Production et ressources de pétrole (le futur de l'approvisionnement pétrolier 3/5)

Voici une traduction amateur et non autorisée de la troisième section « futur de l’approvisionnement pétrolier ». Les gras remplacent les italiques de l’article original (expressions importantes) ou sont de mon fait. Les éléments entre accolades sont des rajouts qui m’ont paru utiles. Retrouvez le sommaire de l'article par ici.

Production et ressources de pétrole


Le pétrole conventionnel est typiquement récupéré par des puits de pétrole verticaux, forés à travers le gisement du haut vers le bas. Comme ceux-ci touchent habituellement seulement quelques mètres ou dizaines de mètres du réservoir, les grands réservoirs nécessitent de multiples puits. Aujourd’hui, de nombreux puits commencent verticalement, mais sont ensuite déviés pour suivre le gisement. Les méthodes modernes permettent le forage de plusieurs milliers de mètres de sections horizontales, augmentant donc l’accès aux extrémités du réservoir et obtenant une valorisation plus élevée avec moins de puits.

Après le forage, le pétrole coule vers la surface sous sa propre pression (récupération primaire), mais ceci est habituellement complété en pompant et en injectant de l’eau et des gaz à l’intérieur du gisement pour maintenir la pression (récupération secondaire). La pression qui diminue réduit le débit et peut aussi permettre au gaz de se séparer du pétrole. En moyenne environ 35 % du pétrole en place à l’origine peut être récupéré par ces méthodes [5–7]. Les puits deviennent non rentables quand le débit du pétrole devient trop bas, particulièrement quand de gros volumes d’eau de la récupération secondaire sont coproduits. À la fin de leur vie, beaucoup de puits produisent plus d’eau que de pétrole.

Le facteur de récupération peut être amélioré grâce à l’utilisation de techniques variées de récupération assistée du pétrole (enhanced oil recovery, EOR). Celles-ci comprennent l’injection de vapeur, l’injection de CO2 et l’injection d’eau contenant des additifs chimiques. Ceci sert à réduire la viscosité du pétrole pour bloquer le flux concurrent de gaz ou d’eau et/ou à diriger le pétrole à travers les puits. La faisabilité des différents techniques d’EOR varie énormément d’un champ à l’autre et actuellement elles ne comptent que pour 3 % de la production mondiale. L’EOR augmente généralement les facteurs de récupération de 5 à 15 %, mais dans de rares cas des facteurs de récupération de plus de 70 % peuvent être atteints.

La récupération du pétrole de roche compacte est réalisée grâce à une combinaison de forage horizontal et de fracturation hydraulique de roches relativement imperméables pour libérer le pétrole et le gaz de manière rentable. La récupération du pétrole extra lourd est accomplie par une variété de méthodes, mais le plus couramment par injection de vapeur suivie par une amélioration et/ou une dilution pour le transport par pipeline. La récupération actuelle des sables bitumineux se fait par de l’exploitation à ciel ouvert. Cependant, des méthodes in situ utilisant l’injection de vapeur sont développées pour accéder à des dépôts plus importants, à de plus grandes profondeurs et avec un impact environnemental moins important. La récupération et la conversion du pétrole de kérogène consomment beaucoup d’énergie, elle est peu pratiquée à échelle commerciale.

Production de pétrole


La production mondiale de combustibles liquides s’est établie à une moyenne de 85,7 millions de barils par jour (Mb/j) en 2011 soit 31,2 milliards par an (Gb/a). La production mondiale cumulée s’élève à 1248 Gb environ, dont la moitié a été produite depuis 1988 (figure 3). Le pétrole brut et le condensat↵5 ont compté pour 80 % de la production de combustibles liquides en 2011, le reste provenant des LGN (14,1 %) et des liquides non conventionnels (5,9 %) (figure 4). La production de pétrole brut a augmenté d’environ 1,5 % par an entre 1995 et 2005, puis a atteint un plateau, avec une augmentation plus récente de l’offre liquide provenant surtout des LGN, des sables bitumineux et du pétrole de roche compacte. Ces tendances devraient continuer — par exemple, l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) [8] prévoit que les LGN compteront pour 19 % de la production mondiale de combustibles liquides en 2035, et que le pétrole non conventionnel en constituera 13,6 % (figure 15). La production annuelle de combustibles liquides a atteint un maximum de 5,5 barils par personne en 1979, et reste autour de 4,5 barils par personne depuis le milieu des années 80. La consommation annuelle s’établit en moyenne à 2,5 barils par personne dans les pays qui n’appartiennent pas à l’Organisation pour la Coopération et le Développement Economique (OCDE) (82 % de la population mondiale) et atteint à peu près 14 barils par personne dans ceux de l’OCDE, avec le cas particulier des Etas-Unis qui atteignent 25 barils par personne.

Figure 3. Les tendances mondiales pour la production de combustible liquide. Source : IHS Energy. Comprend le pétrole brut, le condensat, les LGN, le pétrole de roche compacte, le pétrole lourd et le brut de synthèse dérivé des sables bitumineux.

Figure 4. Décomposition de la production mondiale de combustibles liquides en 2011 (Mb/j). Source : AIE [8].

La production de pétrole brut est très concentrée dans un petit nombre de pays et un petit nombre de gisements géants, avec environ 100 champs produisant la moitié de l’approvisionnement mondial, 25 produisant un quart et un seul champ (Ghawar en Arabie Saoudite) produisant à peu près 7,5 % [5]. La plupart de ces grands gisements sont relativement anciens, beaucoup sont bien au-delà de leur pic de production [9], la plus grande partie du reste est susceptible d’entrer en déclin lors de la prochaine décennie ou à peu près, et on s’attend à trouver peu de nouveaux gisements géants [4]. La production mondiale future est donc fortement dépendante des prospectives futures des champs géants, mais cela reste incertain — en partie parce que les données nécessaires au niveau du terrain sont soit indisponibles soit peu fiables [4].↵6

Réserves de pétrole


Les volumes de pétrole sous terre sont décrits différemment comme des réserves ou des ressources en fonction de la probabilité qu’auront ces volumes à être produits dans un laps de temps donné avec les technologies existantes. Ces volumes peuvent être très différents et doivent être clairement définis.

Les réserves de pétrole sont ces quantités de pétrole dans les gisements connus, qui sont considérées comme techniquement possibles et économiquement réalisables à extraire dans des conditions précises. Les estimations de réserve s’appuient sur des hypothèses incertaines quant à la géologie, à la technologie et à l’économie, et sont exprimées au mieux comme une distribution de probabilités. Les valeurs estimées peuvent être rangées selon trois niveaux de confiance, soit prouvé (1P), prouvé et probable (2P) et prouvé, probable et possible (3P). Bien que ces définitions varient, celles-ci sont souvent considéréeséquivalentes aux définitions probabilistes que sont P90, P50 et P10 qui expriment le pourcentage de probabilité qu’au moins la quantité en question sera extraite [10]. La plupart de sources de données déclarent les réserves prouvées, mais celles-ci fournissent une estimation très prudente de l’extraction future, particulièrement au niveau régional [11].↵7

Seul un sous-ensemble des réserves mondiales est soumis à des exigences de déclaration formelle et cela est largement restreint à la déclaration de réserves prouvées pour des agrégats régionaux.  De telles données sont notoirement peu fiables, beaucoup de pays déclarant des réserves inchangées depuis des décennies (figure 5).↵8 Les estimations prouvées et probables (2P) devraient fournir un guide plus précis pour l’extraction future, et poser moins de problèmes d’agrégation, mais ces estimations sont plus difficiles à obtenir et ne sont pas nécessairement plus fiables.

Figure 5. Estimations annuelles des réserves prouvées de cinq états du Moyen-Orient (1980-2011). Source : BP [13]. L’Arabie Saoudite a produit 100 Gb et les Émirats Arabes Unis 27 Gb pendant cette période.

Mondialement, BP [13] estime qu’il y a 1263 Gb de réserves conventionnelles prouvées en 2011 (légèrement plus que la production cumulée à cette date) et 389 Gb de réserves prouvées non conventionnelles. Ces dernières comprennent 169 Gb de sables bitumineux canadiens et 220 Gb de pétrole extra lourd vénézuélien, mais ces deux estimations sont contestées et seulement une fraction de ce volume est susceptible d’être extrait lors des 25 prochaines années. En principe, les réserves mondiales 2P devraient être plus importantes que les réserves 1P, mais selon une source reconnue de l’industrie (IHS Energy) les réserves mondiales 2P sont approximativement les mêmes que les réserves 1P déclarées nationalement — suggérant une surestimation des réserves prouvées par plusieurs pays producteurs.Les réserves mondiales prouvées sont en augmentation ainsi que le ratio réserves mondiales prouvées/production (R/P) (figure 6), suggérant à certains qu’il y a peu de risque de contraintes à court terme sur l’approvisionnement [15]. Mais les réserves prouvées fournissent une base trompeuse pour mesurer l’épuisement ou prévoir les taux de production futurs [16].

Figure 6. Tendances mondiales des réserves prouvées pour tous les pétroles et ratio des réserves prouvées sur la production annuelle. Source : BP [13].

Découvertes de pétrole


La somme de la production cumulée et des réserves est appelée communément les découvertes cumulées. À la fin 2011, BP et IHS Energy estimaient les découvertes cumulées mondiales de pétrole conventionnel autour de 2486 Gb, alors que leur définition de réserve et leur définition du terme liquides ne correspondaient pas. Les estimations de découverte cumulée régionales évoluent grâce à la découverte de nouveaux champs et par les révisions des estimations de réserve pour les gisements existants. Ces dernières sont nommées croissance de la réserve, bien que croissance des découvertes cumulées soit un terme plus approprié, parce que des taux de productions élevés peuvent malgré tout faire baisser les réserves restantes année après année. Les sources de croissance de la réserve comprennent une meilleure compréhension géologique, une technologie d’extraction améliorée, des variations dans les conditions économiques et des changements dans les pratiques de reporting.

Le terme découvertes peut vouloir dire les ressources contenues dans des gisements qui viennent d’être découverts dans une période de temps donnée ou le changement dans les découvertes cumulées d’une période à l’autre. Ce n’est pas forcément la même chose, car la croissance de la réserve des gisements existants contribue aux « découvertes » sous la seconde définition {le changement dans les découvertes cumulées d’une période à l’autre} même si aucun nouveau champ n’a été découvert. Certaines sources de données (par exemple BP) enregistrent cette croissance de la réserve, l’année où les ajustements sont faits, alors que d’autres (par exemple IHS Energy) antidatent les révisions à l’année où le champ en question a été découvert. La figure 7 (qui utilise des données rétroactives) suggère que les découvertes mondiales de nouveaux champs ont atteint un maximum dans les années 60 et ont depuis chuté régulièrement, malgré une amélioration au tournant du XXIe siècle. En dépit des améliorations continuelles dans les technologies d’exploration, la plupart des champs géants ont été découverts il y a des décennies alors que les découvertes récentes sont plus petites et plus difficiles à trouver et à produire.
Figure 7.  Les tendances mondiales des découvertes antidatées et des découvertes cumulées. Source : IHS Energy. Comprends le pétrole brut, le condensat, les LGN, le gaz de pétrole liquéfié, le pétrole lourd, et le pétrole de synthèse. Fondées sur les estimations de réserve 2P rétroactives.

La figure 8 suggère que la production annuelle a dépassé les découvertes annuelles depuis 1980, mais cette conclusion néglige la contribution de la croissance de la réserve. Cette dernière est cachée dans la figure 8, car la source des données (IHS) antidate les révisions de réserve à la date de découverte des gisements.Quand les dates de révisions ne sont pas rétroactives, les additions de réserve annuelles (c’est-à-dire la somme des gisements nouvellement découverts et de la croissance de la réserve des champs existants) se retrouvent à dépasser la production annuelle, conduisant à une tendance haussière des réserves mondiales (figure6) [13,18]. En utilisant les données 2P de l’industrie, nous estimons approximativement que 48 Gb ont été rajoutés aux réserves mondiales chaque année entre 2000 et 2007, divisés à peu près entre 15 Gb par an de nouvelles découvertes et 33 Gb par an de croissance de réserve [11]. La croissance de la réserve est donc d’une importance considérable, mais comme la production se déplace vers des gisements plus récents, plus petits et offshores, le taux de croissance de la réserve devrait baisser à la fois en pourcentage et en termes absolus.
Figure 8. Les tendances mondiales de la production et des découvertes antidatées. Source : IHS Energy.
Comprends le pétrole brut, le condensat, les LGN, le pétrole lourd et le pétrole de synthèse des sables bitumineux. Les découvertes sont basées sur les estimations antidatées de réserve 2P. Bien que les découvertes se sont réduites avec le temps, le graphique est potentiellement trompeur, car les découvertes pour différentes années n’ont pas été estimées sur une base régulière. Par exemple, les estimations pour 1957 comprennent 50 ans de croissance de la réserve, alors que les estimations pour 2006 ne contiennent qu’une année. Ceci aide à expliquer pourquoi des graphiques comparables publiés à différentes dates pour les données de découvertes antidatées ont des « hauteurs » et des formes légèrement différentes [17].

Ressources en pétrole


La ressource en pétrole peut faire référence à tout le pétrole dans une certaine zone, que celui-ci soit disséminé ou accumulé, découvert ou non, techniquement récupérable ou non, économique à produire ou pas. Confusément, le terme concerne parfois seulement du pétrole potentiellement récupérable. Les estimations peuvent être constituées de la ressource techniquement récupérable (TRR) {technically recoverable resource} et/ou de la ressource économiquement récupérable (ERR) {economically recoverable resource}, mais la plage d’incertitude est généralement très large et ces termes sont souvent utilisés de manière interchangeable. Le terme ressource ultime récupérable (URR) {ultimately recoverable resource} concerne le pétrole d’un gisement ou d’une région qui est considéré comme récupérable sur toute la période de temps — depuis que la production a débuté jusqu’à ce qu’elle s’achève finalement.↵9

Pour le pétrole conventionnel, la ressource ultime récupérable (URR) d’une région représente la somme de la production cumulée, les réserves déclarées, la croissance anticipée de la réserve des gisements connus et de ressources estimées être récupérables des champs non découverts — appelés communément encore-à-trouver (YTF) {yet-to-find}. Ce dernier terme est moins approprié pour le pétrole de roche compacte et les sables bitumineux, car ceux-ci sont situés dans des formations continues plutôt que dans des champs discrets. Cependant, un forage approfondi est nécessaire pour établir les limites spatiales, les caractéristiques géologiques et les ressources récupérables de ces formations, la productivité des puits individuels varie fortement à la fois au sein de ces formations et entre elles [22–25].

Les estimations de la ressource ultime récupérable mondiale pour le pétrole conventionnel se situent dans une gamme allant de 2000 à 4300 Gb, à comparer avec une production cumulée de 1248 Gb jusqu’à 2011 [11]. L’estimation la plus récente de l’AIE [8] est de 3926 Gb, elle est plus haute que les estimations précédentes et reflète les réévaluations récentes du "encore-à-trouver" non américain (731 Gb)↵10 et la future croissance de la réserve (681 Gb) [27,28]. Les estimations de la ressource ultime récupérable pour tous les pétroles sont encore plus importantes (par exemple 7119 Gb pour l’AIE [8] et suggèrent que seulement un sixième de la ressource récupérable totale a été produit (figure 9). Cependant les intervalles de confiance {l’écart entre les estimations basses et hautes} sont très larges [11,27–29].
Figure 9. Estimation de l’AIE de la ressource restante techniquement récupérable de tous les pétroles. Source : AIE [8].

En interprétant ces chiffres, il est essentiel de reconnaitre que de grandes quantités de ressources de la croûte terrestre ne fournissent aucune garantie qu’elles peuvent être produites à un taux précis et/ou à un coût raisonnable. Il y a d’énormes variations au sein et entre les types de ressources en termes de taille d’accumulation, profondeur, accessibilité, composition chimique, contenu énergétique, coût d’extraction, taux de retour énergétique (c’est-à-dire l’énergie obtenue de la ressource moins l’énergie nécessaire à la trouver, l’extraire et la traiter), impacts environnementaux locaux et mondiaux et, le plus important, taux d’extraction possible -  sans parler de géopolitique d’accès. Les ressources de meilleure qualité ont tendance à être trouvées et développées en premier, et alors que la production se décale vers le bas de la "pyramide des ressources", un recours croissant à des ressources moins accessibles, de moins bonne qualité et plus couteuses qui ont progressivement des taux de retour énergétique plus bas et sont de plus en plus difficile à produire à des taux élevés, doit être effectué. Comparez par exemple, l’investissement énergétique et monétaire nécessaire pour produire 100 Kb par jour, d’un gisement géant du Moyen-Orient à celui nécessaire pour atteindre des taux de production comparables de champs en eaux profondes, de ressources subarctiques, de sables bitumineux canadiens. Pour citer une phrase largement utilisée dans ce contexte, ce n’est pas vraiment la taille du réservoir qui compte, mais la taille du robinet.

Ce n’est pas simplement un problème de forte hausse des coûts de production de ressources de plus faibles qualités. En effet, les contraintes techniques et d’énergie nette {taux de retour énergétique} peuvent rendre les ressources inaccessibles et certains taux de production inatteignables au regard du coût. Le pétrole de kérogène est particulièrement contraint en termes d’énergie nette et de taux de production, il pourrait ne jamais devenir économique à produire, et pourtant il compte pour 19 % des estimations de ressources récupérables restantes de l’AIE (figure 9). De ce fait, une évaluation critique des perspectives de l’offre future doit aller au-delà des estimations de la taille des ressources agrégées et étudier la faisabilité technique, économique et politique d’accéder à différentes ressources pour des taux différents sur différentes périodes de temps.

Notes


↵5 Pour la concision, la phrase "pétrole brut" sera utilisée à la place de "pétrole brut et condensat" pour le reste de cet article. En effet, la plupart des sources de données ne permettent pas de distinguer les volumes produits de ces deux liquides.

6 Certaines données de terrain sont publiées annuellement par les journaux de l’industrie pétrolière. Des données plus exhaustives peuvent être achetées (pour un coût considérable), mais on peut remettre en cause la fiabilité de certaines de ces données, seulement une portion d’entre elles est auditée.

↵7 Les estimations de réserve régionales sont couramment obtenues en additionnant les estimations des gisements individuels, mais un tel regroupement est seulement approprié pour des estimations moyennes de ressources récupérables et conduiront à des sous-estimations significatives quand elles sont appliquées aux estimations 1P (P90) [11,12]. La comptabilisation des estimations 2P (P50) devrait conduire à de plus petites erreurs, mais le signe et l’ampleur de celles-ci dépendront de la forme de la courbe de distribution des probabilités sous-jacente.

↵8 Par exemple, l’"Oil and Gas Journal"[14] rapporte des estimations de réserves identiques pour 2010 et 2011 dans 69 pays producteurs sur 101.

↵9 En principe, ceci comprend le pétrole qui est actuellement non découvert, irrécupérable avec la technologie existante et/ou non économique actuellement, mais qui devrait l’être avant la fin de la production.

↵10  Cette estimation comprend les ressources qui sont peu susceptibles d’être récupérables au cours des 25 prochaines années, comme les 74 Gb de l’Arctique et de la Fédération de Russie, mais exclut également un certain nombre de régions plus petites et moins accessibles qui pourraient contenir du pétrole [26].

Références


4. Sorrell S, Speirs J, Bentley R, Miller R, Thompson E. 2012 Shaping the global oil peak: a review of the evidence on field sizes, reserve growth, decline rates and depletion rates. Energy 37, 709–724 (doi:10.1016/j.energy.2011.10.010)

5. IEA. 2009 World energy outlook 2008. Paris, France: International Energy Agency.

6. Muggeridge A, Cockin A, Webb K, Frampton H, Collins I, Moulds T, Salino P. 2014 Recovery rates, enhanced oil recovery and technological limits. Phil. Trans. R. Soc. A 372, 20120320. (doi:10.1098/rsta.2012.0320)

7. Sandrea I, Sandrea R. 2007 Recovery factors leave vast targets for EOR technologies. Oil Gas J.105, 44–47.

8. IEA. 2012 World energy outlook. Paris, France: International Energy Agency.

9. Guo B, Lyons WC, Ghalambor A. 2007 Production decline analysis. In Petroleum production engineering, pp. 97–105. Burlington, VT: Gulf Professional Publishing.

10. SPE. 2005 Comparison of selected reserves and resource classifications and associated definitions. Society of Petroleum Engineers, Oil and Gas Reserves Committee. See http://www.spe.org/industry/docs/OGR_Mapping.pdf.

11. Sorrell S, Speirs J, Brandt AR, Miller R, Bentley RW. 2009 Global oil depletion: an assessment of the
evidence for a near-term peak in global oil production. London, UK: UK Energy Research Centre.

12. Pike R. 2006 Have we underestimated the environmental challenge? Petrol. Rev. 60, 26–27.

13. BP. 2012 Statistical review of world energy. London, UK: BP.

14. Radler M. 2011 Worldwide look at reserves and production. Oil Gas J. 109, 26–29.

15. Wicks M. 2009 Energy security: a national challenge in a changing world. London, UK: Department of Energy and Climate Change.

16. Bentley RW, Mannan SA, Wheeler SJ. 2007 Assessing the date of the global oil peak: the need to use 2P reserves. Energy Pol. 35, 6364–6382. (doi:10.1016/j.enpol.2007.08.001)

17. Campbell CJ. 2002 Petroleum and people. Popul. Environ. 24, 193–207. (doi:10.1023/A:1020752205672)

18. Stark PH, Chew K. 2005 Global oil resources: issues and implications. J. Energy Develop. 30, 159–170.

19. Watkins GC. 2002 Characteristics of North Sea oil reserve appreciation. Quart. Rev. Econ. Finan. 42, 335–372. (doi:10.1016/S1062-9769(02)00133-3)

20. Grace JD. 2007 A closer look at field reserve growth: science, engineering, or just money? Rockport, TX: Bergan et al, Inc.

21. Forbes KF, Zampelli EM. 2009 Modelling the growth in gas reserves from known fields. Energy J. 30, 201–213. (doi:10.5547/ISSN0195-6574-EJ-Vol30-NoSI-13)

22. JRC. 2012 Unconventional gas: potential energy market developments in the European Union. Brussels, Belgium: Joint Research Centre of the European Commission.

23. Berman A, Pittinger LF. 2011 US shale gas: less abundance, higher cost. The Oil Drum. See 

24. Hughes D. 2013 Drill baby drill: can unconventional fuels usher in a new era of energy abundance? Santa Rosa, CA: Post Carbon Institute.

25. Berman A. 2010 Shale gas: abundance or mirage? Why the Marcellus shale will disappoint expectations. See http://www.resilience.org/stories/2010-10-28/shale-gas%E2%80%94abundance-or-mirage-why-marcellus-shale-will-disappoint-expectations.

26. Aguilera RF, Eggert RG, Lagos G, Tilton JE. 2009 Depletion in the future availability of petroleum resources. Energy J. 30, 141–174. (doi:10.5547/ISSN0195-6574-EJ-Vol30-No1-6)

27. USGS. 2012 An estimate of undiscovered conventional oil and gas resources of the world. Fact Sheet 2012–3028. Reston, VA: US Geological Survey.

28. USGS. 2012 Assessment of potential additions to conventional oil and gas resources of the world (outside the United States) from reserve growth, 2012. Fact Sheet 2012–3052. Reston, VA: US Geological Survey.

29. USGS. 2000 U.S. Geological Survey world petroleum assessment 2000: description and results. DDS-60. Reston, VA: US Geological Survey.

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