La Gazette du Canada, Partie I, volume 152, numéro 20 : Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

Le 19 mai 2018

Fondement législatif

Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

Ministères responsables

Ministère des Services aux Autochtones Canada
Ministère des Affaires indiennes et du Nord canadien

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

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

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 se soient 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 de réserve des Premières Nations n’a pas changé. Par conséquent, l’industrie du pétrole et du gaz doit composer avec des conditions d’investissements différentes, selon que le projet vise des terres de réserve des Premières Nations ou des terres équivalentes dans la province.

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 Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (1974) [LPGTI (1974)]. Toutefois, la LPGTI (2009) n’est actuellement pas en vigueur, car aucun nouveau règlement n’a été adopté pour remplacer l’actuel Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (Règlement de 1995). Le présent résumé de l’étude d’impact de la réglementation porte sur la nouvelle réglementation.

Les problèmes suivants se posent avec l’actuel régime réglementaire :

Il faut établir un nouveau régime fédéral de réglementation afin de lever les obstacles à l’investissement de l’industrie sur les terres de réserve 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

En tant que régulateur de l’exploration et de l’exploitation de gaz et de pétrole sur les terres de réserve 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. Pétrole et gaz des Indiens du Canada, un organisme de service spécial d’Affaires autochtones et du Nord Canada, applique la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (la Loi). 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 de réserve de Premières Nations.

L’évolution limitée des activités d’exploration et d’exploitation de gaz et de pétrole sur les terres de réserve 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 se sont dotés de 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 de réserve 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 Canada ne dispose pas des pouvoirs nécessaires pour vérifier une entreprise qui mène des activités sur les terres de réserve des Premières Nations. Comme les sommes en jeu dans le secteur du pétrole et du gaz 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 nouveau règlement a commencé au moment où la LPGTI (2009) était soumise aux processus d’examen et d’approbation parlementaires. Les travaux d’élaboration du règlement, qui s’inscrivait 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. 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 projets de réglementation proposés. Le financement était notamment destiné à l’obtention de services d’experts et de services consultatifs indépendants sur les aspects juridiques et techniques du règlement.

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

  1. Drainage et redevances compensatoires
  2. Droits tréfonciers
  3. Droits de superficie
  4. Exploration
  5. Environnement
  6. Application de la loi
  7. Conservation
  8. Gestion des fonds
  9. Redevances

Afin de mettre en œuvre la LPGTI (2009) le plus rapidement possible, 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 de base du règlement auront été rédigés.

Le règlement de base a maintenant été rédigé. Il 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 de réserve 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 seront maintenues relativement inchangées, ne faisant l’objet que de modifications mineures :

Le gouvernement du Canada continue de travailler avec les intervenants des Premières Nations sur l’élaboration des nouvelles dispositions de nouveaux règlements qui remplaceraient progressivement les dispositions du Règlement de 1995 qui ont été maintenues. Toutefois, pour l’instant, il n’est pas possible de fournir un calendrier précis d’élaboration de nouvelles dispositions et de modification des dispositions existantes.

Objectifs

Le Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (le règlement proposé) remplacera entièrement l’actuel Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes, qui sera abrogé.

L’approbation du projet réglementaire décrit dans le présent résumé de l’étude d’impact de la réglementation permettrait l’entrée en vigueur de la LPGTI (2009) créant ainsi un régime de réglementation plus efficace pour l’exploration et l’exploitation de gaz et de pétrole des Premières Nations. De plus, le régime dans les réserves s’harmoniserait davantage avec l’environnement réglementaire qui existe hors des réserves.

Les objectifs du nouveau régime réglementaire fédéral proposé sont les suivants :

Description

Le Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes est abrogé et remplacé par le nouveau règlement proposé qui sera pleinement compatible avec la LPGTI (2009). Ce nouveau règlement reprend des dispositions de l’ancien règlement et en contient de nouvelles.

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 projet de 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 proposé comporterait les 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 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes. La plupart des recommandations concernaient des incohérences entre les versions anglaise et française du Règlement de 1995, et de petits problèmes de formulation dans le texte anglais. Bien que la plupart de ces incohérences aient été éliminées à la suite de la réécriture de la Loi et du Règlement, toutes les recommandations du Comité ont été prises en compte lors de la rédaction du nouveau règlement.

Avantages et coûts

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 nouveau règlement contribuera à améliorer le climat d’investissement de l’industrie dans les terres de réserve 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 proposé ne permettra pas d’atténuer ces fluctuations, mais pourra toutefois atténuer certaines difficultés auxquelles l’industrie est confrontée actuellement.

Avantages

Pétrole et gaz des Indiens du Canada prévoit que le nouveau règlement contribuera 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. Selon les prévisions, le coût de faire des affaires sur les terres de réserve des Premières Nations devrait baisser, à la suite de l’entrée en vigueur de la LPGTI (2009) et du nouveau règlement proposé, qui permettront d’harmoniser les exigences de production de rapports de l’industrie avec les pratiques actuelles dans les provinces productrices de pétrole et de gaz. L’absence d’harmonisation avait contraint l’industrie à mettre en place deux ensembles de processus et de systèmes : l’un destiné aux projets dans les réserves et l’autre, aux projets menés ailleurs dans la province. Grâce à l’harmonisation des exigences, l’industrie pourrait réaliser des économies d’une valeur actualisée d’environ 55,6 millions de dollars au cours des 10 prochaines années, ce qui représente une économie annuelle de 7,86 millions de dollars (taux d’actualisation de 7 % en dollars canadiens de 2012).

Coûts

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. Il est prévu que les surcoûts pour se conformer aux exigences supplémentaires seront minimes. Selon les estimations, il en coûtera un total de 433 000 $ actualisés ou 2 800 $ (coût lié principalement au délai supplémentaire pour présenter une demande de contrat tréfoncier) à chacune des quelque 155 entreprises qui devraient être concernées.

Résultat net

Il est prévu que les gains d’efficacité sur le plan administratif qui seront réalisés par l’élimination de la duplication des processus et la clarification des procédures feront plus que compenser les surcoûts, de sorte que l’industrie pourrait réaliser des économies de plus de 55,2 millions de dollars actualisés. Cette mesure devrait profiter surtout aux petites et moyennes entreprises, puisqu’elles ont moins les moyens que les grandes d’entreprises d’absorber les coûts de maintien de deux ensembles de systèmes et de processus. En fait, ce sont les petites entreprises qui bénéficieront d’environ 73 % des économies réalisées par la réduction des charges administratives, soit des économies totales s’élevant à près de 40 millions de dollars. En plus de ce résultat net positif, l’environnement d’investissement sur les terres de réserve s’améliorera, en raison de l’augmentation de la certitude et de la transparence.

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 nouveau règlement qui est proposé.

Règle du « un pour un »

Cette proposition 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 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), les entreprises pétrolières et gazières exerçant des activités sur les terres de réserve des Premières Nations pourraient réaliser des économies d’environ 5,6 millions de dollars par année (taux d’actualisation de 7 % en dollars canadiens de 2012).

Coûts administratifs annuels
(dollars constants de 2012)

5 606 779 $

Coûts administratifs annuels par entreprise
(dollars constants de 2012)

30 977 $

Présentement il y a environ 200 entreprises pétrolières et gazières qui ont des ententes actives pour mener des activités sur les terres de réserve 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 :

Les entreprises gazières et pétrolières menant des activités sur les terres de réserve des Premières Nations risquent de faire face à une hausse des charges administratives par suite de la mise en place d’une exigence pour les entreprises de soumettre une demande de contrat tréfoncier pour le forage d’un puits d’évacuation d’eau et d’obtenir l’approbation technique d’un puits de service. Ces nouvelles charges administratives, qui totaliseront environ 44 000 $ par année, ont été déduites du total des économies réalisées grâce aux autres mesures prévues.

Lentille des petites entreprises

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

Consultation

Les travaux d’élaboration du Règlement, 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 quelque 189 Premières Nations membres qui 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 proposé. Des fonds ont été accordés aux membres des Premières Nations 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 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 règlement proposé. 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 du Règlement et on a fourni tous les ans des renseignements à jour lors des assemblées générales du Conseil des ressources indiennes. On a envoyé et on continuera d’envoyer des bulletins trimestriels aux Premières Nations et aux entreprises qui ont actuellement des intérêts pétroliers et gaziers dans les réserves.

En 2015, Affaires autochtones et du Nord Canada a fourni des fonds aux Premières Nations de Loon River, de White Bear et de Frog Lake, certaines des principales Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, pour leur permettre d’obtenir des services consultatifs indépendants sur les aspects juridiques et techniques du projet de règlement. Cela a été fait pour compléter et confirmer les résultats des 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 des 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. Les 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 durant l’hiver et le printemps 2016-2017, ce qui a donné lieu à plusieurs modifications à l’ébauche du 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 proposé. Les commentaires reçus des intervenants ont été regroupés sous trois thèmes : (1) les questions techniques; (2) la gouvernance des Premières Nations; (3) la consultation 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. Les commentaires reçus ont été pris en compte dans l’élaboration du règlement proposé, 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. Il fallait trouver 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.

Toutefois, 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. Pour ce faire, le gouvernement encourage activement les Premières Nations à déterminer la façon dont cet objectif pourrait être accompli dans l’optique de formuler des recommandations qui seraient prises en compte par le gouvernement.

Pétrole et gaz des Indiens du Canada a publié sur son site Web un compte rendu des consultations sur la Loi et son règlement d’application à l’adresse suivante : http://www.pgic-iogc.gc.ca/fra/1471964522302/1471964567990. De plus, cette proposition fait l’objet d’une publication dans la Gazette des premières nations à l’adresse suivante : http://www.fng.ca/index.php?lang-FR=&lng=FR pour une consultation publique.

Coordination et coopération en matière de réglementation

La proposition harmoniserait davantage le régime fédéral de réglementation des activités d’exploitation pétrolière et gazière sur les terres de réserve des Premières Nations avec les pratiques et les règlements provinciaux à l’extérieur des réserves. Cette proposition réduirait le dédoublement des processus et clarifierait 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 plus de 55,2 millions de dollars. En outre, il y aura une plus grande cohérence entre les régimes de conformité, d’application de la loi et environnemental dans les réserves et à l’extérieur de celles-ci.

Justification

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’évaluation environnementale 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 de réserve des Premières Nations contribuerait 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 estime 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; de supprimer les obstacles à l’investissement sur les terres de réserve 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, équivalents à ceux des organismes provinciaux de réglementation, pour encourager la conformité de l’industrie et intervenir convenablement en cas de non-conformité.

La modernisation du régime de réglementation dans les réserves devrait contribuer 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 proposé. On ne s’attend pas à ce que le Règlement ait une incidence indue sur d’autres domaines ou secteurs.

Mise en œuvre, application et normes de service

Le Règlement entrerait en vigueur au moment de son enregistrement.

Le personnel de Pétrole et gaz des Indiens du Canada est chargé d’assurer l’application et le respect de la Loi et du Règlement. Tout au long du processus d’élaboration du règlement proposé, le personnel de Pétrole et gaz des Indiens du Canada s’est préparé à la mise en œuvre du Règlement, 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 proposé dans le présent règlement et de le faire respecter.

De plus, 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 publié 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 proposé. Affaires autochtones et du Nord Canada est en discussions avec le Conseil des ressources indiennes afin de déterminer la meilleure approche pour répondre aux exigences des Premières Nations à l’égard de la mise en œuvre du Règlement.

On prévoit que les intervenants auront les renseignements nécessaires pour se conformer au Règlement et aux exigences qui y figurent, dès l’entrée en vigueur du Règlement. De plus, dès que le Règlement sera enregistré, on fournira aux intervenants des trousses d’information sur les modifications, les clarifications et les nouveautés qui ont été apportées aux exigences. Pétrole et gaz des Indiens du Canada et Affaires autochtones et du Nord Canada publieront également des renseignements sur leurs sites 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.

Personnes-ressources

Demandes en anglais :

John Dempsey
Directeur
Conformité réglementaire
Pétrole et gaz des Indiens du Canada
9911, boulevard Chiila, bureau 100
Tsuu T’ina (Sarcee) [Alberta]
T2W 6H6
Télécopieur :
403-292-4864
Courriel :
John.Dempsey@canada.ca

Demandes en français :

Patrick Watson
Directeur par intérim
Politique, recherche et mesures législatives
Affaires autochtones et du Nord Canada
10, rue Wellington, 17e étage
Gatineau (Québec)
K1A 0H4
Télécopieur :
819-994-4345
Courriel :
patrick.watson2@canada.ca

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné que la gouverneure en conseil, en vertu de l’article 4.1 référencea et du paragraphe 21(1) référenceb de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes référencec, se propose de prendre le Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes, ci-après.

Les intéressés peuvent présenter leurs observations au sujet du projet de règlement dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date de publication du présent avis. Ils sont priés d’y citer la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la date de publication, et d’envoyer le tout à John Dempsey, directeur, Respect de la réglementation, Pétrole et gaz des Indiens du Canada (courriel : contactIOGC@aandc-aadnc.gc.ca).

Ottawa, le 10 mai 2018

Le greffier adjoint du Conseil privé
Jurica Čapkun

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 pétroliers ou gaziers dans un gisement ou une partie de gisement 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 qui attribue 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 Tout bureau, ministère ou organisme autorisé par la loi 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 ou 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 d’un gisement à 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 Toute strate de terre délimitée selon les données de diagraphie de l’annexe 3 ou 4, selon le cas. (zone)

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

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

frais 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 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 soient engagés, selon le cas :

projet Projet ou plan de récupération de pétrole ou de gaz — autre qu’un projet de récupération du bitume — à l’égard duquel l’approbation de l’autorité provinciale est nécessaire. (project)

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 hors réserve adjacentes à une 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 une unité d’espacement hors réserve dans laquelle est situé un puits déclencheur et qui produit à partir de la même couche que le puits déclencheur. (offset well)

puits de service Puits exploité aux fins d’observation, 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 par air, sur la 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 situées sur les terres d’une même première nation. (First Nation spacing unit)

unité d’espacement hors réserve Unité d’espacement qui n’est pas une unité d’espacement d’une première nation. (off-reserve 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 soumis 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, ses coordonnées au ministre et avise ce dernier de tout changement.

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 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 frais de recherche documentaire prévus à l’annexe 1.

Renseignements

3 Malgré toute autre disposition du présent règlement, il n’est pas nécessaire de soumettre 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 ou un renseignement doit être soumis sur le formulaire prévu à cet effet, mais qu’aucun n’a été prévu, la demande ou le renseignement peut être soumis de toute autre manière, dans la mesure où les renseignements exigés sont soumis.

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 de 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 en vertu 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 environnementaux occasionnés par leur activités menées en vertu du contrat.

Assurance exigée

9 (1) Le titulaire d’un contrat souscrit et conserve, pour la durée de son contrat, une police d’assurance dont la protection est suffisante pour couvrir les risques découlant des activités menées en vertu 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 avise le ministre sans délai qu’une protection au titre de 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 d’assurance.

Auto-assurance

10 Le titulaire peut satisfaire aux exigences 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 en vertu 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 division du territoire de la province en cause si les terres ont été arpentées ou, si elles ne l’ont pas été, aux limites projetées de ces divisions.

Terres non arpentées

(2) Si des 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 conseil et le titulaire, 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 dans une réserve 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 réaliser 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 la préparation de cette rencontre et à la présence à cette rencontre sont supportés par la partie qui les engage.

Incident imprévu

16 L’exploitant avise de la façon la plus expéditive le ministre et le conseil de tout incident imprévu survenu lors d’une activité menée en vertu d’un contrat qui a, ou pourrait avoir, comme conséquence d’entraîner des dommages corporels ou la mort ou d’endommager les terres ou les biens d’une première nation. 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 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 en matières de santé et de sécurité au travail prévues ou imposées par le titulaire du contrat ou par une règle de droit.

Loyer annuel

18 (1) Tout loyer annuel à payer au titre d’un contrat est payé 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 payé et n’est pas remboursable. Toutefois, le loyer payé à l’égard d’une année subséquente est remboursé.

Exception

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux contrats octroyés avant l’entrée en vigueur du présent règlement qui prévoient des modalités 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 doit être accompagné, sur le formulaire prévu à cet effet, d’un relevé indiquant la raison pour laquelle il est versé.

Modifications

20 (1) Toute modification à un contrat ou à un projet de récupération du 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 suivantes 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 du 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 fournit aussi 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 à un conseil sous le régime de la Loi demeure 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 soumis des renseignements au ministre et qui apprend que ceux-ci sont erronés lui fournit les renseignements corrects dès que possible.

Cession

25 (1) La cession de droits accordés par un contrat doit être approuvée par le ministre. La demande d’approbation est faite sur le formulaire prévu à cet effet, accompagnée du paiement des frais pour la demande d’approbation de cession prévus à l’annexe 1.

Copie au conseil

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

Décision retardée

(3) Le ministre ne peut rendre sa décision à propos de la cession pendant une période de quinze jours suivant la date à laquelle il reçoit la demande d’approbation.

Demande de rencontre

(4) Au cours de cette période, le cessionnaire rencontre en personne le conseil qui en fait la demande, à moins qu’ils n’en conviennent autrement.

Frais

(5) Les dépenses relatives à la demande de rencontre, à la préparation de cette rencontre et à la présence à cette rencontre sont supportées par la partie qui les engage.

Refus

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

Décision du ministre

(7) S’il approuve et signe la cession, le ministre en envoie copie au cessionnaire et au cédant 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.

Solidarité

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.

Modalités obligatoires dans tout contrat

Respect des règles de droit

27 (1) Tout contrat attribué 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 incorporées à un contrat en application du paragraphe (1) l’emportent sur les autres clauses incompatibles du contrat, sauf dans le cas des redevances négociées en application du paragraphe 4(2) de la Loi. Les dispositions des lois, règlements et ordonnances fédéraux incorporées à un contrat en application du paragraphe (1) l’emportent sur les règles de droit provinciales incorporées qui sont incompatibles.

Incompatibilité — définition

(3) Pour l’application du présent article, deux dispositions — législatives ou contractuelle — 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 entraîner des dommages irréparables aux terres d’une première nation, le ministre renvoie la demande au demandeur et au conseil et y joint une lettre précisant les mesures de protection de l’environnement à prendre afin de mener le programme d’exploration.

Approbation du conseil

(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

(6) Si les exigences prévues au présent article sont respectées, le ministre accorde au demandeur la licence pour une période d’un an et les modalités 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

Droits relatifs à l’exploration et au sous-sol

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 en vertu 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), ce qui suit :

Contenu

(3) Le rapport géophysique comprend les éléments suivants :

Exception

(4) Le titulaire d’une licence d’exploration 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).

Autres renseignements

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

Remise en état et régénération

34 Lorsque les travaux d’exploration effectués en vertu d’une licence d’exploration cessent, le titulaire veille à ce que les terres sur lesquelles les travaux ont été menés soient régénérées et remises en état, que la licence ait expiré ou non.

Droits relatifs au sous-sol

Droits accordés relativement au sous-sol

Règles générales
Contrats relatifs au sous-sol

35 (1) Le ministre peut accorder des droits pétroliers et gaziers sur les terres d’une première nation au moyen d’un contrat relatif au sous-sol suivant :

Processus d’attribution

(2) Le contrat relatif au sous-sol est attribué 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 attribue un contrat relatif au sous-sol, le ministre accorde tous les droits sur le pétrole et sur le gaz présent dans chaque couche faisant partie de la zone visée par le contrat.

Assujettissement

36 Les droits 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 dans la zone.

Intérêts multiples

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

Solidarité

(2) Chaque personne ayant 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 payé pour l’octroi de droits pétroliers et gaziers 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 pétroliers et gaziers sur des 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 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 payées en fonds certifiés, sauf si une autre modalité 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 n’a pas été présentée conformément à 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 mentionne le pas de porte le plus élevé, le ministre publie de nouveau l’avis d’appel d’offres.

Décision du conseil

(4) Dans les sept 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 en vertu du paragraphe (4).

Acceptation de la soumission la plus élevée

(6) Dans le cas où un tel avis 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.

Affichage 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 sur les terres de la première nation, qui comprend :

Processus de négociation
Demande

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

Modalités

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

Formulaire de demande

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

Renseignements confidentiels

(4) Tout renseignement communiqué dans le cadre des négociations ayant menées 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 une copie au conseil et au demandeur. Il y fixe les frais 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 d’une licence d’exploration y afférente.

Critères — frais

(3) Les frais de surface sont fixés selon les critères prévus aux paragraphes 73(2) et (3). Les taux des droits pour les activités sismiques doivent être comparables à ceux des 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 conseil et au demandeur dans lequel sont énoncés les motifs du refus.

Octroi du contrat

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

Prise d’effet du contrat

(2) La date de prise d’effet du contrat est la date à laquelle le ministre attribue le contrat à moins qu’une autre date n’y soit prévue.

Modalités des contrats relatifs au sous-sol
Droits accordés en vertu 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 et ce gaz et d’en disposer.

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, et avec le consentement du conseil et du demandeur, 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
Choix de terres admissibles

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 modalités d’acquisition des terres prévues au 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 modalités d’acquisition des terres de son permis, celui-ci prend fin à 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 en vertu du paragraphe (3) doivent à la fois :

Droit ou intérêts inférieurs à soixante-quinze pour cent

53 (1) S’il a foré un puits dans une unité d’espacement sur laquelle la première nation détient un droit ou des intérêts inférieurs à soixante-quinze pour cent, le titulaire 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 modalités d’acquisition des terres de son permis, le titulaire peut choisir 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 — 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 requise à l’alinéa 52(1)b) et dans les modalités d’acquisition des terres de son permis, le titulaire peut choisir les terres de l’unité d’espacement dans laquelle le puits est achevé.

Demande

54 (1) Le titulaire qui souhaite obtenir les droits 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 ce qui suit :

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 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 octroyés en vertu du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.

Approbation d’un projet de récupération du bitume
Demande

56 (1) Le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol peut demander au ministre d’approuver un projet de récupération du 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 du bitume est soumise sur le formulaire prévu à cet effet et comprend ce qui suit :

Révision environnementale

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

Lettre précisant 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 à prendre pour que le titulaire du permis puisse mener les activités dans le cadre du récupération du bitume.

Approbation

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

Modalités de l’approbation

(2) L’approbation peut inclure toute modalité 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 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 pétrole des terres visées par un projet de récupération du 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 n’est pas atteint au cours de toute année qui suit le mois dans lequel ce niveau devait l’être, le titulaire 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 pétrole 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 au projet autorisé par le directeur exécutif en application 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 du 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 l’approbation du choix des terres en vertu du paragraphe 54(1) ou la reconduction en application de l’article 64 si les conditions ci-après sont réunies :

Approbation de la prorogation

(2) Sur réception de la demande du titulaire 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 du retrait du matériel de forage. Il en avise le conseil.

Interdiction de forer

(3) Pendant la période de prorogation, le titulaire ne peut pas démarrer le forage de nouveaux puits par battage — ni rentrer dans un puits — dans la zone visée par le contrat et l’achever, mais il peut continuer la production à partir de tout puits existant compris dans cette zone.

Disposition transitoire

(4) Le présent article s’applique à un permis délivré et à un bail passé 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 — déterminée conformément à 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 contenir un puits productif.

Définition de 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 ce qui suit :

Décision du ministre

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

Unité d’espacement qui ne produit pas

(2) Si la taille d’une unité d’espacement visée à l’alinéa 63(1)f) est inférieure, dans le cas du pétrole, à celle d’un lotissement légal ou, dans le cas du gaz, à celle d’un quart de section, le ministre reconduit le contrat à l’égard du lotissement ou du quart de section où est située l’unité d’espacement.

Unité d’espacement potentiellement productive

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

Reconduction

(4) Le ministre reconduit le contrat à l’égard des terres dans une unité d’espacement visée à l’alinéa 63(1)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

(5) 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.

Production avant la décision

(6) Avant la réception de l’avis de décision du ministre, le titulaire peut continuer de produire des puits situés dans la zone visée par le contrat, mais ne peut démarrer un forage par battage ni rentrer dans un puits et l’achever.

Remboursement

(7) 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 de terres qui ne sont pas visées par une reconduction faite aux termes du paragraphe 65(1) si les conditions suivantes sont réunies :

Reconduction prolongée — unité d’espacement potentiellement productive

(2) Le ministre peut reconduire, pour une période d’au plus cinq ans, le contrat reconduit en application du paragraphe 65(4) si les conditions suivantes sont réunies :

Pas de porte additionnel

(3) 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 les renseignements suivants :

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 frais de demande tardive de 5 000 $.

Reconduction

(5) Si le titulaire verse le loyer et paie les frais exigés, le ministre reconduit le contrat à l’égard des terres mentionnées dans la demande et envoie au conseil et au ti?tulaire 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 f) 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(4) 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), e) et f) pour lequel il a été reconduit, le ministre donne un avis de non-productivité au titulaire dans lequel il décrit ces terres et des motifs pour lesquels le contrat n’est plus admissible à une reconduction.

Non-productivité — expiry

(2) Le contrat visé au paragraphe (1) expire, à l’égard des terres mentionnées 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 f) 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(4) ou de l’article 66, le titulaire peut en demander la reconduction en application de l’article 64 aux termes de l’un des critères des alinéas 63(1)a) à f).

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 des terres visées par le projet de récupération du 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 des terres visées par le projet de récupération du 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 des terres visées par le projet de récupération du 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 décide dès que possible, se fondant sur les renseignements en sa possession, si le contrat est admissible à une reconduction aux termes des alinéas 63(1)a), b), d) ou e) et le reconduit si c’est le cas.

Disposition transitoire

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 qu’ils visent cessent d’être admissibles aux termes des critères ayant mené à leur reconduction.

Disposition transitoire — productivité insuffisante

(3) L’article 70 ne s’applique pas aux projets autorisés par le directeur exécutif en application de l’article 42 du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.

Droits relatifs au sol
Autorisation

72 (1) Toute personne peut mener des activités en surface sur des 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 sur les terres d’une première nation pour mener des activités visés 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.

Négociations

73 (1) Avant de demander un contrat relatif au sol, le demandeur remet 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 :

Frais de surface — droit de passage

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

Frais de surface — bail relatif au sol

(3) Dans le cas d’un bail relatif au sol, les frais 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 échouent, 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 aux termes des paragraphes 73(2) ou (3).

Contenu de la demande

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

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 entraîner 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 :

Demande

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

Respects des mesures de protection

(5) Le titulaire veille à ce que toutes les mesures de protection de l’environnement incluses dans son 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 du critère visé à l’alinéa 73(3)c), et modifie le bail en conséquence.

Abandon, remise en état et régénération

78 Si les terres de la zone visée par un contrat relatif au sol ne sont plus utilisées pour les usages faisant l’objet du contrat, le titulaire abandonne tout puits et toute installation dans cette zone, les remet en état et y effectue des travaux de régénération. Les obligations au titre de son contrat ne prennent fin que lorsque ces activités sont terminées.

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 d’une zone du 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 en utilisant un indice mensuel au lieu du prix de vente réel, le titulaire avise le ministre, sur le formulaire prévu à cet effet, de l’indice des prix 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 d’une zone visée par un contrat relatif au sous-sol ou attribuable à celle-ci inclut la vente, pour le compte de Sa Majesté du chef du Canada, de tout pétrole ou gaz qui comprend 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 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 liées.

Personnes liées

(4) Pour l’application du paragraphe (3) des parties sont liées si elles sont considérées comme telles au sens de l’article 251 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 afin de vérifier les 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) Afin de déterminer les 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 un ou plusieurs 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 bonnes pratiques de vérification.

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 des 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 — approbation préalable

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

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 s’il le fait 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 les renseignements suivants :

Refus

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

Préparation de l’accord

92 S’il accepte 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 du pétrole et du 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 sur une unité d’espacement hors réserve adjacente à une unité d’espacement de la 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 sur 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 :

Préavis de drainage
Préavis de drainage

94 (1) S’il apprend qu’un puits déclencheur est en production, le ministre envoie un préavis de drainage à tout titulaire tenu de payer une redevance compensatoire en application de l’article 93.

Renseignements confidentiels

(2) Toutefois, si les renseignements au sujet d’un puits à l’égard duquel un préavis doit être envoyé sont confidentiels en application des règles de droit de la province en cause, le ministre n’envoie le préavis que lorsqu’il apprend que les renseignements ont été rendus publics.

Absence d’un contrat

(3) Si les terres d’une unité d’espacement d’une première nation adjacente à l’unité d’espacement où est situé un puits déclencheur qui produit ne sont pas visées par un contrat relatif au sous-sol, le ministre doit, à la fois :

Renseignements dans le préavis

95 (1) Le préavis de drainage comprend les renseignements suivants :

Avis au conseil

(2) Le ministre envoie une copie du préavis de drainage au conseil 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 jusqu’à la base de la couche de compensation dans l’unité d’espacement visée par le préavis de drainage, à l’exception de 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) Le ministre envoie un avis motivé au conseil l’informant que l’obligation du titulaire de payer la redevance compensatoire a été levée.

Calcul et paiement de la redevance compensatoire
Redevance compensatoire

97 (1) La redevance compensatoire mensuelle à payer est :

(L⁄T) × 100

où :

Intérêt de la première nation

(2) Si la première nation à qui est due la redevance compensatoire a un droit ou un intérêt dans l’unité d’espacement sur laquelle est situé le puits déclencheur, la redevance compensatoire mensuelle à payer est calculée au prorata de ce droit ou de cet intérêt selon la formule suivante :

C × (100 − I)⁄100

où :

Calcul de la redevance compensatoire

(3) Pour calculer la redevance compensatoire mensuelle :

Pouvoir calorifique

(4) Si le calcul de la redevance nécessite la conversion d’un prix en $/GJ en un prix en $/103m3, le pouvoir calorifique est de 37,7 GJ/103m3.

Aucun coût ni aucune déduction

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

Disposition transitoire

(6) Le présent article ne s’applique pas aux redevances compensatoires exigibles en application du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.

Calcul et paiement de la redevance compensatoire

98 Le titulaire fournit au ministre, au plus tard le vingt-cinquième jour du troisième mois suivant le mois pendant lequel le pétrole ou le gaz a été produit du puits déclencheur, 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 hors réserve sur 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, 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 été levée.

Disposition transitoire

101 Sous réserve du paragraphe 97(6), les articles 93 à 100 et 111 s’appliquent à tout contrat relatif au sous-sol octroyé 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 paie la redevance compensatoire à l’égard du puits déclencheur dont la production devait être compensée.

Exigibilité de la redevance

(2) La redevance compensatoire est exigible à partir 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
Exigence

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

Contenu de la demande

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

Autorisation

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

Avis au ministre

(4) Le titulaire avise le ministre de toute modification apportée à l’autorisation accordée par l’autorité provinciale et visée au paragraphe (2).

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 du bitume approuvé par le ministre.

Disposition transitoire

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

106 (1) Si un puits est achevé dans une unité d’espacement d’une première nation visée par plus d’un contrat relatif au sous-sol ou dans une unité d’espacement dans laquelle une première nation détient des droits ou intérêts inférieurs à cent pour cent, le ministre détermine le pourcentage de la production attribuable à chaque contrat dans l’unité d’espacement ou aux droits ou intérêts de la première nation, en se fondant sur la superficie des terres visées par chaque contrat.

Avis au titulaire et au conseil

(2) Le ministre avise tout titulaire et le conseil du pourcentage de la production qui est attribuée à chaque contrat qui porte sur les terres de la première nation.

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 fixe le pourcentage de la production attribuable aux droits ou intérêts de la première nation ou 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 attribuée aux droits ou intérêts de la première nation ou 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.

Attribution 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 attribuée à chaque parcelle visée par l’accord de mise en commun.

Renonciation, défaut et résiliation
Renonciation aux droits relatifs au sous-sol

109 (1) Le titulaire d’un contrat relatif au sous-sol peut renoncer à ses droits contractuels en envoyant au ministre un avis de renonciation à l’aide du formulaire prévu à cet effet.

Renonciation partielle aux droits relatifs au sous-sol

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

Avis de renonciation — contrat relatif au sous-sol

(3) S’il est renoncé à un contrat relatif 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 relatifs au sol

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

Copie au conseil

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

Autorisation

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

Loyer ajusté

(4) Si la renonciation aux droits 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 — contrat relatif au sol

(5) Si la renonciation à un contrat relatif au sol est autorisée, le ministre envoie un avis au conseil à cet effet.

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, soumettre 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) doit :

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 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 à l’égard de toute unité d’espacement visée par l’un ou l’autre 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 donné en application du présent article.

Responsabilité

112 Si un contrat prend fin, toute responsabilité à l’égard de montants dus en application du contrat, toute responsabilité à l’égard de dommages qui résultent des activités menées en vertu du contrat et toute obligation relative à l’abandon, à la remise en état 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 21 à 28 de la Loi.

Dispositions transitoires
Directeur exécutif

114 Tout pouvoir et toute attribution conférés au directeur exécutif en application 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 référence1 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 l’article 1 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(1), alinéas 29(2)e) et 41(1)a), paragraphe 44(3) et alinéas 75(1)d) et 110(3)c))

Frais

Article

Colonne 1

Service

Colonne 2

Frais ($)

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

Recherches documentaires

25

ANNEXE 2

(paragraphes 48(1) et (2))

Période de validité initiale
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 intitulée The Land Surveys Regulations, RSS, c. L-4.1. (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, Alta. Reg. 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, Alta. Reg. 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, Alta. Reg. 263/1997. (Northern Region)

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

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

Zone 3 Terres faisant partie de la zone appelée Area 3 à l’annexe 2 du règlement de la Colombie-Britannique intitulé Petroleum and Natural Gas Drilling Licence 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

Zone 1

3

5

 

Zone 2

4

6

 

Zone 3

5

7

Saskatchewan

Terres situées au sud du canton 55

2

8

 

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

3

9

 

Terres situées au nord du canton 65

4

10

Alberta

Région des plaines

2

11

 

Région du Nord

4

12

 

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 de départ des données de diagraphies. (KB)

FI 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 — d’une couche qui n’est pas délimitée. (ILND)

NP 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 mentionnées à la colonne 1 du tableau relatif aux terres de la première nation en cause et pour lesquelles les données de diagraphie du puits qu’a foré le titulaire ou du puits dans lequel il est rentré correspondent aux données de diagraphies mentionnées à la colonne 2 de ce tableau.

Diagraphies multiples

(2) S’il y a plus d’un ensemble de données de diagraphie dans la colonne 2, l’ensemble de données du puits de référence situé le plus près du puits qui donne droit à un choix de terres est utilisé afin d’identifier les 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 autre donnée de diagraphie disponible et portant 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

Waipiabi 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 Blueridge

 

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)

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

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

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

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 Shales

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 Cree Territory 124

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

Livingstonenotea

2187,5 à 2435,5

1807,8 à 1994,3

FI

9

Banff et Exshawnoteb

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

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, 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 B
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

Shaftsbury

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 Vermillion

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

Doe Creek Member

928,0 à 976,0

3

Dunvegan

976,0 à 1140,0

4

Shaftsbury

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)

00/10-9-59-6O4notec
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

Little Pine 116 et Poundmaker 114

Article

Colonne 1





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

21/6-7-46-21O3
Diagraphie
d’induction (m FE)

21/15-29-44-23O3noted
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

11/2-33-44-24O3
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

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 Vermillion

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, 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 (AB))

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 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

Neekaneet Cree Nation 160A

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

Shaunavan et Gravelbourg

1523,0 à 1574,5

10

Mission Canyon

1574,5 à FI

Ocean Man 69 et Flying Dust First Nation 105

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 138Anotee

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 4020notef

 

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 7210noteg

Puskiakiwenin 122 et Unipouheos 121

Article

Colonne 1





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

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

00/6-16-57-3O4noteh
Diagraphie d’induction
(m FE)

00/13-26-57-4O4noteh
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

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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-32-57-11O4
Diagraphie d’induction (pi FE)

02/6-29-57-13O4
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

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

Article

Colonne 1






Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-17-46-24O4
Diagraphie neutron-densité (m FE)

00/9-35-44-25O4
Diagraphie neutron-densité
(m FE PVR)

00/14-32-44-25O4
Diagraphie neutron-densité (m FE)

00/10-13-44-23O4
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)

00/4-19-71-4O5notei
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 6146notei

12

Muskeg

5860 à 5920

 

13

Keg River

5920 à 6321

 

14

Lower Elk Point

6321 à FI

 
Sharphead 141 (ancienne réserve)

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-1-43-26O4
Diagraphie d’induction (m FE)

00/14-2-43-26O4
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





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/14-3-23-23O4
Diagraphie sonique
(m FE)

00/5-19-22-23O4
Diagraphie neutron-densité
(m FE)

00/4-4-21-20O4
Diagraphie neutron-densité
(m FE)

00/2-29-20-20O4
Diagraphie neutron-densité
(m FE)

00/6-20-20-19O4
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 et 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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/8-13-27-3O5
Diagraphie d’induction (m FE)

00/2-33-25-6O5référencej
Diagraphie - neutron (pi FE)

00/10-34-24-6O5(5-34)référencek
Diagraphie sonique (pi FE)

00/5-24-27-6O5référencel
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

Blairmorenotem

2498,0 à 2729,0

     

6

Mount Head

NP

     

7

Turner Valley

2729,0 à 2775,0

11154 à 11485référencej

11920 à 12280référencek

9978 à 10198référencel

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

     
Sturgeon Lake 154

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/9-18-70-23O5
Diagraphie sonique (pi FE)

00/4-25-70-23O5
Diagraphie sonique (pi FE)

1

Wapiabi, Bad Heart et Kaskapau

surface à 2721

surface à 2605

2

Dunvegan et Shaftesbury

2721 à 3467

2605 à 3327

3

Peace River et 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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/16-36-74-15O5
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





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/4-11-44-10O5
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

00/10-15-43-10O5
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

00/6-30-42-9O5
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, 115Z

Article

Colonne 1





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

91/5-25-59-23O3
Diagraphie neutron-densité
(m FE PVR)

21/16-3-52-20O3
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





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-30-80-9O5
Diagraphie sonique
(m FE)

12-28-80-9O5
Diagraphie électrique
(pi FE)

2-21-79-8O5
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 Vermillion

1686,0 à 1718,0

   

9

Watt Montain et Gilwood

1718,0 à 1724,0

5552 à 5576noten

5689 à 5771noteo

10

Muskeg, Keg River et Granite Wash

1724,0 à 1755,0

   

11

PreCambrian

1755,0 à FI

   
Wabamun 133A

Article

Colonne 1






Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/15-23-52-4O5
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, Blueridge, Calmar et Nisku

1790,0 à 1877,0

10

Ireton

1877,0 à FI

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

Article

Colonne 1



Couche

Colonne 2

00/11-10-81-25O4
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






Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

01/5-15-10-2O2
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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/14-11-62-13O4notep
Diagraphie d’induction (m FE)

00/10-16-62-12O4noteq
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

Woodland Cree 226, 227, 228

Article

Colonne 1





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-18-87-18O5
Diagraphie sonique
(m FE)

00/7-24-86-14O5
Diagraphie sonique
(m FE)

00/9-34-86-17O5
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 504,0noter

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

 

ANNEXE 4

(paragraphes 1(1) et 63(1))

Couches — reconduction

Définitions

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

FE Fourrure d’entraînement, utilisée comme point de départ des données de diagraphies. (KB)

FI À l’égard du puits de référence, s’entend du forage qui est insuffisant pour franchir les limites supérieure ou inférieure d’une couche donnée. (NDE)

LIND Limite interne — supérieure ou inférieure — d’une couche qui n’est pas délimitée. (ILND)

NP 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) Dans le cas du contrat reconduit aux termes de l’un ou l’autre des alinéas du paragraphe 63(1) 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 en cause 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, l’ensemble de données du puits de référence situé le plus près de l’unité d’espacement en cause est utilisé afin d’identifier les couches.

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 à toute autre donnée de diagraphie disponible et portant sur des terres à proximité.

Alexander 134

Article

Colonne 1





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-11-56-27O4notes
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 et Belly River

 

surface à 485,0

 

2

Lea Park

 

485,0 à 615,0

 

3

Waipiabi

 

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

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

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 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 Blueridge

 

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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/10-23-55-4O5
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

 
Alexis Whitecourt 232

Article

Colonne 1





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

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

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







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 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





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 Shales

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 Cree Territory 124

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

 

192,0 à 221,0

3

Viking

LIND à 286,0

221,0 à 272,4

4

Colony et McLarennotet

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

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

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

Livingstonenoteu

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

Exshawnotev

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

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

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




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, 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 B
00/6-7-64-2O4
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 Petroleums

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




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

Shaftsbury

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 Vermillion

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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

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

00/14-3-52-26O4
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 FInotew

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

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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/8-27-73-12O6
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

Do?e Creek Member

928,0 à 976,0

6

Dunvegan

976,0 à 1140,0

7

Shaftsbury

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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

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

00/10-9-59-6O4notex
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

Little Pine 116 et Poundmaker 114

Article

Colonne 1





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

21/6-7-46-21O3
Diagraphie d’induction (m FE)

21/15-29-44-23O3notey
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

11/2-33-44-24O3
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 Petroleums

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

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

1343,7 à 1361,0

8

Fort Vermillion

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, 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 (AB))

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 Petroleums

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 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

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 Petroleums

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

Neekaneet Cree Nation 160A

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

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

Shaunavan

1523,0 à 1562,0

11

Gravelbourg

1562,0 à 1574,5

12

Mission Canyon

1574,5 à FI

Ocean Man 69 et Flying Dust First Nation 105

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 138Anotez

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 4020note1a

 

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 7210note1b

Puskiakiwenin 122 et Unipouheos 121

Article

Colonne 1





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

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

00/6-16-57-3O4référence1c
Diagraphie d’induction
(m FE)

00/13-26-57-4O4référence1c
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

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 Petroleums

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

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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-32-57-11O4
Diagraphie d’induction (pi FE)

02/6-29-57-13O4note1d
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

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

Article

Colonne 1






Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-17-46-24O4
Diagraphie neutron-densité (m FE)

00/9-35-44-25O4
Diagraphie neutron-densité
(m FE PVR)

00/14-32-44-25O4
Diagraphie neutron-densité (m FE)

00/10-13-44-23O4
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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/2-6-73-5O5
Diagraphie sonique (pi FE)

00/4-19-71-4O5référence1e
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 6146référence1e

12

Muskeg

5860 à 5920

 

13

Keg River

5920 à 6321

 

14

Lower Elk Point

6321 à FI

 
Sharphead 141 (ancienne réserve)

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-1-43-26O4
Diagraphie d’induction (m FE)

00/14-2-43-26O4
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






Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/14-3-23-23O4
Diagraphie sonique
(m FE)

00/5-19-22-23O4
Diagraphie neutron-densité (m FE)

00/4-4-21-20O4
Diagraphie neutron-densité (m FE)

00/2-29-20-20O4
Diagraphie neutron-densité (m FE)

00/6-20-20-19O4
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 Medecine 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






Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/8-13-27-3O5
Diagraphie d’induction
(m FE)

00/2-33-25-6O5référence1f
Diagraphie - neutron
(pi FE)

00/10-34-24-6O5(5-34)référence1g
Diagraphie sonique (pi FE)

00/5-24-27-6O5référence1h
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

Blairmorenote1i

2498,0 à 2729,0

     

6

Mount Head

NP

     

7

Turner Valley

2729,0 à 2775,0

11 154 à 11 485référence1f

11 920 à 12 280référence1g

9978 à 10 198référence1h

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

     
Sturgeon Lake 154

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/9-18-70-23O5
Diagraphie sonique (pi FE)

00/4-25-70-23O5
Diagraphie sonique (pi FE)

1

Wapiabi

surface à 1844

surface à 1755

2

Bad Heart

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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/16-36-74-15O5
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





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/4-11-44-10O5
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

00/10-15-43-10O5
Diagraphie
neutron-densité (m FE)

00/6-30-42-9O5
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, 115Z

Article

Colonne 1





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

91/5-25-59-23O3
Diagraphie neutron-densité
(m FE PVR)

21/16-3-52-20O3
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 Petroleums

 

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





Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-30-80-9O5
Diagraphie sonique
(m FE)

12-28-80-9O5
Diagraphie électrique
(pi FE)

2-21-79-8O5
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 -1267,0

   

6

Ireton

1267,0 à 1568,0

   

7

Beaverhill Lake

1568,0 à 1686,0

   

8

Slave Point et Fort Vermillion

1686,0 à 1718,0

   

9

Watt Montain et Gilwood

1718,0 à 1724,0

5552 à 5576note1j

5689 à 5771note1k

10

Muskeg et Keg River

1724,0 à 1750,0

   

11

Granite Wash

1750,0 à 1755,0

   

12

PreCambrian

1755,0 à FI

   
Wabamun 133A

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/15-23-52-4O5
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, Blueridge 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, 166D

Article

Colonne 1




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/11-10-81-25O4
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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

01/5-15-10-2O2
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




Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/14-11-62-13O4note1l
Diagraphie d’induction (m FE)

00/10-16-62-12O4note1m
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

Woodland Cree 226, 227, 228

Article

Colonne 1






Couche

Colonne 2

Données de diagraphie

00/6-18-87-18O5
Diagraphie sonique
(m FE)

00/7-24-86-14O5
Diagraphie sonique
(m FE)

00/9-34-86-17O5
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

Définitions

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.

Redevances pour le pétrole

Calcul de la redevance pour le pétrole

2 (1) La redevance pour le pétrole extrait d’une zone visée par un contrat ou attribuable à celle-ci comprend la redevance de base, déterminée conformément aux paragraphes (2) ou (3), et 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 mise en production du pétrole à partir de la zone visée par le contrat, la redevance de base est calculée conformément au tableau du présent paragraphe à l’égard du pétrole extrait de chaque puits ou attribuable à chaque puits pour chaque mois pendant cette période.

TABLEAU

Article

Colonne 1

Production
mensuelle (m3)

Colonne 2


Redevance mensuelle

1

moins de 80

10 % du nombre de mètres cubes

2

80 à 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 est calculée conformément au tableau du présent paragraphe à l’égard du pétrole extrait de chaque puits ou attribuable à chaque puits dans une zone visée par un contrat pendant chaque mois ultérieur.

TABLEAU

Article

Colonne 1

Production
mensuelle (m3)

Colonne 2


Redevance mensuelle

1

moins de 80

10 % du nombre de mètres cubes

2

de 80 à 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)

où :

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

où :

TABLEAU

Article

Colonne 1

Réserve

Colonne 2

Source en production avant le 1er janvier 1974

Colonne 3

Prix de référence ($/m3)

1

Réserve indienne no 138A de Pigeon Lake

Cardium

24,04

Leduc

25,37

2

Réserve indienne no 150G de
Sawridge

Gilwood Sand

25,13

3

Réserve indienne n° 135 Enoch Cree Nation

Crétacé inférieur

24,64

Acheson Leduc

24,45

Yekau Lake Leduc

25,01

4

Réserve indienne no 154 de Sturgeon Lake

Leduc

21,51

5

Réserve indienne no 155A d’Utikoomak Lake

Gilwood Sand,
unité n° 1

25,00

West Nipisi,
unité n° 1

24,58

6

Réserve indienne no 70 de White Bear

Puits 10-2-10-2 O2

22,40

Puits 8-9-10-2 O2

22,63

7

Réserve indienne no 146 de Siksika

Puits 6-25-20-21 O4

18,19

8

Réserve indienne no 138 Ermineskin

Puits 6-11-45-25 O4

19,18

Redevances pour le gaz

Calcul de la redevance pour le gaz

3 (1) Lorsque le gaz extrait d’une zone visée par un contrat ou attribuable à celle-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 tout traitement 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 d’une zone visée par un contrat ou attribuable à celle-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 de 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 le traitement.

Redevance pour le pétrole ou le gaz utilisé

Aucune redevance

4 (1) Malgré les articles 2 et 3, aucune redevance n’est à payer pour le pétrole ou le gaz extrait d’une zone visée par un contrat ou attribuable à celle-ci et utilisé aux fins de forage, de production ou de traitement de pétrole ou de gaz extrait de la zone ou attribuable à celle-ci.

Exception

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

1000

3

21a)(i)

1000

4

21a)(ii)

1000

5

21a)(iii)

1000

6

21a)(iv)

1000

7

21a)(v)

1000

8

21b)(i)

1000

9

21b)(ii)

1000

10

21b)(iii)

1000

11

21b)(iv)

1000

12

21b)(v)

1000

13

21b)(vi)

1000

14

21c)(i)

1000

15

21c)(ii)

1000

16

21c)(iii)

1000

17

21c)(iv)

1000

18

21c)(v)

1000

19

21c)(vi)

1000

20

21c)(vii)

1000

21

21d)(i)

1000

22

21d)(ii)

1000

23

21d)(iii)

1000

24

21d)(iv)

1000

25

21d)(v)

1000

26

21d)(vi)

1000

27

21d)(vii)

1000

28

21d)(viii)

1000

29

21e)

1000

30

21f)

1000

31

25(4)

1000

32

32(1)

2500

33

32(2)a)

10 000

34

32(2)b)

2500 (par forage)

35

32(2)c)

2500

36

32(2)d)

10 000

37

32(2)f)

1500

38

33(1)

10 000

39

34

10 000

40

59(2)

10 000

41

75(5)

10 000

42

78

10 000

43

82(2)a)

1000

44

82(2)b)

1000

45

82(2)d)

1000

46

83(2)

2000

47

98

1000