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

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

Enregistrement

DORS/2019-196 Le 10 juin 2019

LOI SUR LE PÉTROLE ET LE GAZ DES TERRES INDIENNES

C.P. 2019-755 Le 9 juin 2019

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

Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

Définitions et interprétation

Définitions

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

prix de vente réel

a) Dans le cas du pétrole, son prix de vente;
b) dans le cas du gaz, le prix — ou la contrepartie — à payer stipulé dans le contrat de vente du gaz, exempt de tous frais ou de toute déduction, à l’exception des coûts d’acheminement par pipeline après la sortie de l’installation. (actual selling price)

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

a) des coûts d’achèvement d’un puits qui a été foré, mais qui n’a pas été achevé;
b) des coûts de production dans le cas d’un puits achevé. (productive)

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

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

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

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

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

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

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

a) forme un angle d’au moins 80° mesuré entre la ligne qui relie le point initial de pénétration dans la couche cible et le point terminal du puits de forage dans cette couche et la ligne qui se prolonge à la verticale vers le bas depuis le point initial de pénétration dans cette couche;
b) a une longueur minimale de 100 m, mesurée à partir du point initial de pénétration dans la couche cible jusqu’au point terminal du puits de forage dans cette couche. (horizontal section)

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

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

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

Incorporation par renvoi

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

Règles générales

Avis, document ou renseignement

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

Adresse de signification

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

Présomption de réception — support papier

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

Présomption de réception — support électronique

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

Recherches documentaires

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

Renseignements

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

Absence de formulaire

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

Autre forme

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

Admissibilité

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

a) elle est une personne morale autorisée par les règles de droit de la province en cause à y faire des affaires ou une personne physique ayant atteint l’âge de la majorité dans cette province;
b) elle n’est pas en défaut aux termes du paragraphe 111(5);
c) s’agissant d’une personne morale, ni celle-ci ni ses dirigeants, administrateurs ou mandataires n’ont été déclarés coupables d’une infraction au titre du paragraphe 18(2) de la Loi dans les deux ans qui précèdent la date de la soumission, dans le cas d’une adjudication, ou celle de la demande, dans le cas d’un contrat négocié.

Respect des obligations

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

Responsabilité — titulaire et personne ayant un intérêt économique direct

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

Responsabilité — exploitant et titulaire de licence

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

Assurance exigée

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

Protections minimales

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

a) une assurance responsabilité générale pour couvrir les risques de dommages occasionnés par les activités menées au titre du contrat avec une limite de garantie d’au moins 5 000 000 $ par sinistre en cas de dommages corporels, de décès ou de dommages aux biens et couvrant notamment la responsabilité des occupants ou la responsabilité du fait des immeubles, la responsabilité de l’employeur, la responsabilité éventuelle de l’employeur, la responsabilité contractuelle, la responsabilité indirecte des entrepreneurs, la responsabilité du fait des produits, la responsabilité relative à l’achèvement des travaux et l’assurance responsabilité des entrepreneurs;
b) une assurance responsabilité automobile pour tous les véhicules utilisés dans le cadre des activités menées au titre du contrat avec une limite de garantie d’au moins 5 000 000 $ par sinistre en cas de dommages corporels, de décès ou de dommages aux biens;
c) une assurance responsabilité relative aux aéronefs si les activités menées au titre du contrat exigent l’emploi d’aéronefs, avec une limite de garantie d’au moins 10 000 000 $ par sinistre en cas de dommages corporels, de décès ou de dommages aux biens.

Subrogation

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

Avis au ministre

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

Franchise

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

Autoassurance

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

a) il reconnaît sa responsabilité quant aux dommages occasionnés par les activités menées en vertu de son contrat;
b) il affirme disposer des ressources financières suffisantes pour garantir sa responsabilité.

Assurance des entrepreneurs

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

Limites de la zone

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

Terres non arpentées

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

Exceptions

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

Plans d’arpentage

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

a) établi conformément à la Loi sur l’arpentage des terres du Canada;
b) approuvé par l’arpenteur général du Canada;
c) inscrit dans les Archives d’arpentage des terres du Canada.

Exception

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

a) au plan d’arpentage des travaux d’exploration;
b) à l’arpentage des terres effectué aux termes d’un accord sur les droits fonciers issus de traités ou d’un accord de règlement d’une revendication particulière.

Différend

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

Demande de rencontre

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

Avis du ministre

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

Organisation de la rencontre

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

Titulaire de plusieurs contrats

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

Frais

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

Incident imprévu

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

Accompagnateur de l’inspecteur

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

Loyer annuel

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

Remboursement

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

Exception

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

Receveur général

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

Raison du versement

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

Modifications

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

Limites

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

a) un pas de porte additionnel est versé, si nécessaire, pour tenir compte de la juste valeur — établie conformément à l’article 38 — des droits ou intérêts accordés au titre de la modification;
b) des droits de surface additionnels sont payés, si nécessaire, au titre des paragraphes 73(2) ou (3).

Exception

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

Renseignements au sujet d’un puits

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

a) avant la date de démarrage du forage du puits par battage :
- (i) une copie de la licence provinciale qui autorise le forage du puits et de la demande présentée pour obtenir cette licence,
- (ii) le plan de forage et de carottage proposé pour ce puits,
- (iii) le pronostic géologique,
- (iv) tout plan de forage horizontal proposé,
- (v) une copie du plan d’arpentage du bail relatif au sol;
b) dans les trente jours suivant la date de libération de l’appareil de forage :
- (i) tous les rapports quotidiens de forage pour la période qui commence le jour où débute l’installation de l’appareil de forage et se termine le jour de sa libération,
- (ii) une copie de chaque diagraphie effectuée par câble,
- (iii) les résultats de tout essai aux tiges,
- (iv) une copie du levé final de forage de fond du puits, si un tel levé est exigé par l’autorité provinciale,
- (v) tout détail, tout essai ou toute analyse découlant de l’identification des sections du puits qui ont fait l’objet d’un carottage,
- (vi) une copie du rapport géologique, si un tel rapport est exigé par l’autorité provinciale;
c) dans les trente jours suivant la date d’achèvement du puits :
- (i) tous les rapports quotidiens d’achèvement et le schéma final de fond du puits,
- (ii) une copie de chaque diagraphie effectuée par câble,
- (iii) toute analyse de carottes et de liquides effectuée,
- (iv) tout rapport de prélèvement effectué,
- (v) les résultats de tout essai de pression et d’écoulement, y compris tout essai des systèmes de purge des tubages de surface,
- (vi) le rapport de divulgation de renseignements sur la composition des fluides de fracturation hydraulique,
- (vii) le rapport détaillé sur toute intervention ou stimulation d’un puits de fonds;
d) dans les trente jours suivant la date d’achèvement de toute remise en production ou de tout reconditionnement du puits :
- (i) tous les rapports quotidiens de remise en production ou de reconditionnement,
- (ii) une copie de chaque diagraphie effectuée par câble,
- (iii) toute analyse de carottes et de liquides effectuée,
- (iv) tout rapport de prélèvement effectué,
- (v) les résultats de tout essai de pression et d’écoulement, y compris tout essai des systèmes de purge des tubages de surface,
- (vi) le rapport de divulgation de renseignements sur la composition des fluides de fracturation hydraulique,
- (vii) le rapport détaillé sur toute intervention ou stimulation d’un puits de fonds,
- (viii) le schéma final de fond du puits;
e) dans les trente jours suivant la date d’abandon du fond de puits, tous les rapports quotidiens d’activités relatifs à cet abandon;
f) dans les trente jours suivant la date d’abandon de la surface du puits, tous les rapports quotidiens d’activités de coupe et de scellage et une copie du rapport final d’abandon soumis à l’autorité provinciale.

Autres renseignements

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

Obligation de confidentialité

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

Données sismiques

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

a) si le titulaire est également titulaire d’un bail relatif au sous-sol ou d’un permis qui portent sur des terres de la zone visée par la licence, la date d’expiration du bail ou de sa reconduction, la date d’expiration de la période initiale de validité du permis ou, dans le cas d’un permis octroyé en vertu du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes, la date à laquelle le permis est converti en un ou plusieurs baux;
b) la date du cinquième anniversaire de l’achèvement des travaux d’exploration.

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 :

a) au conseil tout renseignement confidentiel s’il est tenu de le faire en application de la Loi, de tout règlement pris en vertu de la Loi ou d’un contrat;
b) au conseil et au public les résultats d’une révision environnementale visée aux paragraphes 29(3), 57(2) ou 75(2).

Renseignements erronés

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

Cession

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

Rencontre

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

Frais

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

Demande d’approbation

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

Copie au conseil

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

Refus

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

a) elle est conditionnelle;
b) plus de cinq personnes détiendraient un droit ou un intérêt dans le contrat si elle était approuvée;
c) elle vise un droit ou un intérêt indivis de moins de un pour cent dans le contrat;
d) elle divise les droits ou les intérêts pétroliers et gaziers accordés par le contrat;
e) le cessionnaire n’est pas admissible au titre de l’article 6;
f) elle n’a pas été signée par le cédant et le cessionnaire;
g) le cessionnaire ne démontre pas qu’il a la capacité financière de respecter les obligations du cédant sous le régime de la Loi quant à la prise de mesures correctives et la régénération.

Décision du ministre

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

Prise d’effet

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

Responsabilité

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

Exception

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

Conditions obligatoires dans tout contrat

Respect des règles de droit

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

a) à la Loi sur les Indiens, et à toute ordonnance prise en vertu de cette loi, avec leurs modifications successives;
b) à la Loi et aux règlements, et à toute ordonnance prise en vertu de la Loi, avec leurs modifications successives;
c) aux règles de droit de la province en cause, avec leurs modifications successives, relatives à l’environnement ou à l’exploration, à l’exploitation, au traitement, à la transformation ou à la conservation de pétrole et de gaz, y compris la production équitable, si ces règles sont compatibles avec la Loi ou tout règlement pris sous le régime de celle-ci, ou avec toute ordonnance prise en vertu de celle-ci.

Incompatibilité — lois, règlements et ordonnances

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

Incompatibilité — interprétation

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

Exploration

Autorisation

Autorisation d’explorer

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

a) elle est titulaire d’une licence d’exploration;
b) elle s’est vu accorder de l’autorité provinciale toute approbation exigée pour mener les travaux d’exploration dans la province;
c) elle se conforme aux conditions de la licence et de l’approbation.

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 :

a) les conditions négociées avec le conseil;
b) la mention selon laquelle le demandeur s’est vu accorder par l’autorité provinciale l’approbation nécessaire pour mener des travaux d’exploration;
c) la description du programme d’exploration proposé, notamment de la zone visée par la licence, des travaux d’exploration devant être menés, du matériel devant être utilisé, ainsi que le nom de l’entrepreneur en géophysique devant être engagé et la durée prévue des travaux;
d) les résultats d’une révision environnementale du programme d’exploration proposé, effectuée par un professionnel de l’environnement qualifié et indépendant du demandeur;
e) le paiement des droits prévus à l’annexe 1 pour la demande de licence d’exploration.

Révision environnementale

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

a) l’évaluation du site fondée sur la topographie, les sols, la végétation, la faune, les sources hydriques, les structures existantes, les ressources archéologiques et culturelles, l’utilisation actuelle des terres, les connaissances écologiques traditionnelles et toute autre particularité du site pouvant être touchée par le programme d’exploration proposé;
b) la description, la durée et l’emplacement de chaque activité à mener pendant le programme d’exploration proposé;
c) la description des effets à court et à long terme que pourrait avoir chaque activité sur l’environnement du site et les zones environnantes;
d) la description des mesures d’atténuation proposées, des effets résiduels possibles à la suite de la mise en application de ces mesures et de l’importance de ces effets;
e) la description des consultations menées avec le conseil et les membres de la première nation.

Mesures de protection de l’environnement

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

Soumission au ministre

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

Licence d’exploration

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

Activités menées en vertu d’une licence d’exploration

Exercice des droits afférents à une licence

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

Assujettissement

31 Toute licence d’exploration est assujettie :

a) aux droits ou aux intérêts relatifs au sol accordés sous le régime de toute loi fédérale;
b) aux droits ou aux intérêts relatifs à l’exploration ou l’exploitation de minéraux, autres que le pétrole ou le gaz, dans la zone visée par la licence.

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 :

a) veille à ce que toutes les mesures de protection de l’environnement prévues dans sa licence soient mises en application et respectées;
b) indique et balise l’emplacement de chaque forage d’essai et trou de tir qui sont forés en vertu de la licence;
c) répare et remet en état les routes ou les emprises de route qui sont endommagées en raison des travaux d’exploration, dès que possible après leur endommagement;
d) bouche, dès que possible, tous les trous qui ont été forés en vertu de la licence et dont les parois s’affaissent, ou desquels s’échappent du gaz, de l’eau ou d’autres substances pendant des travaux d’exploration ou après leur achèvement;
e) verse une indemnité pour les travaux d’exploration menés, fondée sur les droits fixés dans la licence ou dans un contrat relatif au sous-sol afférent à la licence, dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date d’achèvement des travaux d’exploration;
f) présente au ministre et au conseil, dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date d’achèvement des travaux d’exploration :
- (i) une copie sépia sur mylar et une copie sur papier lisible d’une carte, à une échelle d’au moins 1/50 000, indiquant l’emplacement et l’altitude de chaque station à équipement à vibration, forage d’essai et trou de tir,
- (ii) les résumés des diagraphies des géologues et des foreurs indiquant la profondeur et l’épaisseur des formations contenant de l’eau, du sable, du gravier, de la houille et d’autres minéraux pouvant présenter une valeur économique,
- (iii) tous les renseignements techniques recueillis lors de chaque forage d’essai.

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) :

a) une copie de chaque photographie aérienne prise pendant la période d’exploration;
b) deux copies d’un rapport géologique sur la zone explorée, y compris les données stratigraphiques et les cartes structurales et isopaques à une échelle d’au moins 1/50 000;
c) un rapport géophysique sur la zone explorée.

Contenu

(3) Le rapport géophysique comprend :

a) si des levés sismiques ont été réalisés :
- (i) une copie sépia sur mylar et deux copies sur papier lisibles d’une carte, à une échelle d’au moins 1/50 000, indiquant les courbes de niveau tracées d’après la valeur rectifiée de temps à chaque point de source pour tous les miroirs significatifs explorés, d’une équidistance d’au plus 10 m,
- (ii) une copie sépia sur mylar et deux copies sur papier préalablement pliées de chaque coupe sismique transversale à échelles superposées, y compris les coupes en profondeur lorsque ce processus a été utilisé, dont l’une indique clairement aux deux extrémités tous les miroirs significatifs,
- (iii) deux copies sur microfilm de toutes les données élémentaires enregistrées, notamment les notes d’arpentage, les notes de chaînage et les rapports d’observateurs;
b) si un levé gravimétrique a été réalisé, deux copies lisibles d’une carte, à une échelle d’au moins 1/50 000, indiquant l’emplacement et l’altitude de chaque station, la valeur rectifiée définitive de la gravité à chaque station et les lignes isogammes tracées d’après cette valeur à équidistance d’au plus 2,5 μm/s²;
c) si un levé magnétique a été réalisé, deux copies lisibles d’une carte de la zone explorée à une échelle d’au moins 1/50 000, indiquant l’emplacement des lignes de vol ou des stations du réseau et les courbes magnétiques à équidistance d’au plus 5 nT.

Exception

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

Renseignements à la disposition du conseil

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

Renseignements à conserver

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

a) si le titulaire est également titulaire d’un bail relatif au sous-sol ou d’un permis qui portent sur les terres de la zone visée par la licence, quatre-vingt-dix jours après la date d’expiration du bail ou de sa reconduction, après la date d’expiration de la période initiale de validité du permis ou, dans le cas d’un permis octroyé en vertu du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes, après la date à laquelle le permis est converti en un ou plusieurs baux;
b) un an après la date d’achèvement des travaux d’exploration.

Mesures correctives et régénération

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

Droits ou intérêts relatifs au sous-sol

Droits ou intérêts accordés relativement au sous-sol

Règles générales

Contrats relatifs au sous-sol

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

a) le permis relatif au pétrole et au gaz;
b) le bail relatif au pétrole et au gaz.

Processus

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

Totalité des droits

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

Assujettissement

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

Titulaires multiples

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

Responsabilité

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

Juste valeur

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

a) la taille de ces autres terres et la proximité de celles-ci relativement aux terres de la première nation;
b) le moment auquel les droits ou les intérêts ont été accordés;
c) les cours actuels du pétrole et du gaz et ceux au moment où les droits ou les intérêts ont été accordés;
d) le résultat des forages récents à proximité de ces autres terres;
e) les particularités géologiques de ces autres terres qui diffèrent de celles des terres de la première nation ou qui y ressemblent;
f) tout autre facteur qui peut influer sur la juste valeur des droits ou des intérêts.

Adjudication

Adjudication

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

Obligation du ministre

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

Avis d’appel d’offres

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

a) le type de contrat relatif au sous-sol à accorder;
b) les conditions du contrat, autres que celles prévues par le présent règlement, ou l’adresse de tout site Web où elles sont énoncées, notamment :
- (i) la description des terres comprises dans la zone visée par le contrat et les droits ou les intérêts pétroliers et gaziers à accorder,
- (ii) le montant des droits de surface et des droits pour les activités sismiques,
- (iii) les périodes de validité initiale et intermédiaire d’un permis ou la période de validité d’un bail,
- (iv) dans le cas d’un permis, les dispositions d’acquisition pour la période de validité initiale, y compris l’engagement de forage et le délai pour achever le forage, la profondeur jusqu’à laquelle chacun des puits doit être foré — ou la couche cible jusqu’à laquelle il doit être foré — et la description des terres qui sont acquises à l’égard de chacun de ces puits,
- (v) si la redevance à payer diffère de celle prévue par le présent règlement, le montant de la redevance;
c) les instructions relative à la soumission, y compris les renseignements à fournir par le soumissionnaire, l’endroit et la date limite pour le faire;
d) la déclaration du soumissionnaire portant qu’il a examiné et compris les conditions du contrat à accorder et qu’il comprend qu’il sera lié par celles-ci si sa soumission est retenue.

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 :

a) soit dans une publication connue de l’industrie, telle que le Daily Oil Bulletin publié par JuneWarren-Nickle’s Energy Group;
b) soit sur tout site Web sur lequel le ministre publie des renseignements relatifs au pétrole et au gaz sur les terres des premières nations.

Soumission

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

a) le paiement des droits prévus à l’annexe 1 pour une demande de contrat relatif au sous-sol;
b) le versement du loyer pour la première année du contrat;
c) le pas de porte;
d) le nom et l’adresse de signification de chaque titulaire de contrat proposé et la quote-part de chacun.

Fonds certifiés

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

Ouverture des soumissions

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

Présence à l’ouverture des soumissions

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

Soumissions égales

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

Décision du conseil

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

Décision irrévocable

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

Acceptation de la soumission la plus élevée

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

Publication de la soumission gagnante

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

Renseignements confidentiels

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

Octroi du contrat

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

Soumissions refusées

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

Processus d’appel de propositions

Appel de propositions

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

a) le type de contrat relatif au sous-sol à accorder;
b) la description des terres comprises dans la zone visée par le contrat et les droits ou les intérêts pétroliers et gaziers à accorder;
c) les conditions contractuelles, autres que celles prévues par le présent règlement;
d) les éléments devant servir à l’évaluation des propositions;
e) un énoncé portant que les négociations avec le conseil et le ministre reposeront sur les propositions reçues;
f) un énoncé portant que, en plus des conditions négociées, le contrat comprendra celles prévues par le présent règlement.

Processus de négociation

Demande de contrat relatif au sous-sol

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

Négociation préalable

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

a) le type de contrat relatif au sous-sol demandé;
b) la description des terres comprises dans la zone visée par le contrat et les droits ou les intérêts à accorder;
c) le pas de porte à verser;
d) les périodes de validité initiale et intermédiaire d’un permis ou la période de validité d’un bail;
e) dans le cas d’un permis, les dispositions d’acquisition pour la période de validité initiale, y compris l’engagement de forage et le délai pour achever le forage, la profondeur jusqu’à laquelle chacun des puits doit être foré — ou la couche cible jusqu’à laquelle il doit être foré — et la description des terres qui sont acquises à l’égard de chacun de ces puits;
f) la redevance à payer, si elle diffère de celle à payer en application du présent règlement.

Contenu de la demande

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

Renseignements confidentiels

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

Conditions d’approbation

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

a) les terres et les droits ou les intérêts pétroliers et gaziers visés dans la demande ont été cédés ou désignés aux termes de l’article 38 de la Loi sur les Indiens;
b) le pas de porte proposé reflète la juste valeur des droits ou les intérêts à accorder, établie en application de l’article 38 du présent règlement.

Approbation

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

Critères — droits

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

Rejet

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

Octroi du contrat

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

a) une résolution écrite du conseil approuvant les conditions du contrat et contenant un énoncé portant que le conseil a choisi d’accorder les droits ou les intérêts prévus au contrat par voie de négociation plutôt que d’adjudication;
b) le pas de porte et le loyer pour la première année;
c) deux exemplaires originaux du contrat, ainsi qu’un exemplaire original du contrat pour chaque futur titulaire, signés par chacun d’eux.

Prise d’effet du contrat

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

Conditions des contrats relatifs au sous-sol

Droits accordés au titre d’un contrat

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

Période de validité initiale du permis

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

Préséance

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

Période de validité intermédiaire

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

Période de validité du bail

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

Période de validité — exception

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

Modification de la période de validité

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

Loyer annuel

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

Choix de terres pour la période de validité intermédiaire des permis

Acquisition du droit de choisir des terres

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

a) il a foré un nouveau puits dans la zone visée par le permis;
b) il est rentré dans un puits situé dans la zone visée par le permis et y a foré au moins 150 m de puits de forage additionnel.

Non-respect d’une date d’échéance

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

Choix des terres

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

Restrictions

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

a) être contiguës, si leurs configurations le permettent;
b) inclure toute l’unité d’espacement dans laquelle le puits qui donne droit à un choix de terres est situé.

Superficie inférieure à soixante-quinze pour cent

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

Droit de choisir réduit — nouveau puits

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

Droit de choisir réduit — rentrée dans un puits

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

Demande d’approbation

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

a) si le permis prend fin en application du paragraphe 52(2), dans les quinze jours suivant la date visée à ce paragraphe;
b) si la date limite pour soumettre la demande a été prorogée en application du paragraphe 62(2), avant l’expiration de cette prorogation.

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 :

a) l’identification et la description de tout puits qui a été foré ou dans lequel le titulaire est rentré et qu’il a achevé;
b) la description des terres, y compris des couches, choisies pour la période de validité intermédiaire du permis;
c) le versement du loyer pour la première année de la période de validité intermédiaire.

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 :

a) approuve le choix des terres si les exigences de l’article 52 sont respectées;
b) accorde au titulaire les droits ou les intérêts pétroliers et gaziers pour la période de validité intermédiaire du permis à l’égard des terres choisies s’il a respecté les exigences de la Loi, du présent règlement et de son permis.

Avis au titulaire et au conseil

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

Disposition transitoire

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

Approbation d’un projet de récupération de bitume

Demande d’approbation

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

Niveau d’évaluation minimum

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

a) lorsqu’un puits est foré sur chaque section qui est située sur les terres visées par le contrat et qui est dans la zone du projet de récupération de bitume proposé et qu’au moins vingt-cinq pour cent de ces puits sont carottés;
b) lorsqu’un puits est foré dans au moins soixante pour cent des sections qui sont situées sur les terres visées par le contrat et qui sont dans la zone visée par le projet de récupération de bitume proposé, qu’au moins vingt-cinq pour cent de ces puits sont carottés et que les données sismiques sont obtenues sur au moins 3,2 km dans chaque section non forée.

Contenu de la demande

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

a) la description des terres comprises dans le projet;
b) la preuve de l’atteinte du niveau d’évaluation minimum;
c) une déclaration selon laquelle le titulaire du contrat relatif au sous-sol a demandé l’approbation du projet à l’autorité provinciale ou se l’est vu accorder;
d) les résultats d’une révision environnementale du projet effectuée par un professionnel de l’environnement qualifié et indépendant du titulaire;
e) les conditions relatives aux redevances à payer pour le pétrole et le gaz extraits des terres de la zone visée par le projet;
f) les exigences en matière de rapports pour le projet;
g) la description détaillée du projet, y compris son emplacement, sa taille et sa portée, ainsi que les activités à mener, l’échéancier des travaux de préparation, des travaux de construction et des activités de démarrage et les raisons justifiant cet échéancier;
h) une carte indiquant les droits et intérêts portant sur les terres de la zone visée par le projet et sur toute région susceptible d’être touchée par les activités du projet;
i) un assemblage de photos redressées de la zone visée par le projet à une échelle suffisante pour identifier l’emplacement des composantes du projet, y compris les puits, les installations, les réservoirs, les routes d’accès, les chemins de fer, les pipelines, les corridors des services publics, les bacs de décantation de résidus et les sites de stockage de résidus;
j) la description détaillée des installations de stockage et de transport du pétrole et du gaz, y compris les dimensions de tout pipeline pouvant être utilisé et le nom des entités qui en sont propriétaires;
k) le taux de production de pétrole et de gaz prévu pour la période pour laquelle l’approbation est demandée;
l) le mois et l’année durant lesquels le niveau de production minimum annuel de bitume sera atteint;
m) la description des sources d’énergie devant être utilisées, la quantité devant être utilisée et les coûts d’utilisation prévus de ces sources d’énergie ainsi qu’une comparaison avec des sources alternatives;
n) la période de validité de l’approbation demandée et les dates prévues de début et d’achèvement du projet.

Révision environnementale

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

a) l’évaluation du site fondée sur la topographie, les sols, la végétation, la faune, les sources hydriques, les structures existantes, les ressources archéologiques et culturelles, les connaissances écologiques traditionnelles, l’utilisation actuelle des terres et toute autre particularité du site pouvant être touchée par le projet;
b) la description, la durée et l’emplacement de chaque activité à mener pendant le projet;
c) la description des effets à court et à long terme que pourrait avoir chaque activité sur l’environnement du site et les zones environnantes;
d) la description des mesures d’atténuation proposées, des effets résiduels possibles à la suite de la mise en application de ces mesures et de l’importance de ces effets;
e) la description des consultations avec le conseil et les membres de la première nation.

Lettre sur les mesures de protection de l’environnement

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

Approbation

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

a) le demandeur a atteint le niveau d’évaluation minimum des terres de la zone visée par le projet;
b) une résolution écrite du conseil approuvant le projet a été soumise;
c) la demande satisfait aux exigences des paragraphes 57(1) et (2);
d) le projet a été approuvé par l’autorité provinciale;
e) le projet peut être mené sans occasionner des dommages irréparables aux terres de la première nation.

Conditions de l’approbation

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

Exigence — contrat relatif au sol

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

Respect des mesures

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

Niveau de production minimum

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

Indemnité — bitume

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

Prix réputé

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

Exception

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

Terres, puits ou installations supplémentaires

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

Forage après l’expiration prévue

Demande de prorogation

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

a) il a démarré un forage de puits par battage, ou est rentré dans un puits, dans le but de l’approfondir ou d’achever une nouvelle couche, sans pouvoir achever l’activité avant l’expiration de la période de validité en cause;
b) il soumet la demande avant l’expiration de la période de validité en cause;
c) la demande identifie le puits et le moment du démarrage du forage par battage ou de la rentrée dans le puits;
d) il verse le loyer de l’année à venir.

Approbation de la prorogation

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

Droits pendant la prorogation

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

Disposition transitoire

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

Reconduction des contrats relatifs au sous-sol

Critères d’admissibilité à la reconduction

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

a) comporte un puits productif;
b) est visée, en tout ou en partie, par un accord de mise en commun portant sur des terres dans lesquelles est situé un puits productif ou par un accord de stockage de pétrole ou de gaz approuvé par l’autorité provinciale;
c) est visée par un projet de récupération de bitume approuvé par le ministre;
d) est visée par un projet, autre qu’un projet de récupération de bitume, approuvé par l’autorité provinciale et qui comprend des terres dans lesquelles est situé un puits productif;
e) est visée par un préavis de drainage reçu dans les six mois qui précèdent la date de soumission de la demande de reconduction ou à l’égard de laquelle une redevance compensatoire est payée;
f) ne produit pas, mais, selon la cartographie, a la capacité de produire à partir du même bassin que celui duquel un puits d’une unité d’espacement adjacente est productif;
g) est potentiellement productive.

Puits horizontal ou dévié

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

Potentiellement productive

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

a) elle comporte un puits, situé dans un bassin cartographié, qui n’est ni productif, ni abandonné, et qui, selon le cas :
- (i) a déjà produit,
- (ii) contient des preuves de la présence d’hydrocarbures dont le potentiel de productivité n’a pas été démontré de manière concluante;
b) elle comporte un puits abandonné, et il reste des réserves de pétrole ou de gaz dans une couche pénétrée par ce puits;
c) aucun forage n’y a été effectué et, s’agissant du pétrole, elle est dans un quart de section — ou, s’agissant du gaz, elle est dans une section — adjacente à toute unité d’espacement visée aux alinéas (1)a) à e) et dans laquelle il y a des preuves qu’elle pourrait faire partie d’un bassin productif.

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 :

a) la description des terres, y compris des couches, pour lesquelles la reconduction est demandée;
b) les critères de reconduction visés au paragraphe 63(1) et les preuves à l’appui;
c) le versement du loyer pour la première année de reconduction.

Décision du ministre

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

Offre de reconduction

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

Reconduction

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

a) 2 000 $;
b) 400 $ pour chaque lotissement légal ou pour toute partie de celui-ci ou, si les terres n’ont pas été divisées en lotissements légaux, pour chaque unité de seize hectares arrondie à l’unité supérieure.

Avis

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

Droits avant la décision

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

Remboursement

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

Reconduction demandée par le conseil

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

a) le conseil lui en fait la demande par résolution écrite dans laquelle sont décrites les terres, y compris les couches, à l’égard desquelles la reconduction est demandée et dans laquelle est précisée la durée de reconduction demandée;
b) les terres visées par la résolution n’ont pas fait l’objet d’une telle demande auparavant;
c) le consentement écrit du titulaire lui est envoyé;
d) la résolution et le consentement sont envoyés :
- (i) dans le cas de la reconduction qui n’a pas été accordée aux termes du paragraphe 65(1), dans les trente jours suivant la réception de l’avis visé au paragraphe 65(4),
- (ii) dans le cas de la reconduction qui a été accordée en application du paragraphe 65(3), dans les trente jours suivant son expiration;
e) le titulaire a versé le loyer pour la première année de reconduction.

Pas de porte additionnel

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

Omission de demander la reconduction

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

Avis d’admissibilité

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

a) la description des terres, y compris les couches, visées par le contrat admissible à la reconduction;
b) les motifs à l’appui d’une reconduction du contrat;
c) la date limite et les exigences applicables à une demande de reconduction.

Demande de reconduction

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

Contenu de la demande

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

Reconduction

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

Reconduction indéfinie

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

Reconduction pour un an

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

Non-productivité — pétrole et gaz

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

Non-productivité — expiration

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

Non-productivité — reconduction

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

Demande de reconduction

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

Production insuffisante — bitume

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

Fin du projet et expiration du contrat

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

a) le projet prend fin le dernier jour de cette année;
b) le contrat afférent au projet expire le dernier jour de cette année, à moins qu’il ne soit reconduit en application du paragraphe (3).

Décision du ministre

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

Disposition transitoire — reconduction

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

Disposition transitoire — non-productivité

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

Disposition transitoire — productivité insuffisante

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

Droits ou intérêts relatifs au sol

Autorisation

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

a) dans le cas où ces activités exigent de passer sur ces terres ou de les traverser, un droit de passage;
b) dans le cas où ces activités nécessitent l’utilisation et l’occupation exclusives du sol de ces terres, un bail relatif au sol.

Droit d’entrer

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

Négociation préalable

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

a) les terres comprises dans la zone visée par le contrat;
b) les activités à mener sur ces terres;
c) s’ils n’ont pas été fixés par le ministre dans un contrat relatif au sous-sol afférent au contrat, les droits de surface;
d) si un puits de service doit être foré ou qu’un puits existant doit être utilisé comme puits de service, les utilisations du puits permises et le montant de l’indemnisation à verser à l’égard du puits.

Droits de surface — droit de passage

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

a) du droit d’entrée de 1 250 $ par hectare, sous réserve d’un droit d’entrée minimal de 500 $ et d’un droit d’entrée maximal de 5 000 $;
b) de la contrepartie initiale fondée sur la juste valeur de terres dont la taille, le type et l’utilisation sont similaires.

Droits de surface — bail relatif au sol

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

a) du droit d’entrée visé à l’alinéa (2)a);
b) de l’indemnité initiale fondée sur la juste valeur de terres dont la taille, le type et l’utilisation sont similaires, la perte d’usage des terres, les effets négatifs et le désagrément;
c) du loyer annuel pour les années subséquentes, fondé sur la perte d’usage des terres et les effets négatifs.

Échec de la négociation

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

Demande de contrat relatif au sol

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

a) les conditions négociées avec le conseil et tout membre de la première nation qui a la possession légale des terres de la zone visée par le contrat;
b) un plan d’arpentage des terres comprises dans la zone visée par le contrat;
c) les résultats de la révision environnementale des activités à mener dans la zone visée par le contrat, effectuée par un professionnel de l’environnement qualifié et indépendant du demandeur;
d) le paiement des droits prévus à l’annexe 1 pour une demande de bail relatif au sol ou de droit de passage.

Révision environnementale

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

a) l’évaluation du site fondée sur la topographie, les sols, la végétation, la faune, les sources hydriques, les structures existantes, les ressources archéologiques et culturelles, l’utilisation actuelle des terres, les connaissances écologiques traditionnelles et toute autre particularité du site pouvant être touchée par l’utilisation proposée des terres de la zone visée par le contrat;
b) la description, la durée et l’emplacement de chaque activité à mener sur les terres;
c) la description des effets à court et à long terme que pourrait avoir chaque activité sur l’environnement du site et les zones environnantes;
d) la description des mesures d’atténuation proposées, des effets résiduels possibles à la suite de la mise en application de ces mesures et de l’importance de ces effets;
e) la description des consultations avec le conseil et les membres de la première nation.

Mesures de protection de l’environnement

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

a) les conditions négociées avec le conseil et tout membre de la première nation qui a la possession légale des terres de la zone visée par le contrat;
b) les mesures de protection de l’environnement qui doivent être mises en application pour permettre au titulaire de mener les activités au titre du contrat.

Octroi du contrat

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

a) quatre exemplaires originaux du contrat, signés par le demandeur;
b) la résolution écrite du conseil approuvant le contrat et le consentement écrit de tout membre de la première nation qui a la possession légale des terres de la zone visée par le contrat;
c) le droit d’entrée et l’indemnité initiale à verser en application du contrat relatif au sol.

Respect des mesures de protection

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

Période de validité

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

Renégociation du loyer

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

a) chaque période de cinq ans;
b) toute période fixée en application des règles de droit de la province en cause à l’égard de la renégociation des baux relatifs au sol portant sur des terres qui ne sont pas des terres de la première nation.

Modification du bail

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

a) la résolution écrite du conseil approuvant le loyer renégocié et le consentement écrit de tout membre de la première nation qui a la possession légale des terres de la zone visée par le bail sont présentés;
b) il établit que le loyer renégocié est juste compte tenu des critères visés à l’alinéa 73(3)c).

Échec de la renégociation

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

Abandon, mesures correctives et régénération

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

Redevances

Redevance à payer

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

Indice des prix ou prix de vente réel

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

Date d’échéance du paiement

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

Redevance — chaque vente

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

Paiement en nature

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

Tenue des registres

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

Renseignements — redevances

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

a) le volume et la qualité du pétrole ou du gaz produit, vendu, acquis ou stocké par elle ou sur lequel elle a acquis le droit au cours du mois de production;
b) la valeur du pétrole ou du gaz vendu ou acquis ou du droit sur ceux-ci;
c) les coûts et les déductions pris en compte pour déterminer la redevance à payer pour ce pétrole ou ce gaz;
d) tout autre renseignement nécessaire au calcul ou à la vérification des redevances à payer.

Renseignements — relation entre les parties

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

Personnes liées

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

Ordonnance de soumettre des plans ou des diagrammes

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

Échéance

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

Documents

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

a) une copie signée de tout contrat de vente écrit ou, dans le cas d’un contrat verbal, un document dans lequel sont énoncées les conditions du contrat;
b) un relevé de transaction, une facture ou tout autre document dans lequel figurent les détails de la transaction;
c) tout accord relatif aux coûts et déductions pris en compte pour déterminer la redevance à payer pour ce pétrole ou ce gaz.

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 :

a) un accord sur la vérification ou l’examen est conclu entre son conseil et le ministre;
b) la vérification ou l’examen est effectué conformément à cet accord et au présent règlement.

Procédure de conclusion d’un accord

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

Exigences minimales

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

Exigences

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

a) elles ne sont ni employées ni représentantes de la société pétrolière ou gazière qui fait l’objet de la vérification ou de l’examen et n’y sont pas affiliées;
b) elles ont les attestations et elles satisfont aux exigences relatives à la santé et à la sécurité au travail prévues ou imposées par le titulaire du contrat ou par une règle de droit;
c) elles assurent la confidentialité des documents et des renseignements obtenus dans le cadre de la vérification ou de l’examen et se conforment aux exigences relatives à la sécurité imposées par le titulaire du contrat ou par une règle de droit.

Confidentialité — première nation

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

Exception

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

Approbation préalable

Demande d’approbation préalable

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

a) le nom de toute personne dont les documents et les renseignements font l’objet de la vérification ou de l’examen;
b) le nom et l’emplacement des installations visées par la vérification ou l’examen ainsi que le nom de l’exploitant de ces installations;
c) le type de vérification ou d’examen à effectuer;
d) la période visée par la vérification ou l’examen;
e) les dates prévues de début et de fin de la vérification ou de l’examen;
f) les motifs pour lesquels le conseil estime qu’il est nécessaire d’effectuer la vérification ou l’examen;
g) la déclaration du conseil qu’il est prêt ou non à supporter le coût de la vérification ou de l’examen.

Approbation préalable

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

a) les motifs du conseil pour effectuer la vérification ou l’examen ne démontrent pas l’existence d’un risque qui justifie la vérification ou l’examen;
b) une vérification ou un examen du même type a été effectué sous le régime de la Loi, à l’égard du même contrat et de la même période, dans les trois ans précédant la date de la demande et il a été établi que le titulaire respecte les exigences de son contrat, de la Loi et du présent règlement;
c) la vérification ou l’examen ne s’inscrit pas dans la liste des vérifications ou examens prioritaires du ministre et le conseil n’est pas prêt à en supporter le coût;
d) le ministre et le conseil ne s’entendent pas quant aux dates de début et de fin de la vérification ou de l’examen, ni quant à la période visée ou au type de vérification ou d’examen à effectuer.

Avis de décision

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

Demande de conclusion d’un accord

Demande

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

a) le nom du vérificateur ou de l’examinateur proposé;
b) un plan détaillé de vérification ou d’examen;
c) les dates de début et de fin de la vérification ou de l’examen;
d) le nom de toute personne qui accompagnera le vérificateur ou l’examinateur proposé et la description de son rôle dans le cadre de la vérification ou de l’examen;
e) la preuve que le vérificateur ou l’examinateur proposé a les titres de compétences et l’expérience visés au paragraphe 86(1).

Refus

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

a) les renseignements exigés à l’article 90 n’ont pas été fournis;
b) une exigence de l’article 86 n’a pas été respectée;
c) une ou plusieurs des circonstances ayant justifié l’approbation préalable ont changé.

Préparation de l’accord

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

Production équitable de pétrole et de gaz

Obligations des titulaires

Redevance compensatoire

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

Redevance pour chaque unité d’espacement

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

Début de l’obligation

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

Délai de compensation

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

a) le quatre-vingt-dixième jour suivant cette date, si le préavis de drainage n’a été envoyé qu’une fois les renseignements confidentiels à l’égard du puits rendus publics;
b) à l’expiration de toute prorogation de ce délai accordée aux termes de l’alinéa 5(1)d) de la Loi.

Préavis de drainage

Préavis de drainage

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

Absence d’un contrat

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

a) un avis au conseil, l’informant de l’existence d’un puits déclencheur;
b) un préavis de drainage à toute personne qui devient titulaire d’un bail relatif au sous-sol de ces terres;
c) un préavis de drainage à toute personne qui devient titulaire d’un permis à l’égard de ces terres, un an après la date de prise d’effet du permis.

Renseignements confidentiels

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

a) le ministre envoie un avis à tout titulaire de contrat à qui sera envoyé le préavis, l’informant de l’existence du puits déclencheur, et lui envoie les renseignements visés aux alinéas 95(1)a) et c) au sujet de ce puits;
b) il n’envoie le préavis que lorsqu’il apprend que les renseignements confidentiels ont été rendus publics.

Renseignements dans le préavis

95 (1) Le préavis de drainage comprend :

a) le nom du titulaire du contrat relatif au sous-sol, le numéro du contrat et la part du titulaire dans ce contrat;
b) la description des terres de la zone visée par le contrat qui sont visées par le préavis;
c) le numéro d’identification unique du puits déclencheur;
d) le pourcentage que représente la superficie des terres de la première nation dans l’unité d’espacement où est situé le puits déclencheur;
e) la description de l’unité d’espacement externe où est situé le puits déclencheur et de la couche de compensation;
f) dans le cas d’un puits déclencheur qui est horizontal ou multilatéral, la longueur totale du puits et celle du tronçon horizontal ainsi que la longueur du tronçon qui produit à partir de l’unité d’espacement externe;
g) dans le cas d’un puits dévié qui produit à partir de plus d’une unité d’espacement, la longueur totale du puits et la longueur du tronçon qui produit à partir de l’unité d’espacement externe;
h) le délai de compensation;
i) les énoncés ci-après, selon lesquels :
- (i) l’unité d’espacement dans laquelle est situé le puits déclencheur et l’unité d’espacement d’une première nation dans la zone visée à l’alinéa b) sont adjacentes,
- (ii) la redevance compensatoire est exigible à compter du premier jour du mois suivant la date d’expiration du délai de compensation,
- (iii) la redevance compensatoire est payée au plus tard le vingt-cinquième jour du troisième mois suivant le mois pendant lequel elle devient exigible et, par la suite, au plus tard le vingt-cinquième jour de chaque mois subséquent,
- (iv) l’obligation de payer la redevance compensatoire cesse en application du paragraphe 100(1).

Avis au conseil

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

Aucune obligation

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

a) le puits déclencheur ne draine pas à partir de la couche de compensation visée par le préavis de drainage;
b) selon les dossiers de l’autorité provinciale, la couche de compensation du puits déclencheur est abandonnée;
c) un puits de limite produit à partir de la couche de compensation;
d) l’unité d’espacement dans laquelle est situé le puits déclencheur n’est plus adjacente à l’unité d’espacement d’une première nation visée par le préavis de drainage;
e) la couche de compensation dans l’unité d’espacement d’une première nation est visée par un accord de mise en commun en vertu duquel du pétrole ou du gaz est produit ou est réputé l’être;
f) le puits déclencheur est visé par un accord de stockage approuvé par l’autorité provinciale.

Avis au titulaire

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

Renonciation

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

Avis au conseil

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

Calcul et paiement de la redevance compensatoire

Redevance compensatoire

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

a) dans le cas où le puits déclencheur est vertical ou dévié et produit à partir d’une seule unité d’espacement, la somme équivalant à ce qu’aurait eu à payer, pour ce mois, le titulaire à titre de redevance si le puits déclencheur avait produit à partir de l’unité d’espacement d’une première nation adjacente qui est dans la zone visée par son contrat;
b) dans le cas où le puits déclencheur est horizontal, multilatéral ou dévié et produit à partir de plus d’une unité d’espacement, la somme équivalant au pourcentage, calculé au moyen de la formule ci-après, de la somme visée à l’alinéa a) :

(L⁄T) × 100

où :

L représente la longueur du tronçon du puits déclencheur qui est situé dans l’unité d’espacement externe adjacente et qui a la capacité de produire du pétrole ou du gaz à partir de la couche de compensation,
T la longueur totale du tronçon du puits qui a la capacité de produire du pétrole ou du gaz.

Prorata

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

C × (100 − I)⁄100

où :

C représente la redevance compensatoire à payer en application du paragraphe (1);
I le pourcentage que représente la superficie des terres de la première nation dans l’unité d’espacement.

Calcul de la redevance compensatoire

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

a) le volume de pétrole, de gaz ou de condensat à utiliser dans la formule de calcul de la redevance correspond au volume du pétrole, du gaz brut ou du condensat produit par le puits déclencheur, tel qu’il apparaît dans les registres de l’autorité provinciale, pour le mois;
b) le prix à utiliser, à l’égard de ce mois, est :
- (i) dans le cas du pétrole, en Saskatchewan, le prix figurant dans la publication intitulée Monthly Crude Oil Royalty/Tax Factor History publiée par le ministère de l’Énergie et des Ressources de cette province et, dans les autres provinces, le prix mensuel au pair publié par le ministère de l’Énergie de l’Alberta pour le pétrole léger, moyen, lourd et extra-lourd,
- (ii) dans le cas du gaz, en Saskatchewan, le prix figurant dans la publication intitulée Monthly Natural Gas Royalty/Tax Factor History publiée par le Ministry of Energy and Resource de cette province et, dans les autres provinces, le prix de référence du gaz publié par le ministère de l’Énergie de l’Alberta dans son bulletin d’information mensuel intitulé Natural Gas Royalty Prices and Allowances,
- (iii) dans le cas du condensat, le prix de référence des pentanes plus publié par le ministère de l’Énergie de l’Alberta dans son bulletin d’information mensuel intitulé Natural Gas Royalty Prices and Allowances.

Redevance compensatoire — puits confidentiel

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

Pouvoir calorifique

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

Aucune déduction

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

Disposition transitoire

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

Calcul et paiement de la redevance compensatoire

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

Unité d’espacement modifiée

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

Fin de l’obligation de payer

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

a) démontre tout fait visé au paragraphe 96(1);
b) renonce à ses droits ou intérêts jusqu’à la base de la couche de compensation dans l’unité d’espacement visée par le préavis de drainage, à l’exception de 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 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 :

a) dans le cas où le titulaire envoie au ministre un avis qui démontre un fait visé au paragraphe 96(1), à compter du premier jour du mois au cours duquel le ministre reçoit l’avis;
b) dans le cas où le titulaire renonce à ses droits ou intérêts, à compter du premier jour du mois suivant le mois pendant lequel le ministre reçoit l’avis de renonciation.

Avis au conseil

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

Exception

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

Puits de limite

Puits de limite improductif

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

Exigibilité de la redevance compensatoire

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

Avis au conseil

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

Puits de service

Approbation préalable

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

Demande d’approbation

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

a) la description du puits;
b) la description détaillée de l’utilisation proposée du puits et de celle de toute installation connexe;
c) le pas de porte et l’indemnité annuelle à verser pour tout droit de disposer.

Approbation

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

a) la demande est soumise conformément au paragraphe (2);
b) l’approbation du conseil a été obtenue;
c) l’approbation bénéficiera à la première nation en cause.

Avis au ministre

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

Exception

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

Exception

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

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

Production d’une unité d’espacement

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

Avis au titulaire et au conseil

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

Production d’unités d’espacement multiples

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

Avis au titulaire et au conseil

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

Accord de mise en commun

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

Allocation de la production

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

Renonciation, défaut et résiliation

Renonciation aux droits ou aux intérêts relatifs au sous-sol

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

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

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

a) la renonciation à l’ensemble des droits et des intérêts sur une unité d’espacement;
b) la réduction du loyer pour les années subséquentes en proportion de la réduction des terres visées par le contrat, sans que le loyer soit inférieur à 100 $.

Avis au conseil

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

Renonciation aux droits ou aux intérêts relatifs au sol

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

Copie au conseil

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

Approbation

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

a) le titulaire n’est pas en défaut aux termes de son contrat, du présent règlement et de toute ordonnance prise sous le régime de la Loi;
b) le ministre et le conseil ont inspecté la zone visée par le contrat faisant l’objet de la renonciation et le ministre a confirmé que la prise de mesures correctives et la régénération du sol de la zone sont satisfaisantes;
c) dans le cas d’une renonciation partielle, les limites de la zone restante qui est visée par le contrat continuent de satisfaire aux exigences du présent règlement et les droits prévus à l’annexe 1 pour la demande de renonciation partielle sont payés.

Loyer ajusté

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

Avis au conseil

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

Avis de non-conformité

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

Réponse à l’avis

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

Plan non satisfaisant

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

Modification du plan

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

a) dans les trente jours suivant la date de réception de l’avis, soumet au ministre un plan modifié qui corrige les manquements visés dans l’avis;
b) remédie, conformément au plan, à tout manquement indiqué dans l’avis visé au paragraphe (1).

Défaut

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

Résiliation

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

Omission de payer la redevance compensatoire

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

Avis de résiliation

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

Avis au conseil

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

Responsabilité

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

Violations et pénalités

Dispositions désignées

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

Dispositions transitoires

Directeur exécutif

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

Permis

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

Abrogation

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

Entrée en vigueur

L.C. 2009, ch. 7

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

ANNEXE 1

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

Droits
Article	Colonne 1 Service	Colonne 2 Droits ($)
1	Demande de contrat relatif au sous-sol	250
2	Demande de bail relatif au sol	50
3	Demande de droit de passage	50
4	Demande de licence d’exploration	25
5	Demande d’approbation de cession de droits	50
6	Demande de renonciation partielle	25
7	Recherche documentaire	25

ANNEXE 2

(paragraphes 48(1) et (2))

Période de validité initiale du permis

Définitions

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

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

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

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

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

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

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

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

TABLEAU
Article	Colonne 1 Province	Colonne 2 Région	Colonne 3 Période de validité initiale (ans)
1	Nouvelle-Écosse	Toute la province	3
2	Nouveau-Brunswick	Toute la province	3
3	Manitoba	Toute la province	3
4	Colombie-Britannique	a) Zone 1	3
		b) Zone 2	4
		c) Zone 3	5
5	Saskatchewan	a) Terres situées au sud du canton 55	2
		b) Terres situées au nord du canton 54 et au sud du canton 66	3
		c) Terres situées au nord du canton 65	4
6	Alberta	a) Région des plaines	2
		b) Région du Nord	4
		c) Région des contreforts	5

ANNEXE 3

(paragraphes 1(1) et 52(3))

Couches — période de validité intermédiaire

Définitions

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

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

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

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

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

PVR Profondeur verticale réelle. (TVD)

Couches

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

Diagraphies multiples

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

Couche non répertoriée

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

Alexander 134
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	00/11-11-56-27O4 Diagraphie électrique (pi FE)	02/6-15-56-27O4 Diagraphie d’induction (m FE)	00/8-1-56-27O4 Diagraphie de densité (m FE)
1	Edmonton, Belly River et Lea Park		surface à 615,0
2	Wapiabi et Second schiste argileux de White		615,0 à 939,0
3	Viking	3090 à 3250	939,0 à 989,0	934,5 à 979,5
4	Joli Fou	3250 à 3293	989,0 à 997,0	979,5 à 992,0
5	Mannville, y compris Upper Mannville, Glauconite, Ostracod, Basal Quartz "A" et Lower Basal Quartz	3293 à 4112	997,0 à FI	992,0 à 1218,0
6	Wabamun	4112 à FI	FI	1218,0 à 1384,5
7	Calmar	FI	FI	1384,5 à 1393,5
8	Nisku	FI	FI	1393,5 à FI
9	Ireton	FI	FI	FI
10	Cooking Lake	FI	FI	FI

Alexander 134A
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	00/13-22-61-17O5 Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)	00/3-32-63-22O5 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Edmonton, Belly River et Lea Park	surface à 1147,7
2	Wapiabi, Cardium et Second schiste argileux de White	1147,7 à 1663,7
3	Viking et Joli Fou	1663,7 à 1688,3
4	Mannville	1688,3 à 1948,1
5	Fernie et Nordegg	1948,1 à 2024,3
6	Montney	2024,3 à 2048,3
7	Belloy	2048,3 à 2064,5
8	Shunda	2064,5 à 2124,4
9	Pekisko	2124,4 à 2170,0
10	Banff et Exshaw	2170,0 à FI	2472,0 à 2668,0
11	Wabamun		2668,0 à 2893,0
12	Graminia et Blue Ridge		2893,0 à 2946,0
13	Nisku		2946,0 à 3100,0
14	Ireton		3100,0 à 3273,0
15	Duvernay		3273,0 à 3334,8
16	Cooking Lake et Beaverhill Lake		3334,8 à 3385,0
17	Swan Hills		3385,0 à 3422,0
18	Watt Mountain		3422,0 à FI

Alexis 133
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	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
Article	Colonne 1 Couche	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
Article	Colonne 1 Couche	Amber River 00/11-20-114-6O6 Diagraphie sonique (m FE)	Hay Lake 00/4-1-112-5O6 Diagraphie neutron-densité (m FE)	Hay Lake 00/6-28-112-5O6 Diagraphie de densité (pi FE)	Zama Lake 00/2-12-112-8O6 Diagraphie d’induction (m FE)
1	Wilrich	surface à 249,0	surface à 242,0		surface à 279,0
2	Bluesky et Gething	249,0 à 261,0	242,0 à 261,5		279,0 à 296,0
3	Banff	261,0 à 344,0	261,5 à 318,7		296,0 à 441,0
4	Wabamun	344,0 à 548,0	318,7 à FI	LIND à 1712	441,0 à 633,0
5	Trout River, Kakisa, Redknife et Jean Marie	548,0 à 710,0		1712 à 2220	633,0 à 797,0
6	Fort Simpson	710,0 à 1232,7		2220 à 3842	797,0 à 1305,5
7	Muskwa et Waterways	1232,7 à 1310,7		3842 à 4192	1305,5 à 1394,0
8	Slave Point	1310,7 à 1387,0		4192 à 4396	1394,0 à 1478,0
9	Watt Mountain et Sulphur Point	1387,0 à 1422,0		4396 à 4525	1478,0 à 1524,0
10	Muskeg et Keg River	1422,0 à 1680,0		4525 à 5468	1524,0 à 1780,0
11	Chinchaga	1680,0 à FI		5468 à FI	1780,0 à FI

Beaver 152
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	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
Article	Colonne 1 Couche	00/7-3-66-13O4 Diagraphie d’induction (m FE)	00/12-35-66-12O4 Diagraphie d’induction (m FE)	00/6-20-66-13O4 Diagraphie sonique (m FE)
1	Colorado Shale	surface à 294,5	surface à 308,0
2	Viking et Joli Fou	294,5 à 335,0	308,0 à 348,3
3	Mannville	335,0 à FI	348,3 à 542,0	318,0 à 486,0
4	Grosmont	FI	542,0 à FI	486,0 à 542,0

Big Island Lake Cree Territory
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	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
Article	Colonne 1 Couche	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
Article	Colonne 1 Couche	00/6-35-5-25O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)	00/12-28-7-23O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)	00/6-24-8-23O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Belly River et Pakowki	surface à 1177,0	surface à 859,8	surface à 662,0
2	Milk River	1177,0 à 1278,3	859,8 à 975,3	662,0 à 783,0
3	Colorado Shale	1278,3 à 1629,0	975,3 à 1289,5	783,0 à 1086,5
4	Second schiste argileux de White et Barons	1629,0 à 1761,0	1289,5 à 1385,5	1086,5 à 1186,0
5	Bow Island	1761,0 à 1883,0	1385,5 à 1529,3	1186,0 à 1333,0
6	Mannville	1883,0 à 2090,0	1529,3 à 1727,5	1333,0 à FI
7	Rierdon	2090,0 à 2187,5	1727,5 à 1807,8	FI
8	Livingstone^{note a du tableau b13}	2187,5 à 2435,5	1807,8 à 1994,3	FI
9	Banff et Exshaw^{note b du tableau b13}	2435,5 à 2550,0	1994,3 à 2157,5	FI
10	Big Valley et Stettler	2550,0 à 2720,5	2157,5 à 2309,0	FI
11	Winterburn	2720,5 à FI	2309,0 à FI	FI
12	Woodbend	FI	FI	FI
Note(s) du tableau b13 Note a du tableau b13 La formation équivalente à Livingstone est Rundle Retour à la note a du tableau b13 Note b du tableau b13 La formation équivalente à Exshaw est Bakken Retour à la note b du tableau b13

Buck Lake 133C
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	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
Article	Colonne 1 Couche	31/14-29-21-19O3 Diagraphie d’induction (m FE)
1	Lea Park	surface à 219,0
2	Milk River	219,0 à 397,6
3	Colorado	397,6 à FI

Cold Lake 149, 149A et 149B
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	Cold Lake 149 00/2-13-61-3O4 Diagraphie d’induction (m FE)	Cold Lake 149A et 149B 00/6-7-64-2O4 Diagraphie d’induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	265,0 à 304,0
2	Mannville	304,0 à 495,3	305,0 à FI
3	Beaverhill Lake	495,3 à FI	FI

Drift Pile River 150
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	00/10-6-74-12O5 Diagraphie neutron-densité (m FE)	00/7-25-73-12O5 Diagraphie de densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White	219,5 à 310,0
2	Shaftesbury	310,0 à 418,0	222,5 à 420,5
3	Peace River et Harmon	418,0 à 450,4	420,5 à 451,3
4	Spirit River	450,4 à 707,5	451,3 à 739,0
5	Bluesky et Gething	707,5 à 764,0	739,0 à 788,0
6	Shunda	764,0 à 830,0	788,0 à 799,0
7	Pekisko	830,0 à FI	799,0 à 856,0
8	Banff	FI	856,0 à 1081,5
9	Wabamun	FI	1081,5 à 1350,0
10	Winterburn	FI	1350,0 à 1483,0
11	Ireton	FI	1483,0 à 1680,0
12	Leduc	FI	1680,0 à 1805,0
13	Beaverhill Lake	FI	1805,0 à 1926,5
14	Slave Point et Fort Vermilion	FI	1926,5 à 1960,5
15	Watt Mountain et Gilwood	FI	1960,5 à 1973,0
16	Muskeg	FI	1973,0 à FI

Enoch Cree Nation 135
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	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
Article	Colonne 1 Couche	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
Article	Colonne 1 Couche	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
Article	Colonne 1 Couche	00/8-27-73-12O6 Diagraphie sonique (m FE)
1	Puskwaskau, Badheart, Cardium et Kaskapau	surface à 928,0
2	Doe Creek	928,0 à 976,0
3	Dunvegan	976,0 à 1140,0
4	Shaftesbury	1140,0 à 1468,0
5	Paddy	1468,0 à 1496,0
6	Cadotte et Harmon	1496,0 à 1553,0
7	Notikewin	1553,0 à 1625,0
8	Falher et Wilrich	1625,0 à 1879,0
9	Bluesky et Gething	1879,0 à 2021,5
10	Cadomin	2021,5 à 2050,5
11	Nikanassin	2050,5 à 2157,5
12	Fernie	2157,5 à 2248,0
13	Nordegg	2248,0 à 2275,0
14	Charlie Lake	2275,0 à 2477,5
15	Halfway	2477,5 à 2504,0
16	Doig	2504,0 à 2553,0
17	Montney	2553,0 à FI

Kehewin 123
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	00/7-10-59-6O4 Diagraphie d’induction (pi FE)	00/10-9-59-6O4^{note a du tableau b23} Diagraphie d’induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	1053 à 1189
2	Mannville	1189 à 1858	359,0 à FI
3	Woodbend	1858 à FI	FI
Note(s) du tableau b23 Note a du tableau b23 Données de type Colony Channel Retour à la note a du tableau b23

Little Pine 116 et Poundmaker 114
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		21/6-7-46-21O3	21/15-29-44-23O3^{note a du tableau b24}	11/2-33-44-24O3
		Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White			458,3 à 543,0
2	Viking et Joli Fou			543,0 à 585,0
3	Mannville	437,5 à 601,0	532,0 à LIND	585,0 à 736,5
4	Duperow	601,0 à FI		736,5 à FI
Note(s) du tableau b24 Note a du tableau b24 Données de type Colony Channel Retour à la note a du tableau b24

Loon Lake 235 et Swampy Lake 236
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	00/1-20-86-9O5 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Clearwater	315,0 à 373,0
2	Banff	373,0 à 494,0
3	Wabamun	494,0 à 777,0
4	Winterburn	777,0 à 963,0
5	Ireton	963,0 à 1233,0
6	Beaverhill Lake	1233,0 à 1343,7
7	Slave Point et Fort Vermilion	1343,7 à 1377,5
8	Watt Mountain	1377,5 à 1382,7
9	Muskeg	1382,7 à 1452,0
10	Granite Wash	1452,0 à 1487,0
11	Precambrian	1487,0 à FI

Makaoo 120, Onion Lake 119-1 et 119-2 et Seekaskootch 119
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	11/14-8-56-27O3 Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)	00/11-23-54-1O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)	41/6-4-55-25O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White		surface à 322,0	346,0 à 428,0
2	St. Walburg/La Biche	LIND à 433,5	322,0 à 365,0	428,0 à 478,8
3	Viking	433,5 à 474,4	365,0 à 402,0	478,8 à 515,4
4	Mannville	474,4 à 648,0	402,0 à 536,0	515,4 à LIND
5	Duperow	648,0 à FI	536,0 à FI

Ministikwan 161 et Makwa Lake 129
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	41/8-25-58-25O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)	31/8-34-58-25O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White, St. Walburg et Viking	219,0 à 346,5	254,6 à 387,6
2	Mannville	346,5 à FI	387,6 à 627,0
3	Duperow	FI	627,0 à FI

Nekaneet Cree Nation
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	21/8-32-7-28O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Belly River	surface à 625,4
2	Lea Park et Ribstone Creek	625,4 à 807,0
3	Milk River	807,0 à 946,3
4	Medicine Hat	946,3 à 1107,0
5	Second schiste argileux de White	1107,0 à 1272,0
6	Viking et Joli Fou	1272, 0 à 1390,3
7	Mannville	1390,3 à 1479,3
8	Vanguard	1479,3 à 1523,0
9	Shaunavon et Gravelbourg	1523,0 à 1574,5
10	Mission Canyon	1574,5 à FI

Ocean Man 69, 69A, 69B, 69C, 69D, 69E, 69F, 69G, 69H et 69I, Ocean Man Indian Reserve n^o 69X, Ocean Man n^o 69N, Ocean Man n^o 69S, Ocean Man n^o 69U et Flying Dust First Nation 105H, 105I, 105L et 105O
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	31/11-11-10-8O2 Diagraphie neutron-densité (m FE)	01/9-30-10-7O2 Diagraphie sonique (m FE)
1	Gravelbourg		LIND à 1102,0
2	Watrous		1102,0 à 1184,4
3	Alida et Tilston		1184,4 à FI
4	Souris Valley	LIND à 1433,5	FI
5	Bakken	1433,5 à 1451,0	FI
6	Torquay	1451,0 à FI	FI

Pigeon Lake 138A^{note a du tableau b30}

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	00/12-36-46-28O4 Diagraphie de rayons gamma-neutron (pi FE)	04/15-24-46-28O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)	00/9-18-46-27O4 Diagraphie électrique (pi FE)	00/12-20-47-27O4 Diagraphie électrique (pi FE)
1	Edmonton, Belly River et Lea Park		surface à 1036,0
2	Wapiabi		1036,0 à 1197,0
3	Cardium et Blackstone		1197,0 à 1281,3	3850 à 4020^{note b du tableau b30}
4	Second schiste argileux de White		1281,3 à 1423,7
5	Viking et Joli Fou		1423,7 à 1472,0
6	Upper Mannville		1472,0 à 1610,3
7	Lower Mannville		1610,3 à FI
8	Wabamun	5591 à 6295
9	Calmar et Nisku	6295 à 6492
10	Ireton	6492 à 6670
11	Leduc	6670 à FI			6434 à 7210^{note c du tableau b30}
Note(s) du tableau b30 Note a du tableau b30 Les terres de la première nation sont situées à la limite des strates subaffleurantes Banff. Tout reste des couches Banff et Exshaw sera acquis avec la couche Lower Mannville Retour à la note a du tableau b30 Note b du tableau b30 Bonnie Glen Cardium Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note b du tableau b30 Note c du tableau b30 Bonnie Glen D-3A Gas Cap Unit : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note c du tableau b30

Puskiakiwenin 122 et Unipouheos 121
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	00/11-21-56-3O4 Diagraphie d’induction (m FE)	00/6-16-57-3O4^{note a du tableau b31} Diagraphie d’induction (m FE)	00/12-26-57-4O4^{note a du tableau b31} Diagraphie d’induction (m FE PVR)	00/8-16-58-3O4 Diagraphie d’induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	371,0 à 411,5
2	Mannville	411,5 à 546,5	409,5 à FI	416,5 à FI	403,0 à 575,0
3	Woodbend	546,5 à FI	FI	FI	575,0 à FI
Note(s) du tableau b31 Note a du tableau b31 Données de type McLaren Channel Retour à la note a du tableau b31

Red Pheasant 108
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	11/15-14-61-26O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)	11/11-5-60-23O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)	41/7-15-59-24O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White		160,8 à 239,7	176,0 à 253,0
2	St. Walburg		239,7 à 279,0	253,0 à 300,0
3	Viking		279,0 à 324,0	300,0 à 339,5
4	Mannville	292,3 à LIND	324,0 à 586,0	339,5 à 576,0
5	Souris River		586,0 à FI	576,0 à FI

Saddle Lake 125
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/11-32-57-11O4	02/6-29-57-13O4^{note a du tableau c1}
	Couche	Diagraphie d’induction (pi FE)	Diagraphie d’induction (m FE)
1	Second schiste argileux de White		393,0 à 491,0
2	Viking et Joli Fou	1412 à 1542	491,0 à 528,3
3	Mannville	1542 à 2132	528,3 à 710,7
4	Ireton	2132 à FI	710,7 à 872,3
5	Cooking Lake	FI	872,3 à 934,0
6	Beaverhill Lake	FI	934,0 à FI
Note(s) du tableau c1 Note a du tableau c1 Mitsue Gilwood Sand Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note a du tableau c1

Samson 137 et 137A, Louis Bull 138B, Ermineskin 138 et Montana 139
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/6-17-46-24O4	00/9-35-44-25O4	00/14-32-44-25O4	00/10-13-44-23O4
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (pi FE)
1	Edmonton, Belly River et Lea Park	surface à 831,0	surface à 944,0	surface à 925,0	surface à 2707
2	Wapiabi	831,0 à 1067,0	944,0 à 1183,3	925,0 à 1166,0	2707 à 3466
3	Second schiste argileux de White	1067,0 à 1199,0	1183,3 à 1311,0	1166,0 à 1295,3	3466 à 3866
4	Viking et Joli Fou	1199,0 à 1251,5	1311,0 à 1363,6	1295,3 à 1350,7	3866 à 4040
5	Mannville	1251,5 à 1439,3	1363,6 à 1558,2	1350,7 à 1530,0	4040 à 4815
6	Banff	1439,3 à 1451,0	NP	1530,0 à 1543,0	NP
7	Wabamun	1451,0 à 1613,7	1558,2 à 1772,6	1543,0 à 1763,0	4815 à FI
8	Calmar et Nisku	1613,7 à 1665,5	1772,6 à FI	1763,0 à 1818,3	FI
9	Ireton	1665,5 à 1904,0	FI	1818,3 à FI	FI
10	Cooking Lake	1904,0 à FI	FI	FI	FI

Sawridge 150G
Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
Article	Colonne 1 Couche	00/2-6-73-5O5 Diagraphie sonique (pi FE)	00/4-19-71-4O5^{note a du tableau c3} Diagraphie d’induction (pi FE)
1	Colorado	surface à 1248
2	Viking	1248 à 1334
3	Mannville	1334 à 2240
4	Banff et Exshaw	2240 à 2440
5	Wabamun	2440 à 3336
6	Winterburn	3336 à 3647
7	Ireton	3647 à 4888
8	Waterways	4888 à 5450
9	Slave Point	5450 à 5496
10	Watt Mountain	5496 à 5578
11	Gilwood	5578 à 5860	6112 à 6146^{note a du tableau c3}
12	Muskeg	5860 à 5920
13	Keg River	5920 à 6321
14	Lower Elk Point	6321 à FI
Note(s) du tableau c3 Note a du tableau c3 Mitsue Gilwood Sand Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note a du tableau c3

Sharphead 141
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/6-1-43-26O4	00/14-2-43-26O4
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie sonique (m FE)
1	Horseshoe Canyon		surface à 552,0
2	Belly River et Lea Park		552,0 à 1016,0
3	Wapiabi, Cardium et Blackstone		1016,0 à 1270,0
4	Second schiste argileux de White	LIND à 1384,5	1270,0 à 1405,0
5	Viking et Joli Fou	1384,5 à 1436,0	1405,0 à FI
6	Mannville	1436,0 à 1625,0	FI
7	Banff et Exshaw	1625,0 à 1652,5	FI
8	Wabamun	1652,5 à FI	FI

Siksika 146
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/14-3-23-23O4	00/5-19-22-23O4	00/4-4-21-20O4	00/2-29-20-20O4	00/6-20-20-19O4
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie sonique (m FE)
1	Edmonton, Belly River et Pakowki	surface à 854,5	surface à 810,0	surface à 593,0	surface à 630,0	surface à 656,0
2	Milk River	854,5 à 937,5	810,0 à 892,0	593,0 à 686,0	630,0 à 722,5	656,0 à 738,5
3	Upper Colorado, y compris Medicine Hat	937,5 à 1242,0	892,0 à 1200,0	686,0 à 977,5	722,5 à 1018,6	738,5 à 1026,6
4	Second schiste argileux de White	1242,0 à 1370,7	1200,0 à 1330,0	977,5 à 1095,4	1018,6 à 1144,0	1026,6 à 1147,7
5	Viking	1370,7 à 1475,0	1330,0 à 1441,5	1095,4 à 1203,7	1144,0 à 1248,5	1147,7 à 1250,0
6	Mannville	1475,0 à 1647,0	1441,5 à 1595,5	1203,7 à 1350,0	1248,5 à 1431,3	1250,0 à 1413,7
7	Pekisko	1647,0 à 1752,0	1595,5 à FI	1350,0 à FI	1431,3 à 1477,3	1413,7 à 1476,3
8	Banff et Exshaw	1752,0 à 1896,0	FI	FI	1477,3 à 1617,0	1476,3 à 1630,0
9	Wabamun	1896,0 à 2065,7	FI	FI	1617,0 à 1753,0	1630,0 à 1755,0
10	Calmar et Nisku	2065,7 à 2096,0	FI	FI	1753,0 à 1796,5	1755, 0 à 1793,7
11	Ireton et Leduc	2096,0 à 2312,0	FI	FI	1796,5 à FI	1793,7 à FI
12	Cooking Lake	2312,0 à 2365,0	FI	FI	FI	FI
13	Beaverhill Lake	2365,0 à 2514,5	FI	FI	FI	FI
14	Elk Point	2514,5 à FI	FI	FI	FI	FI

Stoney 142-143-144 et Tsuut’ina Nation 145
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/8-13-27-3O5	00/2-33-25-6O5^{note a du tableau c6}	00/10-34-24-6O5(5-34)^{note b du tableau c6}	00/5-24-27-6O5^{note c du tableau c6}
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie neutron (pi FE)	Diagraphie sonique (pi FE)	Diagraphie sonique (pi FE)
1	Belly River	surface à 1743,0
2	Wapiabi	1743,0 à 2121,0
3	Cardium et Blackstone	2121,0 à 2418,0
4	Viking et Joli Fou	2418,0 à 2498,0
5	Blairmore^{note d du tableau c6}	2498,0 à 2729,0
6	Mount Head	NP
7	Turner Valley	2729,0 à 2775,0	11154 à 11485^{note a du tableau c6}	11920 à 12280^{note b du tableau c6}	9978 à 10198^{note c du tableau c6}
8	Shunda	2775,0 à 2828,0
9	Pekisko	2828,0 à 2929,0
10	Banff et Exshaw	2929,0 à 3079,0
11	Wabamun	3079,0 à 3318,0
12	Winterburn	3318,0 à 3356,0
13	Ireton	3356,0 à 3368,0
14	Leduc	3368,0 à 3599,0
15	Cooking Lake	3599,0 à FI
Note(s) du tableau c6 Note a du tableau c6 Jumping Pound West Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note a du tableau c6 Note b du tableau c6 Jumping Pound West Unit n° 2 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note b du tableau c6 Note c du tableau c6 Wildcat Hills Unit : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note c du tableau c6 Note d du tableau c6 Y compris les restes de la couche jurassique, soit Fernie et Nordegg Retour à la note d du tableau c6

Sturgeon Lake 154
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/9-18-70-23O5	00/4-25-70-23O5
	Couche	Diagraphie sonique (pi FE)	Diagraphie sonique (pi FE)
1	Wapiabi, Badheart et Kaskapau	surface à 2721	surface à 2605
2	Dunvegan et Shaftesbury	2721 à 3467	2605 à 3327
3	Peace Riveret Harmon	3467 à 3623	3327 à 3482
4	Spirit River	3623 à 4573	3482 à 4440
5	Bluesky et Gething	4573 à 4805	4440 à 4586
6	Cadomin	4805 à 4890	4586 à 4658
7	Fernie et Nordegg	4890 à 5092	4658 à 4949
8	Montney	5092 à 5459	4949 à 5288
9	Belloy	5459 à 5590	5288 à 5373
10	Debolt	5590 à 6186	5373 à 5997
11	Shunda	6186 à 6473	5997 à 6290
12	Pekisko	6473 à 6674	6290 à 6486
13	Banff et Exshaw	6674 à 7397	6486 à 7228
14	Wabamun	7397 à 8184	7228 à 8021
15	Winterburn	8184 à 8496	8021 à 8422
16	Ireton et Leduc	8496 à FI	8422 à 9316
17	Beaverhill Lake	FI	9316 à 9610
18	Slave Point	FI	9610 à 9660
19	Gilwood et Granite Wash	FI	9660 à 9730
20	Precambrian	FI	9730 à FI

Sucker Creek 150A
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/16-36-74-15O5
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)
1	Shaftesbury	surface à 428
2	Paddy, Cadotte et Harmon	428 à 463
3	Spirit River	463 à 737
4	Bluesky et Gething	737 à 768
5	Debolt	768 à 863
6	Shunda	863 à 976
7	Pekisko	976 à 1031
8	Banff	1031 à 1265
9	Wabamun	1265 à 1535
10	Winterburn	1535 à 1657
11	Woodbend	1657 à 1956
12	Beaverhill Lake et Slave Point	1956 à 2084
13	Gilwood et Watt Mountain	2084 à 2113
14	Granite Wash	2113 à 2152
15	Precambrian	2152 à FI

Sunchild 202 et O’Chiese 203
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/4-11-44-10O5	00/10-15-43-10O5	00/6-30-42-9O5
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Edmonton et Belly River	surface à 1765,0	surface à 1742,0	surface à 1700,0
2	Upper Colorado	1765,0 à 2120,0	1742,0 à 2126,0	1700,0 à 2062,0
3	Cardium	2120,0 à 2186,0	2126,0 à 2197,7	2062,0 à 2134,7
4	Lower Colorado	2186,0 à 2522,5	2197,7 à 2499,0	2134,7 à 2451,9
5	Viking	2522,5 à 2550,0	2499,0 à 2526,0	2451,9 à 2478,6
6	Upper Mannville	2550,0 à 2720,0	2526,0 à 2678,0	2478,6 à 2627,0
7	Lower Mannville	2720,0 à 2791,4	2678,0 à 2757,0	2627,0 à 2702,5
8	Fernie, Rock Creek et Poker Chip	2791,4 à 2833,0	2757,0 à 2794,8	2702,5 à 2741,8
9	Nordegg	2833,0 à 2861,0	2794,8 à 2824,0	2741,8 à 2771,0
10	Shunda	2861,0 à 2892,2	2824,0 à 2854,8	2771,0 à 2804,2
11	Pekisko	2892,2 à 2926,0	2854,8 à 2905,0	2804,2 à 2839,0
12	Banff et Exshaw	2926,0 à FI	2905,0 à FI	2839,0 à 3021,3
13	Wabamun	FI	FI	3021,3 à FI

Thunderchild 115K et Thunderchild First Nation 115B, 115C, 115D, 115E, 115F, 115G, 115H, 115I, 115J, 115L, 115M, 115N, 115Q, 115R, 115S, 115T, 115U, 115V, 115W, 115X et 115Z
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	91/5-25-59-23O3	21/16-3-52-20O3
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	St. Walburg et Viking	231,6 à 320,8
2	Mannville	320,8 à FI	454,0 à 672,0
3	Devonian	FI	672,0 à FI

Utikoomak Lake 155
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/6-30-80-9O5	12-28-80-9O5	2-21-79-8O5
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)	Diagraphie électrique (pi FE)	Diagraphie électrique (pi FE)
1	Peace River et Spirit River	315,5 à 558,7
2	Shunda et Pekisko	558,7 à 607,0
3	Banff et Exshaw	607,0 à 884,0
4	Wabamun	884,0 à 1125,0
5	Winterburn	1125,0 à 1267,0
6	Ireton	1267,0 à 1568,0
7	Beaverhill Lake	1568,0 à 1686,0
8	Slave Point et Fort Vermilion	1686,0 à 1718,0
9	WattMountain et Gilwood	1718,0 à 1724,0	5552 à 5576^{note a du tableau c11}	5689 à 5771^{note b du tableau c11}
10	Muskeg, Keg River et Granite Wash	1724,0 à 1755,0
11	Precambrian	1755,0 à FI
Note(s) du tableau c11 Note a du tableau c11 West Nipisi Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note a du tableau c11 Note b du tableau c11 Nipisi Gilwood Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note b du tableau c11

Wabamun 133A
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/15-23-52-4O5
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)
1	Belly River	surface à 710,0
2	Lea Park	710,0 à 865,0
3	Wapiabi	865,0 à 1016,0
4	Cardium et Lower Colorado	1016,0 à 1245,0
5	Viking et Joli Fou	1245,0 à 1295,5
6	Mannville	1295,5 à 1474,0
7	Banff et Exshaw	1474,0 à 1631,0
8	Wabamun	1631,0 à 1790,0
9	Graminia, Blue Ridge, Calmar et Nisku	1790,0 à 1877,0
10	Ireton	1877,0 à FI

Wabasca 166, 166A, 166B, 166C et 166D
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/11-10-81-25O4
	Couche	Diagraphie d’induction (pi FE)
1	Pelican et Joli Fou	720 à 824
2	Mannville	824 à 1608
3	Wabamun	1608 à 1677
4	Winterburn	1677 à FI

White Bear 70
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	01/5-15-10-2O2
	Couche	Diagraphie neutron (pi FE)
1	Viking	2670 à 2843
2	Mannville	2843 à 3200
3	Gravelbourg et Watrous	3200 à 3902
4	Tilston et Souris Valley	3902 à 4380
5	Bakken	4380 à 4420
6	Torquay	4420 à 4590
7	Birdbear	4590 à 4690
8	Duperow	4690 à 5214
9	Souris River	5214 à 5593
10	Dawson Bay	5593 à 5780
11	Prairie Evaporite	5780 à FI

White Fish Lake 128
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/14-11-62-13O4^{note a du tableau c15}	00/10-16-62-12O4^{note b du tableau c15}
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie d’induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	347,6 à 386,0	347,0 à 383,5
2	Mannville	386,0 à FI	383,5 à 539,5
3	Woodbend		539,5 à FI
Note(s) du tableau c15 Note a du tableau c15 Données de type Colony Channel Retour à la note a du tableau c15 Note b du tableau c15 Données de type Non-Colony Channel Retour à la note b du tableau c15

Woodland Cree 226, 227 et 228
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/6-18-87-18O5	00/7-24-86-14O5	00/9-34-86-17O5
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)	Diagraphie sonique (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Bullhead	surface à 494,0	surface à 475,0	surface à 498,0
2	Debolt, Shunda et Pekisko	494,0 à 753,0	475,0 à 518,5	498,0 à 504,0^{note a du tableau c16}
3	Banff et Exshaw	753,0 à 1051,0	518,5 à 823,0
4	Wabamun	1051,0 à 1312,0	823,0 à 1078,0
5	Winterburn	1312,0 à 1397,0	1078,0 à 1205,5
6	Ireton	1397,0 à 1662,0	1205,5 à 1509,0
7	Beaverhill Lake	1662,0 à 1700,0	1509,0 à 1566,0
8	Slave Point	1700,0 à FI	1566,0 à 1613,5
9	Granite Wash		1613,5 à 1614,0
10	Precambrian		1614,0 à FI
Note(s) du tableau c16 Note a du tableau c16 Seulement à l’égard de la couche Debolt Retour à la note a du tableau c16

ANNEXE 4

(paragraphes 1(1) et 63(1))

Couches — reconduction

Définitions

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

FE Fourrure d’entraînement, utilisée comme point, sur la table de forage rotative, depuis lequel sont mesurées les données de diagraphie de puits de fonds. (KB)
FI Forage insuffisant — à l’égard du puits de référence, s’entend du forage qui est insuffisant pour franchir les limites supérieure ou inférieure d’une couche donnée. (NDE)
LIND Limite interne — supérieure ou inférieure — non délimitée d’une couche. (ILND)
NP Non présente — couche qui n’est pas présente à l’endroit où a été foré le puits de référence. (NP)
PVR Profondeur verticale réelle. (TVD)

Couches

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

Diagraphies multiples

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

Couche non répertoriée

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

Alexander 134
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/11-11-56-27O4^{note a du tableau c17}	02/6-15-56-27O4	00/8-1-56-27O4
	Couche	Diagraphie électrique (pi FE)	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie de densité (m FE)
1	Edmonton et Belly River		surface à 485,0
2	Lea Park		485,0 à 615,0
3	Wapiabi		615,0 à 805,5
4	Second schiste argileux de White		805,5 à 939,0
5	Viking	3090 à 3250	939,0 à 989,0	934,5 à 979,5
6	Joli Fou	3250 à 3293	989,0 à 997,0	979,5 à 992,0
7	Mannville, y compris Upper Mannville et Glauconite	3293 à 3790	997,0 à 1150,5	992,0 à 1141,5
8	Ostracod	3790 à 3836	1150,5 à 1163,5	1141,5 à 1155,0
9	Basal Quartz " A "	3836 à 3852^{note a du tableau c17}	1163,5 à 1172,0	1155,0 à 1161,0
10	Lower Basal Quartz	3852 à 4112	1172,0 à FI	1161,0 à 1218,0
11	Wabamun	4112 à FI	FI	1218,0 à 1384,5
12	Calmar et Nisku	FI	FI	1384,5 à 1393,5
13	Ireton	FI	FI	FI
14	Cooking Lake	FI	FI	FI
Note(s) du tableau c17 Note a du tableau c17 Alexander Basal Quartz Gas Unit (Basal Quartz « A » gas) : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note a du tableau c17

Alexander 134A
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/13-22-61-17O5	00/3-32-63-22O5
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Edmonton et Belly River	surface à 1055,6
2	Lea Park	1055,6 à 1147,7
3	Wapiabi et Cardium	1147,7 à 1406,5
4	Second schiste argileux de White	1406,5 à 1663,7
5	Viking	1663,7 à 1682,0
6	Joli Fou	1682,0 à 1688,3
7	Upper Mannville	1688,3 à 1904,2
8	Bluesky	1904,2 à 1921,9
9	Gething	1921,9 à 1948,1
10	Fernie et Nordegg	1948,1 à 2024,3
11	Montney	2024,3 à 2048,3
12	Belloy	2048,3 à 2064,5
13	Shunda	2064,5 à 2124,4
14	Pekisko	2124,4 à 2170,0
15	Banff et Exshaw	2170,0 à FI	2472,0 à 2668,0
16	Wabamun		2668,0 à 2893,0
17	Graminia et Blue Ridge		2893,0 à 2946,0
18	Nisku		2946,0 à 3100,0
19	Ireton		3100,0 à 3273,0
20	Duvernay		3273,0 à 3334,8
21	Cooking Lake et Beaverhill Lake		3334,8 à 3385,0
22	Swan Hills		3385,0 à 3422,0
23	Watt Mountain		3422,0 à FI

Alexis 133
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/10-23-55-4O5
	Couche	Diagraphie acoustique (m FE)
1	Edmonton et Belly River	surface à 617,0
2	Lea Park	617,0 à 760,0
3	Wapiabi	760,0 à 960,5
4	Second schiste argileux de White	960,5 à 1125,0
5	Viking	1125,0 à 1158,5
6	Joli Fou	1158,5 à 1170,0
7	Upper Mannville	1170,0 à 1319,0
8	Lower Mannville	1319,0 à 1328,5
9	Banff	1328,5 à 1478,0
10	Exshaw	1478,0 à 1480,5
11	Wabamun	1480,5 à 1661,0
12	Winterburn	1661,0 à 1707,5
13	Ireton	1707,5 à FI
14	Cooking Lake	FI

Alexis Whitecourt 232
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/2-31-60-12O5
	Couche	Diagraphie acoustique (m FE)
1	Edmonton et Belly River	surface à 837,0
2	Lea Park	837,0 à 936,5
3	Wapiabi	936,5 à 1169,0
4	Second schiste argileux de White	1169,0 à 1381,3
5	Viking	1381,3 à 1409,0
6	Joli Fou	1409,0 à 1415,0
7	Upper Mannville	1415,0 à 1606,0
8	Lower Mannville	1606,0 à 1655,0
9	Nordegg	1655,0 à 1691,0
10	Shunda	1691,0 à 1704,0
11	Pekisko	1704,0 à 1737,0
12	Banff	1737,0 à 1917,9
13	Exshaw	1917,9 à 1920,5
14	Wabamun	1920,5 à 2137,0
15	Winterburn	2137,0 à 2234,0
16	Ireton	2234,0 à 2535,0
17	Duvernay	2535,0 à 2575,5
18	Swan Hills	2575,5 à 2711,0
19	Watt Mountain	2711,0 à FI

Amber River 211, Hay Lake 209 et Zama Lake 210
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
		Amber River	Hay Lake	Hay Lake	Zama Lake
		00/11-20-114-6O6	00/4-1-112-5O6	00/6-28-112-5O6	00/2-12-112-8O6
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie de densité (pi FE)	Diagraphie d’induction (m FE)
1	Wilrich	surface à 249,0	surface à 242,0		surface à 279,0
2	Bluesky et Gething	249,0 à 261,0	242,0 à 261,5		279,0 à 296,0
3	Banff	261,0 à 344,0	261,5 à 318,7		296,0 à 441,0
4	Wabamun	344,0 à 548,0	318,7 à FI	LIND à 1712	441,0 à 633,0
5	Trout River, Kakisa et Redknife	548,0 à 697,0		1712 à 2177	633,0 à 785,5
6	Jean Marie	697,0 à 710,0		2177 à 2220	785,5 à 797,0
7	Fort Simpson	710,0 à 1232,7		2220 à 3842	797,0 à 1305,5
8	Muskwa et Waterways	1232,7 à 1310,7		3842 à 4192	1305,5 à 1394,0
9	Slave Point	1310,7 à 1387,0		4192 à 4396	1394,0 à 1478,0
10	Watt Mountain	1387,0 à 1389,0		4396 à 4422	1478,0 à 1481,0
11	Sulphur Point	1389,0 à 1422,0		4422 à 4525	1481,0 à 1524,0
12	Muskeg et Keg River	1422,0 à 1680,0		4525 à 5468	1524,0 à 1780,0
13	Chinchaga	1680,0 à FI		5468 à FI	1780,0 à FI

Beaver 152
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/4-6-82-3O6
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Shaftesbury	surface à 508,0
2	Paddy, Cadotte et Harmon	508,0 à 580,0
3	Notikewin et Falher	580,0 à 920,0
4	Bluesky et Gething	920,0 à 996,0
5	Fernie et Nordegg	996,0 à 1085,0
6	Montney	1085,0 à 1307,8
7	Belloy	1307,8 à 1358,0
8	Taylor Flat	1358,0 à 1395,0
9	Kiskatinaw	1395,0 à 1406,0
10	Golata	1406,0 à 1435,0
11	Debolt	1435,0 à FI

Beaver Lake 131
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/7-3-66-13O4	00/12-35-66-12O4	00/6-20-66-13O4
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie sonique (m FE)
1	Colorado Shale	surface à 294,5	surface à 308,0
2	Viking et Joli Fou	294,5 à 335,0	308,0 à 348,3
3	Colony	335,0 à 344,5	348,3 à 358,6	318,0 à 486,0
4	Upper Grand Rapids 2A	344,5 à 365,0	358,6 à 383,0
5	Upper Grand Rapids 2B	365,0 à 383,3	383,0 à 402,0
6	Lower Grand Rapids 1	383,3 à 398,0	402,0 à 418,0
7	Lower Grand Rapids 2	398,0 à 421,0	418,0 à 445,3
8	Upper Clearwater	421,0 à 449,5	445,3 à 470,6
9	Lower Clearwater	449,5 à 483,5	470,6 à 500,3
10	McMurray	483,5 à FI	500,3 à 542,0
11	Grosmont	FI	542,0 à FI	486,0 à 542,0

Big Island Lake Cree Territory
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	31/7-26-62-25O3	01/10-20-63-24O3
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White		138,3 à 192,0
2	St. Walburg		192,0 à 221,0
3	Viking	LIND à 286,0	221,0 à 272,4
4	Colony et McLaren^{note a du tableau c24}	286,0 à 316,0	272,4 à 300,8
5	Waseca	316,0 à 333,0	300,8 à LIND
6	Lower Mannville	333,0 à LIND
7	Souris River		502,0 à FI
Note(s) du tableau c24 Note a du tableau c24 Beacon Hill Mannville Voluntary Gas Unit : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note a du tableau c24

Birdtail Creek 57
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/12-10-15-27O1	00/3-21-15-27O1
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie sonique (pi FE)
1	Second schiste argileux de White	244,0 à 369,0	800 à 1200
2	Swan River (Mannville)	369,0 à 408,5	1200 à 1340
3	Jurassic	408,5 à 479,0	1340 à 1554
4	Lodgepole	479,0 à 538,3	1554 à 1734
5	Bakken	538,3 à 540,3	1734 à 1742
6	Torquay	540,3 à 570,3	1742 à FI
7	Birdbear	570,3 à FI	FI
8	Duperow	FI	FI

Blood 148
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/6-35-5-25O4	00/12-28-7-23O4	00/6-24-8-23O4
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Belly River	surface à 1129,5	surface à 798,5	surface à 619,5
2	Pakowki	1129,5 à 1177,0	798,5 à 859,8	619,5 à 662,0
3	Milk River	1177,0 à 1278,3	859,8 à 975,3	662,0 à 783,0
4	Colorado Shale	1278,3 à 1629,0	975,3 à 1289,5	783,0 à 1086,5
5	Second schiste argileux de White	1629,0 à 1761,0	1289,5 à 1385,5	1086,5 à 1165,5
6	Barons	NP	NP	1165,5 à 1186,0
7	Bow Island	1761,0 à 1883,0	1385,5 à 1529,3	1186,0 à 1333,0
8	Mannville	1883,0 à 2090,0	1529,3 à 1727,5	1333,0 à FI
9	Rierdon	2090,0 à 2187,5	1727,5 à 1807,8	FI
10	Livingstone^{note a du tableau c26}	2187,5 à 2435,5	1807,8 à 1994,3	FI
11	Banff	2435,5 à 2546,0	1994,3 à 2153,3	FI
12	Exshaw^{note b du tableau c26}	2546,0 à 2550,0	2153,3 à 2157,5	FI
13	Big Valley et Stettler	2550,0 à 2720,5	2157,5 à 2309,0	FI
14	Winterburn	2720,5 à FI	2309,0 à FI	FI
15	Woodbend	FI	FI	FI
Note(s) du tableau c26 Note a du tableau c26 La formation équivalente à Livingstone est Rundle. Retour à la note a du tableau c26 Note b du tableau c26 La formation équivalente à Exshaw est Bakken. Retour à la note b du tableau c26

Buck Lake 133C
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/6-20-45-5O5
	Couche	Diagraphie d’induction (pi FE)
1	Belly River	surface à 4193
2	Lea Park	4193 à 4650
3	Wapiabi	4650 à 5167
4	Cardium	5167 à 5302
5	Blackstone	5302 à 5590
6	Second schiste argileux de White	5590 à 6173
7	Viking	6173 à 6270
8	Joli Fou	6270 à 6316
9	Mannville	6316 à 6855
10	Nordegg	6855 à 6922
11	Pekisko	6922 à 6982
12	Banff	6982 à FI

Carry The Kettle Nakoda First Nation 76-33
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	31/14-29-21-19O3
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)
1	Lea Park	surface à 219,0
2	Milk River	219,0 à 397,6
3	Colorado	397,6 à FI

Cold Lake 149, 149A et 149B
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
		Cold Lake 149	Cold Lake 149A et 149B
		00/2-13-61-3O4	00/6-7-64-2O4
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie d’induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	265,0 à 304,0
2	Colony	304,0 à 319,0	305,0 à 324,3
3	McLaren	319,0 à 329,5	324,3 à 334,0
4	Waseca	329,5 à 346,0	334,0 à 350,0
5	Sparky	346,0 à 363,0	350,0 à 366,5
6	General Petroleum	363,0 à 373,0	366,5 à 378,0
7	Rex	373,0 à 411,5	378,0 à 408,0
8	Lloydminster	411,5 à 453,0	408,0 à 452,0
9	Cummings	453,0 à 495,3	452,0 à FI
10	Beaverhill Lake	495,3 à FI	FI

Drift Pile River 150
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/10-6-74-12O5	00/7-25-73-12O5
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie de densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White	219,5 à 310,0
2	Shaftesbury	310,0 à 418,0	222,5 à 420,5
3	Peace River et Harmon	418,0 à 450,4	420,5 à 451,3
4	Spirit River	450,4 à 707,5	451,3 à 739,0
5	Bluesky	707,5 à 739,0	739,0 à 763,0
6	Gething	739,0 à 764,0	763,0 à 788,0
7	Shunda	764,0 à 830,0	788,0 à 799,0
8	Pekisko	830,0 à FI	799,0 à 856,0
9	Banff	FI	856,0 à 1081,5
10	Wabamun	FI	1081,5 à 1350,0
11	Winterburn	FI	1350,0 à 1483,0
12	Ireton	FI	1483,0 à 1680,0
13	Leduc	FI	1680,0 à 1805,0
14	Beaverhill Lake	FI	1805,0 à 1926,5
15	Slave Point	FI	1926,5 à 1950,0
16	Fort Vermilion	FI	1950,0 à 1960,5
17	Watt Mountain et Gilwood	FI	1960,5 à 1973,0
18	Muskeg	FI	1973,0 à FI

Enoch Cree Nation 135
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	03/13-3-52-26O4	00/14-3-52-26O4
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie électrique (m FE)
1	Edmonton et Belly River	surface à 529,0
2	Lea Park	529,0 à 691,0
3	Wapiabi	691,0 à 890,0
4	Second schiste argileux de White	890,0 à 1029,0
5	Viking et Joli Fou	1029,0 à 1076,0
6	Mannville	1076,0 à 1332,0
7	Wabamun	1332,0 à 1421,0
8	Graminia, Calmar et Nisku	1421,0 à 1502,0
9	Ireton, Leduc et Cooking Lake	1502,0 à FI	1573,4 à FI^{note a du tableau c31}
Note(s) du tableau c31 Note a du tableau c31 Seulement à l’égard des couches Leduc et Cooking Lake Retour à la note a du tableau c31

Halfway River 168
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/1-34-86-25O6
	Couche	Diagraphie sonique (m FE PVR)
1	Wilrich	surface à 710,0
2	Bluesky et Gething	710,0 à 840,5
3	Cadomin	840,5 à 889,0
4	Nikanassin	889,0 à 994,0
5	Fernie et Nordegg	994,0 à 1112,0
6	Pardonet et Baldonnel	1112,0 à 1150,0
7	Charlie Lake	1150,0 à 1466,5
8	Halfway	1466,5 à 1517,0
9	Doig	1517,0 à 1651,5
10	Montney	1651,5 à 1960,0
11	Belloy	1960,0 à FI

Heart Lake 167
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/13-18-70-10O4
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	268,0 à 306,0
2	Colony	306,0 à 330,5
3	Upper Grand Rapids	330,5 à 363,0
4	Lower Grand Rapids	363,0 à 409,5
5	Clearwater	409,5 à 461,5
6	McMurray	461,5 à 502,0
7	Woodbend	502,0 à FI

Horse Lakes 152B
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/8-27-73-12O6
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)
1	Puskwaskau	surface à 402,5
2	Badheart	402,5 à 446,0
3	Cardium	446,0 à 483,0
4	Kaskapau	483,0 à 928,0
5	Doe Creek	928,0 à 976,0
6	Dunvegan	976,0 à 1140,0
7	Shaftesbury	1140,0 à 1468,0
8	Paddy	1468,0 à 1496,0
9	Cadotte	1496,0 à 1521,0
10	Harmon	1521,0 à 1553,0
11	Notikewin	1553,0 à 1625,0
12	Falher	1625,0 à 1812,5
13	Wilrich	1812,5 à 1879,0
14	Bluesky	1879,0 à 1921,5
15	Gething	1921,5 à 2021,5
16	Cadomin	2021,5 à 2050,5
17	Nikanassin	2050,5 à 2157,5
18	Fernie	2157,5 à 2248,0
19	Nordegg	2248,0 à 2275,0
20	Charlie Lake	2275,0 à 2477,5
21	Halfway	2477,5 à 2504,0
22	Doig	2504,0 à 2553,0
23	Montney	2553,0 à FI

Kehewin 123
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/7-10-59-6O4	00/10-9-59-6O4^{note a du tableau c35}
	Couche	Diagraphie d’induction (pi FE)	Diagraphie d’induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	1053 à 1189
2	Colony	1189 à 1218	359,0 à 386,0
3	McLaren	1218 à 1261	NP
4	Waseca	1261 à 1315	386,0 à 401,0
5	Sparky	1315 à 1381	401,0 à 421,0
6	General Petroleum	1381 à 1490	421,0 à 457,0
7	Rex-Lloydminster	1490 à 1644	457,0 à 499,0
8	Cummings	1644 à 1858	499,0 à FI
9	Woodbend	1858 à FI	FI
Note(s) du tableau c35 Note a du tableau c35 Données de type Colony Channel Retour à la note a du tableau c35

Little Pine 116 et Poundmaker 114
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	21/6-7-46-21O3	21/15-29-44-23O3^{note a du tableau c36}	11/2-33-44-24O3
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White			458,3 à 543,0
2	Viking et Joli Fou			543,0 à 585,0
3	Colony	437,5 à 459,0	532,0 à 554,0	585,0 à 600,8
4	McLaren	459,0 à 469,0	554,0 à 569,0	600,8 à 611,5
5	Waseca	469,0 à 485,5	569,0 à 588,0	611,5 à 634,7
6	Sparky	485,5 à 501,0	588,0 à 611,0	634,7 à 646,0
7	General Petroleum	501,0 à 518,3	611,0 à LIND	646,0 à 656,5
8	Rex	518,3 à 531,0		656,5 à 668,7
9	Lloydminster	531,0 à 543,3		668,7 à 683,4
10	Cummings	543,3 à 573,3		683,4 à 702,0
11	Dina	573,3 à 601,0		702,0 à 736,5
12	Duperow	601,0 à FI		736,5 à FI
Note(s) du tableau c36 Note a du tableau c36 Données de type Colony Channel Retour à la note a du tableau c36

Loon Lake 235 et Swampy Lake 236
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/1-20-86-9O5
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Clearwater	315,0 à 373,0
2	Banff	373,0 à 494,0
3	Wabamun	494,0 à 777,0
4	Winterburn	777,0 à 963,0
5	Ireton	963,0 à 1233,0
6	Beaverhill Lake	1233,0 à 1343,7
7	Slave Point	1343,7 à 1361,0
8	Fort Vermilion	1361,0 à 1377,5
9	Watt Mountain	1377,5 à 1382,7
10	Muskeg	1382,7 à 1452,0
11	Granite Wash	1452,0 à 1487,0
12	Precambrian	1487,0 à FI

Makaoo 120, Onion Lake 119-1 et 119-2 et Seekaskootch 119
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	11/14-8-56-27O3	00/11-23-54-1O4	41/6-4-55-25O3
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White		surface à 322,0	346,0 à 428,0
2	St. Walburg/La Biche	LIND à 433,5	322,0 à 365,0	428,0 à 478,8
3	Viking	433,5 à 474,4	365,0 à 402,0	478,8 à 515,4
4	Colony	474,4 à 488,9	402,0 à 415,0	515,4 à LIND
5	McLaren	488,9 à 500,3	415,0 à 429,5
6	Waseca	500,3 à 517,9	429,5 à 441,0
7	Sparky	517,9 à 534,0	441,0 à 464,0
8	General Petroleum	534,0 à 548,9	464,0 à 476,0
9	Rex	548,9 à 582,0	476,0 à 499,0
10	Lloydminster	582,0 à 602,6	499,0 à 515,0
11	Cummings et Dina	602,6 à 648,0	515,0 à 536,0
12	Duperow	648,0 à FI	536,0 à FI

Ministikwan 161 et Makwa Lake 129
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	41/8-25-58-25O3	31/8-34-58-25O3
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White, St. Walburg et Viking	219,0 à 346,5	254,6 à 387,6
2	Colony	346,5 à 371,0	387,6 à 408,0
3	McLaren	371,0 à 383,0	408,0 à 421,0
4	Waseca	383,0 à 407,0	421,0 à 440,0
5	Sparky	407,0 à 422,3	440,0 à 460,0
6	General Petroleum	422,3 à 433,0	460,0 à 471,2
7	Rex, Lloydminster, Cummings et Dina	433,0 à FI	471,2 à 627,0
8	Duperow	FI	627,0 à FI

Nekaneet Cree Nation
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	21/8-32-7-28O3
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Belly River	surface à 625,4
2	Lea Park	625,4 à 658,4
3	Ribstone Creek	658,4 à 807,0
4	Milk River	807,0 à 946,3
5	Medicine Hat	946,3 à 1107,0
6	Second schiste argileux de White	1107,0 à 1272,0
7	Viking et Joli Fou	1272,0 à 1390,3
8	Mannville	1390,3 à 1479,3
9	Vanguard	1479,3 à 1523,0
10	Shaunavon	1523,0 à 1562,0
11	Gravelbourg	1562,0 à 1574,5
12	Mission Canyon	1574,5 à FI

Ocean Man 69, 69A, 69B, 69C, 69D, 69E, 69F, 69G, 69H et 69I, Ocean Man Indian Reserve n^o 69X, Ocean Man n^o 69N, Ocean Man n^o 69S, Ocean Man n^o 69U et Flying Dust First Nation 105H, 105I, 105L et 105O
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	31/11-11-10-8O2	01/9-30-10-7O2
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie sonique (m FE)
1	Gravelbourg		LIND à 1102,0
2	Watrous		1102,0 à 1184,4
3	Alida et Tilston		1184,4 à FI
4	Souris Valley	LIND à 1433,5	FI
5	Bakken	1433,5 à 1451,0	FI
6	Torquay	1451,0 à FI	FI

Pigeon Lake 138A ^{note a du tableau c42}

Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/12-36-46-28O4	04/15-24-46-28O4	00/9-18-46-27O4	00/12-20-47-27O4
	Couche	Diagraphie de rayons gamma-neutron (pi FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie électrique (pi FE)	Diagraphie électrique (pi FE)
1	Edmonton, Belly River et Lea Park		surface à 1036,0
2	Wapiabi		1036,0 à 1197,0
3	Cardium et Blackstone		1197,0 à 1281,3	3850 à 4020 ^{note b du tableau c42}
4	Second schiste argileux de White		1281,3 à 1423,7
5	Viking et Joli Fou		1423,7 à 1472,0
6	Upper Mannville		1472,0 à 1610,3
7	Lower Mannville		1610,3 à FI
8	Wabamun	5591 à 6295
9	Calmar et Nisku	6295 à 6492
10	Ireton	6492 à 6670
11	Leduc	6670 à FI			6434 à 7210^{note c du tableau c42}
Note(s) du tableau c42 Note a du tableau c42 Les terres de la première nation sont situées à la limite des strates subaffleurantes Banff. Un contrat qui porte sur tout reste des couches Banff et Exshaw sera reconduit avec la couche Lower Mannville. Retour à la note a du tableau c42 Note b du tableau c42 Bonnie Glen Cardium Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note b du tableau c42 Note c du tableau c42 Bonnie Glen D-3A Gas Cap Unit : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note c du tableau c42

Puskiakiwenin 122 et Unipouheos 121
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/11-21-56-3O4	00/6-16-57-3O4^{note a du tableau c43}	00/12-26-57-4O4^{note a du tableau c43}	00/8-16-58-3O4
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie d’induction (m FE PVR)	Diagraphie d’induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	371,0 à 411,5
2	Colony	411,5 à 427,5	409,5 à 420,0	416,5 à 427,5	403,0 à 420,0
3	McLaren	427,5 à 436,5	420,0 à 441,0	427,5 à 444,3	420,0 à 428,6
4	Waseca	436,5 à 449,5	441,0 à 456,0	444,3 à 462,7	428,6 à 447,0
5	Sparky	449,5 à 472,0	456,0 à 475,0	462,7 à 484,3	447,0 à 460,5
6	General Petroleum	472,0 à 485,0	475,0 à 488,5	484,3 à 498,0	460,5 à 475,6
7	Rex	485,0 à 491,0	488,5 à 498,5	498,0 à 509,2	475,6 à 487,5
8	Lloydminster	491,0 à 528,0	498,5 à 537,0	509,2 à FI	487,5 à 533,0
9	Cummings	528,0 à 546,5	537,0 à FI	FI	533,0 à 575,0
10	Woodbend	546,5 à FI	FI	FI	575,0 à FI
Note(s) du tableau c43 Note a du tableau c43 Données de type McLaren Channel. Retour à la note a du tableau c43

Red Pheasant 108
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	11/15-14-61-26O3	11/11-5-60-23O3	41/7-15-59-24O3
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White		160,8 à 239,7	176,0 à 253,0
2	St. Walburg		239,7 à 279,0	253,0 à 300,0
3	Viking		279,0 à 324,0	300,0 à 339,5
4	Mannville	292,3 à LIND	324,0 à 586,0	339,5 à 576,0
5	Souris River		586,0 à FI	576,0 à FI

Saddle Lake 125
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/11-32-57-11O4	02/6-29-57-13O4^{note a du tableau c45}
	Couche	Diagraphie d’induction (pi FE)	Diagraphie d’induction (m FE)
1	Second schiste argileux de White		393,0 à 491,0
2	Viking et Joli Fou	1412 à 1542	491,0 à 528,3
3	Colony	1542 à 1582	528,3 à LIND
4	Upper Grand Rapids	1582 à 1710
5	Lower Grand Rapids	1710 à 1844
6	Clearwater	1844 à 2025
7	McMurray	2025 à 2132	LIND à 710,7
8	Ireton	2132 à FI	710,7 à 872,3
9	Cooking Lake	FI	872,3 à 934,0
10	Beaverhill Lake	FI	934,0 à FI
Note(s) du tableau c45 Note a du tableau c45 Mitsue Gilwood Sand Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note a du tableau c45

Samson 137 et 137A, Louis Bull 138B, Ermineskin 138 et Montana 139
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/6-17-46-24O4	00/9-35-44-25O4	00/14-32-44-25O4	00/10-13-44-23O4
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (pi FE)
1	Edmonton et Belly River	surface à 702,0	surface à 817,5	surface à 793,0	surface à 2230
2	Lea Park	702,0 à 831,0	817,5 à 944,0	793,0 à 925,0	2230 à 2707
3	Wapiabi	831,0 à 1067,0	944,0 à 1183,3	925,0 à 1166,0	2707 à 3466
4	Second schiste argileux de White	1067,0 à 1199,0	1183,3 à 1311,0	1166,0 à 1295,3	3466 à 3866
5	Viking	1199,0 à 1229,7	1311,0 à 1342,0	1295,3 à 1330,0	3866 à 3970
6	Joli Fou	1229,7 à 1251,5	1342,0 à 1363,6	1330,0 à 1350,7	3970 à 4040
7	Mannville	1251,5 à 1439,3	1363,6 à 1558,2	1350,7 à 1530,0	4040 à 4815
8	Banff	1439,3 à 1451,0	NP	1530,0 à 1543,0	NP
9	Wabamun	1451,0 à 1613,7	1558,2 à 1772,6	1543,0 à 1763,0	4815 à FI
10	Calmar et Nisku	1613,7 à 1665,5	1772,6 à FI	1763,0 à 1818,3	FI
11	Ireton	1665,5 à 1904,0	FI	1818,3 à FI	FI
12	Cooking Lake	1904,0 à FI	FI	FI	FI

Sawridge 150G
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/2-6-73-5O5	00/4-19-71-4O5 ^{note a du tableau c47}
	Couche	Diagraphie sonique (pi FE)	Diagraphie d’induction (pi FE)
1	Colorado	surface à 1248
2	Viking	1248 à 1334
3	Mannville	1334 à 2240
4	Banff et Exshaw	2240 à 2440
5	Wabamun	2440 à 3336
6	Winterburn	3336 à 3647
7	Ireton	3647 à 4888
8	Waterways	4888 à 5450
9	Slave Point	5450 à 5496
10	Watt Mountain	5496 à 5578
11	Gilwood	5578 à 5860	6112 à 6146^{note a du tableau c47}
12	Muskeg	5860 à 5920
13	Keg River	5920 à 6321
14	Lower Elk Point	6321 à FI
Note(s) du tableau c47 Note a du tableau c47 Mitsue Gilwood Sand Unit n° 1: définition d’une couche divisée en unités Retour à la note a du tableau c47

Sharphead 141
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/6-1-43-26O4	00/14-2-43-26O4
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie sonique (m FE)
1	Horseshoe Canyon		surface à 552,0
2	Belly River et Lea Park		552,0 à 1016,0
3	Wapiabi, Cardium et Blackstone		1016,0 à 1270,0
4	Second schiste argileux de White	LIND à 1384,5	1270,0 à 1405,0
5	Viking et Joli Fou	1384,5 à 1436,0	1405,0 à FI
6	Mannville	1436,0 à 1625,0	FI
7	Banff et Exshaw	1625,0 à 1652,5	FI
8	Wabamun	1652,5 à FI	FI

Siksika 146
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/14-3-23-23O4	00/5-19-22-23O4	00/4-4-21-20O4	00/2-29-20-20O4	00/6-20-20-19O4
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie sonique (m FE)
1	Edmonton et Belly River	surface à 812,0	surface à 763,5	surface à 548,5	surface à 585,0	surface à 603,5
2	Pakowki	812,0 à 854,5	763,5 à 810,0	548,5 à 593,0	585,0 à 630,0	603,5 à 656,0
3	Milk River	854,5 à 937,5	810,0 à 892,0	593,0 à 686,0	630,0 à 722,5	656,0 à 738,5
4	Upper Colorado, y compris Medicine Hat	937,5 à 1242,0	892,0 à 1200,0	686,0 à 977,5	722,5 à 1018,6	738,5 à 1026,6
5	Second schiste argileux de White	1242,0 à 1370,7	1200,0 à 1330,0	977,5 à 1095,4	1018,6 à 1144,0	1026,6 à 1147,7
6	Viking Lag Sand	NP	1330,0 à 1333,0	1095,4 à 1101,0	NP	NP
7	Viking (Bow Island)	1370,7 à 1475,0	1333,0 à 1441,5	1101,0 à 1203,7	1144,0 à 1248,5	1147,7 à 1250,0
8	Mannville	1475,0 à 1647,0	1441,5 à 1595,5	1203,7 à 1350,0	1248,5 à 1431,3	1250,0 à 1413,7
9	Pekisko	1647,0 à 1752,0	1595,5 à FI	1350,0 à FI	1431,3 à 1477,3	1413,7 à 1476,3
10	Banff et Exshaw	1752,0 à 1896,0	FI	FI	1477,3 à 1617,0	1476,3 à 1630,0
11	Wabamun	1896,0 à 2065,7	FI	FI	1617,0 à 1753,0	1630,0 à 1755,0
12	Calmar et Nisku	2065,7 à 2096,0	FI	FI	1753,0 à 1796,5	1755,0 à 1793,7
13	Ireton et Leduc	2096,0 à 2312,0	FI	FI	1796,5 à FI	1793,7 à FI
14	Cooking Lake	2312,0 à 2365,0	FI	FI	FI	FI
15	Beaverhill Lake	2365,0 à 2514,5	FI	FI	FI	FI
16	Elk Point	2514,5 à FI	FI	FI	FI	FI

Stoney 142-143-144 et Tsuut’ina Nation 145
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/8-13-27-3O5	00/2-33-25-6O5^{note a du tableau c50}	00/10-34-24-6O5(5-34)^{note b du tableau c50}	00/5-24-27-6O5^{note c du tableau c50}
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie neutron (pi FE)	Diagraphie sonique (pi FE)	Diagraphie sonique (pi FE)
1	Belly River	surface à 1743,0
2	Wapiabi	1743,0 à 2121,0
3	Cardium et Blackstone	2121,0 à 2418,0
4	Viking et Joli Fou	2418,0 à 2498,0
5	Blairmore^{note d du tableau c50}	2498,0 à 2729,0
6	Mount Head	NP
7	Turner Valley	2729,0 à 2775,0	11 154 à 11 485^{note a du tableau c50}	11 920 à 12 280^{note b du tableau c50}	9978 à 10 198^{note c du tableau c50}
8	Shunda	2775,0 à 2828,0
9	Pekisko	2828,0 à 2929,0
10	Banff et Exshaw	2929,0 à 3079,0
11	Wabamun	3079,0 à 3318,0
12	Winterburn	3318,0 à 3356,0
13	Ireton	3356,0 à 3368,0
14	Leduc	3368,0 à 3599,0
15	Cooking Lake	3599,0 à FI
Note(s) du tableau c50 Note a du tableau c50 Jumping Pound West Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note a du tableau c50 Note b du tableau c50 Jumping Pound West Unit n° 2 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note b du tableau c50 Note c du tableau c50 Wildcat Hills Unit : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note c du tableau c50 Note d du tableau c50 Y compris les restes de la couche jurassique, soit Fernie et Nordegg Retour à la note d du tableau c50

Sturgeon Lake 154
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/9-18-70-23O5	00/4-25-70-23O5
	Couche	Diagraphie sonique (pi FE)	Diagraphie sonique (pi FE)
1	Wapiabi	surface à 1844	surface à 1755
2	Badheart	1844 à 1897	1755 à 1795
3	Kaskapau	1897 à 2721	1795 à 2605
4	Dunvegan	2721 à 2960	2605 à 2835
5	Shaftesbury	2960 à 3467	2835 à 3327
6	Peace River	3467 à 3540	3327 à 3395
7	Harmon	3540 à 3623	3395 à 3482
8	Spirit River	3623 à 4573	3482 à 4440
9	Bluesky et Gething	4573 à 4805	4440 à 4586
10	Cadomin	4805 à 4890	4586 à 4658
11	Fernie et Nordegg	4890 à 5092	4658 à 4949
12	Montney	5092 à 5459	4949 à 5288
13	Belloy	5459 à 5590	5288 à 5373
14	Debolt	5590 à 6186	5373 à 5997
15	Shunda	6186 à 6473	5997 à 6290
16	Pekisko	6473 à 6674	6290 à 6486
17	Banff	6674 à 7378	6486 à 7208
18	Exshaw	7378 à 7397	7208 à 7228
19	Wabamun	7397 à 8184	7228 à 8021
20	Winterburn	8184 à 8496	8021 à 8422
21	Ireton	8496 à 8637	8422 à 9316
22	Leduc	8637 à FI	NP
23	Beaverhill Lake	FI	9316 à 9610
24	Slave Point	FI	9610 à 9660
25	Gilwood et Granite Wash	FI	9660 à 9730
26	Precambrian	FI	9730 à FI

Sucker Creek 150A
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/16-36-74-15O5
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)
1	Shaftesbury	surface à 428
2	Paddy, Cadotte et Harmon	428 à 463
3	Spirit River	463 à 737
4	Bluesky et Gething	737 à 768
5	Debolt	768 à 863
6	Shunda	863 à 976
7	Pekisko	976 à 1031
8	Banff	1031 à 1265
9	Wabamun	1265 à 1535
10	Winterburn	1535 à 1657
11	Woodbend	1657 à 1956
12	Beaverhill Lake et Slave Point	1956 à 2084
13	Gilwood et Watt Mountain	2084 à 2113
14	Granite Wash	2113 à 2152
15	Precambrian	2152 à FI

Sunchild 202 et O’Chiese 203
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/4-11-44-10O5	00/10-15-43-10O5	00/6-30-42-9O5
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Edmonton et Belly River	surface à 1765,0	surface à 1742,0	surface à 1700,0
2	Upper Colorado	1765, 0 à 2120,0	1742,0 à 2126,0	1700,0 à 2062,0
3	Cardium	2120,0 à 2186,0	2126,0 à 2197,7	2062,0 à 2134,7
4	Lower Colorado	2186,0 à 2522,5	2197,7 à 2499,0	2134,7 à 2451,9
5	Viking	2522,5 à 2550,0	2499,0 à 2526,0	2451,9 à 2478,6
6	Upper Mannville	2550,0 à 2720,0	2526,0 à 2678,0	2478,6 à 2627,0
7	Lower Mannville	2720,0 à 2791,4	2678,0 à 2757,0	2627,0 à 2702,5
8	Fernie, Rock Creek et Poker Chip	2791,4 à 2833,0	2757,0 à 2794,8	2702,5 à 2741,8
9	Nordegg	2833,0 à 2861,0	2794,8 à 2824,0	2741,8 à 2771,0
10	Shunda	2861,0 à 2892,2	2824,0 à 2854,8	2771,0 à 2804,2
11	Pekisko	2892,2 à 2926,0	2854,8 à 2905,0	2804,2 à 2839,0
12	Banff et Exshaw	2926,0 à FI	2905,0 à FI	2839,0 à 3021,3
13	Wabamun	FI	FI	3021,3 à FI

Thunderchild 115K et Thunderchild First Nation 115B, 115C, 115D, 115E, 115F, 115G, 115H, 115I, 115J, 115L, 115M, 115N, 115Q, 115R, 115S, 115T, 115U, 115V, 115W, 115X et 115Z
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	91/5-25-59-23O3	21/16-3-52-20O3
	Couche	Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	St. Walburg	231,6 à 274,4
2	Viking	274,4 à 320,8
3	Colony	320,8 à 340,0	454,0 à 478,0
4	McLaren	340,0 à 352,0	478,0 à 489,0
5	Waseca	352,0 à LIND	489,0 à 516,0
6	Sparky		516,0 à 546,0
7	General Petroleum		546,0 à 575,0
8	Rex		575,0 à 608,0
9	Lloydminster		608,0 à 646,0
10	Cummings		646,0 à 672,0
11	Devonian		672,0 à FI

Utikoomak Lake 155
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/6-30-80-9O5	12-28-80-9O5^{note a du tableau d5}	2-21-79-8O5^{note b du tableau d5}
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)	Diagraphie électrique (pi FE)	Diagraphie électrique (pi FE)
1	Peace River et Spirit River	315,5 à 558,7
2	Shunda et Pekisko	558,7 à 607,0
3	Banff et Exshaw	607,0 à 884,0
4	Wabamun	884,0 à 1125,0
5	Winterburn	1125,0 à 1267,0
6	Ireton	1267,0 à 1568,0
7	Beaverhill Lake	1568,0 à 1686,0
8	Slave Point et Fort Vermilion	1686,0 à 1718,0
9	Watt Mountain et Gilwood	1718,0 à 1724,0	5552 à 5576^{note a du tableau d5}	5689 à 5771^{note b du tableau d5}
10	Muskeg et Keg River	1724,0 à 1750,0
11	Granite Wash	1750,0 à 1755,0
12	Precambrian	1755,0 à FI
Note(s) du tableau d5 Note a du tableau d5 West Nipisi Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note a du tableau d5 Note b du tableau d5 Nipisi Gilwood Unit n° 1 : définition d’une couche divisée en unités Retour à la note b du tableau d5

Wabamun 133A
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/15-23-52-4O5
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)
1	Belly River	surface à 710,0
2	Lea Park	710,0 à 865,0
3	Wapiabi	865,0 à 1016,0
4	Cardium et Lower Colorado	1016,0 à 1245,0
5	Viking	1245,0 à 1276,0
6	Joli Fou	1276,0 à 1295,5
7	Upper Mannville	1295,5 à 1424,0
8	Glauconite	1424,0 à 1445,0
9	Lower Mannville	1445,0 à 1474,0
10	Banff et Exshaw	1474,0 à 1631,0
11	Wabamun	1631,0 à 1790,0
12	Graminia, Blue Ridge et Calmar	1790,0 à 1840,0
13	Nisku	1840,0 à 1877,0
14	Ireton	1877,0 à FI

Wabasca 166, 166A, 166B, 166C et 166D
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/11-10-81-25O4
	Couche	Diagraphie d’induction (pi FE)
1	Pelican et Joli Fou	720 à 824
2	Grand Rapids	824 à 1116
3	Clearwater	1116 à 1452
4	Wabiskaw	1452 à 1536
5	McMurray	1536 à 1608
6	Wabamun	1608 à 1677
7	Winterburn	1677 à FI

White Bear 70
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	01/5-15-10-2O2
	Couche	Diagraphie neutron (pi FE)
1	Viking	2670 à 2843
2	Mannville	2843 à 3200
3	Gravelbourg	3200 à 3645
4	Watrous	3645 à 3902
5	Tilston	3902 à 3944
6	Souris Valley	3944 à 4380
7	Bakken	4380 à 4420
8	Torquay	4420 à 4590
9	Birdbear	4590 à 4690
10	Duperow	4690 à 5214
11	Souris River	5214 à 5593
12	Dawson Bay	5593 à 5780
13	Prairie Evaporite	5780 à FI

White Fish Lake 128
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/14-11-6213O4^{note a du tableau d9}	00/10-16-62-12O4^{note b du tableau d9}
	Couche	Diagraphie d’induction (m FE)	Diagraphie d’induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	347,6 à 386,0	347,0 à 383,5
2	Colony	386,0 à 426,0	383,5 à 397,5
3	Upper Grand Rapids 2	426,0 à 439,0	397,5 à 431,0
4	Lower Grand Rapids 1	439,0 à 453,0	431,0 à 445,0
5	Lower Grand Rapids 2	453,0 à 471,0	445,0 à 459,0
6	Upper Clearwater	471,0 à 498,0	459,0 à 491,5
7	Lower Clearwater	498,0 à 522,0	491,5 à 516,5
8	McMurray	522,0 à FI	516,5 à 539,5
9	Woodbend		539,5 à FI
Note(s) du tableau d9 Note a du tableau d9 Données de type Colony Channel Retour à la note a du tableau d9 Note b du tableau d9 Données de type Non-Colony Channel Retour à la note b du tableau d9

Woodland Cree 226, 227 et 228
Article	Colonne 1	Colonne 2 Données de diagraphie
	Colonne 1	00/6-18-87-18O5	00/7-24-86-14O5	00/9-34-86-17O5
	Couche	Diagraphie sonique (m FE)	Diagraphie sonique (m FE)	Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Bullhead	surface à 494,0	surface à 475,0	surface à 498,0
2	Debolt	494,0 à 540,0	NP	498,0 à 504,0
3	Shunda	540,0 à 664,0	NP
4	Pekisko	664,0 à 753,0	475,0 à 518,5
5	Banff et Exshaw	753,0 à 1051,0	518,5 à 823,0
6	Wabamun	1051,0 à 1312,0	823,0 à 1078,0
7	Winterburn	1312,0 à 1397,0	1078,0 à 1205,5
8	Ireton	1397,0 à 1662,0	1205,5 à 1509,0
9	Beaverhill Lake	1662,0 à 1700,0	1509,0 à 1566,0
10	Slave Point	1700,0 à FI	1566,0 à 1613,5
11	Granite Wash		1613,5 à 1614,0
12	Precambrian		1614,0 à FI

ANNEXE 5

(paragraphe 79(1))

Redevances

Définition

Définition de gaz commercialisable

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

Prix de vente réel

Valeur la plus élevée

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

Facteurs à considérer

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

a) tout prix de référence applicable;
b) dans le cas du gaz, le coût du transport, le volume du gaz combustible et le pouvoir calorifique du gaz;
c) dans le cas du pétrole, le coût du transport, l’ajustement de la qualité suivant la teneur en soufre et la densité du pétrole;
d) le fait que les parties à la transaction soient apparentées au sens du paragraphe 82(4) du présent règlement;
e) le taux de change quotidien du dollars américain en dollars canadien de la Banque du Canada;
f) la conversion de barils de pétrole en mètres cubes de pétrole selon un facteur de 6,2898.

Redevances pour le pétrole

Calcul de la redevance pour le pétrole

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

Redevance de base — cinq premières années

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

TABLEAU
Article	Colonne 1 Production mensuelle (m³)	Colonne 2 Redevance mensuelle (m³)
1	jusqu’à 80	10 % du nombre de mètres cubes
2	plus de 80 mais au plus 160	8 m³ plus 20 % du nombre de mètres cubes au-delà de 80
3	plus de 160	24 m³ plus 26 % du nombre de mètres cubes au-delà de 160

Redevance de base — années subséquentes

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

TABLEAU
Article	Colonne 1 Production mensuelle (m³)	Colonne 2 Redevance mensuelle (m³)
1	jusqu’à 80	10 % du nombre de mètres cubes
2	plus de 80 mais au plus 160	8 m³ plus 20 % du nombre de mètres cubes au-delà de 80
3	plus de 160 mais au plus 795	24 m³ plus 26 % du nombre de mètres cubes au-delà de 160
4	plus de 795	189 m³ plus 40 % du nombre de mètres cubes au-delà de 795

Avis au conseil

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

Redevance supplémentaire

(5) La redevance supplémentaire est :

a) pour le pétrole à l’égard duquel s’applique le paragraphe (2), déterminée au moyen de la formule suivante :

(T – B)0,50(P – R)

où :
T représente le nombre de mètres cubes de pétrole extrait de chaque puits ou attribué à chaque puits dans la zone visée par le contrat au cours du mois,
B le montant de la redevance mensuelle, en mètres cubes, déterminé conformément au tableau du paragraphe (2),
P le prix de vente réel du pétrole par mètre cube,
R le prix de référence, qui est égal :
- (i) dans le cas du pétrole extrait d’une source mentionnée à la colonne 2 du tableau du présent paragraphe, au prix mentionné à la colonne 3;
- (ii) dans tous les autres cas, à 25 $ le mètre cube;
b) pour le pétrole à l’égard duquel s’applique le paragraphe (3), déterminée au moyen de la formule suivante :

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

où :
T représente le nombre de mètres cubes de pétrole extrait de chaque puits ou attribué à chaque puits dans une zone visée par un contrat au cours du mois,
B le montant de la redevance mensuelle, en mètres cubes, déterminé conformément au tableau du paragraphe (3),
P le prix de vente réel du pétrole par mètre cube,
R le prix de référence, qui est égal :
- (i) dans le cas du pétrole extrait d’une source mentionnée à la colonne 2 du tableau du présent paragraphe, au prix mentionné à la colonne 3;
- (ii) dans tous les autres cas, à 25 $ le mètre cube.

TABLEAU
Article	Colonne 1 Terres de la première nation	Colonne 2 Source en production avant le 1^er janvier 1974	Colonne 3 Prix de référence ($/m³)
1	Pigeon Lake 138A	Cardium	24,04
1	Pigeon Lake 138A	Leduc	25,37
2	Sawridge 150G	Gilwood Sand	25,13
3	Enoch Cree Nation 135	Crétacé inférieur	24,64
		Acheson Leduc	24,45
		Yekau Lake Leduc	25,01
4	Sturgeon Lake 154	Leduc	21,51
5	Utikoomak Lake 155	Gilwood Sand Unit n° 1	25,00
5	Utikoomak Lake 155	West Nipisi Unit n° 1	24,58
6	White Bear 70	Puits 10-2-10-2 O2	22,40
6	White Bear 70	Puits 8-9-10-2 O2	22,63
7	Siksika 146	Puits 6-25-20-21 O4	18,19
8	Ermineskin 138	Puits 6-11-45-25 O4	19,18

Redevances pour le gaz

Calcul de la redevance pour le gaz

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

Redevance brute

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

Redevance brute supplémentaire

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

a) pour le gaz commercialisable :
- (i) 30 % de la différence entre le prix de vente réel par 1000 m³ et 10,65 $/1000 m³, lorsque ce prix est supérieur à 10,65 $/1000 m³ mais n’excède pas 24,85 $/1000 m³,
- (ii) 4,26 $/1000 m³ plus 55 % de la fraction du prix de vente réel qui excède 24,85 $/1000 m³, lorsque ce prix excède 24,85 $/1000 m³;
b) pour les pentanes plus, 50 % de la fraction du prix de vente réel qui excède 27,68 $/m³, lorsque ce prix excède 27,68 $/m³;
c) pour le soufre, 50 % de la fraction du prix de vente réel qui excède 39,37 $/t, lorsque ce prix excède 39,37 $/t;
d) pour tout autre élément composant tiré d’une source qui produit du gaz commercialisable, la somme égale au produit obtenu par la multiplication du prix de vente réel de l’élément composant par le pourcentage du taux global de redevance pour le gaz commercialisable, compte tenu de la valeur de la redevance brute de base et de la redevance brute supplémentaire, qui excède 25 %;
e) pour tout autre élément composant tiré d’une source qui ne produit pas de gaz commercialisable, le moindre des montants suivants : le tiers du prix de vente réel de l’élément composant et la somme déterminée aux termes d’un accord spécial conclu en vertu du paragraphe 4(2) de la Loi.

Mesure des volumes

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

Avis au conseil

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

Redevance pour le pétrole ou le gaz utilisé

Aucune redevance

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

Exception

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

ANNEXE 6

(article 113)

Violations et pénalités

PARTIE 1

Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes


Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Pénalité ($)
1	5(1)a)(i)	10 000
2	5(1)a)(ii)	10 000
3	16	10 000
4	17(2)	10 000

PARTIE 2

Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes


Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Pénalité ($)
1	16	10 000
2	19(2)	1 000
3	21a)(i)	1 000
4	21a)(ii)	1 000
5	21a)(iii)	1 000
6	21a)(iv)	1 000
7	21a)(v)	1 000
8	21b)(i)	1 000
9	21b)(ii)	1 000
10	21b)(iii)	1 000
11	21b)(iv)	1 000
12	21b)(v)	1 000
13	21b)(vi)	1 000
14	21c)(i)	1 000
15	21c)(ii)	1 000
16	21c)(iii)	1 000
17	21c)(iv)	1 000
18	21c)(v)	1 000
19	21c)(vi)	1 000
20	21c)(vii)	1 000
21	21d)(i)	1 000
22	21d)(ii)	1 000
23	21d)(iii)	1 000
24	21d)(iv)	1 000
25	21d)(v)	1 000
26	21d)(vi)	1 000
27	21d)(vii)	1 000
28	21d)(viii)	1 000
29	21e)	1 000
30	21f)	1 000
31	32(1)	2 500
32	32(2)a)	10 000
33	32(2)b)	2 500 (par forage)
34	32(2)c)	2 500
35	32(2)d)	10 000
36	32(2)f)	1 500
37	33(1)	10 000
38	34	10 000
39	59(2)	10 000
40	75(5)	10 000
41	78	10 000
42	82(2)a)	1 000
43	82(2)b)	1 000
44	82(2)d)	1 000
45	83(2)	2 000
46	98	1 000

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

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

Résumé

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

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

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

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

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

Enjeux

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

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

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

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

Contexte

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

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

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

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

La LPGTI (1974) et le Règlement de 1995 en vigueur ne procurent pas au gouvernement du Canada les outils coercitifs nécessaires pour encourager la conformité de l’industrie et pour intervenir convenablement en cas de non-conformité. Pétrole et gaz des Indiens du Canada dispose d’un choix limité de recours en cas de non-conformité : annuler un bail ou intenter une action en justice.
Les pratiques opérationnelles, le calendrier de collecte de données et le barème de calcul de redevances existants ne sont pas harmonisés avec ceux des provinces productrices de gaz et de pétrole. Si des entreprises décident d’investir dans les terres des Premières Nations, elles doivent se doter de deux ensembles de processus et de systèmes de déclaration de leurs activités pétrolières et gazières : un qui s’applique aux terres et l’autre qui s’applique aux terres situées hors réserve. Ce dédoublement des efforts représente un fardeau administratif et un facteur dissuasif pour les entreprises qui envisagent d’investir dans les terres des Premières Nations.

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

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

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

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

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

Pour assurer leur compatibilité avec la LPGTI (2009).
Pour tenir compte des conventions modernes de rédaction des règlements.
Pour tenir compte des pratiques et procédures actuelles, telles que le processus d’évaluation environnementale, qui ont évolué au fil des années de travail en partenariat avec Pétrole et gaz des Indiens du Canada, les Premières Nations, l’industrie et les provinces et qui se sont révélées utiles pour réglementer les activités gazières et pétrolières sur les terres des Premières Nations.
Pour tenir compte des recommandations formulées par le Comité mixte permanent d’examen de la réglementation.

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

Objectifs

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

Faire en sorte que les Premières Nations et l’industrie ont un environnement réglementaire prévisible pour faciliter les décisions d’investissement.
Établir un régime de conformité et d’application de loi qui est plus robuste et souple et qui comporte des critères pour le processus décisionnel réglementaire, une définition des droits et responsabilités de toutes les parties, et des pouvoirs et outils clairement définis pour favoriser la conformité.

Description

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

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

a) D’établir des procédures pour : la délivrance de permis et l’établissement des conditions de délivrance de permis de prospection de gaz et de pétrole; les contrats d’exploitation gazière et pétrolière; les contrats de droits de superficie pour accéder aux intérêts sur le sous-sol; ainsi que la détermination de la durée initiale des permis et des baux. Grâce à ces changements, les intervenants sont assujettis à des procédures et à des conditions réglementées, plutôt que négociées.
b) D’établir des ensembles de règles concernant les revenus tirés d’un permis et la reconduction des contrats. Des dispositions dans le Règlement expliquent comment des terres sont acquises en vertu d’un permis et décrivent les circonstances dans lesquelles un contrat pourrait être reconduit après sa durée initiale. Ce qui sont des mesures importantes pour s’assurer que les Premières Nations et l’industrie ont un environnement prévisible d’exploitation.
c) D’instituer des exigences de tenue de dossiers et d’établissement de rapports afin de disposer d’un vaste éventail de données qui permettraient notamment d’améliorer l’exactitude des évaluations des redevances à verser, ainsi que de données sur le potentiel de production de gaz et de pétrole, et d’instituer également l’exigence d’établir des rapports d’étape des activités d’exploitation gazière et pétrolière. Grâce à ces changements, les données recueillies et publiées seront harmonisées avec celles des provinces. Lorsque le système informatique aura été mis à niveau, le gouvernement du Canada disposera du même système que celui qu’utilisent les provinces. Par conséquent, il pourra extraire automatiquement les données nécessaires et l’industrie n’aura plus besoin d’avoir deux ensembles de processus et de systèmes, un qui s’applique aux terres de réserve et l’autre qui s’applique aux terres situées hors réserve.
d) D’accroître la possibilité de soumettre des données et d’émettre des avis par voie électronique. Le régime s’harmonisera donc mieux avec les normes et les processus utilisés par les régimes équivalents plus modernes et plus efficaces dans les provinces.
e) De déterminer les redevances compensatoires qui sont exigibles, lorsque les terres des Premières Nations sont vidées de leur gaz et pétrole par le forage sur des terres avoisinantes. Ce changement s’inspire des lois provinciales sur le drainage, afin d’assurer la cohérence avec le système utilisé à l’extérieur de la réserve, mais inclut également des modifications pour répondre aux préoccupations concernant le caractère unique des limites de terres des Premières Nations.

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

a) Ajouter un processus par lequel les Premières Nations pourraient prendre des dispositions pour procéder à une vérification, au nom du ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien (le ministre), des activités des entreprises d’exploration et d’exploitation de gaz et de pétrole dans leurs terres. Le régime serait modernisé en tenant compte du point de vue de nombreux intervenants. Cette disposition fournit aux Premières Nations un moyen de s’exprimer davantage pour s’assurer que le régime de conformité et d’application de la loi est robuste et souple.
b) Supprimer la disposition par laquelle les décisions prises par le directeur exécutif de Pétrole et gaz des Indiens du Canada peuvent être examinées par le ministre, car, selon la LPGTI (2009), toutes les décisions doivent être prises par le ministre. Comme la réglementation des activités de l’industrie est de plus en plus complexe, il est également nécessaire de mettre à jour et de moderniser les mécanismes de recours. L’examen ministériel des décisions du directeur exécutif s’est révélé être une étape inutile, puisque les différends sont habituellement portés devant les tribunaux. Grâce à ce changement, un intervenant qui n’est pas d’accord avec une décision du ministre peut faire appel plus rapidement à un tribunal compétent.
c) Mettre en place des sanctions administratives pécuniaires en cas de violations spécifiées de la Loi et du Règlement. En établissant une suite moderne d’outils réglementaires, y compris un barème des infractions pour encourager la conformité de l’industrie et intervenir en cas de non-conformité, on améliorera la capacité du gouvernement du Canada de réglementer l’exploitation du gaz et du pétrole sur les terres des Premières Nations. La Loi et le Règlement fournissent les pouvoirs nécessaires pour effectuer des vérifications, pour délivrer des ordonnances d’arrêt des activités et de prise de mesures correctives, ainsi que pour effectuer des perquisitions et des saisies. Ces pouvoirs seront compatibles avec ceux qui sont conférés par les régimes en vigueur à l’extérieur des réserves.
d) Veiller à ce que toutes les demandes d’autorisation d’activités gazières et pétrolières à la surface comprennent un examen environnemental pour s’assurer que les activités prévues ne causent pas de dommages irrémédiables aux terres des Premières Nations. Il est essentiel d’inclure l’exigence que les examens environnementaux soient effectués avant tout projet de construction, afin que le gouvernement du Canada ait un régime de réglementation environnemental cohérent et compatible avec le régime de réglementation environnementale qui existe hors des réserves, et que les sites d’importance culturelle, historique et cérémonielle pour les Premières Nations soient conservés.

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

Élaboration de la réglementation

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cession

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

le délai de 15 jours est supprimé;
le cessionnaire doit indiquer dans la demande que la rencontre a eu lieu avec la Première Nation, ou que la Première Nation a fourni une renonciation écrite à la rencontre;
une demande est réputée incomplète et un traitement supplémentaire est suspendu si la confirmation de la rencontre, ou la renonciation à cette dernière, n’est pas incluse avec la demande.

Ouverture des soumissions

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

Capacité financière

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

Reconduction des contrats relatifs au sous-sol

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

Personnes liées

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

Vérification et examen par la Première Nation

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

Redevance compensatoire

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

Prix de vente réel

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

Recherches documentaires

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

Obligations relatives aux traités modernes et consultations et mobilisation des Autochtones

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

Choix de l’instrument

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

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

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

Analyse de la réglementation

Coûts et avantages

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

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

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

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

Item : coût/avantage	Valeur actualisée totale (prix de base de l’année 2019)	Valeurs annualisées
Économies en charges administratives
Soumission de renseignements	83 289 159$	11 858 503$
Introduction des formulaires prescrits	263 413$	37 504$
Établissement de la juste valeur	3 850$	548$
Demande pour un contrat	105 873$	15 074$
Droits accordés au titre d’un contrat relatif au sous-sol	34 535$	4 917$
Période de validité initiale du permis	7 699$	1 096$
Période de validité du bail	7 699$	1 096$
Aucune modification et période de validité intermédiaire du bail	257 483$	36 660$
Projet de récupération de bitume	8 191$	1 166$
Reconduction des contrats relatifs au sous-sol ANCIEN	169 249$	24 097$
Regroupement, attribution de la production et accord de mise en commun	14 796$	2 107$
Économies en charges administratives (avantages)	84 161 949$	11 982 768$
Coûts
Puits de service	3 441$	490$
Reconduction des contrats relatifs au sous-sol NOUVEAU	316 193$	45 019$
Redevance compensatoire estimée — Saskatchewan	123 726$	17 616$
Redevance compensatoire estimée — Alberta	39 952$	5 688$
Coûts totaux	483 311$	68 813$
Avantages nets	83 678 637$	11 913 955$

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

Lentille des petites entreprises

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

Règle du « un pour un »

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


Coûts administratifs annuels (dollars constants de 2012)	6 654 296 $
Coûts administratifs annuels par entreprise (dollars constants de 2012)	36 764 $

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

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

Codification des procédures pour la délivrance de licences, de contrats de superficie et de contrats tréfonciers, et amélioration de la transparence des modalités liées à ces contrats, afin d’éliminer le besoin de négocier les modalités de chaque contrat spécifique.
Établissement d’un ensemble de règles concernant les revenus tirés d’un permis et la prorogation des contrats, afin d’éliminer la nécessité de négocier les modalités de chaque contrat spécifique.
Établissement d’exigences de tenue de dossiers et d’établissement de rapports afin de disposer d’un vaste éventail de données qui permettraient notamment d’améliorer l’exactitude des évaluations des redevances à verser, ainsi que des données nécessaires pour évaluer une demande de reconduction d’un contrat tréfoncier, en plus de l’établissement d’une exigence de demande spéciale de reconduction.
Mise en place d’un système électronique de transmission de données et d’émission d’avis, afin d’éliminer l’obligation pour l’industrie de maintenir deux ensembles de systèmes et de processus, l’un étant destiné aux projets dans les réserves.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

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

Évaluation environnementale stratégique

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

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

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

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

Analyse comparative entre les sexes plus

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

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

Mise en œuvre

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

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

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

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

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

Conformité et application

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

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

a) La LPGTI (2009) prévoit le pouvoir de procéder à une vérification au sujet des entreprises menant des activités pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations. Le Règlement prévoit que les Premières Nations peuvent procéder à ces vérifications, au nom du ministre, sur demande. La capacité de vérifier les entreprises encourage la conformité dans la déclaration des redevances et l’octroi du pouvoir représente une façon pour la Première Nation de participer au processus réglementaire.
b) Le Règlement ne contient plus l’exigence d’un examen ministériel de la décision du directeur exécutif (Pétrole et gaz des Indiens du Canada) avant de présenter une demande de contrôle judiciaire. Toutes les décisions seront prises par le ministre en vertu de la LPGTI (2009) et du Règlement. Cela permet de s’assurer qu’un intervenant qui n’est pas d’accord avec une décision du ministre peut faire appel plus rapidement à un tribunal compétent.
c) La LPGTI (2009) et le Règlement indiquent clairement le type d’infraction punissable, ainsi que les pénalités associées, pour les questions de non-conformité. Cela permet de s’assurer que les entreprises sont conscientes de leurs droits et obligations ainsi que des pénalités possibles associées à la non-conformité. L’annexe 6 du Règlement indique la valeur administrative pécuniaire des diverses pénalités prévues par la Loi.
d) La LPGTI (2009) prévoit le pouvoir d’inspecter les activités et les registres, d’effectuer des perquisitions et des saisies au besoin, de délivrer des ordonnances d’arrêt des activités et de prise de mesures correctives, tout cela pour réprimer la non-conformité. Cela permet de s’assurer que les entreprises sont conscientes de leurs droits et obligations ainsi que des mesures possibles qui peuvent être prises par Pétrole et gaz des Indiens du Canada.
e) Le Règlement exige que les demandes d’autorisation d’activités gazières et pétrolières comprennent un examen environnemental, au besoin. Cela permet de s’assurer que les activités pétrolières et gazières sont menées d’une manière conforme aux souhaits de la Première Nation et sans causer de dommages irréparables aux sites d’importance culturelle, historique et cérémoniale de la Première Nation.

Personnes-ressources

Demandes en français :

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

Demandes en anglais :

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

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

Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

Définitions et interprétation

Règles générales

Conditions obligatoires dans tout contrat

Exploration

Autorisation

Demande de licence d’exploration

Activités menées en vertu d’une licence d’exploration

Droits ou intérêts relatifs au sous-sol

Droits ou intérêts accordés relativement au sous-sol

Règles générales

Adjudication

Processus d’appel de propositions

Processus de négociation

Conditions des contrats relatifs au sous-sol

Choix de terres pour la période de validité intermédiaire des permis

Approbation d’un projet de récupération de bitume

Forage après l’expiration prévue

Reconduction des contrats relatifs au sous-sol

Droits ou intérêts relatifs au sol

Redevances

Vérification et examen par la première nation

Règles générales

Approbation préalable

Demande de conclusion d’un accord

Production équitable de pétrole et de gaz

Obligations des titulaires

Préavis de drainage

Calcul et paiement de la redevance compensatoire

Puits de limite

Puits de service

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

Renonciation, défaut et résiliation

Violations et pénalités

Dispositions transitoires

Abrogation

Entrée en vigueur

ANNEXE 1

ANNEXE 2

Période de validité initiale du permis

ANNEXE 3

Couches — période de validité intermédiaire

Note(s) du tableau b13

Note(s) du tableau b23

Note(s) du tableau b24

Note(s) du tableau b30

Note(s) du tableau b31

Note(s) du tableau c1

Note(s) du tableau c3

Note(s) du tableau c6

Note(s) du tableau c11

Note(s) du tableau c15

Note(s) du tableau c16

ANNEXE 4

Couches — reconduction

Note(s) du tableau c17

Note(s) du tableau c24

Note(s) du tableau c26

Note(s) du tableau c31

Note(s) du tableau c35

Note(s) du tableau c36

Note(s) du tableau c42

Note(s) du tableau c43

Note(s) du tableau c45

Note(s) du tableau c47

Note(s) du tableau c50

Note(s) du tableau d5

Note(s) du tableau d9

ANNEXE 5

Redevances

Définition

Prix de vente réel

Redevances pour le pétrole

Redevances pour le gaz

Calcul de la redevance pour le gaz

Redevance pour le pétrole ou le gaz utilisé

ANNEXE 6

Violations et pénalités

PARTIE 1