tableau c45

Mitsue Gilwood Sand Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note a du tableau c45

Samson 137 et 137A, Louis Bull 138B, Ermineskin 138 et Montana 139

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-17-46-24O4

00/9-35-44-25O4

00/14-32-44-25O4

00/10-13-44-23O4

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (pi FE)

1

Edmonton et Belly River

surface à 702,0

surface à 817,5

surface à 793,0

surface à 2230

2

Lea Park

702,0 à 831,0

817,5 à 944,0

793,0 à 925,0

2230 à 2707

3

Wapiabi

831,0 à 1067,0

944,0 à 1183,3

925,0 à 1166,0

2707 à 3466

4

Second schiste argileux de White

1067,0 à 1199,0

1183,3 à 1311,0

1166,0 à 1295,3

3466 à 3866

5

Viking

1199,0 à 1229,7

1311,0 à 1342,0

1295,3 à 1330,0

3866 à 3970

6

Joli Fou

1229,7 à 1251,5

1342,0 à 1363,6

1330,0 à 1350,7

3970 à 4040

7

Mannville

1251,5 à 1439,3

1363,6 à 1558,2

1350,7 à 1530,0

4040 à 4815

8

Banff

1439,3 à 1451,0

NP

1530,0 à 1543,0

NP

9

Wabamun

1451,0 à 1613,7

1558,2 à 1772,6

1543,0 à 1763,0

4815 à FI

10

Calmar et Nisku

1613,7 à 1665,5

1772,6 à FI

1763,0 à 1818,3

FI

11

Ireton

1665,5 à 1904,0

FI

1818,3 à FI

FI

12

Cooking Lake

1904,0 à FI

FI

FI

FI

Sawridge 150G

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/2-6-73-5O5

00/4-19-71-4O5 note a du tableau c47

Couche

Diagraphie sonique (pi FE)

Diagraphie d’induction (pi FE)

1

Colorado

surface à 1248

 

2

Viking

1248 à 1334

 

3

Mannville

1334 à 2240

 

4

Banff et Exshaw

2240 à 2440

 

5

Wabamun

2440 à 3336

 

6

Winterburn

3336 à 3647

 

7

Ireton

3647 à 4888

 

8

Waterways

4888 à 5450

 

9

Slave Point

5450 à 5496

 

10

Watt Mountain

5496 à 5578

 

11

Gilwood

5578 à 5860

6112 à 6146 note a du tableau c47

12

Muskeg

5860 à 5920

 

13

Keg River

5920 à 6321

 

14

Lower Elk Point

6321 à FI

 

Note(s) du tableau c47

Note a du tableau c47

Mitsue Gilwood Sand Unit n° 1: définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note a du tableau c47

Sharphead 141

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-1-43-26O4

00/14-2-43-26O4

Couche

Diagraphie d’induction
(m FE)

Diagraphie sonique (m FE)

1

Horseshoe Canyon

 

surface à 552,0

2

Belly River et Lea Park

 

552,0 à 1016,0

3

Wapiabi, Cardium et Blackstone

 

1016,0 à 1270,0

4

Second schiste argileux de White

LIND à 1384,5

1270,0 à 1405,0

5

Viking et
Joli Fou

1384,5 à 1436,0

1405,0 à FI

6

Mannville

1436,0 à 1625,0

FI

7

Banff et
Exshaw

1625,0 à 1652,5

FI

8

Wabamun

1652,5 à FI

FI

Siksika 146

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/14-3-23-23O4

00/5-19-22-23O4

00/4-4-21-20O4

00/2-29-20-20O4

00/6-20-20-19O4

Couche

Diagraphie
sonique (m FE)

Diagraphie
neutron-densité (m FE)

Diagraphie
neutron-densité (m FE)

Diagraphie
neutron-densité (m FE)

Diagraphie
sonique (m FE)

1

Edmonton et Belly River

surface à 812,0

surface à 763,5

surface à 548,5

surface à 585,0

surface à 603,5

2

Pakowki

812,0 à 854,5

763,5 à 810,0

548,5 à 593,0

585,0 à 630,0

603,5 à 656,0

3

Milk River

854,5 à 937,5

810,0 à 892,0

593,0 à 686,0

630,0 à 722,5

656,0 à 738,5

4

Upper Colorado,
y compris Medicine Hat

937,5 à 1242,0

892,0 à 1200,0

686,0 à 977,5

722,5 à 1018,6

738,5 à 1026,6

5

Second schiste argileux
de White

1242,0 à 1370,7

1200,0 à 1330,0

977,5 à 1095,4

1018,6 à 1144,0

1026,6 à 1147,7

6

Viking Lag Sand

NP

1330,0 à 1333,0

1095,4 à 1101,0

NP

NP

7

Viking (Bow Island)

1370,7 à 1475,0

1333,0 à 1441,5

1101,0 à 1203,7

1144,0 à 1248,5

1147,7 à 1250,0

8

Mannville

1475,0 à 1647,0

1441,5 à 1595,5

1203,7 à 1350,0

1248,5 à 1431,3

1250,0 à 1413,7

9

Pekisko

1647,0 à 1752,0

1595,5 à FI

1350,0 à FI

1431,3 à 1477,3

1413,7 à 1476,3

10

Banff et Exshaw

1752,0 à 1896,0

FI

FI

1477,3 à 1617,0

1476,3 à 1630,0

11

Wabamun

1896,0 à 2065,7

FI

FI

1617,0 à 1753,0

1630,0 à 1755,0

12

Calmar et Nisku

2065,7 à 2096,0

FI

FI

1753,0 à 1796,5

1755,0 à 1793,7

13

Ireton et Leduc

2096,0 à 2312,0

FI

FI

1796,5 à FI

1793,7 à FI

14

Cooking Lake

2312,0 à 2365,0

FI

FI

FI

FI

15

Beaverhill Lake

2365,0 à 2514,5

FI

FI

FI

FI

16

Elk Point

2514,5 à FI

FI

FI

FI

FI

Stoney 142-143-144 et Tsuut’ina Nation 145

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/8-13-27-3O5

00/2-33-25-6O5 note a du tableau c50

00/10-34-24-6O5(5-34) note b du tableau c50

00/5-24-27-6O5 note c du tableau c50

Couche

Diagraphie d’induction (m FE)

Diagraphie neutron (pi FE)

Diagraphie sonique (pi FE)

Diagraphie sonique (pi FE)

1

Belly River

surface à 1743,0

     

2

Wapiabi

1743,0 à 2121,0

     

3

Cardium et Blackstone

2121,0 à 2418,0

     

4

Viking et Joli Fou

2418,0 à 2498,0

     

5

Blairmore note d du tableau c50

2498,0 à 2729,0

     

6

Mount Head

NP

     

7

Turner Valley

2729,0 à 2775,0

11 154 à 11 485 note a du tableau c50

11 920 à 12 280 note b du tableau c50

9978 à 10 198 note c du tableau c50

8

Shunda

2775,0 à 2828,0

     

9

Pekisko

2828,0 à 2929,0

     

10

Banff et Exshaw

2929,0 à 3079,0

     

11

Wabamun

3079,0 à 3318,0

     

12

Winterburn

3318,0 à 3356,0

     

13

Ireton

3356,0 à 3368,0

     

14

Leduc

3368,0 à 3599,0

     

15

Cooking Lake

3599,0 à FI

     

Note(s) du tableau c50

Note a du tableau c50

Jumping Pound West Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note a du tableau c50

Note b du tableau c50

Jumping Pound West Unit n° 2 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note b du tableau c50

Note c du tableau c50

Wildcat Hills Unit : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note c du tableau c50

Note d du tableau c50

Y compris les restes de la couche jurassique, soit Fernie et Nordegg

Retour à la note d du tableau c50

Sturgeon Lake 154

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/9-18-70-23O5

00/4-25-70-23O5

Couche

Diagraphie sonique (pi FE)

Diagraphie sonique (pi FE)

1

Wapiabi

surface à 1844

surface à 1755

2

Badheart

1844 à 1897

1755 à 1795

3

Kaskapau

1897 à 2721

1795 à 2605

4

Dunvegan

2721 à 2960

2605 à 2835

5

Shaftesbury

2960 à 3467

2835 à 3327

6

Peace River

3467 à 3540

3327 à 3395

7

Harmon

3540 à 3623

3395 à 3482

8

Spirit River

3623 à 4573

3482 à 4440

9

Bluesky et Gething

4573 à 4805

4440 à 4586

10

Cadomin

4805 à 4890

4586 à 4658

11

Fernie et Nordegg

4890 à 5092

4658 à 4949

12

Montney

5092 à 5459

4949 à 5288

13

Belloy

5459 à 5590

5288 à 5373

14

Debolt

5590 à 6186

5373 à 5997

15

Shunda

6186 à 6473

5997 à 6290

16

Pekisko

6473 à 6674

6290 à 6486

17

Banff

6674 à 7378

6486 à 7208

18

Exshaw

7378 à 7397

7208 à 7228

19

Wabamun

7397 à 8184

7228 à 8021

20

Winterburn

8184 à 8496

8021 à 8422

21

Ireton

8496 à 8637

8422 à 9316

22

Leduc

8637 à FI

NP

23

Beaverhill Lake

FI

9316 à 9610

24

Slave Point

FI

9610 à 9660

25

Gilwood et Granite Wash

FI

9660 à 9730

26

Precambrian

FI

9730 à FI

Sucker Creek 150A

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/16-36-74-15O5

Couche

Diagraphie sonique (m FE)

1

Shaftesbury

surface à 428

2

Paddy, Cadotte
et Harmon

428 à 463

3

Spirit River

463 à 737

4

Bluesky et Gething

737 à 768

5

Debolt

768 à 863

6

Shunda

863 à 976

7

Pekisko

976 à 1031

8

Banff

1031 à 1265

9

Wabamun

1265 à 1535

10

Winterburn

1535 à 1657

11

Woodbend

1657 à 1956

12

Beaverhill Lake et Slave Point

1956 à 2084

13

Gilwood et
Watt Mountain

2084 à 2113

14

Granite Wash

2113 à 2152

15

Precambrian

2152 à FI

Sunchild 202 et O’Chiese 203

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/4-11-44-10O5

00/10-15-43-10O5

00/6-30-42-9O5

Couche

Diagraphie neutron-densité
(m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Edmonton et Belly River

surface à 1765,0

surface à 1742,0

surface à 1700,0

2

Upper Colorado

1765, 0 à 2120,0

1742,0 à 2126,0

1700,0 à 2062,0

3

Cardium

2120,0 à 2186,0

2126,0 à 2197,7

2062,0 à 2134,7

4

Lower Colorado

2186,0 à 2522,5

2197,7 à 2499,0

2134,7 à 2451,9

5

Viking

2522,5 à 2550,0

2499,0 à 2526,0

2451,9 à 2478,6

6

Upper Mannville

2550,0 à 2720,0

2526,0 à 2678,0

2478,6 à 2627,0

7

Lower Mannville

2720,0 à 2791,4

2678,0 à 2757,0

2627,0 à 2702,5

8

Fernie, Rock Creek
et Poker Chip

2791,4 à 2833,0

2757,0 à 2794,8

2702,5 à 2741,8

9

Nordegg

2833,0 à 2861,0

2794,8 à 2824,0

2741,8 à 2771,0

10

Shunda

2861,0 à 2892,2

2824,0 à 2854,8

2771,0 à 2804,2

11

Pekisko

2892,2 à 2926,0

2854,8 à 2905,0

2804,2 à 2839,0

12

Banff et Exshaw

2926,0 à FI

2905,0 à FI

2839,0 à 3021,3

13

Wabamun

FI

FI

3021,3 à FI

Thunderchild 115K et Thunderchild First Nation 115B, 115C, 115D, 115E, 115F, 115G, 115H, 115I, 115J, 115L, 115M, 115N, 115Q, 115R, 115S, 115T, 115U, 115V, 115W, 115X et 115Z

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

91/5-25-59-23O3

21/16-3-52-20O3

Couche

Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

St. Walburg

231,6 à 274,4

 

2

Viking

274,4 à 320,8

 

3

Colony

320,8 à 340,0

454,0 à 478,0

4

McLaren

340,0 à 352,0

478,0 à 489,0

5

Waseca

352,0 à LIND

489,0 à 516,0

6

Sparky

 

516,0 à 546,0

7

General Petroleum

 

546,0 à 575,0

8

Rex

 

575,0 à 608,0

9

Lloydminster

 

608,0 à 646,0

10

Cummings

 

646,0 à 672,0

11

Devonian

 

672,0 à FI

Utikoomak Lake 155

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-30-80-9O5

12-28-80-9O5 note a du tableau d5

2-21-79-8O5 note b du tableau d5

Couche

Diagraphie sonique (m FE)

Diagraphie électrique (pi FE)

Diagraphie électrique (pi FE)

1

Peace River et Spirit River

315,5 à 558,7

   

2

Shunda et Pekisko

558,7 à 607,0

   

3

Banff et Exshaw

607,0 à 884,0

   

4

Wabamun

884,0 à 1125,0

   

5

Winterburn

1125,0 à 1267,0

   

6

Ireton

1267,0 à 1568,0

   

7

Beaverhill Lake

1568,0 à 1686,0

   

8

Slave Point et Fort
Vermilion

1686,0 à 1718,0

   

9

Watt Mountain et Gilwood

1718,0 à 1724,0

5552 à 5576 note a du tableau d5

5689 à 5771 note b du tableau d5

10

Muskeg et Keg River

1724,0 à 1750,0

   

11

Granite Wash

1750,0 à 1755,0

   

12

Precambrian

1755,0 à FI

   

Note(s) du tableau d5

Note a du tableau d5

West Nipisi Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note a du tableau d5

Note b du tableau d5

Nipisi Gilwood Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités

Retour à la note b du tableau d5

Wabamun 133A

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/15-23-52-4O5

Couche

Diagraphie sonique (m FE)

1

Belly River

surface à 710,0

2

Lea Park

710,0 à 865,0

3

Wapiabi

865,0 à 1016,0

4

Cardium et Lower
Colorado

1016,0 à 1245,0

5

Viking

1245,0 à 1276,0

6

Joli Fou

1276,0 à 1295,5

7

Upper Mannville

1295,5 à 1424,0

8

Glauconite

1424,0 à 1445,0

9

Lower Mannville

1445,0 à 1474,0

10

Banff et Exshaw

1474,0 à 1631,0

11

Wabamun

1631,0 à 1790,0

12

Graminia, Blue Ridge et Calmar

1790,0 à 1840,0

13

Nisku

1840,0 à 1877,0

14

Ireton

1877,0 à FI

Wabasca 166, 166A, 166B, 166C et 166D

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-10-81-25O4

Couche

Diagraphie d’induction (pi FE)

1

Pelican et Joli Fou

720 à 824

2

Grand Rapids

824 à 1116

3

Clearwater

1116 à 1452

4

Wabiskaw

1452 à 1536

5

McMurray

1536 à 1608

6

Wabamun

1608 à 1677

7

Winterburn

1677 à FI

White Bear 70

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

01/5-15-10-2O2

Couche

Diagraphie neutron (pi FE)

1

Viking

2670 à 2843

2

Mannville

2843 à 3200

3

Gravelbourg

3200 à 3645

4

Watrous

3645 à 3902

5

Tilston

3902 à 3944

6

Souris Valley

3944 à 4380

7

Bakken

4380 à 4420

8

Torquay

4420 à 4590

9

Birdbear

4590 à 4690

10

Duperow

4690 à 5214

11

Souris River

5214 à 5593

12

Dawson Bay

5593 à 5780

13

Prairie Evaporite

5780 à FI

White Fish Lake 128

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/14-11-6213O4 note a du tableau d9

00/10-16-62-12O4 note b du tableau d9

Couche

Diagraphie d’induction
(m FE)

Diagraphie d’induction (m FE)

1

Viking et Joli
Fou

347,6 à 386,0

347,0 à 383,5

2

Colony

386,0 à 426,0

383,5 à 397,5

3

Upper Grand Rapids 2

426,0 à 439,0

397,5 à 431,0

4

Lower Grand Rapids 1

439,0 à 453,0

431,0 à 445,0

5

Lower Grand Rapids 2

453,0 à 471,0

445,0 à 459,0

6

Upper
Clearwater

471,0 à 498,0

459,0 à 491,5

7

Lower
Clearwater

498,0 à 522,0

491,5 à 516,5

8

McMurray

522,0 à FI

516,5 à 539,5

9

Woodbend

 

539,5 à FI

Note(s) du tableau d9

Note a du tableau d9

Données de type Colony Channel

Retour à la note a du tableau d9

Note b du tableau d9

Données de type Non-Colony Channel

Retour à la note b du tableau d9

Woodland Cree 226, 227 et 228

Article

Colonne 1

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-18-87-18O5

00/7-24-86-14O5

00/9-34-86-17O5

Couche

Diagraphie sonique (m FE)

Diagraphie sonique (m FE)

Diagraphie neutron-densité (m FE)

1

Bullhead

surface à 494,0

surface à 475,0

surface à 498,0

2

Debolt

494,0 à 540,0

NP

498,0 à 504,0

3

Shunda

540,0 à 664,0

NP

 

4

Pekisko

664,0 à 753,0

475,0 à 518,5

 

5

Banff et Exshaw

753,0 à 1051,0

518,5 à 823,0

 

6

Wabamun

1051,0 à 1312,0

823,0 à 1078,0

 

7

Winterburn

1312,0 à 1397,0

1078,0 à 1205,5

 

8

Ireton

1397,0 à 1662,0

1205,5 à 1509,0

 

9

Beaverhill Lake

1662,0 à 1700,0

1509,0 à 1566,0

 

10

Slave Point

1700,0 à FI

1566,0 à 1613,5

 

11

Granite Wash

 

1613,5 à 1614,0

 

12

Precambrian

 

1614,0 à FI

 

ANNEXE 5

(paragraphe 79(1))

Redevances

Définition

Définition de gaz commercialisable

1 Dans la présente annexe, gaz commercialisable s’entend du gaz, composé principalement de méthane, qui satisfait à des spécifications de l’industrie ou des services publics aux fins d’utilisation comme combustible domestique, commercial ou industriel ou comme matière première industrielle.

Prix de vente réel

Valeur la plus élevée

2 (1) Pour l’application de la présente annexe, si le ministre détermine que le prix de vente réel du pétrole ou du gaz est inférieur à la juste valeur de ce pétrole ou de ce gaz au moment et au lieu de production, le prix de vente réel est réputé être cette juste valeur. Dans ce cas, le ministre avise le titulaire du contrat du montant des redevances à payer et, dans les trente jours suivant la réception de l’avis, le titulaire verse les redevances conformément à cet avis.

Facteurs à considérer

(2) Afin de déterminer la juste valeur du pétrole ou du gaz, le ministre, en consultation avec le conseil, tient compte des facteurs suivants :

Redevances pour le pétrole

Calcul de la redevance pour le pétrole

3 (1) La redevance pour le pétrole extrait des terres d’une zone visée par un contrat ou attribué à celles-ci est composée de la redevance de base, déterminée conformément aux paragraphes (2) ou (3), et de la redevance supplémentaire, déterminée conformément au paragraphe (5). Toutes les sommes sont calculées à la date et au lieu de production.

Redevance de base — cinq premières années

(2) Pendant la période de cinq ans qui commence à la date de commencement de la production du pétrole à partir de la zone visée par le contrat, la redevance de base pour chaque mois au cours de cette période correspond au prix de vente réel multiplié par le montant de la redevance mensuelle déterminé conformément à la colonne 2 du tableau du présent paragraphe en fonction de la production mensuelle correspondante mentionnée à la colonne 1 à l’égard du pétrole extrait de chaque puits ou attribué à chaque puits.

TABLEAU

Article

Colonne 1

Production
mensuelle (m3)

Colonne 2


Redevance mensuelle (m3)

1

jusqu’à 80

10 % du nombre de mètres cubes

2

plus de 80 mais
au plus 160

8 m3 plus 20 % du nombre de mètres cubes au-delà de 80

3

plus de 160

24 m3 plus 26 % du nombre de mètres cubes au-delà de 160

Redevance de base — années subséquentes

(3) Dès l’expiration de la période visée au paragraphe (2), la redevance de base pour chaque mois subséquent correspond au prix de vente réel multiplié par le montant de la redevance mensuelle déterminé conformément à la colonne 2 du tableau du présent paragraphe en fonction de la production mensuelle correspondante mentionnée à la colonne 1 à l’égard du pétrole extrait de chaque puits ou attribué à chaque puits.

TABLEAU

Article

Colonne 1

Production
mensuelle (m3)

Colonne 2


Redevance mensuelle (m3)

1

jusqu’à 80

10 % du nombre de mètres cubes

2

plus de 80 mais au plus 160

8 m3 plus 20 % du nombre de mètres cubes au-delà de 80

3

plus de 160 mais au plus 795

24 m3 plus 26 % du nombre de mètres cubes au-delà de 160

4

plus de 795

189 m3 plus 40 % du nombre de mètres cubes au-delà de 795

Avis au conseil

(4) Le ministre avise le conseil de la date à laquelle commence la production visée au paragraphe (2).

Redevance supplémentaire

(5) La redevance supplémentaire est :

(T – B)0,50(P – R)

(T – B)[0,75(P – R – 12,58 $) + 6,29 $]

TABLEAU

Article

Colonne 1


Terres de la
première nation

Colonne 2


Source en production avant
le 1er janvier 1974

Colonne 3


Prix de référence
($/m3)

1

Pigeon Lake 138A

Cardium

24,04

Leduc

25,37

2

Sawridge 150G

Gilwood Sand

25,13

3

Enoch Cree
Nation 135

Crétacé inférieur

24,64

Acheson Leduc

24,45

Yekau Lake Leduc

25,01

4

Sturgeon Lake 154

Leduc

21,51

5

Utikoomak
Lake 155

Gilwood Sand Unit n° 1

25,00

West Nipisi Unit n° 1

24,58

6

White Bear 70

Puits 10-2-10-2 O2

22,40

Puits 8-9-10-2 O2

22,63

7

Siksika 146

Puits 6-25-20-21 O4

18,19

8

Ermineskin 138

Puits 6-11-45-25 O4

19,18

Redevances pour le gaz

Calcul de la redevance pour le gaz

4 (1) Lorsque le gaz extrait des terres d’une zone visée par un contrat ou attribué à celles-ci est vendu, la redevance à payer représente la valeur du gaz en redevance brute, déterminée conformément au paragraphe (2), moins les coûts de la récolte, de la déshydratation, de la compression et de la transformation qui sont égaux à la valeur de la redevance brute divisée par sa valeur totale.

Redevance brute

(2) La valeur de la redevance brute pour le gaz extrait des terres de la zone visée par le contrat ou attribué à celles-ci représente la valeur de la redevance brute de base, soit de 25 % de la quantité de ce gaz multipliée par le prix de vente réel, additionnée de la valeur de la redevance brute supplémentaire, déterminée conformément au paragraphe (3). Toutes les sommes sont calculées à la date et au lieu de la production.

Redevance brute supplémentaire

(3) La valeur de la redevance brute supplémentaire pour le gaz est déterminée individuellement pour chacun des éléments composants du gaz produits et est égale à la somme des produits obtenus par la multiplication de 75 % de la quantité de chaque élément composant du gaz par  :

Mesure des volumes

(4) Pour l’application du présent article, les volumes mentionnés sont ceux mesurés dans les conditions normales de 101,325 kPa et de 15 °C.

Avis au conseil

(5) Le ministre avise le conseil des coûts qui sont déduits conformément au paragraphe (1) pour la récolte, la déshydratation, la compression et la transformation.

Redevance pour le pétrole ou le gaz utilisé

Aucune redevance

5 (1) Malgré les articles 2 à 4, aucune redevance n’est à payer pour le pétrole ou le gaz extrait des terres d’une zone visée par un contrat ou attribué à celles-ci et utilisé aux fins de forage, de production ou de traitement de pétrole ou de gaz extrait des terres ou attribué à celles-ci.

Exception

(2) Le paragraphe (1) ne s’applique pas au pétrole ni au gaz utilisé pour la production et le traitement de bitume brut.

ANNEXE 6

(article 113)

Violations et pénalités

PARTIE 1

Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

Article

Colonne 1

Disposition

Colonne 2

Pénalité ($)

1

5(1)a)(i)

10 000

2

5(1)a)(ii)

10 000

3

16

10 000

4

17(2)

10 000

PARTIE 2

Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

Article

Colonne 1

Disposition

Colonne 2

Pénalité ($)

1

16

10 000

2

19(2)

1 000

3

21a)(i)

1 000

4

21a)(ii)

1 000

5

21a)(iii)

1 000

6

21a)(iv)

1 000

7

21a)(v)

1 000

8

21b)(i)

1 000

9

21b)(ii)

1 000

10

21b)(iii)

1 000

11

21b)(iv)

1 000

12

21b)(v)

1 000

13

21b)(vi)

1 000

14

21c)(i)

1 000

15

21c)(ii)

1 000

16

21c)(iii)

1 000

17

21c)(iv)

1 000

18

21c)(v)

1 000

19

21c)(vi)

1 000

20

21c)(vii)

1 000

21

21d)(i)

1 000

22

21d)(ii)

1 000

23

21d)(iii)

1 000

24

21d)(iv)

1 000

25

21d)(v)

1 000

26

21d)(vi)

1 000

27

21d)(vii)

1 000

28

21d)(viii)

1 000

29

21e)

1 000

30

21f)

1 000

31

32(1)

2 500

32

32(2)a)

10 000

33

32(2)b)

2 500 (par forage)

34

32(2)c)

2 500

35

32(2)d)

10 000

36

32(2)f)

1 500

37

33(1)

10 000

38

34

10 000

39

59(2)

10 000

40

75(5)

10 000

41

78

10 000

42

82(2)a)

1 000

43

82(2)b)

1 000

44

82(2)d)

1 000

45

83(2)

2 000

46

98

1 000

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Le présent résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Enjeux : La Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (1974) [LPGTI (1974)] est demeurée relativement inchangée pendant 35 ans, tout comme le Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (Règlement de 1995), pendant plus de 20 ans. La LPGTI (1974) et le Règlement de 1995 régissent les activités pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations. Le régime a stagné, bien que les lois et les règlements provinciaux aient changé en raison de l’évolution de l’industrie et des progrès technologiques. Pour mettre à jour et moderniser le régime pétrolier et gazier sur les terres des Premières Nations, un nouveau règlement est nécessaire.

Description : La Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009) [LPGTI (2009)] a reçu la sanction royale en mai 2009 et pour être mise en vigueur, elle exige un règlement d’application. Pour permettre l’entrée en vigueur sans délai de la LPGTI (2009), le Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de la Phase I (le Règlement) a été élaboré afin de remplacer le Règlement de 1995. La LPGTI (2009) a été conçue pour accroître la certitude légale du processus réglementaire régissant l’exploration et l’exploitation pétrolières et gazières, améliorer la capacité du gouvernement du Canada à réglementer l’activité pétrolière et gazière, et améliorer la protection environnementale tout en assurant la préservation des sites des Premières Nations d’importance culturelle, historique et cérémoniale.

Les travaux d’élaboration du Règlement, qui s’inscrivaient dans le sillage du processus d’élaboration de la Loi, ont été effectués en partenariat avec les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, dont le degré d’implication a été sans précédent.

Le nouveau règlement comprend de nouvelles dispositions dans les domaines : a) des droits tréfonciers; b) du drainage et des redevances compensatoires; c) des exigences des Premières Nations en matière de vérification; d) de l’établissement des rapports de redevances pour faciliter la vérification de la redevance. De plus, les dispositions du Règlement de 1995 actuel ont été conservées, même si elles ont subi des modifications pour : a) assurer leur compatibilité avec la LPGTI (2009); b) tenir compte des conventions modernes de rédaction des règlements; c) tenir compte des pratiques et procédures actuelles, avérées et bénéfiques, qui ont évolué au fil des années de travail en partenariat avec les intervenants; d) tenir compte des commentaires formulés à la suite des examens du Comité mixte permanent d’examen de la réglementation.

Justification : Le gouvernement fédéral et les intervenants des Premières Nations conviennent qu’un régime moderne de réglementation de la gestion du gaz et du pétrole sur les terres des Premières Nations appuierait l’exploitation des ressources, tout en tenant compte des besoins et des contextes particuliers des collectivités des Premières Nations. On a conclu que la meilleure solution est la mise en vigueur d’une nouvelle loi et d’un nouveau règlement permettant de définir clairement les pouvoirs du Canada, d’aborder les obstacles à l’investissement sur les terres des Premières Nations grâce à une meilleure harmonisation avec les règles et pratiques provinciales, et de réduire le recours à des règles qui sont incorporées aux contrats, en s’assurant que le Canada dispose des outils appropriés pour encourager la conformité de l’industrie et intervenir convenablement en cas de non-conformité. Ce règlement entraînera un allégement de la charge administrative (avantages) de 84,2 millions de dollars et imposera 483 311 $ en coûts totaux générant un bénéfice net de 83,7 millions de dollars équivalant à 12 millions de dollars par année. Ces économies bénéficieront grandement aux exploitants de petites et moyennes entreprises qui obtiendront environ 72 % des économies réalisées par la réduction des charges administratives, ou presque 60,2 millions de dollars. La LPGTI (2009) et ce règlement constituent le fondement d’un cadre moderne du régime pétrolier et gazier sur les terres des Premières Nations.

Enjeux

Au cours des 20 dernières années, bien que les lois et les règlements régissant la conservation et l’exploitation des ressources pétrolières et gazières provinciales se soient améliorés et adaptés à l’évolution de l’industrie et aux progrès technologiques, le régime fédéral de réglementation des activités d’exploitation pétrolière et gazière sur les terres des Premières Nations n’a pas changé. Un cadre de réglementation fédérale moderne a été conçu pour le régime pétrolier et gazier sur les terres des Premières Nations qui est mieux harmonisé avec le régime provincial pour appuyer l’exploitation des ressources.

Le 14 mai 2009, une nouvelle Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009) [LPGTI (2009)] a été adoptée à la suite de la sanction royale des modifications apportées à la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (1974) [LPGTI (1974)]. L’entrée en vigueur de la LPGTI (2009) nécessitait l’élaboration d’un nouveau règlement pour remplacer l’actuel Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (Règlement de 1995).

Dans le cadre du régime fédéral actuel, le manque de cohérence et d’harmonisation entre les règles applicables aux terres de réserve et celles qui sont applicables aux terres hors réserve réduit l’attrait des projets pétroliers et gaziers sur les terres de réserve pour l’industrie, qui se voit obligée d’établir deux ensembles de procédés et de systèmes, un pour les projets sur les terres de réserve et l’autre sur les terres situées ailleurs dans la province. Les mécanismes limités d’application de la réglementation nuisent à la capacité de réglementer tout l’éventail d’activités modernes d’exploitation de ressources pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations.

Ce nouveau régime fédéral de réglementation permettra de lever les obstacles à l’investissement de l’industrie sur les terres des Premières Nations et de fournir au gouvernement fédéral les outils modernes nécessaires pour encourager efficacement l’industrie à se conformer et pour prendre les mesures appropriées en cas de non-conformité.

Contexte

Pétrole et gaz des Indiens du Canada, un organisme de service spécial de Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada, applique la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes. En tant que régulateur de l’exploration et de l’exploitation de gaz et de pétrole sur les terres des Premières Nations, le gouvernement du Canada s’acquitte des obligations légales et fiduciaires de la Couronne concernant les ressources pétrolières et gazières des Premières Nations. Selon l’étude réalisée par Pétrole et gaz des Indiens du Canada, les terres d’environ 300 réserves des Premières Nations en Colombie-Britannique, en Alberta, en Saskatchewan, au Manitoba, en Ontario et dans les Territoires du Nord-Ouest pourraient receler du pétrole et du gaz. Des entreprises pétrolières et gazières sont actives dans l’exploration ou la production de pétrole et de gaz dans environ 50 réserves de Premières Nations, principalement en Alberta et en Saskatchewan. Pour l’exercice 2016-2017, Pétrole et gaz des Indiens du Canada a perçu des redevances, des primes et des loyers totalisant 59 millions de dollars sur le pétrole et le gaz au nom des Premières Nations productrices de ces ressources et l’industrie a investi 41 millions de dollars pour forer et aménager 26 puits sur les terres des Premières Nations.

L’évolution limitée des activités d’exploration et d’exploitation de gaz et de pétrole sur les terres des Premières Nations peut s’expliquer en partie par des facteurs externes, tels que les prix mondiaux de l’énergie, la compétitivité des régimes provinciaux et l’accès aux marchés. Toutefois, un autre frein probable est l’existence d’obstacles réglementaires auxquels est confrontée l’industrie sur les territoires domaniaux.

La Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes a été adoptée en 1974, lors de la première crise énergétique mondiale, afin de fournir les outils nécessaires pour mener des activités dans une industrie pétrolière et gazière fortement réglementée. Bien que le volume, la variété et la complexité des transactions aient augmenté, la Loi est demeurée inchangée depuis 35 ans. Par contre, les lois et règlements connexes provinciaux se sont améliorés, se sont adaptés à l’évolution de l’industrie et aux progrès technologiques et ont été modifiés pour inclure des mécanismes de recours modernes.

Les Premières Nations désireuses d’attirer des investissements de l’industrie se trouvent donc maintenant désavantagées, car elles sont handicapées par un régime législatif et réglementaire régissant les activités pétrolières et gazières dans les terres des Premières Nations qui n’offre pas le niveau de clarté et de certitude exigé par l’industrie moderne pour prendre des décisions d’investissement. En voici quelques exemples :

De plus, le gouvernement du Canada ne dispose pas des pouvoirs nécessaires pour vérifier une entreprise qui mène des activités sur les terres des Premières Nations. Comme les sommes en jeu dans l’industrie pétrolière et gazière sont très importantes, il est essentiel de procéder à des vérifications pour confirmer que les Premières Nations reçoivent des sommes adéquates en échange de leurs ressources naturelles.

L’élaboration du Règlement a commencé au moment où la LPGTI (2009) était soumise aux processus d’examen et d’approbation parlementaires. Tout comme le processus d’élaboration de la loi, les travaux d’élaboration réglementaire ont été effectués en partenariat avec les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, dont le degré d’implication a été sans précédent. Les Premières Nations ont reçu du financement et se sont vu offrir des occasions pour examiner et commenter l’orientation stratégique du Règlement, les instructions pour sa rédaction et les ébauches du règlement proposé. Le financement des Premières Nations était notamment destiné à l’obtention de services juridiques et de services techniques indépendants.

Comme le secteur du gaz et du pétrole est très complexe et technique, le processus de rédaction réglementaire a été simplifié en subdivisant le Règlement en neuf thèmes :

Afin de mettre en œuvre la LPGTI (2009) le plus rapidement possible, le Ministère (anciennement connu sous le nom d’Affaires autochtones et du Nord Canada) a proposé, et les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole ont accepté, que le règlement d’application soit élaboré par étape et que la LPGTI (2009) soit mise en vigueur dès que les éléments du Règlement de la Phase I auront été rédigés.

Le Règlement comprend de « nouvelles » dispositions dans les domaines des droits tréfonciers; du drainage et des redevances compensatoires; des exigences des Premières Nations en matière de vérification; et de l’établissement des rapports de redevances pour faciliter la vérification de la redevance. De plus, afin de régir l’ensemble des activités pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations et d’éviter toute lacune réglementaire à la suite de l’entrée en vigueur du nouveau règlement, les dispositions du Règlement de 1995 qui portent sur les autres questions ne feront l’objet que de modifications mineures :

Le gouvernement du Canada continuera de travailler avec les intervenants des Premières Nations sur l’élaboration d’un nouveau projet de règlement qui remplacera progressivement les dispositions du Règlement de 1995 qui avaient été maintenues dans le Règlement.

Objectifs

L’objectif consiste à mettre en vigueur la LPGTI (2009) afin de créer un régime de réglementation plus efficace pour l’exploration et l’exploitation de gaz et de pétrole des Premières Nations et d’harmoniser étroitement le régime dans les réserves avec l’environnement réglementaire qui existe hors des réserves. Les objectifs du nouveau régime réglementaire fédéral sont les suivants :

Description

Le Règlement de 1995 est abrogé et remplacé par ce règlement qui est pleinement compatible avec la LPGTI (2009). Ce règlement comprend de nouvelles règles en plus des dispositions du Règlement de 1995.

Afin de s’assurer que les Premières Nations et l’industrie ont un environnement réglementaire prévisible favorable à la prise de décisions d’investissement, davantage en adéquation avec l’environnement réglementaire en vigueur hors des réserves, le Règlement aura pour objet :

En vue d’établir un régime de conformité et d’application de la loi plus robuste et plus souple qui comporte des critères pour le processus décisionnel réglementaire, une définition des droits et responsabilités de toutes les parties, et des pouvoirs et outils clairs afin de favoriser la conformité, le Règlement comportera de nouveaux éléments dans les buts suivants :

En juin 2006, le Comité mixte permanent d’examen de la réglementation (le Comité) a présenté un certain nombre de recommandations concernant le Règlement de 1995. La plupart des recommandations concernaient des incohérences entre les versions anglaise et française du Règlement de 1995. On a aussi trouvé de petits problèmes de formulation dans le texte anglais. Bien que la plupart de ces incohérences aient été éliminées par la réécriture de la Loi et du Règlement, toutes les recommandations du Comité ont été prises en compte dans ce règlement.

Élaboration de la réglementation

Consultation (avant la publication préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada)

Les travaux d’élaboration réglementaire, qui ont été lancés en 2008 dans le cadre de la présente initiative, ont été entrepris en étroite collaboration avec le Conseil des ressources indiennes, une organisation autochtone qui défend les intérêts de 189 Premières Nations membres dont les terres ont des ressources gazières et pétrolières ou qui ont le potentiel d’en avoir. Pétrole et gaz des Indiens du Canada et le Conseil des ressources indiennes ont créé le Comité technique mixte, composé de spécialistes du Ministère et de techniciens en pétrole et gaz de certaines des principales Premières Nations productrices de pétrole et de gaz, afin d’examiner les propositions et de formuler des commentaires au cours du processus d’élaboration du Règlement. Des fonds ont été accordés aux membres du Comité technique mixte pour qu’ils obtiennent des conseils techniques et juridiques indépendants afin qu’ils puissent examiner et commenter l’orientation stratégique du Règlement, les instructions pour sa rédaction et les ébauches du projet de règlement.

Les consultations sur la modernisation du régime de gestion du pétrole et du gaz ont été parmi les plus exhaustives jamais menées par le Ministère (anciennement connu sous le nom d’Affaires autochtones et du Nord Canada). Le Ministère a consulté directement les Premières Nations lors de l’élaboration du projet de règlement pour s’assurer qu’elles étaient informées, qu’elles y participaient réellement et qu’elles avaient la possibilité de contribuer à l’élaboration du projet de règlement. Pétrole et gaz des Indiens du Canada a aussi organisé 10 colloques d’information pour discuter des changements proposés et répondre aux questions ainsi qu’engager la participation de plus de 250 intervenants et leur a distribué des trousses d’information. De plus, il a organisé plus de 80 rencontres individuelles et 6 ateliers techniques. On a envoyé régulièrement des lettres qui rendaient compte de l’avancement des travaux d’élaboration réglementaire et on a fourni tous les ans des renseignements à jour lors des assemblées générales du Conseil des ressources indiennes. Pétrole et gaz des Indiens du Canada continue d’envoyer des bulletins trimestriels aux Premières Nations et aux entreprises qui ont actuellement des intérêts pétroliers et gaziers dans les réserves.

En 2015, le Ministère (anciennement connu sous le nom d’Affaires autochtones et du Nord Canada) a fourni des fonds à trois Premières Nations, soit la Première Nation de Loon River, la Première Nation de White Bear et la Première Nation de Frog Lake, pour leur permettre d’obtenir des services consultatifs indépendants sur les aspects juridiques et techniques du projet de règlement. Ces Premières Nations ont été choisies selon leur emplacement et leurs produits différents. Cela a été fait pour compléter et confirmer les résultats d’examens similaires qui ont été réalisés par le Comité technique mixte.

Aux fins de consultation, on a distribué le projet de règlement à trois reprises, en mars 2014, en mai 2015 et en septembre 2017, aux différents groupes de parties prenantes, y compris le Conseil des ressources indiennes, toutes les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, d’autres organismes de Premières Nations, des entreprises gazières et pétrolières, l’Association canadienne des producteurs pétroliers et des organismes provinciaux de réglementation du gaz et du pétrole. On a présenté une version préliminaire du projet de publication préalable lors de deux colloques qui ont été organisés au début de 2016 à l’intention des chefs des Premières Nations productrices de gaz et de pétrole en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan. Environ 150 participants à ces colloques ont examiné le projet de règlement article par article. Les versions de mai 2015, du début de 2016 et de septembre 2017 ont également été publiées dans la Gazette des Premières Nations aux fins d’examen et de commentaires.

D’autres activités de consultation ont eu lieu à la fin de 2016 et au printemps 2017, ce qui a donné lieu à plusieurs modifications au projet de règlement pour accommoder le désir des Premières Nations productrices de gaz et de pétrole d’accroître leur participation dans la gestion de leurs ressources de gaz et de pétrole. Ces modifications apportent aux Premières Nations une flexibilité accrue dans l’approbation des prorogations, la modification des engagements de forage et le traitement des tâches.

Les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole ou qui ont le potentiel de le devenir, les provinces qui sont les plus importants producteurs de gaz et de pétrole, et l’industrie pétrolière et gazière sont toutes en faveur de la modernisation du régime de gestion du gaz et du pétrole dans les réserves, car elles sont susceptibles de profiter de l’amélioration du climat d’affaires qui en résulterait.

On a examiné soigneusement tous les commentaires formulés par les différents groupes d’intervenants, y compris le Conseil des ressources indiennes, les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, les organisations des Premières Nations, l’industrie et les provinces. Ces commentaires ont été très précieux pour améliorer le Règlement. Les commentaires reçus des intervenants ont été regroupés sous trois thèmes : (1) les questions techniques; (2) la gouvernance des Premières Nations; (3) la consultation auprès des Premières Nations.

Les commentaires de nature technique portaient sur les modifications proposées aux exigences relatives aux données, les échéances et les mesures de protection de l’environnement, et ils ont été pris en compte dans le Règlement le cas échéant.

De l’avis général, il est nécessaire de moderniser le régime de réglementation. Toutefois, au cours du processus d’élaboration de la législation et de la réglementation, certaines Premières Nations ont exprimé le souhait d’élargir leurs pouvoirs de gestion et de réglementation de leurs ressources gazières et pétrolières. À ce point, leurs souhaits n’ont pas été respectés autant qu’elles l’auraient voulu. Ce règlement établit un juste équilibre entre la souplesse demandée par les Premières Nations et les exigences d’un régime moderne étroitement harmonisé avec l’environnement réglementaire qui existe hors des réserves.

En réponse aux commentaires formulés par les Premières Nations au sujet de la gouvernance et des consultations ainsi qu’aux aspirations de ces dernières d’élargir leur champ de compétence, le gouvernement du Canada s’est engagé à explorer, en partenariat avec les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, des moyens d’accorder aux Premières Nations plus de pouvoirs et de contrôle sur la gestion du gaz et du pétrole dans les réserves. Le gouvernement collabore avec le Conseil des ressources indiennes, qui à son tour consultera ses membres sur les options possibles.

Pétrole et gaz des Indiens du Canada a publié sur son site Web un compte rendu des consultations sur la Loi et le règlement proposé à l’adresse suivante : http://www.pgic-iogc.gc.ca/fra/1471964522302/1471964567990. De plus, le 19 mai 2018, le règlement proposé a été publié dans la Gazette des Premières Nations à l’adresse suivante : http://www.fng.ca/index.php?lng=FR pour une consultation publique.

Consultation (pendant la période de commentaires publics qui a suivi la publication préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada)

Pétrole et gaz des Indiens du Canada a adopté une approche proactive de consultation et de mobilisation au moment de la publication préalable du règlement proposé dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 19 mai 2018. Pétrole et gaz des Indiens du Canada a mobilisé des intervenants autochtones par lettre, courriel, rencontres et consultations individuelles. Les mobilisations des intervenants, comme les industries, les organisations industrielles et les organismes provinciaux, se sont faites par lettre et par courriel. Les 7 et 8 novembre 2018, des séances d’information à l’intention de l’industrie se sont tenues à Calgary, en Alberta, pour donner un aperçu général du règlement proposé ainsi que la possibilité de poser des questions.

Des mises à jour ont aussi été publiées régulièrement sur le site Web de Pétrole et gaz des Indiens du Canada à l’adresse suivante : http://www.pgic-iogc.gc.ca/fra/1100110010002/1100110010005. Le grand public a été invité à formuler des commentaires et à fournir de la rétroaction pendant la période de 90 jours qui a pris fin le 17 août 2018.

Pendant la période de commentaire, Pétrole et gaz des Indiens du Canada s’est efforcé de fournir aux intervenants des renseignements détaillés en temps opportun. Certains commentaires ont entraîné des changements nécessaires aux dispositions du règlement proposé. Pétrole et gaz des Indiens du Canada a envoyé de façon proactive deux lettres à tous les intervenants pour leur donner des mises à jour sur les modifications qui étaient apportées. Ces lettres, datées du 28 juin 2018 et du 19 juillet 2018, sont disponibles sur le site Web de Pétrole et gaz des Indiens du Canada (http://www.pgic-iogc.gc.ca/fra/1100110010002/1100110010005). Après l’envoi de ces lettres, d’autres activités de consultation ont été entreprises afin de s’assurer que les intervenants étaient au courant des changements et de fournir une nouvelle occasion de formuler des commentaires avant l’approbation finale.

Au total, 17 intervenants ont formulé des commentaires et fourni de la rétroaction : le Conseil des ressources indiennes, six Premières Nations, quatre entreprises pétrolières et gazières, une organisation de l’industrie, quatre provinces et un membre du public. Pétrole et gaz des Indiens du Canada a répondu à l’ensemble des commentaires et de la rétroaction, soit verbalement ou par écrit.

Un grand nombre de commentaires et de rétroactions portaient sur la mise en œuvre ou la précision du libellé utilisé dans le règlement proposé. Par exemple, l’interaction entre les baux existants et le règlement proposé, en particulier en ce qui concerne les dispositions relatives à la reconduction et aux redevances; les définitions de terres des Premières Nations et de bitume, entre autres; les vérifications et les examens; les unités d’espacement; les préavis de drainage; les processus d’appel d’offres au sujet des contrats relatifs au sous-sol. Étant donné qu’un grand nombre de ces commentaires se répétaient, les réponses ont été compilées dans un document qui a d’abord été publié dans le bulletin trimestriel qui est envoyé à tous les intervenants et qui est aussi disponible sur le site Web de Pétrole et gaz des Indiens du Canada (http://www.pgic-iogc.gc.ca/fra/1100110010002/1100110010005). D’autres questions concernaient des éléments qui seront abordés à la Phase II du processus d’élaboration du Règlement, comme les redevances, l’exploration (données sismiques) et la protection environnementale. De plus, durant les séances d’information des 7 et 8 novembre 2018, plusieurs représentants de l’industrie ont exprimé le souhait de participer tôt à la Phase II du processus d’élaboration du Règlement. Ces commentaires et cette rétroaction ont été inclus à la Phase II en cours de la mobilisation et des discussions.

Une partie de la rétroaction concernait des domaines qui ne relèvent pas du Règlement, comme des éléments liés aux ententes fédérales-provinciales et les conventions à la rédaction de règlements. Ces éléments ont été notés et partagés avec les secteurs de responsabilité appropriés.

Au cours de la période de consultation, un nouvel examen du texte réglementaire français et anglais a révélé que des modifications avaient été apportées durant la révision, ce qui a entraîné des incohérences dans les deux versions. De plus, certains passages ont été modifiés pendant la révision après la publication de septembre 2017 dans la Gazette des Premières Nations, qui ont légèrement modifié l’intention de la version de septembre 2017. Ces incohérences ont été corrigées dans le texte réglementaire final et n’ont pas eu d’incidence sur les intervenants. Par exemple, le mot « réserve » a été utilisé dans un certain nombre de dispositions au lieu de l’expression définie « terres de la Première Nation ». Un autre exemple est la définition de « prix de vente réel » qui a été modifiée durant la révision. Toutefois, la définition a depuis été modifiée dans le Règlement afin de tenir compte du libellé de la version de septembre 2017.

Les paragraphes qui suivent résument les commentaires et la rétroaction qui ont entraîné la modification du Règlement :

Cession

L’article 25 du règlement proposé indiquait que le cessionnaire doit rencontrer le conseil si ce dernier en fait la demande et il prévoit un délai de 15 jours pour l’approbation par le ministre de la cession pour permettre la tenue de la rencontre. Si le cessionnaire n’a pas rencontré le conseil, le ministre pourrait tout de même approuver la cession. Selon les commentaires reçus, le moment et l’approche prévus par cette disposition ne favorisaient pas l’établissement d’une relation positive. À ce titre, les changements suivants ont été apportés à cette disposition :

Ouverture des soumissions

Au paragraphe 42(4) du règlement proposé, la disposition prévoyait que le conseil a 7 jours après la clôture de l’appel d’offres pour aviser le ministre du rejet de la soumission la plus élevée. Selon les commentaires reçus, le délai de 7 jours du paragraphe 42(4) n’était pas réaliste et ne donnait pas suffisamment de temps. Le délai a été modifié à 15 jours pour permettre au conseil de se réunir et de fournir la résolution écrite au ministre.

Capacité financière

Selon l’alinéa 49(2)g) du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes, le directeur exécutif peut refuser d’approuver une cession de droits donnés par contrat si le cessionnaire ne peut pas fournir la preuve qu’il est en mesure de respecter ses obligations contractuelles sur le plan financier. La disposition a initialement été exclue du règlement proposé; toutefois, en réponse à un commentaire, il a été réintégré comme garantie supplémentaire offerte aux Premières Nations qu’un cessionnaire éventuel pourra fournir la preuve qu’il est financièrement en mesure de respecter ses obligations contractuelles.

Reconduction des contrats relatifs au sous-sol

Le paragraphe 63f) du règlement proposé prévoyait une reconduction indéfinie d’un contrat sur les terres situées dans une unité d’espacement qui « ne produit pas, mais, selon la cartographie, a la capacité de produire à partir du même gisement ». Certains intervenants ont indiqué que cette disposition devrait être considérée de la même façon que le paragraphe 63g) pour les unités d’espacement qui sont potentiellement productives. À ce titre, le paragraphe 63f) a été modifié en ce qui concerne les terres cartographiées de sorte qu’elles soient admissibles à une reconduction d’un an plutôt qu’une reconduction indéfinie.

Personnes liées

Dans le cadre de la mise en œuvre de ce règlement, le système de Petrinex sera utilisé à l’avenir pour avoir accès aux renseignements sur le volume de production utilisés pour calculer les redevances sur les contrats pétroliers et gaziers des Premières Nations. Ce système saisit les renseignements sur la relation entre les producteurs et les acheteurs de pétrole et de gaz et, à ce titre, il contient des définitions précises en ce qui concerne les « personnes liées ». Le libellé du paragraphe 82(4) du règlement proposé ne tenait pas compte tout à fait des définitions du système de Petrinex. Donc, pour assurer la concordance avec les définitions, des changements mineurs au paragraphe 82(4) du Règlement ont donc été apportés pour assurer une harmonisation appropriée.

Vérification et examen par la Première Nation

Le paragraphe 86(2) du règlement proposé indiquait que la personne qui effectue la vérification ou l’examen n’est ni employée ni représentante d’une société pétrolière ou gazière et n’y est pas affiliée. Selon les commentaires reçus, ce libellé rendait involontairement inadmissibles les personnes qui avaient été affiliées à une société pétrolière ou gazière. Le Règlement a été modifié afin d’indiquer que la personne qui effectue la vérification ou l’examen et celle qui l’accompagne ne doivent pas être associées à la société pétrolière ou gazière qui fait l’objet de la vérification en cours.

Redevance compensatoire

La plupart des dispositions sur les redevances du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes ont été conservées dans ce règlement et seront examinées à la phase II des travaux d’élaboration du Règlement. Toutefois, une série de dispositions portant sur les redevances compensatoires ont été modifiées. Les articles 93 à 102 prévoyaient que les préavis de drainage indiquant les redevances compensatoires à payer doivent être envoyés aux titulaires dans des délais différents selon la question de savoir si le puits est considéré comme confidentiel ou non. Les commentaires reçus indiquaient que cela défavorisait les Premières Nations et représentait une perte de revenus. Le Règlement a été modifié pour permettre l’envoi de préavis de drainage pour les puits confidentiels afin d’harmoniser le calcul des redevances compensatoires avec les puits non confidentiels. Ce changement entraînera une augmentation des paiements de redevance compensatoire aux Premières Nations et, par conséquent, une diminution des profits pour l’industrie. Compte tenu de ce changement important, les Premières Nations et l’industrie ont été consultées et aucune rétroaction négative n’a été reçue.

Prix de vente réel

L’annexe I du Règlement de 1995 comporte des dispositions liées au concept de juste valeur marchande qui ont été omises par inadvertance du règlement proposé. Ces dispositions et l’inclusion du calcul des redevances de base ont été ajoutées au Règlement. Ces changements n’ont pas d’incidence sur les calculs puisqu’ils tiennent compte des pratiques actuelles.

Recherches documentaires

Le paragraphe 2(5) du règlement proposé prévoyait qu’une personne peut demander des recherches documentaires portant sur des documents contractuels non confidentiels que le ministre a en sa possession. La lettre du 19 juillet 2018 envoyée aux intervenants indiquait que l’expression « documents contractuels » était considérée comme trop vaste et qu’elle peut permettre la divulgation par inadvertance de renseignements confidentiels. Un changement a été proposé, mais d’autres discussions avec les intervenants ont confirmé que ce changement n’est pas requis puisqu’il existe des mécanismes pour assurer la non-communication de renseignements confidentiels.

Obligations relatives aux traités modernes et consultations et mobilisation des Autochtones

La proposition a été soumise à une évaluation des répercussions des traités modernes, conformément à la Directive du Cabinet sur l’approche fédérale pour la mise en œuvre des traités modernes. L’évaluation n’a révélé aucune répercussion ou obligation découlant des traités modernes, car la proposition dépasse la portée géographique et spécialisée de ces traités.

Choix de l’instrument

Le gouvernement fédéral s’est engagé à appuyer le renforcement des collectivités autochtones, le développement économique, l’établissement d’une surveillance réglementaire appropriée et la création de mécanismes d’examen environnemental crédibles en modernisant la LPGTI (2009) et son règlement d’application.

Le gouvernement fédéral et les intervenants des Premières Nations conviennent qu’un régime moderne de réglementation de la gestion du gaz et du pétrole sur les terres des Premières Nations contribuera à un développement sain de ces ressources dans les réserves, tout en tenant compte des besoins et des contextes particuliers des collectivités des Premières Nations. On a conclu que la meilleure solution est la mise en vigueur d’une nouvelle loi et d’un nouveau règlement permettant de définir clairement les pouvoirs du gouvernement du Canada; de supprimer les obstacles à l’investissement sur les terres des Premières Nations grâce à une meilleure harmonisation avec les règles et pratiques provinciales; et de réduire le recours à des règles qui sont incorporées aux contrats, en s’assurant que le gouvernement du Canada dispose des outils appropriés, équivalents à ceux des organismes provinciaux de réglementation, pour encourager la conformité de l’industrie et intervenir convenablement en cas de non-conformité.

On prévoit que la mise à jour et la modernisation du régime de réglementation contribueront à améliorer le climat des affaires sur les terres des Premières Nations productrices de gaz et de pétrole et à apporter des avantages à tous les intervenants, y compris les Premières Nations et l’industrie. Les intervenants ont été largement consultés et appuient le Règlement. On ne s’attend pas à ce que le Règlement ait une incidence indue sur d’autres domaines ou secteurs.

Analyse de la réglementation

Coûts et avantages

Ces dernières années, les prix du pétrole brut ont chuté, parce que la production mondiale de pétrole dépasse la demande mondiale. Les Premières Nations, qui contribuent pour environ 1 % à la production canadienne de pétrole, ont été touchées au moins aussi durement que les autres acteurs de la production de pétrole. Même si le Règlement contribuera à améliorer le climat d’investissement de l’industrie dans les terres des Premières Nations, d’autres facteurs, comme les prix mondiaux du pétrole et l’accès aux marchés, auront un impact majeur sur le secteur. Comme la situation de chaque Première Nation est unique en raison des variations de leurs baux relatifs au pétrole et au gaz et de leurs volumes de production, les fluctuations des prix mondiaux du pétrole ont et continueront d’avoir des répercussions variables sur les Premières Nations. Le Règlement ne permettra pas d’atténuer ces fluctuations, mais pourra toutefois atténuer certaines difficultés auxquelles l’industrie est confrontée actuellement.

Pétrole et gaz des Indiens du Canada prévoit que le Règlement contribue à améliorer le climat d’investissement, en harmonisant l’environnement réglementaire plus étroitement avec les exigences provinciales. Cette harmonisation contribuera à améliorer la conduite des activités gazières et pétrolières sur les terres de réserve et à créer un climat d’investissement plus positif tant pour l’industrie pétrolière et gazière que pour les Premières Nations. L’alignement des exigences en matière de rapports de l’industrie avec les pratiques actuelles dans les provinces productrices de pétrole et de gaz, permis par la LPGTI (2009) et le Règlement, devrait réduire le coût de faire des affaires dans les terres des Premières Nations. L’absence d’harmonisation avait contraint l’industrie à mettre en place deux ensembles de processus et de systèmes.

Il y aura des coûts différentiels. Les entreprises qui exercent déjà des activités sur les terres de réserve devront respecter des exigences supplémentaires. Toutefois, à l’exception d’une nouvelle obligation pour les entreprises de soumettre une demande de contrat tréfoncier pour le forage d’un puits d’évacuation d’eau, ces exigences visent surtout à codifier les procédures qui sont actuellement imposées par des pratiques administratives, ainsi que les procédures auxquelles la conformité est volontaire, telles que les droits d’accès à la surface, la déclaration des incidents imprévus et la fixation du montant des droits d’accès au moment de la délivrance d’un contrat tréfoncier.

Ce règlement entraînera un allégement de la charge administrative (avantages) de 84,2 millions de dollars et imposera 483 311 $ en coûts totaux générant un bénéfice net de 83,7 millions de dollars équivalant à 12 millions de dollars par année. Les coûts et les avantages figurent au tableau ci-dessous.

Item : coût/avantage

Valeur actualisée totale (prix de base de l’année 2019)

Valeurs annualisées

Économies en charges administratives

Soumission de renseignements

83 289 159$

11 858 503$

Introduction des formulaires prescrits

263 413$

37 504$

Établissement de la juste valeur

3 850$

548$

Demande pour un contrat

105 873$

15 074$

Droits accordés au titre d’un contrat relatif au sous-sol

34 535$

4 917$

Période de validité initiale du permis

7 699$

1 096$

Période de validité du bail

7 699$

1 096$

Aucune modification et période de validité intermédiaire du bail

257 483$

36 660$

Projet de récupération de bitume

8 191$

1 166$

Reconduction des contrats relatifs au sous-sol ANCIEN

169 249$

24 097$

Regroupement, attribution de la production et accord de mise en commun

14 796$

2 107$

Économies en charges administratives (avantages)

84 161 949$

11 982 768$

Coûts

Puits de service

3 441$

490$

Reconduction des contrats relatifs au sous-sol NOUVEAU

316 193$

45 019$

Redevance compensatoire estimée — Saskatchewan

123 726$

17 616$

Redevance compensatoire estimée — Alberta

39 952$

5 688$

Coûts totaux

483 311$

68 813$

Avantages nets

83 678 637$

11 913 955$

Tout au long du processus de consultation mené par Pétrole et gaz des Indiens du Canada, l’industrie n’a soulevé aucune préoccupation concernant le résultat net du Règlement, y compris les modifications apportées après la publication préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada.

Lentille des petites entreprises

La lentille des petites entreprises ne s’applique pas à cette réglementation, car il n’y a pas de coûts pour les petites entreprises.

Règle du « un pour un »

Cette réglementation est considérée comme une « SUPPRESSION » en vertu de la Règle du « un pour un », car elle se traduit par une réduction positive nette des charges administratives. Selon l’analyse réalisée par le ministère (anciennement connu sous le nom d’Affaires autochtones et du Nord Canada) à l’aide du calculateur des coûts réglementaires (en suivant la méthodologie décrite dans le Règlement sur la réduction de la paperasse), il a été établi que le Règlement pourrait faire économiser aux entreprises pétrolières et gazières exerçant des activités sur les terres des Premières Nations environ 6,6 millions de dollars par année (taux d’actualisation de 7 % en dollars canadiens de 2012).

Coûts administratifs annuels
(dollars constants de 2012)

6 654 296 $

Coûts administratifs annuels par entreprise
(dollars constants de 2012)

36 764 $

Présentement, il y a environ 200 entreprises pétrolières et gazières qui ont des ententes actives pour mener des activités sur les terres de Premières Nations. Selon les estimations, 25 % des concessions et des biens fonciers sur ces terres sont détenus par des entreprises appartenant aux Premières Nations. Aux fins du calcul des coûts de l’impact de la réglementation, on a tout simplement adopté la perspective du promoteur. Même si certaines transactions réglementaires, comme la déclaration de redevances, sont effectuées plusieurs fois par année, d’autres sont effectuées tous les ans et d’autres encore ne sont effectuées qu’une seule fois dans le cadre du cycle de vie d’un accord pétrolier et gazier. Les hypothèses formulées pour le calcul des coûts réglementaires se fondent sur les données disponibles sur les transactions (données sur la fréquence des demandes de dossiers d’information; données sur la fréquence et le nombre d’autorisations requises) au cours de ces dernières années, ainsi que sur des estimations du temps nécessaire pour effectuer certaines tâches (par exemple préparer une lettre en format libre contre remplir un formulaire prescrit). Les renseignements sur la charge salariale proviennent de l’enquête sur la rémunération totale dans le secteur de l’énergie qui a été réalisée par Mercer en 2014 (les primes, les options sur actions ou les autres formes de rémunération n’avaient pas été prises en compte).

Les entreprises gazières et pétrolières menant des activités sur les terres de réserve réaliseront des économies en charges administratives, grâce aux nombreuses mises à jour qui seront apportées au Règlement pour améliorer l’efficacité du régime de gestion des activités gazières et pétrolières sur les terres de réserve, notamment les suivantes :

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

Cette réglementation harmonise davantage le régime fédéral de réglementation des activités d’exploitation pétrolière et gazière sur les terres des Premières Nations avec les pratiques et les règlements provinciaux à l’extérieur des réserves. Le Règlement réduira le dédoublement des processus et clarifiera les procédures pour les projets dans les réserves et à l’extérieur de celles-ci, de sorte que l’industrie pourrait réaliser des économies actualisées de 83,7 millions de dollars. En outre, il y aura une plus grande cohérence entre les régimes de conformité, d’application de la loi et environnementaux dans les réserves et à l’extérieur de celles-ci.

Évaluation environnementale stratégique

Conformément à la Directive du Cabinet sur l’évaluation environnementale des projets de politiques, de plans et de programmes, une évaluation préliminaire a été menée. On a conclu qu’il n’était pas nécessaire d’effectuer une analyse approfondie.

La Phase II des travaux d’élaboration réglementaire portera sur l’exploration pétrolière et gazière, les considérations environnementales, l’application de la loi et la conservation. Une nouvelle évaluation environnementale stratégique sera menée à ce moment.

On prévoit que le Règlement aura un effet net indirect positif. Le Règlement établit des dispositions de consultation et de négociation entre le chef et le conseil de la Première Nation ainsi que les représentants des entreprises pétrolières et gazières. Toutes les demandes d’autorisation d’activités gazières et pétrolières à la surface doivent comprendre un examen environnemental pour s’assurer que les activités prévues ne causent pas de dommages irrémédiables aux terres des Premières Nations. De plus, le Règlement accorde une capacité supplémentaire à la Première Nation de mener une vérification des redevances dues par les personnes qui s’adonnent à l’exploration et à l’exploitation pétrolière et gazière sur leurs terres ainsi que la capacité à Pétrole et gaz des Indiens Canada de délivrer des ordonnances d’arrêt des activités et de prise de mesures correctives, ainsi que d’effectuer des inspections, des perquisitions et des saisies. Ces pouvoirs seront compatibles avec ceux qui sont conférés par les régimes en vigueur à l’extérieur des réserves.

Dans l’ensemble, le Règlement mènera à une meilleure protection des terres de la Première Nation et réduira les risques pour l’environnement.

Analyse comparative entre les sexes plus

Une analyse comparative entre les sexes plus (ACS+) a été effectuée et a permis de conclure que le Règlement était susceptible d’avoir une incidence indirecte positive globale sur les Canadiens autochtones. Principalement, le Règlement entraînera des bénéfices nets pour les collectivités des Premières Nations. Les protections environnementales accrues offertes par un régime réglementaire moderne bénéficieront en particulier aux femmes des Premières Nations. Les recherches effectuées dans le cadre de l’ACS+ ont démontré que les femmes sont particulièrement vulnérables aux effets négatifs sur la santé causés par la pollution environnementale. En offrant plus de possibilités de consultation et d’accommodement aux chefs des Premières Nations, aux conseils et aux communautés, les ententes conclues avec les entreprises pétrolières et gazières intégreront mieux et aborderont les préoccupations des divers membres des communautés, y compris les femmes, les aînés et les jeunes ainsi que les personnes qui ont un mode de vie traditionnel fondé sur la terre.

Mise en œuvre, conformité et application, et normes de services

Mise en œuvre

La LPGTI (2009) et le Règlement entreront en vigueur le 1er août 2019.

Le personnel de Pétrole et gaz des Indiens du Canada est chargé d’assurer l’application et le respect de la LPGTI (2009) et du Règlement. Tout au long du processus d’élaboration du Règlement, les fonctionnaires de Pétrole et gaz des Indiens du Canada se sont préparés à la mise en œuvre, en définissant des formulaires ou en modifiant ceux qui existent, en élaborant des procédures et des systèmes d’information et en fournissant une formation à son personnel pour qu’il soit en mesure de mettre en œuvre le régime de réglementation modernisé dans le présent Règlement et de le faire respecter. Les renseignements et les mises à jour sur la Loi et le Règlement seront disponibles dans le site Web.

De plus, le ministère (anciennement connu sous le nom d’Affaires autochtones et du Nord Canada) a également financé la production d’un premier rapport sur l’état de préparation des Premières Nations, qui a été complété en mars 2016. Ce rapport recommandait les domaines dans lesquels du soutien devrait être fourni aux Premières Nations pour les aider à mettre en œuvre le Règlement. S’inspirant des conclusions du rapport, Pétrole et gaz des Indiens du Canada a conclu une entente avec le Conseil des ressources indiennes dans le cadre de laquelle il assumera un rôle de leadership en offrant une formation d’introduction aux Premières Nations qui leur permettra de se préparer à la mise en œuvre de la Loi et du Règlement.

On prévoit que les intervenants auront les renseignements nécessaires pour se conformer aux exigences qui y figurent, dès l’entrée en vigueur du Règlement. On fournira aux intervenants des trousses d’information sur les modifications, les clarifications et les nouveautés qui ont été apportées au Règlement. Pétrole et gaz des Indiens du Canada publiera également des renseignements sur son site Web. Dans la pratique, le degré de conformité dans le domaine est élevé.

Pétrole et gaz des Indiens du Canada fournira une formation à son personnel et élaborera des politiques opérationnelles, y compris un guide de processus à l’intention de l’industrie, afin de mettre en œuvre efficacement le système proposé de sanctions administratives pécuniaires.

Conformité et application

Pétrole et gaz des Indiens du Canada continuera de mener des séances d’engagement et de sensibilisation auprès de l’industrie, y compris les associations industrielles, comme l’Association canadienne des producteurs pétroliers. Les principes du cadre de conformité et d’application de la Loi de Pétrole et gaz des Indiens du Canada sont d’informer, de promouvoir et de protéger. Ces principes, en particulier celui d’information, sont utilisés pour aider l’industrie à s’adapter au nouveau régime pétrolier et gazier sur les terres des Premières Nations.

La structure de conformité et d’application de la Loi est une combinaison de pouvoirs prévue par la LPGTI (2009) et le Règlement.

Personnes-ressources

Demandes en français :

Marc Boivin
Directeur
Politiques, recherche et mesures législatives
Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada
10, rue Wellington, 17e étage
Gatineau (Québec)
K1A 0H4
Télécopieur : 819‑994‑6735
Courriel : Marc.Boivin@Canada.ca

Demandes en anglais :

John Dempsey
Directeur
Conformité réglementaire
Pétrole et gaz des Indiens du Canada
9911, boulevard Chiila, bureau 100
Tsuut’ina (Alberta)
T2W 6H6
Télécopieur : 403‑292‑4864
Courriel : John.Dempsey@Canada.ca