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

Le 19 mai 2018

Fondement législatif

Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

Ministères responsables

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

RÉSUMÉ DE L'ÉTUDE D'IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

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

Enjeux

Au cours des 20 dernières années, bien que les lois et les règlements régissant la conservation et l'exploitation des ressources pétrolières et gazières provinciales se soient améliorés et se soient adaptés à l'évolution de l'industrie et aux progrès technologiques, le régime fédéral de réglementation des activités d'exploitation pétrolière et gazière sur les terres de réserve des Premières Nations n'a pas changé. Par conséquent, l'industrie du pétrole et du gaz doit composer avec des conditions d'investissements différentes, selon que le projet vise des terres de réserve des Premières Nations ou des terres équivalentes dans la province.

Le 14 mai 2009, une nouvelle Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009) [LPGTI (2009)] a été adoptée à la suite de la sanction royale des modifications apportées à Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (1974) [LPGTI (1974)]. Toutefois, la LPGTI (2009) n'est actuellement pas en vigueur, car aucun nouveau règlement n'a été adopté pour remplacer l'actuel Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (Règlement de 1995). Le présent résumé de l'étude d'impact de la réglementation porte sur la nouvelle réglementation.

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

• Manque de cohérence et d'harmonisation entre les règles applicables aux terres de réserve et celles qui sont applicables aux terres hors réserve, réduisant ainsi 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.
• Mécanismes limités d'application de la réglementation, ce qui nuit à la capacité de réglementer tout l'éventail d'activités modernes d'exploitation de ressources pétrolières et gazières sur les terres de réserve des Premières Nations. En outre, le Règlement de 1995 n'est pas doté d'un régime de conformité et d'application de la loi, ce qui fait que le principal recours pour violation des règles est l'annulation des contrats.

Il faut établir un nouveau régime fédéral de réglementation afin de lever les obstacles à l'investissement de l'industrie sur les terres de réserve des Premières Nations et de fournir au gouvernement fédéral les outils modernes nécessaires pour encourager efficacement l'industrie à se conformer et pour prendre les mesures appropriées en cas de non-conformité.

Contexte

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

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

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

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

• La Loi et le règlement connexe en vigueur ne procurent pas au 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 une concession ou intenter une action en justice.
• Les pratiques opérationnelles, le calendrier de collecte de données et le barème de calcul de redevances ne sont pas harmonisés avec ceux des provinces productrices de gaz et de pétrole. Si des entreprises décident d'investir dans les terres de réserve 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 de réserve 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 de réserve des Premières Nations.

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

L'élaboration du nouveau règlement a commencé au moment où la LPGTI (2009) était soumise aux processus d'examen et d'approbation parlementaires. Les travaux d'élaboration du règlement, qui s'inscrivait dans le sillage du processus d'élaboration de la loi, ont été effectués en partenariat avec les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, dont le degré d'implication a été sans précédent. Les Premières Nations ont reçu du financement et se sont vu offrir des occasions pour examiner et commenter l'orientation stratégique du règlement, les instructions pour sa rédaction et les projets de réglementation proposés. Le financement était notamment destiné à l'obtention de services d'experts et de services consultatifs indépendants sur les aspects juridiques et techniques du règlement.

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

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

Afin de mettre en œuvre la LPGTI (2009) le plus rapidement possible, Affaires autochtones et du Nord Canada a proposé — et les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole ont accepté — que le règlement d'application soit élaboré par étape et que la LPGTI (2009) soit mise en vigueur dès que les éléments de base du règlement auront été rédigés.

Le règlement de base a maintenant été rédigé. Il comprend de nouvelles dispositions dans les domaines des droits tréfonciers; du drainage et des redevances compensatoires; des exigences des Premières Nations en matière de vérification; et de l'établissement des rapports de redevances pour faciliter la vérification de la redevance. De plus, afin de régir l'ensemble des activités pétrolières et gazières sur les terres de réserve des Premières Nations et d'éviter toute lacune réglementaire à la suite de l'entrée en vigueur du nouveau règlement, les dispositions du Règlement de 1995 qui portent sur les autres questions seront maintenues relativement inchangées, ne faisant l'objet que de modifications mineures :

• 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 de réserve des Premières Nations.
• Pour tenir compte des commentaires formulés par le Comité mixte permanent d'examen de la réglementation.

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

Objectifs

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

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

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

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

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

• 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 concessions. Grâce à ces changements, les intervenants seront 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 prorogation des contrats. L'introduction de nouvelles dispositions dans le nouveau règlement expliquerait comment des terres sont acquises en vertu d'un permis et décriraient les circonstances dans lesquelles un contrat se poursuit après sa durée initiale. Ce sont là 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 seraient harmonisées avec celles des provinces. Lorsque le système informatique aura été mis à niveau, le Canada disposerait du même système que celui qu'utilisent les provinces. Par conséquent, il pourra extraire automatiquement les données nécessaires et l'industrie n'aurait 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'harmoniserait 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 de réserve 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 de réserves 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 proposé comporterait les 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, 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 des Affaires indiennes et du Nord canadien, 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 ayant des compétences dans le domaine des activités pétrolières et gazières.
• c) Mettre en place des sanctions administratives 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 améliorerait la capacité du Canada de réglementer l'exploitation du gaz et du pétrole sur les terres de réserve des Premières Nations. Lorsqu'ils seront en vigueur, la Loi et le règlement proposé fourniront 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 de réserve des Premières Nations. Il est essentiel d'inclure l'exigence que les examens environnementaux soient effectués avant le forage de chaque puits, afin que le 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 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes. La plupart des recommandations concernaient des incohérences entre les versions anglaise et française du Règlement de 1995, et de petits problèmes de formulation dans le texte anglais. Bien que la plupart de ces incohérences aient été éliminées à la suite de la réécriture de la Loi et du Règlement, toutes les recommandations du Comité ont été prises en compte lors de la rédaction du nouveau règlement.

Avantages et coûts

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

Avantages

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

Coûts

Les entreprises qui exercent déjà des activités sur les terres de réserve devront respecter des exigences supplémentaires. Toutefois, à l'exception d'une nouvelle obligation pour les entreprises de soumettre une demande de contrat tréfoncier pour le forage d'un puits d'évacuation d'eau, ces exigences visent surtout à codifier les procédures qui sont actuellement imposées par des pratiques administratives, ainsi que les procédures auxquelles la conformité est volontaire, telles que les droits d'accès à la surface, la déclaration des incidents imprévus et la fixation du montant des droits d'accès au moment de la délivrance d'un contrat tréfoncier. Il est prévu que les surcoûts pour se conformer aux exigences supplémentaires seront minimes. Selon les estimations, il en coûtera un total de 433 000 $ actualisés ou 2 800 $ (coût lié principalement au délai supplémentaire pour présenter une demande de contrat tréfoncier) à chacune des quelque 155 entreprises qui devraient être concernées.

Résultat net

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

Tout au long du processus de consultation mené par Pétrole et gaz des Indiens du Canada, l'industrie n'a soulevé aucune préoccupation concernant le résultat net du nouveau règlement qui est proposé.

Règle du « un pour un »

Cette proposition est considérée comme une « SUPPRESSION » en vertu de la règle du « un pour un », car elle se traduit par une réduction positive nette des charges administratives. Selon l'analyse réalisée par Affaires autochtones et du Nord Canada à l'aide du calculateur des coûts réglementaires (en suivant la méthodologie décrite dans le Règlement sur la réduction de la paperasse), les entreprises pétrolières et gazières exerçant des activités sur les terres de réserve des Premières Nations pourraient réaliser des économies d'environ 5,6 millions de dollars par année (taux d'actualisation de 7 % en dollars canadiens de 2012).

Coûts administratifs annuels (dollars constants de 2012)	5 606 779 $
Coûts administratifs annuels par entreprise (dollars constants de 2012)	30 977 $

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

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

• 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 prorogation d'un contrat tréfoncier, en plus de l'établissement d'une exigence de demande spéciale de prorogation.
• 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.

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

Lentille des petites entreprises

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

Consultation

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

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

En 2015, Affaires autochtones et du Nord Canada a fourni des fonds aux Premières Nations de Loon River, de White Bear et de Frog Lake, certaines des principales Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, pour leur permettre d'obtenir des services consultatifs indépendants sur les aspects juridiques et techniques du projet de règlement. Cela a été fait pour compléter et confirmer les résultats des examens similaires qui ont été réalisés par le Comité technique mixte.

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

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

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

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

Les commentaires de nature technique portaient sur les modifications proposées aux exigences relatives aux données, les échéances et les mesures de protection de l'environnement. Les commentaires reçus ont été pris en compte dans l'élaboration du règlement proposé, le cas échéant.

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

Toutefois, en réponse aux commentaires formulés par les Premières Nations au sujet de la gouvernance et des consultations ainsi qu'aux aspirations de ces dernières d'élargir leur champ de compétence, le gouvernement du Canada s'est engagé à explorer, en partenariat avec les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, des moyens d'accorder aux Premières Nations plus de pouvoirs et de contrôle sur la gestion du gaz et du pétrole dans les réserves. Pour ce faire, le gouvernement encourage activement les Premières Nations à déterminer la façon dont cet objectif pourrait être accompli dans l'optique de formuler des recommandations qui seraient prises en compte par le gouvernement.

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

Coordination et coopération en matière de réglementation

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

Justification

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

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

La modernisation du régime de réglementation dans les réserves devrait contribuer à améliorer le climat des affaires sur les terres des Premières Nations productrices de gaz et de pétrole et à apporter des avantages à tous les intervenants, y compris les Premières Nations et l'industrie. Les intervenants ont été largement consultés et appuient le règlement proposé. On ne s'attend pas à ce que le Règlement ait une incidence indue sur d'autres domaines ou secteurs.

Mise en œuvre, application et normes de service

Le Règlement entrerait en vigueur au moment de son enregistrement.

Le personnel de Pétrole et gaz des Indiens du Canada est chargé d'assurer l'application et le respect de la Loi et du Règlement. Tout au long du processus d'élaboration du règlement proposé, le personnel de Pétrole et gaz des Indiens du Canada s'est préparé à la mise en œuvre du Règlement, en définissant des formulaires ou en modifiant ceux qui existent, en élaborant des procédures et des systèmes d'information et en fournissant une formation à son personnel pour qu'il soit en mesure de mettre en œuvre le régime de réglementation modernisé proposé dans le présent règlement et de le faire respecter.

De plus, Affaires autochtones et du Nord Canada a également financé la production d'un premier rapport sur l'état de préparation des Premières Nations, qui a été publié en mars 2016. Ce rapport recommandait les domaines dans lesquels du soutien devrait être fourni aux Premières Nations pour les aider à mettre en œuvre le règlement proposé. Affaires autochtones et du Nord Canada est en discussions avec le Conseil des ressources indiennes afin de déterminer la meilleure approche pour répondre aux exigences des Premières Nations à l'égard de la mise en œuvre du Règlement.

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

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

Personnes-ressources

Demandes en anglais :

Demandes en français :

PROJET DE RÉGLEMENTATION

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

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

Ottawa, le 10 mai 2018

Le greffier adjoint du Conseil privé
Jurica Čapkun

Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

Définitions et interprétation

Définitions

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

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

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

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

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

bitume Pétrole qui doit être chauffé ou dilué pour circuler d'un gisement à un puits. (bitumen)

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

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

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

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

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

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

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

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

prix de vente réel

• 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 de transport 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 soient engagés, selon le cas :

• a) les frais d'achèvement d'un puits dont le forage a été effectué sans que le puits soit achevé;
• b) les frais de production dans le cas d'un puits achevé. (productive)

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

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

puits déclencheur Puits qui produit à partir d'une ou de plusieurs unités d'espacement hors réserve adjacentes à une unité d'espacement d'une première nation. (triggering well)

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

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

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

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

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

• a) forme un angle d'au moins 80° mesuré entre la ligne qui relie le point initial de pénétration dans cette couche et le point terminal du puits de forage dans la couche cible 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 situées sur les terres d'une même première nation. (First Nation spacing unit)

unité d'espacement hors réserve Unité d'espacement qui n'est pas une unité d'espacement d'une première nation. (off-reserve spacing unit)

Incorporation par renvoi

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

Règles générales

Avis, document ou renseignement

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

Adresse de signification

(2) Le titulaire d'un contrat fournit, sur le formulaire prévu à cet effet, ses coordonnées au ministre et avise ce dernier de tout changement.

Présomption de réception — support papier

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

Présomption de réception — support électronique

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

Recherches documentaires

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

Renseignements

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

Absence de formulaire

4 Si, aux termes du présent règlement, une demande ou un renseignement doit être soumis sur le formulaire prévu à cet effet, mais qu'aucun n'a été prévu, la demande ou le renseignement peut être soumis de toute autre manière, dans la mesure où les renseignements exigés sont soumis.

Autre forme

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

Admissibilité

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

• 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 de contrat veille au respect de toutes les obligations imposées à l'égard de son contrat par le présent règlement à toute personne autre que lui.

Responsabilité — titulaire et personne ayant un intérêt économique direct

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

Responsabilité — exploitant et titulaire de licence

(2) L'exploitant et le titulaire d'une licence de puits, de pipeline ou d'installation ont la responsabilité absolue des dommages environnementaux occasionnés par leur activités menées en vertu du contrat.

Assurance exigée

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

Protections minimales

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

• a) une assurance responsabilité civile générale et suffisante pour couvrir les risques de dommages causés par les activités menées en vertu 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 civile éventuelle de l'employeur, la responsabilité contractuelle, la responsabilité civile 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 civile automobile pour tous les véhicules utilisés dans le cadre des activités menées en vertu 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 en vertu 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 avise le ministre sans délai qu'une protection au titre de sa police d'assurance est résiliée ou au moins trente jours avant la date à laquelle la protection prend fin s'il a l'intention de la résilier.

Franchise

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

Auto-assurance

10 Le titulaire peut satisfaire aux exigences du paragraphe 9(1) s'il fournit au ministre, sur le formulaire prévu à cet effet, une lettre d'auto-assurance dans laquelle, à la fois :

• a) il reconnaît sa responsabilité quant aux dommages causés 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 en vertu du contrat, souscrive et conserve une police d'assurance suffisante pour couvrir les risques découlant de ces activités.

Limites de la zone

12 (1) Les limites de la zone visée par un contrat doivent correspondre aux limites de toute division du territoire de la province en cause si les terres ont été arpentées ou, si elles ne l'ont pas été, aux limites projetées de ces divisions.

Terres non arpentées

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

Exceptions

(3) Les paragraphes (1) et (2) ne s'appliquent pas si la zone visée par le contrat est située dans une réserve dont la configuration ne permet pas la conformité à ces dispositions.

Plans d'arpentage

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

• a) préparé 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 ajoutées à une réserve 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 réaliser dès que possible un arpentage.

Demande de rencontre

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

Avis du ministre

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

Organisation de la rencontre

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

Titulaire de plusieurs contrats

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

Frais

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

Incident imprévu

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

Accompagnateur de l'inspecteur

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

Loyer annuel

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

Remboursement

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

Exception

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

Receveur général

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

Raison du versement

(2) Ce versement doit être accompagné, sur le formulaire prévu à cet effet, d'un relevé indiquant la raison pour laquelle il est versé.

Modifications

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

Limites

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

• 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 en vertu de la modification;
• b) des frais de surface additionnels sont payés, si nécessaire, en application des paragraphes 73(2) ou (3), selon le cas.

Exception

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

Renseignements au sujet d'un puits

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

• a) avant la date à laquelle démarre le 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 proposé de forage et de carottage 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 la libération 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, une copie de tous les rapports quotidiens d'activités relatif à cet abandon;
• f) dans les trente jours suivant la date d'abandon de la surface du puits, une copie de 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 fournit aussi au ministre et au conseil tout autre renseignement technique à propos du puits qui est nécessaire pour en déterminer la productivité.

Obligation de confidentialité

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

Données sismiques

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

• 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 application du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes, la date à laquelle le permis est transformé 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 soumis des renseignements au ministre et qui apprend que ceux-ci sont erronés lui fournit les renseignements corrects dès que possible.

Cession

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

Copie au conseil

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

Décision retardée

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

Demande de rencontre

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

Frais

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

Refus

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

• a) elle est conditionnelle;
• b) plus de cinq personnes détiendraient un intérêt dans le contrat ou un droit sur le contrat si elle était approuvée;
• c) elle vise un droit ou un intérêt indivis dans le contrat de moins de un pour cent;
• d) elle divise les droits 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 cessionnaire et le cédant.

Décision du ministre

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

Prise d'effet

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

Solidarité

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

Exception

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

Modalités obligatoires dans tout contrat

Respect des règles de droit

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

• a) à la Loi sur les Indiens, et à toute ordonnance prise en vertu de cette loi, avec ses modifications successives;
• b) à la Loi et aux règlements, et aux ordonnances rendues 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 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 rendue en vertu de celle-ci.

Incompatibilité — lois, règlements et ordonnances

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

Incompatibilité — définition

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

Exploration

Autorisation

Autorisation d'explorer

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

• a) elle est titulaire d'une licence d'exploration;
• b) elle a obtenu de l'autorité provinciale toute permission exigée pour mener les travaux d'exploration dans la province;
• c) elle se conforme aux modalités de la licence et de la permission.

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 modalités négociées avec le conseil;
• b) la mention selon laquelle le demandeur a reçu de l'autorité provinciale la permission 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 frais pour la demande de licence d'exploration prévus à l'annexe 1.

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 tout autre élément du site pouvant être touché 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 termes 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 prise de ces mesures et de l'importance de ces effets;
• e) la description des consultations menées avec le conseil et les résidents de la réserve.

Mesures de protection de l'environnement

(4) Si le programme d'exploration peut être mené sans entraîner des dommages irréparables aux terres d'une première nation, le ministre renvoie la demande au demandeur et au conseil et y joint une lettre précisant les mesures de protection de l'environnement à prendre afin de mener le programme d'exploration.

Approbation du conseil

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

Licence

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

Activités menées en vertu d'une licence d'exploration

Droits relatifs à l'exploration et au sous-sol

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

Assujettissement

31 Toute licence d'exploration est assujettie :

• a) aux droits relatifs au sol accordés sous le régime de toute loi fédérale;
• b) aux droits d'exploration ou d'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 de tir qui a été foré 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 ou après l'achèvement des travaux d'exploration;
• e) verse une indemnité pour les travaux d'exploration menés, fondée sur les taux fixés dans la licence ou 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, trou de tir et forage d'essai,
  • (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), ce qui suit :

• 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 les éléments suivants :

• a) si des levés sismiques ont été menés :
  • (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 doit indiquer 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 une 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 d'une licence d'exploration peut inclure des cartes à des échelles ou équidistances différentes de celles précisées aux paragraphes (2) et (3) si cela permet d'améliorer l'interprétation des cartes.

Renseignements à la disposition du conseil

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

Autres renseignements

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

• a) si le titulaire est également titulaire d'un bail relatif au sous-sol ou d'un permis portant 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 à laquelle la période initiale de validité du permis expire ou, dans le cas d'un permis délivré en application 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) une année après la date d'achèvement des travaux d'exploration.

Remise en état et régénération

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

Droits relatifs au sous-sol

Droits accordés relativement au sous-sol

Règles générales

Contrats relatifs au sous-sol

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

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

Processus d'attribution

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

Totalité des droits

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

Assujettissement

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

Intérêts multiples

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

Solidarité

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

Juste valeur

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

• 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 ont été accordés;
• c) les cours actuels du pétrole et du gaz et ceux au moment où les droits 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 pétroliers et gaziers sur des terres d'une première nation par adjudication que si le conseil en fait la demande ou y consent.

Obligation du ministre

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

Avis d'appel d'offres

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

• a) le type de contrat relatif au sous-sol à accorder;
• b) les modalités 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 pétroliers et gaziers à accorder,
  • (ii) les frais de surface et les 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 modalités d'acquisition des terres 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 jusqu'à laquelle il doit être foré — et les 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 pour présenter une soumission, y compris les renseignements à fournir par le soumissionnaire, l'endroit et la date limite pour le faire;
• d) la mention selon laquelle le soumissionnaire reconnaît avoir lu et compris les modalités du contrat à attribuer et 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 June Warren-Nickle's Energy;
• 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 frais applicables à une demande de contrat relatif au sous-sol prévus à l'annexe 1;
• 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 payées en fonds certifiés, sauf si une autre modalité de paiement est prévue dans l'avis d'appel d'offres.

Ouverture des soumissions

42 (1) Immédiatement après la clôture de la période de présentation des soumissions, le ministre ouvre les soumissions et exclut toute soumission qui n'a pas été présentée conformément à l'article 41, il repère la soumission dont le pas de porte est le plus élevé et en avise le conseil.

Présence à l'ouverture des soumissions

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

Soumissions égales

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

Décision du conseil

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

Décision irrévocable

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

Acceptation de la soumission la plus élevée

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

Affichage de la soumission gagnante

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

Renseignements confidentiels

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

Octroi du contrat

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

Soumissions refusées

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

Processus d'appel de propositions

Appel de propositions

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

• a) le type de contrat relatif au sous-sol à attribuer;
• b) la description des terres devant faire partie de la zone visée par le contrat et les droits pétroliers et gaziers à accorder;
• c) les modalités 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 modalités négociées, le contrat comprendra celles prévues par le présent règlement.

Processus de négociation

Demande

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

Modalités

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

• a) le type de contrat relatif au sous-sol demandé;
• b) la description des terres devant faire partie de la zone visée par le contrat et les droits à accorder;
• c) le pas de porte à payer;
• 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 modalités d'acquisition des terres 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 jusqu'à laquelle il doit être foré — et les 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.

Formulaire de demande

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

Renseignements confidentiels

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

Conditions d'approbation

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

• a) les terres et les droits 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 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 une copie au conseil et au demandeur. Il y fixe les frais de surface à payer au titre de tout contrat relatif au sol y afférent ainsi que les droits pour les activités sismiques à verser au titre d'une licence d'exploration y afférente.

Critères — frais

(3) Les frais de surface sont fixés selon les critères prévus aux paragraphes 73(2) et (3). Les taux des droits pour les activités sismiques doivent être comparables à ceux des activités d'exploration menées sur les terres, autres que les terres publiques provinciales, dont la taille, le type et l'utilisation sont similaires.

Rejet

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

Octroi du contrat

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

• a) une résolution écrite du conseil approuvant les modalités du contrat et contenant un énoncé selon lequel le conseil a choisi d'accorder les droits 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 que un exemplaire original du contrat pour chaque futur titulaire, signés par chacun d'eux.
  

Prise d'effet du contrat

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

Modalités des contrats relatifs au sous-sol

Droits accordés en vertu d'un contrat

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

Période de validité initiale du permis

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

Préséance

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

Période de validité intermédiaire

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

Période de validité du bail

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

Période de validité — exception

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

Modification de la période de validité

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

Loyer annuel

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

Choix de terres pour la période de validité intermédiaire des permis

Choix de terres admissibles

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

• 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 modalités d'acquisition des terres de son permis, celui-ci prend fin à cette date à l'égard des terres pour lesquelles il n'a pas acquis le droit de choisir à cette date ou avant cette date.

Choix des terres

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

Restrictions

(4) Les terres choisies en vertu du paragraphe (3) doivent à la fois :

• 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.

Droit ou intérêts inférieurs à soixante-quinze pour cent

53 (1) S'il a foré un puits dans une unité d'espacement sur laquelle la première nation détient un droit ou des intérêts inférieurs à soixante-quinze pour cent, le titulaire ne peut choisir que les terres de la section où le puits est situé, jusqu'à la base de la couche la plus profonde dans laquelle il a foré.

Droit de choisir réduit — nouveau puits

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

Droit de choisir réduit — rentrée dans un puits

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

Demande

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

• a) si le permis prend fin en application du paragraphe 52(2), dans les quinze jours suivant la date à laquelle il prend fin;
• 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 ce qui suit :

• 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 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 pétroliers et gaziers sont accordés, le ministre envoie au titulaire et au conseil un avis à cet effet accompagné de la description des terres, y compris des couches, choisies pour la période de validité intermédiaire du permis et, si le choix est refusé, il envoie au titulaire un avis de refus motivé.

Disposition transitoire

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

Approbation d'un projet de récupération du bitume

Demande

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

Niveau d'évaluation minimum

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

• a) lorsqu'un puits est foré sur chaque section qui est située dans la réserve et qui est dans la zone du projet de récupération du bitume 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 la réserve et qui sont dans la zone visée par le projet de récupération du bitume, 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 du bitume est soumise sur le formulaire prévu à cet effet et comprend ce qui suit :

• a) la description des terres devant faire l'objet du projet;
• b) toute preuve qui démontre l'atteinte du niveau d'évaluation minimum;
• c) une déclaration selon laquelle le titulaire a demandé l'approbation du projet à l'autorité provinciale ou l'a obtenue;
• d) les résultats d'une révision environnementale du projet effectuée par un professionnel de l'environnement qualifié et indépendant du titulaire;
• e) les modalités 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 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 la zone visée par le projet et sur toute région susceptible d'être touchée par les activités du projet;
• i) une mosaïque photographique 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 gisements de décantation de résidus et les sites de stockage de résidus;
• j) la description 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 sera atteint;
• m) la description des sources d'énergie devant être utilisées, la quantité devant être utilisée et les frais d'utilisation projetés 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 du bitume sont soumis sur le formulaire prévu à cet effet et comprennent :

• a) l'évaluation du site qui est 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 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 termes 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 prise de ces mesures et de l'importance de ces effets;
• e) une description des consultations avec le conseil et les résidents de la réserve.

Lettre précisant les mesures de protection de l'environnement

(3) Après avoir examiné la demande, le ministre envoie au demandeur et au conseil une lettre précisant les mesures de protection de l'environnement à prendre pour que le titulaire du permis puisse mener les activités dans le cadre du récupération du bitume.

Approbation

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

• 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.
  

Modalités de l'approbation

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

Exigence — contrat relatif au sol

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

Respect des mesures

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

Niveau de production minimum

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

Indemnité — bitume

(2) Si le niveau de production minimum n'est pas atteint au cours de toute année qui suit le mois dans lequel ce niveau devait l'être, le titulaire verse une indemnité qui correspond à vingt-cinq pour cent de la différence entre la valeur du niveau de production minimum et celle du niveau de production réel.

Prix réputé

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

Exception

(4) Le présent article ne s'applique pas au projet autorisé par le directeur exécutif en application de l'article 42 du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.

Terres, puits ou installations supplémentaires

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

Forage après l'expiration prévue

Demande de prorogation

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

• 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) Sur réception de la demande du titulaire soumise conformément au paragraphe (1), le ministre proroge la date limite pour demander l'approbation du choix des terres ou la reconduction au trentième jour suivant la date du retrait du matériel de forage. Il en avise le conseil.

Interdiction de forer

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

Disposition transitoire

(4) Le présent article s'applique à un permis délivré et à un bail passé en vertu du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.

Reconduction des contrats relatifs au sous-sol

Critères d'admissibilité à la reconduction

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

• a) comporte un puits productif;
• b) est visée, en tout ou en partie, par un accord de mise en commun portant sur des terres sur 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 du 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 gisement que celui duquel produit un puits d'une unité d'espacement adjacente;
• 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 contenir un puits productif.

Définition de potentiellement productive

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

• a) elle comprend un puits, situé dans un gisement 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 comprend 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 exécuté 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 terre visée aux alinéas (1)a) à e) et dans laquelle il y a des preuves qu'elle peut faire partie d'un gisement 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 ce qui suit :

• a) la description des terres, y compris les 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 mentionnées dans la demande sont situées dans une unité d'espacement visée à l'un ou l'autre des alinéas 63(1)a) à f) et reconduit le contrat à l'égard de celles qui le sont.

Unité d'espacement qui ne produit pas

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

Unité d'espacement potentiellement productive

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

Reconduction

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

• a) 2 000 $;
• b) 400 $ pour tout 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

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

Production avant la décision

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

Remboursement

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

Reconduction demandée par le conseil

66 (1) Le ministre peut reconduire le contrat, pour une période d'au plus cinq ans, à l'égard de terres qui ne sont pas visées par une reconduction faite aux termes du paragraphe 65(1) si les conditions suivantes sont réunies :

• 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 dans les trente jours suivant la réception de l'avis visée au paragraphe 65(5);
• e) le titulaire a versé le loyer pour la première année de reconduction.

Reconduction prolongée — unité d'espacement potentiellement productive

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

• a) le conseil lui en fait la demande en lui envoyant une résolution écrite du conseil à cet effet et dans laquelle sont décrites les terres, y compris les couches, devant être reconduites et la période de reconduction demandée;
• b) les terres visées par la résolution n'ont pas fait l'objet d'une telle demande auparavant;
• c) le titulaire lui fournit son consentement écrit à cette reconduction;
• d) la résolution et le consentement sont fournis dans les trente jours suivant l'expiration de la reconduction octroyée en application du paragraphe 65(4);
• e) le titulaire a versé le loyer pour la première année de reconduction.

Pas de porte additionnel

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

Omission de demander la reconduction

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

Avis d'admissibilité

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

• 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 ainsi qu'à une 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 frais de demande tardive de 5 000 $.

Reconduction

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

Reconduction indéfinie

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

Reconduction pour un an

(2) Le contrat reconduit en application du paragraphe 65(4) l'est pour une période d'un an après la date à laquelle il aurait expiré s'il n'avait pas été reconduit.

Non-productivité — pétrole et gaz

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

Non-productivité — expiry

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

Non-productivité — reconduction

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

Demande de reconduction

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

Production insuffisante — bitume

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

Fin du projet et expiration du contrat

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

• 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 des terres visées par le projet de récupération du bitume ne sera pas atteint au cours d'une quelconque année et que le contrat afférent est susceptible d'expirer en application de l'alinéa (2)b), le ministre décide dès que possible, se fondant sur les renseignements en sa possession, si le contrat est admissible à une reconduction aux termes des alinéas 63(1)a), b), d) ou e) et le reconduit si c'est le cas.

Disposition transitoire

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

Disposition transitoire — non-productivité

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

Disposition transitoire — productivité insuffisante

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

Droits relatifs au sol

Autorisation

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

• 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 exclusive 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 sur les terres d'une première nation pour mener des activités visés au paragraphe (1) peut, avec l'autorisation du conseil et de tout membre de la première nation qui a la possession légale de ces terres, entrer sur les terres afin de déterminer l'emplacement des installations proposées, de réaliser un arpentage ou de mener toute activité nécessaire pour soumettre une demande au titre de l'article 75.

Négociations

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

• a) les terres devant être comprises dans la zone visée par le contrat;
• b) les activités qui seront menées sur ces terres;
• c) s'ils n'ont pas été fixés par le ministre dans un contrat relatif au sous-sol afférent au contrat proposé, les frais 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.

Frais de surface — droit de passage

(2) Dans le cas d'un droit de passage, les frais 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.

Frais de surface — bail relatif au sol

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

• 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 échouent, le ministre, à la demande du conseil, du demandeur ou de tout membre de la première nation qui a la possession légale des terres de la zone visée par le contrat, détermine les montants de l'indemnité ou du loyer aux termes des paragraphes 73(2) ou (3).

Contenu de la demande

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

• a) les modalités 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 devant être 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 frais applicables à une demande de bail relatif au sol ou de droit de passage prévus à l'annexe 1.

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 qui est 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 des activités menées sur les terres, ainsi que la durée et l'emplacement de chacune;
• c) la description des effets à court et à long termes 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 ces mesures et de l'importance de ces effets;
• e) la description des consultations avec le conseil et les résidents de la réserve.

Mesures de protection de l'environnement

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

• a) les modalités 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 prises pour permettre au titulaire de mener les activités aux termes du contrat.

Demande

(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.
  

Respects des mesures de protection

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

Période de validité

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

Renégociation du loyer

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

• a) chaque période de cinq ans;
• b) toute période fixée en application d'une règle de droit de la province en cause à l'égard de la renégociation des baux relatifs au sol portant sur des terres hors réserve.

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 soumis;
• b) il établit que le loyer renégocié est juste compte tenu de 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 du critère visé à l'alinéa 73(3)c), et modifie le bail en conséquence.

Abandon, remise en état et régénération

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

Redevances

Redevance à payer

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

Indice des prix ou prix de vente réel

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

Date d'échéance du paiement

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

Redevance — chaque vente

81 (1) Sous réserve du paragraphe (2), chaque vente de pétrole ou de gaz extrait d'une zone visée par un contrat relatif au sous-sol ou attribuable à celle-ci inclut la vente, pour le compte de Sa Majesté du chef du Canada, de tout pétrole ou gaz qui comprend la redevance à payer sous le régime de la Loi.

Paiement en nature

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

Tenue des registres

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

Renseignements — redevances

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

• 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 qui seront 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 liées.

Personnes liées

(4) Pour l'application du paragraphe (3) des parties sont liées si elles sont considérées comme telles au sens de l'article 251 de la Loi de l'impôt sur le revenu.

Ordonnance de soumettre des plans ou des diagrammes

83 (1) Le ministre peut ordonner à l'exploitant de soumettre tout plan ou diagramme, à une échelle donnée, de toute installation utilisée pour l'exploitation du pétrole ou du gaz afin de vérifier les redevances à payer au titre d'un contrat.

Échéance

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

Documents

84 (1) Afin de déterminer les redevances à payer au titre d'un contrat, le ministre peut envoyer un avis exigeant de toute personne ayant vendu, acheté ou échangé du pétrole ou du gaz extrait des terres d'une première nation qu'elle lui fournisse un ou plusieurs des documents suivants :

• 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 modalités 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 qui seront 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 bonnes pratiques de vérification.

Exigences

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

• a) elles ne sont ni employées ni représentantes d'une société pétrolière ou gazière et n'y sont pas affiliées;
• b) elles ont les attestations et elles satisfont aux exigences en matières de santé et de sécurité au travail prévues ou imposées par le titulaire du contrat ou par une règle de droit;
• 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 des renseignements obtenus dans le cadre de la vérification ou de l'examen et se conforme aux exigences relatives à la sécurité imposées par le titulaire du contrat ou par une règle de droit.

Exception

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

Approbation préalable

Demande — approbation préalable

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

• 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 proposé;
• d) la période visée par la vérification ou de 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 mention portant que le conseil 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 proposé 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 s'il le fait sur le formulaire prévu à cet effet et dans les cent quatre-vingts jours suivant la date à laquelle l'approbation préalable est reçue. La demande comprend les renseignements suivants :

• 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 peut refuser la demande 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) un ou plusieurs des motifs ayant justifié l'approbation préalable ont changé.

Préparation de l'accord

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

Production équitable du pétrole et du gaz

Obligations des titulaires

Redevance compensatoire

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

Redevance pour chaque unité d'espacement

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

Début de l'obligation

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

Délai de compensation

(4) Le délai de compensation commence à la date de réception d'un préavis de drainage et se termine :

• a) le quatre-vingt-dixième jours après 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 tout délai prorogé aux termes de l'alinéa 5(1)d) de la Loi;
• c) dans les autres cas, le cent quatre-vingtième jours après cette date.

Préavis de drainage

Préavis de drainage

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

Renseignements confidentiels

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

Absence d'un contrat

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

• a) envoyer un avis au conseil l'informant de la présence d'un puits déclencheur;
• b) envoyer un préavis de drainage à toute personne qui devient titulaire d'un bail relatif au sous-sol de ces terres;
• c) envoyer 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 dans le préavis

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

• a) le nom du titulaire du contrat relatif au sous-sol, le numéro du contrat et la quote-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 du droit ou de l'intérêt de la première nation dans l'unité d'espacement hors réserve en cause;
• e) la description de l'unité d'espacement hors réserve 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 hors réserve;
• 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 hors réserve;
• h) le délai de compensation;
• i) les énoncés ci-après, selon lesquels :
  • (i) l'unité d'espacement à partir de laquelle produit 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 doit être payée au plus tard le vingt-cinquième jour du troisième mois suivant le mois pendant lequel le puits déclencheur a produit le pétrole ou le gaz,
  • (iv) l'obligation de payer la redevance compensatoire cesse en application du paragraphe 100(1).

Avis au conseil

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

Aucune obligation

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

• a) le puits déclencheur ne draine pas 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 à partir de laquelle produit le puits déclencheur n'est plus adjacente à l'unité d'espacement de la 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 jusqu'à la base de la couche de compensation dans l'unité d'espacement visée par le préavis de drainage, à l'exception de toute couche à partir de laquelle un puits est productif ou est visé par un accord de mise en commun ou un accord de stockage approuvé par l'autorité provinciale.

Avis au conseil

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

Calcul et paiement de la redevance compensatoire

Redevance compensatoire

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

• 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;
• 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 hors réserve adjacente et qui a la capacité de produire du pétrole 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.

Intérêt de la première nation

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

C × (100 − I)⁄100

où :

• C représente la redevance compensatoire calculée conformément au paragraphe (1);
• I le pourcentage du droit ou de l'intérêt de la première nation dans l'unité d'espacement hors réserve.

Calcul de la redevance compensatoire

(3) Pour calculer 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 pour le mois, tel qu'il apparaît dans les registres de l'autorité provinciale;
• b) le prix à utiliser 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'Économie 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 ministère de l'Économie 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.

Pouvoir calorifique

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

Aucun coût ni aucune déduction

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

Disposition transitoire

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

Calcul et paiement de la redevance compensatoire

98 Le titulaire fournit au ministre, au plus tard le vingt-cinquième jour du troisième mois suivant le mois pendant lequel le pétrole ou le gaz a été produit du puits déclencheur, le paiement de la redevance compensatoire mensuelle et, sur le formulaire prévu à cet effet, tout renseignement nécessaire pour vérifier le calcul de celle-ci.

Unité d'espacement modifiée

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

Fin de l'obligation de payer

100 (1) L'obligation de payer la redevance compensatoire cesse si le titulaire, selon le cas :

• a) démontre tout fait visé au paragraphe 96(1);
• b) renonce à ses droits jusqu'à la base de la couche de compensation dans l'unité d'espacement visée par le préavis de drainage, à l'exception de toute couche à partir de laquelle un puits est productif ou est visé par un accord de mise en commun ou un accord de stockage approuvé par l'autorité provinciale.
  

Avis au 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 a envoyé 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, 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 été levée.

Disposition transitoire

101 Sous réserve du paragraphe 97(6), les articles 93 à 100 et 111 s'appliquent à tout contrat relatif au sous-sol octroyé sous le régime de la Loi sur les Indiens ou de la Loi.

Puits de limite

Puits de limite improductif

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

Exigibilité de la redevance

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

Avis au conseil

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

Puits de service

Exigence

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

Contenu de la demande

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

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

Autorisation

(3) Le ministre autorise 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'autorisation du conseil a été obtenue;
• c) l'autorisation bénéficiera à la première nation en cause.

Avis au ministre

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

Exception

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

Disposition transitoire

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

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

Regroupement

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

Avis au titulaire et au conseil

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

Production d'unités d'espacement multiples

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

Avis au titulaire et au conseil

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

Accord de mise en commun

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

Attribution de la production

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

Renonciation, défaut et résiliation

Renonciation aux droits relatifs au sous-sol

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

Renonciation partielle aux droits relatifs au sous-sol

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

• a) la renonciation à l'ensemble des droits ou des intérêts sur une unité d'espacement;
• b) la réduction du loyer pour les années subséquentes, d'au moins 100 $, proportionnel à la réduction des terres visées par le contrat.

Avis de renonciation — contrat relatif au sous-sol

(3) S'il est renoncé à un contrat relatif au sous-sol, le ministre envoie une copie de l'avis de renonciation au conseil et, dans le cas d'une renonciation partielle, une copie du contrat modifié.

Renonciation aux droits relatifs au sol

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

Copie au conseil

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

Autorisation

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

• a) le titulaire respecte les obligations découlant de son contrat, du présent règlement et de toute ordonnance donnée 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 remise en état 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 frais pour la demande de renonciation partielle prévus à l'annexe 1 sont payés.

Loyer ajusté

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

Avis au conseil — contrat relatif au sol

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

Avis de non-conformité

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

Réponse à l'avis

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

Plan non satisfaisant

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

Modification du plan

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

• a) dans les trente jours suivant la date de réception de l'avis, soumettre au ministre un plan contenant les modifications nécessaires;
• b) remédier, 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 accordés par le contrat jusqu'à la base de la couche de compensation dans l'unité d'espacement visée par le préavis de drainage, à l'exception des droits à l'égard de toute unité d'espacement visée par l'un ou l'autre des alinéas 63(1)a) à e).

Avis de résiliation

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

Avis au conseil

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

Responsabilité

112 Si un contrat prend fin, toute responsabilité à l'égard de montants dus en application du contrat, toute responsabilité à l'égard de dommages qui résultent des activités menées en vertu du contrat et toute obligation relative à l'abandon, à la remise en état et aux travaux de régénération subsistent.

Violations et pénalités

Dispositions désignées

113 Les dispositions visées à l'annexe 6 sont désignées comme textes dont la contravention est assujettie aux articles 21 à 28 de la Loi.

Dispositions transitoires

Directeur exécutif

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

Permis

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

Abrogation

116 Le Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes ^référence1 est abrogé.

Entrée en vigueur

L.C. 2009, ch. 7

117 Le présent règlement entre en vigueur à la date d'entrée en vigueur de l'article 1 de la Loi modifiant la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes ou, si elle est postérieure, à la date de son enregistrement.

ANNEXE 1

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

Frais

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

ANNEXE 2

(paragraphes 48(1) et (2))

Période de validité initiale

Définitions

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

canton Canton établi conformément aux articles 55 à 61 du règlement de la Saskatchewan intitulée The Land Surveys Regulations, RSS, c. L-4.1. (township)

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

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

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

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

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

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

Tableau

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

ANNEXE 3

(paragraphes 1(1) et 52(3))

Couches — période de validité intermédiaire

Définitions

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

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

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

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

NP Couche qui n'est pas présente à l'endroit où a été foré le puits de référence. (NP)

PVR Profondeur verticale réelle. (TVD)

Couches

2 (1) Les couches sur lesquelles portent un choix de terres sont celles mentionnées à la colonne 1 du tableau relatif aux terres de la première nation en cause et pour lesquelles les données de diagraphie du puits qu'a foré le titulaire ou du puits dans lequel il est rentré correspondent aux données de diagraphies mentionnées à la colonne 2 de ce tableau.

Diagraphies multiples

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

Couche non répertoriée

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

Alexander 134

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

Alexander 134A

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

Alexis 133

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie 00/10-23-55-4O5 Diagraphie acoustique (m FE)
1	Edmonton, Belly River et Lea Park	surface à 760,0
2	Wapiabi et Second schiste argileux de White	760,0 à 1125,0
3	Viking et Joli Fou	1125,0 à 1170,0
4	Mannville	1170,0 à 1328,5
5	Banff et Exshaw	1328,5 à 1480,5
6	Wabamun	1480,5 à 1661,0
7	Winterburn	1661,0 à 1707,5
8	Ireton	1707,5 à FI

Alexis Whitecourt 232

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie 00/2-31-60-12O5 Diagraphie acoustique (m FE)
1	Edmonton, Belly River et Lea Park	surface à 936,5
2	Wapiabi et Second schiste argileux de White	936,5 à 1381,3
3	Viking et Joli Fou	1381,3 à 1415,0
4	Mannville	1415,0 à 1655,0
5	Nordegg	1655,0 à 1691,0
6	Shunda et Pekisko	1691,0 à 1737,0
7	Banff et Exshaw	1737,0 à 1920,5
8	Wabamun	1920,5 à 2137,0
9	Winterburn	2137,0 à 2234,0
10	Ireton et Duvernay	2234,0 à 2575,5
11	Swan Hills	2575,5 à 2711,0
12	Watt Mountain	2711,0 à FI

Amber River 211, Hay Lake 209 et Zama Lake 210

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

Beaver 152

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

Beaver Lake 131

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

Big Island Cree Territory 124

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		31/7-26-62-25O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)	01/10-20-63-24O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White		138,3 à 192,0
2	St. Walburg et Viking	LIND à 286,0	192,0 à 272,4
3	Mannville	286,0 à FI	272,4 à 502,0
4	Souris River		502,0 à FI

Birdtail Creek 57

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

Blood 148

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/6-35-5-25O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)	00/12-28-7-23O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)	00/6-24-8-23O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Belly River et Pakowki	surface à 1177,0	surface à 859,8	surface à 662,0
2	Milk River	1177,0 à 1278,3	859,8 à 975,3	662,0 à 783,0
3	Colorado Shale	1278,3 à 1629,0	975,3 à 1289,5	783,0 à 1086,5
4	Second schiste argileux de White et Barons	1629,0 à 1761,0	1289,5 à 1385,5	1086,5 à 1186,0
5	Bow Island	1761,0 à 1883,0	1385,5 à 1529,3	1186,0 à 1333,0
6	Mannville	1883,0 à 2090,0	1529,3 à 1727,5	1333,0 à FI
7	Rierdon	2090,0 à 2187,5	1727,5 à 1807,8	FI
8	Livingstonenotea	2187,5 à 2435,5	1807,8 à 1994,3	FI
9	Banff et Exshawnoteb	2435,5 à 2550,0	1994,3 à 2157,5	FI
10	Big Valley et Stettler	2550,0 à 2720,5	2157,5 à 2309,0	FI
11	Winterburn	2720,5 à FI	2309,0 à FI	FI
12	Woodbend	FI	FI	FI

Buck Lake 133C

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

Carry The Kettle Nakoda First Nation 76-33

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

Cold Lake 149, 149A, 149B

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

Drift Pile River 150

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

Enoch Cree Nation 135

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie 03/13-3-52-26O4 Diagraphie d'induction (m FE)
1	Edmonton, Belly River et Lea Park	surface à 691,0
2	Wapiabi et Second schiste argileux de White	691,0 à 1029,0
3	Viking et Joli Fou	1029,0 à 1076,0
4	Mannville	1076,0 à 1332,0
5	Wabamun	1332,0 à 1421,0
6	Graminia, Calmar et Nisku	1421,0 à 1502,0
7	Ireton, Leduc et Cooking Lake	1502,0 à FI

Halfway River 168

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

Heart Lake 167

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie 00/13-18-70-10O4 Diagraphie d'induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	268,0 à 306,0
2	Mannville	306,0 à 502,0
3	Woodbend	502,0 à FI

Horse Lakes 152B

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

Kehewin 123

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/7-10-59-6O4 Diagraphie d'induction (pi FE)	00/10-9-59-6O4notec Diagraphie d'induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	1053 à 1189
2	Mannville	1189 à 1858	359,0 à FI
3	Woodbend	1858 à FI	FI

Little Pine 116 et Poundmaker 114

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		21/6-7-46-21O3 Diagraphie d'induction (m FE)	21/15-29-44-23O3noted Diagraphie neutron-densité (m FE)	11/2-33-44-24O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White			458,3 à 543,0
2	Viking et Joli Fou			543,0 à 585,0
3	Mannville	437,5 à 601,0	532,0 à LIND	585,0 à 736,5
4	Duperow	601,0 à FI		736,5 à FI

Loon Lake 235 et Swampy Lake 236

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

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

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

Ministikwan 161 et Makwa 129

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

Neekaneet Cree Nation 160A

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

Ocean Man 69 et Flying Dust First Nation 105

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		31/11-11-10-8O2 Diagraphie neutron-densité (m FE)	01/9-30-10-7O2 Diagraphie sonique (m FE)
1	Gravelbourg		LIND à 1102,0
2	Watrous		1102,0 à 1184,4
3	Alida et Tilston		1184,4 à FI
4	Souris Valley	LIND à 1433,5	FI
5	Bakken	1433,5 à 1451,0	FI
6	Torquay	1451,0 à FI	FI

Pigeon Lake 138A^notee

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/12-36-46-28O4 Diagraphie de rayons gamma-neutron (pi FE)	04/15-24-46-28O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)	00/9-18-46-27O4 Diagraphie électrique (pi FE)	00/12-20-47-27O4 Diagraphie électrique (pi FE)
1	Edmonton, Belly River et Lea Park		surface à 1036,0
2	Wapiabi		1036,0 à 1197,0
3	Cardium et Blackstone		1197,0 à 1281,3	3850 à 4020notef
4	Second schiste argileux de White		1281,3 à 1423,7
5	Viking et Joli Fou		1423,7 à 1472,0
6	Upper Mannville		1472,0 à 1610,3
7	Lower Mannville		1610,3 à FI
8	Wabamun	5591 à 6295
9	Calmar et Nisku	6295 à 6492
10	Ireton	6492 à 6670
11	Leduc	6670 à FI			6434 à 7210noteg

Puskiakiwenin 122 et Unipouheos 121

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/11-21-56-3O4 Diagraphie d'induction (m FE)	00/6-16-57-3O4noteh Diagraphie d'induction (m FE)	00/13-26-57-4O4noteh Diagraphie d'induction (m FE PVR)	00/8-16-58-3O4 Diagraphie d'induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	371,0 à 411,5
2	Mannville	411,5 à 546,5	409,5 à FI	416,5 à FI	403,0 à 575,0
3	Woodbend	546,5 à FI	FI	FI	575,0 à FI

Red Pheasant 108

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

Saddle Lake 125

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/11-32-57-11O4 Diagraphie d'induction (pi FE)	02/6-29-57-13O4 Diagraphie d'induction (m FE)
1	Second schiste argileux de White		393,0 à 491,0
2	Viking et Joli Fou	1412 à 1542	491,0 à 528,3
3	Mannville	1542 à 2132	528,3 à 710,7
4	Ireton	2132 à FI	710,7 à 872,3
5	Cooking Lake	FI	872,3 à 934,0
6	Beaverhill Lake	FI	934,0 à FI

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

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

Sawridge 150G

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/2-6-73-5O5 Diagraphie sonique (pi FE)	00/4-19-71-4O5notei Diagraphie d'induction (pi FE)
1	Colorado	surface à 1248
2	Viking	1248 à 1334
3	Mannville	1334 à 2240
4	Banff et Exshaw	2240 à 2440
5	Wabamun	2440 à 3336
6	Winterburn	3336 à 3647
7	Ireton	3647 à 4888
8	Waterways	4888 à 5450
9	Slave Point	5450 à 5496
10	Watt Mountain	5496 à 5578
11	Gilwood	5578 à 5860	6112 à 6146notei
12	Muskeg	5860 à 5920
13	Keg River	5920 à 6321
14	Lower Elk Point	6321 à FI

Sharphead 141 (ancienne réserve)

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

Siksika 146

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

Stoney 142, 143, 144 et Tsuut'ina Nation 145

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/8-13-27-3O5 Diagraphie d'induction (m FE)	00/2-33-25-6O5référencej Diagraphie - neutron (pi FE)	00/10-34-24-6O5(5-34)référencek Diagraphie sonique (pi FE)	00/5-24-27-6O5référencel Diagraphie sonique (pi FE)
1	Belly River	surface à 1743,0
2	Wapiabi	1743,0 à 2121,0
3	Cardium et Blackstone	2121,0 à 2418,0
4	Viking et Joli Fou	2418,0 à 2498,0
5	Blairmorenotem	2498,0 à 2729,0
6	Mount Head	NP
7	Turner Valley	2729,0 à 2775,0	11154 à 11485référencej	11920 à 12280référencek	9978 à 10198référencel
8	Shunda	2775,0 à 2828,0
9	Pekisko	2828,0 à 2929,0
10	Banff et Exshaw	2929,0 à 3079,0
11	Wabamun	3079,0 à 3318,0
12	Winterburn	3318,0 à 3356,0
13	Ireton	3356,0 à 3368,0
14	Leduc	3368,0 à 3599,0
15	Cooking Lake	3599,0 à FI

Sturgeon Lake 154

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

Sucker Creek 150A

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

Sunchild 202 et O'Chiese 203

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

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

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		91/5-25-59-23O3 Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)	21/16-3-52-20O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	St. Walburg et Viking	231,6 à 320,8
2	Mannville	320,8 à FI	454,0 à 672,0
3	Devonian	FI	672,0 à FI

Utikoomak Lake 155

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/6-30-80-9O5 Diagraphie sonique (m FE)	12-28-80-9O5 Diagraphie électrique (pi FE)	2-21-79-8O5 Diagraphie électrique (pi FE)
1	Peace River et Spirit River	315,5 à 558,7
2	Shunda et Pekisko	558,7 à 607,0
3	Banff et Exshaw	607,0 à 884,0
4	Wabamun	884,0 à 1125,0
5	Winterburn	1125,0 à 1267,0
6	Ireton	1267,0 à 1568,0
7	Beaverhill Lake	1568,0 à 1686,0
8	Slave Point et Fort Vermillion	1686,0 à 1718,0
9	Watt Montain et Gilwood	1718,0 à 1724,0	5552 à 5576noten	5689 à 5771noteo
10	Muskeg, Keg River et Granite Wash	1724,0 à 1755,0
11	PreCambrian	1755,0 à FI

Wabamun 133A

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

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

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 00/11-10-81-25O4 Diagraphie d'induction (pi FE)
1	Pelican et Joli Fou	720 à 824
2	Mannville	824 à 1608
3	Wabamun	1608 à 1677
4	Winterburn	1677 à FI

White Bear 70

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

White Fish Lake 128

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/14-11-62-13O4notep Diagraphie d'induction (m FE)	00/10-16-62-12O4noteq Diagraphie d'induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	347,6 à 386,0	347,0 à 383,5
2	Mannville	386,0 à FI	383,5 à 539,5
3	Woodbend		539,5 à FI

Woodland Cree 226, 227, 228

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

ANNEXE 4

(paragraphes 1(1) et 63(1))

Couches — reconduction

Définitions

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

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

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

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

NP Couche qui n'est pas présente à l'endroit où a été foré le puits de référence. (NP)

PVR Profondeur verticale réelle. (TVD)

Couches

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

Diagraphies multiples

(2) S'il y a plus d'un ensemble de données de diagraphie dans la colonne 2, l'ensemble de données du puits de référence situé le plus près de l'unité d'espacement en cause est utilisé afin d'identifier les couches.

Couche non répertoriée

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

Alexander 134

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/11-11-56-27O4notes Diagraphie électrique (pi FE)	02/6-15-56-27O4 Diagraphie d'induction (m FE)	00/8-1-56-27O4 Diagraphie de densité (m FE)
1	Edmonton et Belly River		surface à 485,0
2	Lea Park		485,0 à 615,0
3	Waipiabi		615,0 à 805,5
4	Second schiste argileux de White		805,5 à 939,0
5	Viking	3090 à 3250	939,0 à 989,0	934,5 à 979,5
6	Joli Fou	3250 à 3293	989,0 à 997,0	979,5 à 992,0
7	Mannville, y compris Upper Mannville et Glauconite	3293 à 3790	997,0 à 1150,5	992,0 à 1141,5
8	Ostracod	3790 à 3836	1150,5 à 1163,5	1141,5 à 1155,0
9	Basal Quartz « A »	3836 à 3852	1163,5 à 1172,0	1155,0 à 1161,0
10	Lower Basal Quartz	3852 à 4112	1172,0 à FI	1161,0 à 1218,0
11	Wabamun	4112 à FI	FI	1218,0 à 1384,5
12	Calmar et Nisku	FI	FI	1384,5 à 1393,5
13	Ireton	FI	FI	FI
14	Cooking Lake	FI	FI	FI

Alexander 134A

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

Alexis 133

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

Alexis Whitecourt 232

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

Amber River 211, Hay Lake 209 et Zama Lake 210

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

Beaver 152

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

Beaver Lake 131

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

Big Island Cree Territory 124

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		31/7-26-62-25O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)	01/10-20-63-24O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White		138,3 à 192,0
2	St. Walburg		192,0 à 221,0
3	Viking	LIND à 286,0	221,0 à 272,4
4	Colony et McLarennotet	286,0 à 316,0	272,4 à 300,8
5	Waseca	316,0 à 333,0	300,8 à LIND
6	Lower Mannville	333,0 à LIND
7	Souris River		502,0 à FI

Birdtail Creek 57

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

Blood 148

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/6-35-5-25O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)	00/12-28-7-23O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)	00/6-24-8-23O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Belly River	surface à 1129,5	surface à 798,5	surface à 619,5
2	Pakowki	1129,5 à 1177,0	798,5 à 859,8	619,5 à 662,0
3	Milk River	1177,0 à 1278,3	859,8 à 975,3	662,0 à 783,0
4	Colorado Shale	1278,3 à 1629,0	975,3 à 1289,5	783,0 à 1086,5
5	Second schiste argileux de White	1629,0 à 1761,0	1289,5 à 1385,5	1086,5 à 1165,5
6	Barons	NP	NP	1165,5 à 1186,0
7	Bow Island	1761,0 à 1883,0	1385,5 à 1529,3	1186,0 à 1333,0
8	Mannville	1883,0 à 2090,0	1529,3 à 1727,5	1333,0 à FI
9	Rierdon	2090,0 à 2187,5	1727,5 à 1807,8	FI
10	Livingstonenoteu	2187,5 à 2435,5	1807,8 à 1994,3	FI
11	Banff	2435,5 à 2546,0	1994,3 à 2153,3	FI
12	Exshawnotev	2546,0 à 2550,0	2153,3 à 2157,5	FI
13	Big Valley et Stettler	2550,0 à 2720,5	2157,5 à 2309,0	FI
14	Winterburn	2720,5 à FI	2309,0 à FI	FI
15	Woodbend	FI	FI	FI

Buck Lake 133C

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

Carry The Kettle Nakoda First Nation 76-33

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

Cold Lake 149, 149A, 149B

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

Drift Pile River 150

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

Enoch Cree Nation 135

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		03/13-3-52-26O4 Diagraphie d'induction (m FE)	00/14-3-52-26O4 Diagraphie électrique (m FE)
1	Edmonton et Belly River	surface à 529,0
2	Lea Park	529,0 à 691,0
3	Wapiabi	691,0 à 890,0
4	Second schiste argileux de White	890,0 à 1029,0
5	Viking et Joli Fou	1029,0 à 1076,0
6	Mannville	1076,0 à 1332,0
7	Wabamun	1332,0 à 1421,0
8	Graminia, Calmar et Nisku	1421,0 à 1502,0
9	Ireton, Leduc et Cooking Lake	1502,0 à FI	1573,4 à FInotew

Halfway River 168

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

Heart Lake 167

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

Horse Lakes 152B

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

Kehewin 123

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/7-10-59-6O4 Diagraphie d'induction (pi FE)	00/10-9-59-6O4notex Diagraphie d'induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	1053 à 1189
2	Colony	1189 à 1218	359,0 à 386,0
3	McLaren	1218 à 1261	NP
4	Waseca	1261 à 1315	386,0 à 401,0
5	Sparky	1315 à 1381	401,0 à 421,0
6	General Petroleum	1381 à 1490	421,0 à 457,0
7	Rex-Lloydminster	1490 à 1644	457,0 à 499,0
8	Cummings	1644 à 1858	499,0 à FI
9	Woodbend	1858 à FI	FI

Little Pine 116 et Poundmaker 114

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		21/6-7-46-21O3 Diagraphie d'induction (m FE)	21/15-29-44-23O3notey Diagraphie neutron-densité (m FE)	11/2-33-44-24O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	Second schiste argileux de White			458,3 à 543,0
2	Viking et Joli Fou			543,0 à 585,0
3	Colony	437,5 à 459,0	532,0 à 554,0	585,0 à 600,8
4	McLaren	459,0 à 469,0	554,0 à 569,0	600,8 à 611,5
5	Waseca	469,0 à 485,5	569,0 à 588,0	611,5 à 634,7
6	Sparky	485,5 à 501,0	588,0 à 611,0	634,7 à 646,0
7	General Petroleums	501,0 à 518,3	611,0 à LIND	646,0 à 656,5
8	Rex	518,3 à 531,0		656,5 à 668,7
9	Lloydminster	531,0 à 543,3		668,7 à 683,4
10	Cummings	543,3 à 573,3		683,4 à 702,0
11	Dina	573,3 à 601,0		702,0 à 736,5
12	Duperow	601,0 à FI		736,5 à FI

Loon Lake 235 et Swampy Lake 236

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

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

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

Ministikwan 161 et Makwa 129

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

Neekaneet Cree Nation 160A

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

Ocean Man 69 et Flying Dust First Nation 105

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		31/11-11-10-8O2 Diagraphie neutron-densité (m FE)	01/9-30-10-7O2 Diagraphie sonique (m FE)
1	Gravelbourg		LIND à 1102,0
2	Watrous		1102,0 à 1184,4
3	Alida et Tilston		1184,4 à FI
4	Souris Valley	LIND à 1433,5	FI
5	Bakken	1433,5 à 1451,0	FI
6	Torquay	1451,0 à FI	FI

Pigeon Lake 138A^notez

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/12-36-46-28O4 Diagraphie de rayons gamma-neutron (pi FE)	04/15-24-46-28O4 Diagraphie neutron-densité (m FE)	00/9-18-46-27O4 Diagraphie électrique (pi FE)	00/12-20-47-27O4 Diagraphie électrique (pi FE)
1	Edmonton, Belly River et Lea Park		surface à 1036,0
2	Wapiabi		1036,0 à 1197,0
3	Cardium et Blackstone		1197,0 à 1281,3	3850 à 4020note1a
4	Second schiste argileux de White		1281,3 à 1423,7
5	Viking et Joli Fou		1423,7 à 1472,0
6	Upper Mannville		1472,0 à 1610,3
7	Lower Mannville		1610,3 à FI
8	Wabamun	5591 à 6295
9	Calmar et Nisku	6295 à 6492
10	Ireton	6492 à 6670
11	Leduc	6670 à FI			6434 à 7210note1b

Puskiakiwenin 122 et Unipouheos 121

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/11-21-56-3O4 Diagraphie d'induction (m FE)	00/6-16-57-3O4référence1c Diagraphie d'induction (m FE)	00/13-26-57-4O4référence1c Diagraphie d'induction (m FE PVR)	00/8-16-58-3O4 Diagraphie d'induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	371,0 à 411,5
2	Colony	411,5 à 427,5	409,5 à 420,0	416,5 à 427,5	403,0 à 420,0
3	McLaren	427,5 à 436,5	420,0 à 441,0	427,5 à 444,3	420,0 à 428,6
4	Waseca	436,5 à 449,5	441,0 à 456,0	444,3 à 462,7	428,6 à 447,0
5	Sparky	449,5 à 472,0	456,0 à 475,0	462,7 à 484,3	447,0 à 460,5
6	General Petroleums	472,0 à 485,0	475,0 à 488,5	484,3 à 498,0	460,5 à 475,6
7	Rex	485,0 à 491,0	488,5 à 498,5	498,0 à 509,2	475,6 à 487,5
8	Lloydminster	491,0 à 528,0	498,5 à 537,0	509,2 à FI	487,5 à 533,0
9	Cummings	528,0 à 546,5	537,0 à FI	FI	533,0 à 575,0
10	Woodbend	546,5 à FI	FI	FI	575,0 à FI

Red Pheasant 108

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

Saddle Lake 125

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/11-32-57-11O4 Diagraphie d'induction (pi FE)	02/6-29-57-13O4note1d Diagraphie d'induction (m FE)
1	Second schiste argileux de White		393,0 à 491,0
2	Viking et Joli Fou	1412 à 1542	491,0 à 528,3
3	Colony	1542 à 1582	528,3 à LIND
4	Upper Grand Rapids	1582 à 1710
5	Lower Grand Rapids	1710 à 1844
6	Clearwater	1844 à 2025
7	McMurray	2025 à 2132	LIND à 710,7
8	Ireton	2132 à FI	710,7 à 872,3
9	Cooking Lake	FI	872,3 à 934,0
10	Beaverhill Lake	FI	934,0 à FI

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

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

Sawridge 150G

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/2-6-73-5O5 Diagraphie sonique (pi FE)	00/4-19-71-4O5référence1e Diagraphie d'induction (pi FE)
1	Colorado	surface à 1248
2	Viking	1248 à 1334
3	Mannville	1334 à 2240
4	Banff et Exshaw	2240 à 2440
5	Wabamun	2440 à 3336
6	Winterburn	3336 à 3647
7	Ireton	3647 à 4888
8	Waterways	4888 à 5450
9	Slave Point	5450 à 5496
10	Watt Mountain	5496 à 5578
11	Gilwood	5578 à 5860	6112 à 6146référence1e
12	Muskeg	5860 à 5920
13	Keg River	5920 à 6321
14	Lower Elk Point	6321 à FI

Sharphead 141 (ancienne réserve)

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

Siksika 146

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

Stoney 142, 143, 144 et Tsuut'ina Nation 145

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/8-13-27-3O5 Diagraphie d'induction (m FE)	00/2-33-25-6O5référence1f Diagraphie - neutron (pi FE)	00/10-34-24-6O5(5-34)référence1g Diagraphie sonique (pi FE)	00/5-24-27-6O5référence1h Diagraphie sonique (pi FE)
1	Belly River	surface à 1743,0
2	Wapiabi	1743,0 à 2121,0
3	Cardium et Blackstone	2121,0 à 2418,0
4	Viking et Joli Fou	2418,0 à 2498,0
5	Blairmorenote1i	2498,0 à 2729,0
6	Mount Head	NP
7	Turner Valley	2729,0 à 2775,0	11 154 à 11 485référence1f	11 920 à 12 280référence1g	9978 à 10 198référence1h
8	Shunda	2775,0 à 2828,0
9	Pekisko	2828,0 à 2929,0
10	Banff et Exshaw	2929,0 à 3079,0
11	Wabamun	3079,0 à 3318,0
12	Winterburn	3318,0 à 3356,0
13	Ireton	3356,0 à 3368,0
14	Leduc	3368,0 à 3599,0
15	Cooking Lake	3599,0 à FI

Sturgeon Lake 154

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

Sucker Creek 150A

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

Sunchild 202 et O'Chiese 203

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

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

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		91/5-25-59-23O3 Diagraphie neutron-densité (m FE PVR)	21/16-3-52-20O3 Diagraphie neutron-densité (m FE)
1	St. Walburg	231,6 à 274,4
2	Viking	274,4 à 320,8
3	Colony	320,8 à 340,0	454,0 à 478,0
4	McLaren	340,0 à 352,0	478,0 à 489,0
5	Waseca	352,0 à LIND	489,0 à 516,0
6	Sparky		516,0 à 546,0
7	General Petroleums		546,0 à 575,0
8	Rex		575,0 à 608,0
9	Lloydminster		608,0 à 646,0
10	Cummings		646,0 à 672,0
11	Devonian		672,0 à FI

Utikoomak Lake 155

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/6-30-80-9O5 Diagraphie sonique (m FE)	12-28-80-9O5 Diagraphie électrique (pi FE)	2-21-79-8O5 Diagraphie électrique (pi FE)
1	Peace River et Spirit River	315,5 à 558,7
2	Shunda et Pekisko	558,7 à 607,0
3	Banff et Exshaw	607,0 à 884,0
4	Wabamun	884,0 à 1125,0
5	Winterburn	1125,0 -1267,0
6	Ireton	1267,0 à 1568,0
7	Beaverhill Lake	1568,0 à 1686,0
8	Slave Point et Fort Vermillion	1686,0 à 1718,0
9	Watt Montain et Gilwood	1718,0 à 1724,0	5552 à 5576note1j	5689 à 5771note1k
10	Muskeg et Keg River	1724,0 à 1750,0
11	Granite Wash	1750,0 à 1755,0
12	PreCambrian	1755,0 à FI

Wabamun 133A

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

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

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

White Bear 70

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

White Fish Lake 128

Article	Colonne 1 Couche	Colonne 2 Données de diagraphie
		00/14-11-62-13O4note1l Diagraphie d'induction (m FE)	00/10-16-62-12O4note1m Diagraphie d'induction (m FE)
1	Viking et Joli Fou	347,6 à 386,0	347,0 à 383,5
2	Colony	386,0 à 426,0	383,5 à 397,5
3	Upper Grand Rapids 2	426,0 à 439,0	397,5 à 431,0
4	Lower Grand Rapids 1	439,0 à 453,0	431,0 à 445,0
5	Lower Grand Rapids 2	453,0 à 471,0	445,0 à 459,0
6	Upper Clearwater	471,0 à 498,0	459,0 à 491,5
7	Lower Clearwater	498,0 à 522,0	491,5 à 516,5
8	McMurray	522,0 à FI	516,5 à 539,5
9	Woodbend		539,5 à FI

Woodland Cree 226, 227, 228

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

ANNEXE 5

(paragraphe 79(1))

Redevances

Définitions

Définition de gaz commercialisable

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

Redevances pour le pétrole

Calcul de la redevance pour le pétrole

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

Redevance de base — cinq premières années

(2) Pendant la période de cinq ans qui commence à la date de mise en production du pétrole à partir de la zone visée par le contrat, la redevance de base est calculée conformément au tableau du présent paragraphe à l'égard du pétrole extrait de chaque puits ou attribuable à chaque puits pour chaque mois pendant cette période.

TABLEAU

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

Redevance de base — années subséquentes

(3) Dès l'expiration de la période visée au paragraphe (2), la redevance de base est calculée conformément au tableau du présent paragraphe à l'égard du pétrole extrait de chaque puits ou attribuable à chaque puits dans une zone visée par un contrat pendant chaque mois ultérieur.

TABLEAU

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

Avis au conseil

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

Redevance supplémentaire

(5) La redevance supplémentaire est :

• a) pour le pétrole auquel 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 attribuable à chaque puits dans une zone visée par un contrat au cours du mois,
• B la redevance de base pour le pétrole en mètres cubes, calculée conformément aux paragraphes (2) ou (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 mentionnée à la colonne 3;
  • (ii) dans tous les autres cas, à 25 $ le mètre cube;
• b) pour le pétrole auquel 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 attribuable à chaque puits dans une zone visée par un contrat au cours de chaque mois,
• B la redevance de base pour le pétrole en mètres cubes, calculée conformément aux paragraphes (2) ou (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 mentionnée à la colonne 3;
  • (ii) dans tous les autres cas, à 25 $ le mètre cube.

TABLEAU

Article	Colonne 1 Réserve	Colonne 2 Source en production avant le 1er janvier 1974	Colonne 3 Prix de référence ($/m3)
1	Réserve indienne no 138A de Pigeon Lake	Cardium	24,04
		Leduc	25,37
2	Réserve indienne no 150G de Sawridge	Gilwood Sand	25,13
3	Réserve indienne n° 135 Enoch Cree Nation	Crétacé inférieur	24,64
		Acheson Leduc	24,45
		Yekau Lake Leduc	25,01
4	Réserve indienne no 154 de Sturgeon Lake	Leduc	21,51
5	Réserve indienne no 155A d'Utikoomak Lake	Gilwood Sand, unité n° 1	25,00
		West Nipisi, unité n° 1	24,58
6	Réserve indienne no 70 de White Bear	Puits 10-2-10-2 O2	22,40
		Puits 8-9-10-2 O2	22,63
7	Réserve indienne no 146 de Siksika	Puits 6-25-20-21 O4	18,19
8	Réserve indienne no 138 Ermineskin	Puits 6-11-45-25 O4	19,18

Redevances pour le gaz

Calcul de la redevance pour le gaz

3 (1) Lorsque le gaz extrait d'une zone visée par un contrat ou attribuable à celle-ci est vendu, la redevance à payer représente la valeur du gaz en redevance brute, déterminée conformément au paragraphe (2), moins les coûts de la récolte, de la déshydratation, de la compression et de tout traitement qui sont égaux à la valeur de la redevance brute divisée par sa valeur totale.

Redevance brute

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

Redevance brute supplémentaire

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

• a) pour le gaz commercialisable :
  • (i) 30 % de la différence entre le prix de vente réel par 10³ m³ et 10,65 $/10³ m³, lorsque ce prix est supérieur à 10,65 $/10³ m³ mais n'excède pas 24,85 $/10³ m³,
  • (ii) 4,26 $/10³ m³ plus 55 % de la fraction du prix de vente réel qui excède 24,85 $/10³ m³, lorsque ce prix excède 24,85 $/10³ 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 d'une source qui produit du gaz commercialisable, la somme égale au produit obtenu de 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, la moindre des sommes suivantes : le tiers du prix de vente réel de l'élément composant ou 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 le traitement.

Redevance pour le pétrole ou le gaz utilisé

Aucune redevance

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

Exception

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

ANNEXE 6

(article 113)

Violations et pénalités

PARTIE 1
Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

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

PARTIE 2
Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes

Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Pénalité ($)
1	16	10 000
2	19(2)	1000
3	21a)(i)	1000
4	21a)(ii)	1000
5	21a)(iii)	1000
6	21a)(iv)	1000
7	21a)(v)	1000
8	21b)(i)	1000
9	21b)(ii)	1000
10	21b)(iii)	1000
11	21b)(iv)	1000
12	21b)(v)	1000
13	21b)(vi)	1000
14	21c)(i)	1000
15	21c)(ii)	1000
16	21c)(iii)	1000
17	21c)(iv)	1000
18	21c)(v)	1000
19	21c)(vi)	1000
20	21c)(vii)	1000
21	21d)(i)	1000
22	21d)(ii)	1000
23	21d)(iii)	1000
24	21d)(iv)	1000
25	21d)(v)	1000
26	21d)(vi)	1000
27	21d)(vii)	1000
28	21d)(viii)	1000
29	21e)	1000
30	21f)	1000
31	25(4)	1000
32	32(1)	2500
33	32(2)a)	10 000
34	32(2)b)	2500 (par forage)
35	32(2)c)	2500
36	32(2)d)	10 000
37	32(2)f)	1500
38	33(1)	10 000
39	34	10 000
40	59(2)	10 000
41	75(5)	10 000
42	78	10 000
43	82(2)a)	1000
44	82(2)b)	1000
45	82(2)d)	1000
46	83(2)	2000
47	98	1000