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Etat des réserves des combustibles fossiles

                                      Etat des réserves des combustibles fossiles

 

J.Laherrère

 

Les données sur les réserves de combustibles fossiles sont variées et différent suivant les auteurs. Dans la plupart des pays, elles sont confidentielles par champ et les opérateurs ne donnent qu’une synthèse globale ambiguë qui correspond à l’image qu’ils veulent donner à l’extérieur.

Les données les plus utilisées par les économistes (accessible sur le net) sont celles de BP Statistical Review of World Energy et de l’USDoE/EIA (Department of Energy/Energy Information Agency). Les données officielles sur les réserves de pétrole et de gaz utilisent surtout les résultats d’enquêtes faites auprès des gouvernements par Oil and Gas Journal, mais cette enquête est menée avant la fin de l’année pour une estimation en fin d’année, ce qui empêche toute étude technique détaillée. La plupart des pays ne répondent pas et leurs réserves sont considérées constantes (la France en 1999, 1993,), comme si les nouvelles découvertes compensaient exactement la production. De plus les règles de définition des réserves par les compagnies américaines sont celles de la Securities and Exchange Commission qui sont différentes de ce qui est pratiqué dans le reste du monde.

 

Les réserves représentent le cumul des productions passées et futures jusqu'à la fin de la production. Il est donc préférable de montrer les productions passées et les prévisions de production future en donnant le cumul total qui est en fait les réserves. Si on parle de réserves sans donner de date, le chiffre représente les réserves des champs découverts, depuis le début de la production jusqu’à la fin, c’est en fait ce qu’on appelle les découvertes ou les réserves originales ou initiales. Si on donne une date, les réserves sont alors les réserves restantes, soit le cumul des productions de cette date jusqu'à la fin de la production. Le total de la production cumulée à cette date plus réserves restantes représente les réserves initiales.

Il faut rappeler que les combustibles fossiles ne sont pas en fait produits, mais extraits. C’est la Nature qui les a produits par un long processus à partir de matière organique (lacustre et marin pour le pétrole et le gaz, terrestre pour le charbon), l’Homme se contente de les extraire.

 

-Unités

La production de pétrole est publiée, soit en masse, soit en volume, ce qui ne facilite pas les comparaisons car il faut aussi connaître la densité du brut, qui varie considérablement des condensats 740 kg/m3 (60°API) au pétrole extra-lourd 1030 kg/m3 (6°API)

Les chiffres de densité sont différents entre les données OPEC et BP Review: par exemple Arabie Saoudite 7,3 b/t contre 7,6 b/t, Algérie 7,9 contre 8,7, car les définitions de pétrole sont aussi différentes

La conversion de baril en tonne varie de 7 b/t en Syrie à 9,3 b/t en Thaïlande, la moyenne mondiale étant 7,6 b/t.

La prédominance des Américains sur l’industrie pétrolière mondiale est telle que les unités et les définitions sont qui ont été pratiquées au 19e siècle aux Etats-Unis et qui n’ont pas évolué depuis.

Le baril de pétrole n’a pas de définition légale aux EU où seul le US gallon a une existence légale (différent du gallon impérial qui etait utilisé en Angleterre). Le baril de pétrole est par tradition de 42 US gallons soit 158,983 litres (le baril légal liquide aux EU est de 31,5 US gallons soit 119,237 litres) et les agences fédérales américaines (qui doivent utiliser le système international d’unités (SI) depuis 1993) sont obligées d’ajouter après baril (42 US gallons). Le symbole très souvent utilisé pour baril est bbl, alors que personne ne sait véritablement ce qu’il signifie, ce doit être un “blue barrel”, la couleur bleue représentant soit le contenu (les barils bleus contenant du brut pour les distinguer des barils rouges (red barrel = rbl) qui contenaient le pétrole raffiné), soit le volume (baril de 42 gallons pour distinguer des autres barils de bois qui allaient de 30 à 50 gallons, soit le propriétaire (la couleur de Standard Oil était le bleu). Comme le baril n’a pas d’existence légale son symbole n’est pas défini, le symbole b le plus utilisé, mais c’est celui de l’unité SI de pression le bar.

En France et en Angleterre, le pétrole est mesuré en tonne, alors qu’en Norvège en mètres cubes pour le brut et le condensat, mais en tonne pour les liquides de gaz naturel.

 

Les bilans énergétiques sont donnés en tonnes équivalentes pétrole (tep) ou en Joule ; un tep vaut 42 gigajoule (GJ). Mais certains bilans sont en gigatonne de carbone (Gtec). Les équivalences sont variables suivant les pays pour convertir le charbon en équivalent pétrole en moyenne c’est 1 tec=0,67 tep (ou 1 tep=1,5 tc). Comme la qualité énergétique des charbons est très différente de l’anthracite à la lignite qui est 3 fois moins énergétique, la tec varie de 0,4 à 0, 77 tep. Mais le comble des bilans énergétiques est la confusion entre l’énergie à l’entrée et l’énergie à la sortie. En électricité, le MWh vaut 0,083 tep dans les statistiques mondiales et 0,222 MWh dans les statistiques françaises (guide du Comite Professionnel du Pétrole).

 

-Incertitude sur les Réserves

Les incertitudes sur les réserves fossiles proviennent bien sur de l’incertitude sur les volumes suite à une connaissance imparfaite des caractéristiques géologiques, physiques, techniques et économiques des gisements découverts et à découvrir, mais surtout du fait que les données publiées correspondent rarement aux données techniques. Publier des données sur les réserves (ainsi que la production et la population) est un acte politique et dépend de l’image que l’auteur veut donner de la compagnie ou du pays. De la fourchette mini, mode ou moyenne, maxi, le chiffre publié à l’extérieur est le mini quand on veut réduire les taxes, ou le maxi quand on veut obtenir un prêt (Mexique avec le FMI) ou une quantité autorisée à produire (champ de gaz de Frigg en Mer du Nord). Le cas le plus évident est celui de l’OPEP où les quotas dépendent des réserves: de 1984 à 1990 le Moyen-Orient +Venezuela a vu augmenter ses réserves de 470 Gb à 700 Gb soit plus de 50% sans découverte majeure. Le prix anormalement bas de 10$/b en 1998 est dû à une mauvaise estimation de la croissance par l’OPEP (crise asiatique), mais surtout à une surévaluation de l’offre par l’AIE à cause de mauvaise données (missing barrels = 600 Mb), donnant une fausse impression d’abondance.

Il n’y a pas de consensus sur les définitions car chacun veut rester maître de déclarer ce qu’il lui convient. Les compagnies américaines cotées en bourse sont obligées de suivre les règles de la SEC (Securities & Exchange Commission), où l’estimation doit correspondre à une certitude raisonnable, mais chacun interprète le "raisonnable" à sa façon. Il y a lutte entre l’approche déterministe et l’approche probabiliste. Les réserves américaines sont dites "prouvées" et les dernières règles SPE/WPC/AAPG les définissent comme correspondant à une probabilité de 90%. En pratique les révisions des 20 dernières années du rapport annuel USDOE montrent qu’elles correspondent à une probabilité de 65% (correspondant au mode qui représente le plus probable). La mauvaise pratique de ne déclarer que les réserves prouvées et de négliger les réserves probables conduit à des révisions continuelles et à une fausse impression de croissance. Les compagnies américaines qui publient les chiffres de réserves (Oil &Gas Journal, World Oil et BP Review) veulent traiter le monde suivant leurs pratiques américaines alors que les pratiques en Europe sont bien différentes, notamment en Norvège.

Figure X-1 : réserves mondiales de pétrole de sources politiques et techniques

 

 

Le nombre de chiffres significatifs est révélateur de l’absence de calcul d’erreur.

Pour 1999 les réserves dites prouvées étaient données avec 10 chiffres significatifs par Oil and Gas Journal (OGJ) alors que le premier chiffre était différent de celui de World Oil (WO):

Oil & Gas Journal       1 016 041,221 Mb

World Oil                     978 868,2 Mb

BP Review                 1 033,8 Gb

Mais en 2001 World Oil a révisé son estimation pour 1999 à 993 467,3 Mb, seul le premier des 7 chiffres est conservé!

Dans l’industrie pétrolière où la précision est de l’ordre de 10%, donner plus de 2 chiffres significatifs est montrer son incompétence.

Les réserves restantes mondiales de gaz naturel donnent une image identique, les réserves politiques augmentent linéairement depuis 1965 alors que les réserves techniques plafonnent à 6 000 Tcf depuis 1980.

Figure X-2 : réserves mondiales de gaz de sources politiques et techniques

 

 

Les économistes ont un concept erroné des réserves en croyant qu’il suffit d’augmenter le prix pour augmenter les réserves. Ceci est basé sur l’exploitation minière, mais “oil is liquid” (pour le conventionnel), dans la plupart des cas, il suffit d’ouvrir une vanne pour produire. Les économistes croient que la technologie va résoudre tous les problèmes (c’est le père Noël), mais ils refusent d’écouter ce que disent les techniciens.

Les nouvelles techniques permettent de produire moins cher, plus vite, mais n’augmentent guère les réserves conventionnelles, au contraire des réserves non conventionnelles qui elles sont très sensibles à l’économie et à la technique.

En conclusion, il est plus important d’améliorer les données que les méthodes. La politique devrait être bannie dans la communication des données techniques. Malheureusement, les données publiées sont essentiellement politiques.

 

-Fiabilité des réserves publiées

Les réserves sont le volume que l’on espère produire dans le futur jusqu'à l’abandon de la production.

Son estimation est difficile étant donne les incertitudes géologiques, géophysiques et physiques du gisement, des conditions économiques futures (prix, inflation et taxation), des progrès futurs techniques et la fourchette est large, mais pratiquement un seul chiffre est publié.

Dans la fourchette d’incertitude, le chiffre bas sera publié si on veut éviter les taxations ou un chiffre haut sera donne si on veut obtenir une valeur supérieure d’un quota (OPEP) ou d’un volume autorise de production (Frigg).

Pendant bien longtemps l’industrie pétrolière et gazière américaine a dominé le monde et a imposé ses méthodes.

Si l’industrie pétrolière est capable de prouesses techniques remarquables en matière d’exploration et de production comme dans l’offshore profond, l’industrie pétrolière américaine est très conservatrice et rejette tout ce qui n’est pas inventé au Texas. Elle refuse le système métrique et utilise le symbole M pour millier alors que tous les Américains ont accepté le Y2K pour l’an 2000 (pour le bug Y2K) et non Y2M ! La sonde Mars Climate Orbiter s’est écrasée en 1999 sur Mars, car les instructions de freinage ont été envoyées par la NASA en newtons, mais le constructeur Lockheed l’avait programmé en livres !

L’industrie pétrolière américaine, qui a de nombreux intérêts dans le monde entier, va malheureusement continuer à imposer ses méthodes archaïques en matière de publication des réserves tant que la SEC n’imposera pas d’autres définitions. Les Européens ont toujours eu un complexe d’infériorité vis-à-vis des Américains en matière de pétrole !

 

World Energy Assessment: energy and the challenge of sustainability

2000 UNDP (United Nations Development Programme) et WEC (World Energy Council)

World Energy Assessemnts

 

 

 

TABLE 5.7. AGGREGATE FOSSIL ENERGY OCCURRENCES

Gigatonnes of carbon

Consumption

Reserves

Resources a

 Resource base b

Additional occurrences

 

1860–1998

1998

 

 

 

 

Oil

 

 

 

 

 

 

Conventional

97

2,65

120

121

241

 

Unconventional

6

0,18

102

305

407

914

Natural gas c

 

 

 

 

 

Conventional

36

1,23

83

170

253

 

Unconventional

1

0,06

144

364

509

14176

Coal

155

2,4

533

4618

5151

 

Total

294

6,53

983

5579

6562

15090

 

 

 

 

 

 

 

-a. Reserves to be discovered or resources to be developed as reserves.

Source: Compiled by author from tables 5.1–5.6.

-b. The sum of reserves and resources.

-c. Includes natural gas liquids.

 

-Modèlisation de la production future

Les économistes oublient souvent que pour produire des combustibles fossiles, vous devez d’abord les découvrir. C’est donc les découvertes passées qui donnent les productions actuelles.

La production future (c’est-à-dire les réserves restantes à produire et à découvrir) peut être modélisée de plusieurs façons.

-1- utilisation seule des données de production annuelle :

Une courbe dite d’Hubbert (dérivé de la courbe logistique) est tracée au mieux pour intégrer les productions annuelles du passé. On obtient les réserves ultimes. L’hypothèse principale est que la production suit un seul cycle correspondant à une courbe en cloche (en fait courbe normale, car suivant le théorème de central limite, l’addition d’un grand nombre de productions de champs qui sont dissymétriques mais indépendants donne une courbe normale. Mais de nombreux pays montrent en fait un profil avec plusieurs cycles, seule la production des EU 48 Etats et hors offshore profond montre une courbe en cloche en dehors des crises économiques (dépression, proration et choc pétrolier)

-2- utilisation des données de production et de découverte annuelles

-2-1-Les réserves ultimes sont obtenues grâce à la combinaison des extrapolations de la courbe d’écrémage (découvertes cumulées en fonction du nombre cumulé de puits d’exploration (new field wildcats)) et de la courbe fractale parabolique (taille des champs en fonction de leur rang dans un format log-log) et transformation de la valeur ultime en une courbe d’Hubbert.

Les courbes d’écrémage par continent montrent une très grande différence de richesse entre continent. 800 Gb ont été découverts au Moyen Orient avec 3000 puits alors qu’aux EU 200 Gb ont nécessité 300 000 puits. L’extrapolation avec une courbe hyperbolique pour une activité de forage double de tout le passé est considérée comme l’ultime. On arrive à un ultime pour l’huile et condensat conventionnel pour le monde de 2000 Gb (2 Tb ou 150 Gt).

Ultime pétrole conventionnel             Gb

Moyen Orient                                     820

Amérique Latine                                270

Afrique                                               220

US                                                      220

Ex-URSS                                           215

Asie                                                    145

Europe                                                           115

Monde                                                2000

 

Figure X-3 : Courbes d’écrémage par continent pour huile+condensat

 

Pour le gaz, la diversité est aussi très grande

Figure X-4 : Courbes d’écrémage par continent pour le gaz

 

 

-2-2- corrélation des découvertes annuelles et des productions annuelles après un certain décalage.

Pour éviter l’utilisation de modèles mal adaptés (un seul cycle quand il y en a plusieurs) il est préférable d’utiliser la bonne corrélation qui existe dans la quasi-totalité des pays qui produisent à pleine capacité (pratiquement tous les pays sauf ceux du Golfe Persique) entre les découvertes et les productions après un certain décalage. L’exemple de la France est significatif, il y a eu 2 cycles de découvertes et 2 cycles de production, le décalage moyen est de 10 ans (en fait c’est moins de 10 ans pour le second cycle). La corrélation est bonne en temps moins en volume car il y a peu de champs.

Figure X-5 : Production annuelle de pétrole en France et découverte décalée

 

La symétrie de la montée avec la descente de ces 2 cycles est remarquable, elle semble la règle car on la retrouve pour les cycles de la production de pétrole du Royaume-Uni et de la Hollande.

 

Dans ces graphiques, seules les réserves conventionnelles pour le pétrole et le gaz sont reportées.

Seuls les pays qui produisent à pleine capacité peuvent être analysés, car les pays qui ne produisent pas à pleine capacité (pays d’appoint ou swing producers = Arabie Saoudite, Kowait, Iran, Irak et Abu Dhabi) sont difficiles à modéliser, puisque leur production dépend essentiellement de décisions politiques.

Comme il importe de fournir un profil de production qui comprend aussi les hydrocarbures non-conventionnels, celui-ci est obtenu globalement pour les ultimes de liquides et les ultimes de gaz.

Notre estimation d’ultime pour les liquides étant de 2,8 Tb avec un cumul de 1 Tb déjà produit, nous avons tracé une courbe naturelle pour un ultime restant de 1,8 Tb que nous comparons aux prévisions des grands pétroliers qui publient des prévisions à savoir Shell (2 scénarios 2001 : DAU et SCA), BP (déclaration de J. Browne Davos 2001) et TotalFinaElf (TFE) (Bauquis P-R. 2001 “Quelles énergies pour un développement durable” Journées de l’énergie au Palais de la découverte 18 Mai)

Les scénarios de Shell nécessiteraient des réserves ultimes très importantes si le déclin de la production de pétrole est naturel, mais Shell estime que le déclin ne sera pas naturel mais réduit par une demande qui se détourne du pétrole au profit du gaz et de l’hydrogène (?)

Les prévisions TFE et BP sont assez proches mais assez supérieures aux nôtres à partir des données techniques.

Figure X-6 : Consommation mondiale de pétrole et scénarios

 

 

Nous avons essayé d’utiliser les mêmes approches pour estimer à partir du passé les profils de production d’abord des combustibles fossiles puis de toutes les énergies.

 

-Production future des combustibles fossiles

-Charbon

S’il y a de nombreuses études sur les réserves globales et détaillées des champs de gaz et de pétrole, où les profils de production par champ permettent de calibrer les déclarations globales, il est beaucoup plus difficile d’obtenir des données détaillées sur les réserves de charbon.

BGR (Geosciences & Ressources Naturelles en Allemagne) (1998) estime les réserves restantes à 375 Gtep, avec 130 Gtep déjà produits donne un total récupérable de 500 Gtep.

World Energy Assessment 2000 (Nations Unis et Conseil mondial de l’Energie) donne des réserves de 533 Gtc (+ressources de 4618 Gtc) avec 155 Gtc produit (1998) soit un total récupérable de 690 Gtc ; soit 460 Gtep (1 tep= 1,5 tc), ou 315 Gtep (1 tep= 2,2 tc)  

BP Review 2000 annonce des réserves restantes de1000 Gt fin 2000 avec 510 Gt anthracite et bitumineux et 475 Gt subbitumineux et lignite (en gros 50/50), mais ne donne pas le détail de la production. Le détail de la production mondiale de l’USDOE est différent, le lignite faisant 20% du total.

Figure X-7 ; Production mondiale de charbon

 

La conversion des différentes catégories varie avec le temps ainsi les productions mondiales en anthracite, bitumineux et lignite exprimés en Btu et short ton d’après l’USDOE/EIA donne les pouvoirs énergétiques de 1988 à 1999 dans le graphique suivant, où le pouvoir global augmente légèrement depuis 1990. On peut observer des variations dans le détail qui semblent dus à des données erratiques.

Figure X-8 : Pouvoir énergétique du charbon mondial

 

Le pouvoir moyen est de 18 MBtu/short ton, soit 18/1,055/42/0,9= 0,45 tep/tc ou

1 tep= 2,2 tc on est loin (+47%) du 1 tep= 1,5 tc de certaines études

Les seules données détaillées et complètes disponibles sont celles du charbon de Pennsylvanie qui montrent plusieurs cycles très symétriques (sauf pour les périodes de dépression).

Le charbon se comporte donc comme le pétrole bien que les réserves des gisements de charbon sont très sensibles à la concentration et l’épaisseur des couches (le prix est important et on laisse du charbon dans la mine), alors que les réserves des gisements de pétrole conventionnel représentent tout le pétrole mobile et extractible (le prix est peu important pour les gisements conventionnels, on abandonne le champ quand la production d’eau dépasse un pourcentage trop important (pour le plus grand champ russe Samotlor, la production d’eau est plus de 92%).

Figure X-9 : Charbon de Pennsylvanie

 

Les données utilisées dans les graphiques suivants (de 11 à 17) sont celles de l’AIE de 1850 à 2000.

Le graphique suivant de la production annuelle/production cumulée en pourcentage en fonction de la production cumulée peut être extrapolée vers la production ultime (pour une production annuelle nulle), si le passé donne des courbes extrapolables (dans le cas d’un cycle de Hubbert le tracé est rectiligne).

Le passé de la production de charbon mondial (données AIE en Gtep) fournit un tracé qui de 1923 à 1999 peut être extrapolé par une courbe de tendance linéaire vers un ultime de l’ordre de 400 Gtep. Cette valeur correspond à une continuation du passé, souvent décrite dans les scénarios comme « Business as usual »

Toutefois ce graphique peut se courber et évoluer vers des valeurs très supérieures s’il y a modification des tendances (économie : augmentation du prix ou des taxes, et techniques).

Figure X-10 : Production mondiale de charbon : annuel/cumulé versus cumulé

 

 

Nous avons donc considéré que le passé donne un ultime de 425 Gtep alors que les estimations des experts donnent des valeurs très supérieures si on prend en compte une partie des ressources. Nous avons donc pris comme valeur supérieure une valeur double (850 Gtep). Ces 2 ultimes (avec un cumul en 2000 de 130 Gtep déjà extrait) donnent les 2 profils (H1 et H2) du graphique suivant où sont aussi reportées les prévisions USDOE, BGR  (Rempel H. 2000 “Will the hydrocarbon era finish soon?”) et Bauquis P-R (1999 “Un point de vue sur les besoins et les approvisionnements en énergie à l’horizon 2050” Revue de l’Energie 50 ans Septembre, 509, p503-510). Les modèles à partir des ultimes sont des courbes dites de Hubbert (le géologue qui les a utilisées en 1956 pour prédire le pic de la production du pétrole aux Etats-Unis vers 1970 et sa prédiction a été vérifiée à l’étonnement général). L’équation de ces courbes représente la dérivée de la fonction logistique.

Figure X-11 : Production mondiale de charbon et extrapolation du passé

 

Le BGR (Rempel) est assez proche de notre extrapolation du passé, alors que Bauquis est proche de notre valeur supérieure.

 

-Combustibles fossiles : charbon + pétrole + gaz

L’extrapolation des productions passées de charbon + pétrole + gaz en Gtep (chiffres AIE) donne un ultime des réserves conventionnelles de l’ordre de 925 Gtep (avec une production cumulée en 2000 à 300 Gtep). Avec les ressources non-conventionnelles, l’ultime peut s’élever à 1500 Gtep.

 

combustibles fossiles Gtep

CP 2000

ultime

ultime conventionnel

charbon

130

850 ?

425

pétrole

120

350

275

gaz

50

300

225

total

300

1500

925

Des courbes d’Hubbert ont été tracées qui donnent pour la production cumulée future à partir de 2000 de 625 Gtep pour l’extrapolation du passé et 1200 Gtep pour la valeur supérieure.

Les prévisions de l’USDOE, BGR et Bauquis correspondent à la valeur supérieure (croissance équivalente à la période 1950 1973), ce qui n’est pas étonnant car ils ont pris cette valeur sans se préoccuper de savoir si cela était en ligne avec le passé récent (1980-2000). Le scénario le plus probable doit se trouver entre les deux, avec un pic vers 2040 autour de 10 Gtep/a. Les combustibles fossiles ont donc encore un avenir certain pendant plusieurs décennies avant de décliner.

Figure X-12 : Production mondiale pétrole+gaz+charbon et extrapolation du passé

 

 

Mais ces prévisions sur les combustibles fossiles doivent être comparées avec les prévisions sur les autres énergies en utilisant une approche semblable

 

-Comparaison des productions mondiales énergétiques par source

Le graphique suivant montre toutes les productions mondiales par source avec une échelle logarithmique. La croissance la plus spectaculaire est celle du nucléaire de 1960 à 1975. Le solaire ; éolien et autres ne représentent en 2000 que 0,01 Gtep/a contre 10 Gtep pour l’énergie totale soit 0,1 % ; à un tel niveau, on peut avoir des croissances importantes tout en restant négligeable.

Figure X-13 : Consommation énergétique mondiale

 

 

Le tableau suivant donne les productions cumulées et les différents ultimes

production énergie Gtep

CP 2000

ultime

ultime conventionnel

ultime extrapolation du passé

charbon

130

850

425

 

pétrole

120

350

275

 

gaz

50

300

225

 

ss total combustibles

300

1500

925

 

biomasse

90

 

 

250

hydro

7

 

 

30

geothermie

0,7

 

 

3

solaire, éolien

0,02

 

 

?

nucléaire

10

 

 

30

total énergie

400

2000 ?

 

1200

L’énergie utilisée à ce jour n’est que 400 Gtep à comparer avec les 1200 Gtep de l’extrapolation du passé (soit le tiers) et les 2000 Gtep potentielles.

 

Les prévisions jusqu’en 2050 sont donnés dans le tableau suivant pour Bauquis, USDoE, BGR et d’après les courbes d’Hubbert pour l’extrapolation du passé et pour un ultime raisonnable.

Gtep

Bauquis

BGR

USDOE

extrapolation passé

Ultime raisonnable

combustibles fossiles

 

 

 

2000

8

7,7

7,3

 

 

2020

12

11,1

12

9

11

2050

12,5

11,5

 

6

12

nucléaire

 

 

 

 

2000

0,6

 

0,6

 

 

2020

1

?

0,6

0,6

?

2050

4

?

 

0,1

?

toute énergie

 

 

 

 

2000

9,8

 

8,8

 

 

2020

14

?

13,7

11,5

13,5

2050

18

?

 

9

12

 

La divergence la plus grande concerne le nucléaire où Bauquis augmente la production par 4 de 2020 à 2050 alors que l’extrapolation du passé montre un déclin, il faut un changement radical des comportements psychologiques et politiques. Je suis convaincu que ce changement se produira, mais pour le moment c’est politiquement incorrect !

 

L’extrapolation des productions d’énergie totale de 1974 à 1997 donne un ultime de l’ordre de 1200 Gtep (avec un cumul en 2000 de 400 Gtep).

Figure X-14 : Production mondiale d’énergie totale : annuel/cumulé versus cumulé

 

 

Le tracé des courbes d’Hubbert pour un ultime de 1200 Gtep et 1500 Gtep (valeur probable ?) est donné dans le graphique suivant. Les prévisions de Bauquis et l’USDOE correspondent à l’ultime probable jusqu’en 2020 et pour 2050 Bauquis (grâce au nucléaire) est bien au-delà de l’ultime maxi à 2000 Gtep.

Figure X-15 : Besoin mondial primaire d’énergie totale et extrapolation du passé

 

 

Nous avons tracé aussi pour la biomasse et le nucléaire les productions futures en extrapolant le passé. Pour la biomasse, la production comporte 2 cycles, l’un plafonnant en 1925 et le second en 2035. Pour le nucléaire avec le quasi-arrêt de nouvelles centrales, l’extrapolation du passé donne un pic en 2020 à 0,8 Gtep/a (0,6 en 2000), alors que l’USDOE prévoit un plateau à la valeur actuelle jusqu’en 2020. Mais Bauquis prévoit 1 Gtep/a en 2020 et 4 Gtep/a en 2050, cela demande des révisions drastiques !

Figure X-16 : Production mondiale biomasse et nucléaire et extrapolation du passé

 

Les autres renouvelables comme l’hydraulique et la géothermie donnent une extrapolation du passé avec un pic en 2030 pour l’hydraulique et 2020 pour la géothermie. Le solaire et l’éolien sont trop négligeables pour être extrapolés.

Figure X-17 : Consommation mondiale de l’hydraulique et extrapolation du passé

 

Figure X-18 : Consommation mondiale de la géothermieet du solaire-eolien

 

Il semble étrange de prévoir un ultime pour des énergies renouvelables dites sans limites. Mais ce modèle a pour but de montrer principalement ce que représente l’extrapolation du passé (business as usual). Les moulins à vent du passé ont eu une production ultime au moment où ils ont tous disparus. Ils ont été remplacés par un nouveau cycle de l’éolien, sans rapport avec le passé. L’hydraulique a aussi une limite et un ultime. La biomasse actuelle sera remplacée par une biomasse différente.

 

-Prévision de consommation mondiale d’énergie par habitant

Il est intéressant de voir ce que représentent ces prévisions énergétiques par habitant

 

Le rapport 2000 du Conseil Mondial de l’Energie (CME) s’ouvre sur l’excellent tableau pour les principales données énergétiques pour l’an 2000 avec CEP=consommation énergie primaire :

Région

CEP

Gtep

Population

 G

CEP/habitant  tep

Amérique du Nord

2,5

0,31

8,1

Japon/Australie/Nelle Zélande

0,7

0,15

4,7

Europe Ouest

1,8

0,52

3,5

ex-URSS

1,1

0,35

3,4

Moyen Orient

0,4

0,17

2,4

Amérique Latine

0,6

0,52

1,2

Chine

1,1

1,26

1

Autre Asie

0,8

0,96

0,8

Afrique

0,5

0,79

0,6

Inde

0,5

1

0,5

Monde

10

6,03

1,7

L’Indien est plus mal loti que l’Africain qui est au niveau mondial de 1900 (0,6 tep)

 

Nous avons pris les dernières prévisions des Nations Unis 1999 avec le taux de fertilité le plus réaliste (low/medium), car le taux de référence est irréaliste, supposant que tous les pays convergent vers un taux de 2,1 enfant par femme qui est le taux de remplacement, de façon  que la population mondiale tende vers un niveau asymptotique. Bourgeois-Pichat en 1988 avait modélisé la population mondiale avec 2 cycles symétriques (cycle d’Hubbert) l’un pour les pays industriels et le deuxième pour les pays en développement qui imite avec un certain retard les pays développés.

Le résultat pour les scénarios (extrapolation du passé, ultime probable et ultime maxi) montre pour le premier que la consommation énergétique par habitant présente un plateau onduleux de 1979 à 2020 centré sur 2000 autour de 1,6 tep/hab, pour le second un pic à 1,8 tep/hab en 2020, pour le troisième un pic à 2,1 tep/hab en 2040.

Figure X-19 : Consommation mondiale d’énergie totale par habitant et modèles

 

Il s’avère donc que le scénario le plus probable est que la population mondiale disposera pour les 20 prochaines années autant ou plus que le niveau actuel, le déclin ne commencera qu’après 2020. Comme le niveau d’économies d’énergie est considérable, on peut donc être optimiste sur le futur de la prochaine génération en matière d’énergie.

Ces modèles d’extrapolation du passé et d’ultimes ne sont valables que pour le demi-siècle à venir. Ensuite il y aura de nouveaux cycles.

 

 

-R/P

De nombreux articles s’opposent aux soi-disant pessimistes qui prédisent un déclin proche du pétrole, suivi par celui du gaz en opposant un R/P de 40 ans, comme quoi pendant 40 ans il n’y a aucun problème d’offre du pétrole.

Dire que R/P= 40 ans pour le monde (ou 10 ans pour les EU) ne veut rien dire et admettre qu’il est constant conduit à un profil de production qui dépend du taux de remplacement de la production par les découvertes.

Pour l’année n, les réserves restantes sont Rn, la production Pn et les découvertes Dn

On a donc Rn=A*Pn

Mais Rn+1=A*Pn+1 = Rn – Pn +Dn = Pn (A-1) + Dn

Supposons que Dn est aussi lie a Pn avec la relation suivante Dn=Pn*B où B (taux de remplacement) est constant

On a donc  Pn+1 = Pn (1-1/A +B/A)

Quand A = 40 (monde ou 10 US), on pense que la production durera 40 ans (ou 10 ans) avec la production P, ajoutant que cela est peu vraisemblable car le pétrole a un certain profil de déplétion et que la production doit augmenter puisque nous sommes dans une culture de croissance.

En fait si A et B sont constants, le déclin de la production annuelle est constant et égal à  

(1-B)/A

Quand B=1 la production reste constante bien au-delà des 40 ou 10 ans tant que les découvertes compensent la production.

Si B=0 le déclin est égal a 1/A soit 10%/a pour R/P+10 et 2,5%/a pour R/P=40.

Figure X-20 : Modèle de déclin de la production avec divers R/P et taux de découverte

 

On estime pour le monde où R/P est de 40 actuellement et où la production annuelle est de 25 Gb/a, que les découvertes annuelles sont de l’ordre de la moitié soit B=0,5, ce qui doit donner un déclin de l’ordre de 1,2 %/a (courbe verte supérieure).

 

L’exemple des US Lower 48 qui a un R/P oscillant autour de 10 ans depuis 1920, montre que ce R/P ne veut rien dire. La production qui a plafonné à 3,5 Gb/a en 1970 est à 1,8 Gb/a en 2000 soit un déclin moyen de 2,2%/a ce qui donne un taux de remplacement de la production par l’addition des réserves prouvées (à 90% par la révision d’anciennes découvertes) de 80%.

Figure X-21 : US : production de pétrole et réserves prouvées avec R/P

 

En pratique il est préférable de ne pas mentionner le R/P, car il ne veut pas dire grand chose.

 

-Hydrocarbures non-Conventionnels

Il existe des définitions diverses du pétrole non conventionnel. Pour certains, c’est le pétrole difficile et cher, c’est le lourd, les bitumes, l’EOR (Enhanced oil recovery ou production améliorée) et les emplacements hostiles comme Arctique et mer profonde. Pour d’autres c’est celui caractérisé par  des conditions difficiles de production des HC dues aux fluides et au réservoir, sans considération économique ou technique, quand le gisement n’a pas de contact Hydrocarbures-eau défini (pétrole extra-lourd, gaz en réservoirs à très faible perméabilité (où le gaz peut se trouver plus bas que de l’eau dans une meilleure porosité), gaz de charbon, gaz de géopression, hydrates de méthane.

Colin Campbell exclut les huiles lourdes de moins de 17°API, l’Arctique, l’offshore profond. De mon coté, la localisation et l’économie n’est pas un critère important et à l’exemple de l’USGS qui parle de pétrole d’un type différent (continuous–type où il n’y a pas de contact défini entre le pétrole et l’aquifère sous-jacent), je n’exclus que le pétrole dont les caractéristiques de fluide ou de réservoir donnent une production difficile, à savoir la récupération tertiaire (qui consiste modifier les caractères physiques de l’huile ou de l’eau), le pétrole plus lourd que l’eau et les réservoirs à gaz compacts ou les gaz de charbon.

Tout le monde est d’accord pour placer dans le pétrole non-conventionnel, les sables bitumineux, les huiles extra-lourdes et les schistes bitumineux.

Les puits à très faible production dit strippers sont classés habituellement comme non-conventionnel, car marginaux et très sujet aux variations de prix. Mais un stripper était défini autrefois comme moins de 10 b/d (maintenant descendu à moins de 5 b/d). Mais la productivité de pétrole par puits aux EU en 1999 est de 11 b/d pour tous les Etats (12,5 b/d en 1989) et 9b/d pour les 48 Etats. On peut donc dire que la majorité de la production aux EU est non-conventionnelle, c’est pourquoi leurs réserves sont si sujettes aux variations de prix. De plus les règles de la SEC exige les réserves estimées avec le prix du pétrole au 31 décembre et non de la moyenne de l’année. Si on prend les Etats qui produisent moins de 10 b/d/puits, ils produisent avec 83% des puits 34 % de la production totale avec une productivité de 4 b/d/puits.

L’inventaire des ressources est difficile car les estimations chiffrés valables sont rares en l’absence de calibration sur des sondages en quantité suffisante (Perrodon et al 1998)

 

-Sables bitumineux : Athabaska

Ce sont des sables où le pétrole est lourd, mais surtout visqueux avec une viscosité de plus de 10 000 centipoises (ou mPa.s). Ce pétrole a subi la dégradation en perdant ses composés volatils et en étant attaqués par des bactéries (fin de cycle) en arrivant près de la surface. Les plus importants sont ceux de l’Athabaska avec des ressources récupérables estimées à 300 Gb dont 15% par des mines de surface (production actuelle de Syncrude et Suncor) et le reste par des forages. Les pilotes actuels sont constitués de deux puits horizontaux le supérieur injecte de la vapeur et l’inférieur récupère par gravité le pétrole rendu plus fluide.

Nikiforuk A. (2001) estime qu’en 2010 25% du gaz produit en Alberta sera utilisé pour chauffer l’eau utilisée pour fondre le bitume des sables de l’Athabaska. Ceci sera au détriment de l’exportation vers les EU.

 

-Huiles extra-lourdes : Orénoque

Les huiles extra-lourdes sont plus lourdes que l’eau, comme les sables bitumineux, mais sont moins visqueuses et peuvent être produits actuellement grâce aux progrès techniques avec des puits horizontaux sans utiliser la vapeur mais des pompes à cavité progressive (c’est-à-dire des puits conventionnels)

Les ressources dites récupérables étaient estimes a 300 Gb (Perrodon et al 1998), mais PDVSA (Moritis 2001) vient de réduire l’estimation à la fourchette 100-300 Gb à la suite des puits de développement de Petrozuata and Sincor qui a revelé que la géologie était très importante, car certains réservoirs (fluviatiles) sont plus productifs que d’autres (deltaiques)

 

-Schistes bitumineux

Ce n’est ni des schistes (roches métamorphiques) ni du bitume (résultat d’une mauvaise traduction du terme anglais oil shales), mais des roches sédimentaires, la plupart argileuses parfois carbonatées, riches en matière organique (2,5 à 10%). Ce sont des roches mères immatures (début du cycle de la formation du pétrole avant sa génération), nécessitant une pyrolyse vers 500°C pour générer du pétrole, ils sont à classer dans charbons et non dans les hydrocarbures.

Ces schistes ont été utilisés depuis longtemps (en France avec les schistes d’Autun en 1838, Ecosse, Australie, Russie et Chine) et récemment en ex-URSS comme combustibles dans des centrales. Des nombreux essais aux EU (Green River) et ailleurs (par extraction ou in situ) ont montré que l’obtention de pétrole à partir de ces roches-mères immatures n’est pas économique, il faut plus d’énergie pour le produire que celle contenue dans le pétrole produit (le prix du pétrole n’a donc pas d’importance), en plus des problèmes d’environnement quasiment insurmontables (déchets de « fines » doubles en volume et difficiles à stocker) et d’approvisionnement en eau.

La dernière tentative a été celle de Stuart oil shale en Australie (projet de 2 G$ pour 85 000 b/d en 2008 avec 422 Mb de réserves) par le Canadien Suncor (producteur de sables bitumineux d’Athabaska avec 115 000 b/d en 2000) et elle vient de s’arrêter en Octobre 2001 après avoir produit seulement 2500 b/d pendant 23 jours.

Comme le dit Youngquist : « ce sera toujours l’énergie du futur » (comme la devanture d’un coiffeur « ici, demain on rase gratis» )

Malgré les volumes considérables de schistes bitumineux (2000 Tb en place), en particulier aux EU (1500 Gb), l’estimation des réserves dites récupérables est assez faible (160 Gb).

 

-Gaz de charbon

Le gaz contenu dans les charbons (grisou, CBM ou coalbed méthane) est adsorbé dans les feuillets de charbon et non contenu dans la porosité du charbon (très faible). Mais un charbon peut contenir environ 2 à 3 fois le même volume de gaz qu’un réservoir sableux classique.

Les volumes sont données principalement en pied cube (cf) et en Tcf = 10E12 cf ou 28,3 millards de mètres cubes.

Les ressources de CBM sont estimées de 4000 à 7000 Tcf (Kelafant et al 1992).

Les principaux pays sont:

-Chine:            1000-1200 Tcf

-Russie:           600-4000 Tcf

-Canada:         200-2700 Tcf

-Australie:       300-500 Tcf

Le gaz de charbon (CBM) est activement produit aux Etats-Unis avec 1,2 Tcf/a en 1999.

Figue X-22 : US production de coalbed methane

 

Toutefois le gaz non-conventionnel aux EU semble atteindre rapidement un plateau à 5 Tcf/a qui durera jusqu’en 2030 suivant la courbe moyenne de prévisions de V.Kuushraa et al 2001

Figure X-23 : US prévision de gaz non-conventionnel

 

 

-“Gas shales”

Certaines argiles comme celles  du Dévonien des EU (Est et Centre Nord) sont d’importants producteurs de gaz (22 000 puits).

Les ressources pourraient être de l’ordre de 3000 Tcf en place.

 

-Réservoirs à gaz compacts

Les réservoirs compacts ou de faible perméabilité sont caractérisés par:

-faible perméabilité autour de 0,1 mD

-faible porosité de 7% à 12% et saturation faible de 50% ou moins

-faible pression, dépôts de gaz peu profonds, donnant des débits faibles

 

-Gaz dissous dans des aquifères en surpression

 Les aquifères en surpression contiennent du méthane dissous en quantité considérable, car la solubilité augmente énormément avec la pression. Dans l’eau de mer, la solubilité du méthane est de 0,04 litre par litre à pression atmosphérique, mais de 5 L/L à 3000 mètres, soit plus de 100 fois plus (Duan et al).

Aux EU les ressources sont estimées par Bonham (1982) à 50 000 Tcf pour la Gulf Coast. En Russie de l’ordre de 35 000 Tcf pour la Sibérie Occidentale et autant pour la Caspienne (Zor’kin & Stadnik 1975).

Mais les essais de production dans la Gulf Coast dans les années 80 ont montré des difficultés importantes et il semble que l’intérêt sur ces ressources ont pratiquement disparu. On ne parle plus des aquifères en surpression, mais des hydrates océaniques qui sont maintenant à la mode (pour combien de temps?).

 

-Hydrates de méthane océaniques

Les hydrates de méthane océaniques seront bientôt classés dans les mirages comme l’ont été les nodules métalliques du fond des océans, ou comme l’or dissous dans les mers (la plus grosse mine d’or du monde!). Des ressources importantes, mais des réserves hypothétiques.

Les hydrates de méthane sont un mélange d’eau et de méthane et se présentent sous forme de glace à pression atmosphérique et à température inférieure à 0°C (dans les sédiments du pergélisol (permafrost)), ou à température des sédiments océaniques par plus de 500 m d’eau sur une certaine épaisseur (augmentant avec la profondeur de l’eau).

Un volume d’hydrate contient environ 160 fois le volume de méthane à pression normale.

Ils sont très connus et étudiés car ils sont une nuisance extrême dans les oléoducs, car ils les bouchent quand ils se déposent et demandent de les enlever soit avec un solvant (méthanol) ou des racleurs.

Certaines publications présentent le champ terrestre de Messoyakha en Sibérie comme un champ de gaz ayant produit des hydrates en plus de gaz conventionnel, mais le meilleur expert Russe G. Ginsburg a publié en 1993: “Challenging the presence of natural gas hydrate in Messoyakha pool”.

Les hydrates océaniques sont présents dans de nombreuses carottes des puits JOIDES-OPD, mais la plupart sous forme de cristaux dispersés. Sur les sites JOIDES-ODP (plus de 1000) seulement 3 sites ont trouvé des hydrates massifs de plus de 15 cm. Dans le dernier site du « leg 164 » au large des EU (Blake Ridge) (Laherrere 2000)

De nombreuses publications prétendent que les hydrates océaniques contiennent un potentiel plus important que tous les combustibles fossiles réunis (Nakicenovic et al, World Energy Council Tokyo 1995, avec 18700 Gtep, soit 800 000 Tcf). Ces estimations étaient basées sur des données erronées déduites d’épaisseur et de concentration en provenance de la sismique. Mais les récentes mesures des forages ODP (Blake Ridge et Cascadia au large des EU) ont ramené les concentrations des hydrates à moins de 5% de la porosité. De plus ces auteurs confondent réserves et ressources.  Les champs de pétrole ne concentrent qu’environ 1% du pétrole généré par les roches-mères. On ne peut comparer des accumulations dont on ne récupère qu’une certaine partie, avec des volumes de gaz dispersé (Laherrere 2000).

Le Japon a un projet ambitieux d’exploitation des hydrates étant son besoin important en gaz. JNOC a foré en 1999 un puits par 950 m d’eau dans la fosse de Nankai et a évalué son potentiel en forant 5 puits d’appréciation autour. Il a été dit surtout par les Américains que les résultats étaient encourageants (15 m d’hydrates avec une concentration de 80%), cependant deux ans après il n’y a aucune suite, faisant douter du potentiel de cette zone.

Milkov & Sassen (2001) (Université Texas A&M) estiment le potentiel des hydrates du Golfe du Mexique à 500 Tcf avec des accumulations susceptibles de faire l’objet d’essai de production, alors que le Blake Ridge a un volume équivalent mais beaucoup trop dispersé pour être considéré comme constitué d’accumulations.

Les dernières prévisions de l’IPCC sur le climat sont basées sur des hypothèses en provenance de IIASA avec des production de gaz en provenance des hydrates ("Global natural gas perspectives" by Nakicenovic et al 2000) où les prévisions de production de gaz en 2100 seraient 25 fois la production actuelle! De telles hypothèses sont irréalistes, et font douter de la valeur des conclusions d’IPCC 2000

Holland (Statoil) 1998 met en doute la commercialité des dépôts d’hydrates.

Les dernières estimations par Soloviev (2000) ont divisé par 100 les estimations et les ramènent au volume des réserves restantes de gaz conventionnel, soit 7 000 Tcf.

De plus le procédé de production d’abord est à mettre au point (il faut apporter de l’énergie pour faire fondre les hydrates) et si cet apport est inférieur à l’énergie contenue dans l’hydrate produit, il faut ensuite que ce procédé soit économique.

 

Il semble que le meilleur potentiel des hydrates soit dans le transport du gaz naturel pouvant être plus pratique et économique que la liquéfaction (Gudmundsson 1996).

 

-Impact de la technologie

Les économistes prétendent que la technologie permettra de produire ce qui n’est pas productible aujourd’hui, mais ils refusent d’écouter ce que disent les techniciens.

Sur les champs de pétrole et de gaz conventionnels où il suffit d’ouvrir les vannes pour produire la quasi-totalité du gisement après avoir installé des puits d’injection d’eau ou de gaz comme en Mer du Nord, tous les nouveaux procédés ont permis de produire moins cher et plus vite, mais n’ont pratiquement pas augmenté les réserves quand elles ont été correctement estimées. Ceci est facile à démontrer, toute amélioration sur les réserves doit se voir sur la courbe de déclin du champ (graphique production annuelle en fonction de la production cumulée). Ce déclin doit, après introduction d’un nouveau procédé, montrer une diminution de sa pente, donc une augmentation des réserves... Les exemples sont nombreux comme le champ de Forties en Mer du Nord où l’arrivée d’une 5e plateforme avec injection de gaz a accéléré pendant deux ans la production sans augmenter aucunement les réserves .

Figure X-24 : Champ de Forties (R-U) : déclin de la production de pétrole

 

Il y a de nombreux exemples de déclin qui s’accélère, c’est-à-dire de réserves qui diminuent. Le meilleur exemple est le plus grand champ de pétrole des EU hors Alaska: East Texas découvert en 1931. De 1973 à 1985 le déclin était de 5%/a avec des réserves ultimes autour de 6 Gb, mais de 1987 à 1997 le déclin a doublé, le contrechoc pétrolier semble en être la cause.

Les réserves ultimes sont passées de 6 Gb à 5,5 Gb (publiés 5,4 Gb)

Figure X-25 : Champ de East Texas : déclin de la production de pétrole

 

Mais l’examen de la productivité par puits et le nombre de puits ne montrent aucun changement notable vers 1986, si ce n’est un déclin continu. La technologie n’a pu prévenir ce déclin.

Figure X-26 : East Texas : nombre de puits et productivité par puits avec R/P

 

 

Yamani prétend que les réserves de l’Arabie Saoudite peuvent être augmentées de 50% si le taux de récupération passe de 30% à 45%. Yamani ignore que le taux de récupération du plus grand champ de pétrole du monde Ghawar en Arabie Saoudite, qui produit 4 Mb/d avec des puits horizontaux (mais avec 80% d’eau), est estimé avec un taux de récupération de 60% ; il est difficile de faire mieux.

Le seul exemple d’amélioration des réserves est le champ d’Eugene Island 330 dans le Golfe du Mexique. La déplétion du champ a causé une telle chute de la pression que grâce a une faille très importante entre le réservoir et la roche-mère une recharge partielle du champ a augmenté les réserves estimées d’environ 10% (passant de 350 Mb en 1990 à 400 Mb en 1998). Néanmoins le Wall Street Journal (16 avril 1999 Cooper C.)  (Courrier International 6-11 mai 1999 « Et si le pétrole était inépuisable ?”) a déclaré que l’augmentation des réserves (6 fois de 60 à 400 Mb) était telle qu’elle remettait en question toutes les estimations de réserves dans le monde, et notamment au Moyen Orient, suggérant même que l’origine du pétrole pouvait être abiogénique en provenance du manteau (théorie de l’astronome Gold). Mais les faits sont très déformés, la réalité est toute autre puisque l’augmentation est de l’ordre de la précision des estimations de réserves. Les données de production varient selon les sources (OGJ et USDOI/MMS (Minerals Management Services)).

Figure X-27 : Eugene Island 330 : déclin de la production de pétrole

 

 

Si la technologie n’apporte guère aux champs conventionnels qui utilisent depuis longtemps ce qui est appelé la nouvelle technologie (3D et forage horizontal, ces techniques existent depuis plus de 30 ans), en revanche les champs non-conventionnels (production très difficile) a besoin de nouveaux procédés. Le pétrole de l’Orénoque est économique actuellement grâce à la combinaison de techniques comme le forage horizontal, la 3D et les pompes à cavité progressive.

 

-Impact des prix

Le prix a un impact au moment de la décision de développement, (surtout sur un projet de courte durée comme le sont certains projets en eaux profondes) mais une fois le développement effectué, il est plus important de produire au maximum même quand les prix sont bas que d’attendre un hypothétique redressement, car l’actualisation effectuée avec un taux significatif pénalise tout pétrole moyen terme.

Le prix du brut a donc peu d’influence sur la production des champs offshore. Par contre sur les puits terrestres à faible productivité comme les 500 000 strippers des EU, le prix du brut est très important et fait varier l’estimation des réserves en fin d’année (d’après les règles de la SEC avec le prix au 31 décembre et non du prix moyen annuel)

Le développement de l’Orénoque par Total (Sincor) a été décidé en 1988 au moment où le prix du brut était de 10$/b, toutefois comme ce projet prévoit une production avec un plateau de 35 ans, bien que le point neutre de ce projet était supérieur à 10$/b ce projet a été lancé avec l’hypothèse que sur la durée de ce projet, le prix lui serait bien supérieur. Ce pari semble avoir été gagné.

 

-Croissance des réserves

La pratique américaine de ne pas déclarer les réserves probables (règles de la SEC) donnent une estimation tellement médiocre que l’addition des réserves dites prouvées (probabilité supposée de 90%) de pétrole des EU est faite à 90% par la révision des estimations des anciennes découvertes, montrant bien qu’elles étaient mauvaises. Mais les décisions de développement ne sont pas prises sur les réserves dites prouvées notamment en offshore où sous-évaluer la taille du champ est très pénalisante (de même que la surestimation), la décision est prise sur la valeur espérée qui est la moyenne (mean value avec une probabilité d’environ 40%). Les compagnies pétrolières ont plusieurs inventaires des réserves, c’est-à-dire les réserves techniques internes confidentielles et les réserves pour la SEC ou les analystes financiers.

Mais l’USGS qui travaille sur les réserves dites prouvées constate donc une croissance des réserves, mais s’il travaillait sur les réserves moyennes estimées aujourd’hui et ramenées à la date de la découverte, il verrait que l’image est très différente. Le plus grand champ des EU hors Alaska East Texas a vu ses réserves diminuer de 10%. Mais le champ d’huile lourde de Midway-Sunset découvert en Californie en 1897 n’a pas encore atteint son pic, 100 ans après le début de production, car ce champ classé non-conventionnel pour certains a une production qui dépend du nombre de puits producteurs, qui est actuellement en progression autour de 10 000. L’USGS utilise ce champ centenaire comme exemple de croissance des réserves et veut appliquer sa croissance aux champs nouveaux découverts en offshore profond du Golfe du Mexique ainsi qu’au reste du monde avec le fichier Petroconsultants qui utilise une toute autre définition puisque ses réserves correspondent à prouvé+probable ou probabilité de 50%.

L’USGS fait plus de la politique (USDOI) que de la science (Laherrere 2000). Deffeyes professeur de géologie de Princeton («Hubbert’s peak: the impending world oil shortage » 2001) considère les estimations de l’USGS comme hautement improbables.

L’ex-URSS est surévalué suivant les déclarations de Khalimov 1993 (c’est lui qui a présenté en 1979 la classification russe au Congrès Mondial du Pétrole) et il faut appliquer une réduction de plus d’un tiers pour que le volume des réserves déclarées corresponde à la production.

En définitive, certains pays comme les EU observent une croissance de leurs réserves car elles sont mal évaluées, d’autres doivent s’attendre à une diminution de leurs réserves déclarées. Statistiquement les réserves dites moyennes doivent ne pas présenter une croissance significative. De nombreuses découvertes (notamment en Mer du Nord) ne seront jamais exploitées, bien qu’elles soient enregistrées dans les réserves.

 

-Conclusion

Les combustibles fossiles ont encore de beaux jours devant eux. Leurs réserves sont mal connus, car les opérateurs déclarent plus des chiffres politiques que techniques et beaucoup confondent ressources et réserves.

La production cumulée des combustibles fossiles ne représente qu’un tiers à un cinquième des réserves ultimes. Le pic de production se situera entre 2020 et 2050. Dans les réserves ultimes qui extrapolent le passé, les combustibles fossiles représentent les trois-quarts de l’énergie totale.

 

-Références :

-Bonham L.C. 1982 "The future of non-conventional natural gas as an alternative energy resource" Proc.Indones.Petrol.Ass. 11th an.conv.June

-Cooper C. 1999 “Odd Reservoir Off Louisiana Prods -Oil Experts to Seek a Deeper Meaning” April 16, The Wall Street Journal

-Deffeyes K.S. “Hubbert's Peak: The Impending World  Oil Shortage” Princeton  University Press, 203 pages,

-Deffeyes K.S. 2001  “Hubbert’s peak: the impending world oil shortage” Princeton University Press

-Duan Z, Moller N, Greenberg J,Weare J H, 1992 Geochim. Cosmochim. Acta 56 1451-1460

-Ginsburg G. 1993 "Challenging the presence of natural gas hydrate in Messoyakha pool" AAPG v77/9, Sept, p1625

-Gudmundsson J.S. 1996 “ Natural Gas Hydrate an Alternative to Liquified Natural Gas -Henriet J.P. & Mieneert J. "Gas hydrates. Relevance to world margin stability and climate change" Geological Society, London Special Publication 137

-Hovland M. 1998 « Are there commercial deposits of methane hydrates in ocean sediments ?  JNOC « Methane hydrates : Resources in the near future ? » JNOC-TRC, Oct.20-22

-Kelafant J.R., S.H.Stevens & C.M.Boyer 1992 "Vast resource potential exists in many countries" O&GJ Nov.2, p80-85

-Laherrère J.H. 2000 "Oceanic hydrates: more questions than answers" Energy Exploration & Exploitation, Special issue on hydrates Nov-Dec vol 18 n°4 p349-383 http://dieoff.com/page225.htm

-Laherrère J.H. 2000 “Is the USGS 2000 assessment reliable ? “ Cyberconference by the World Energy Council, May 19, Strategic Options http://www.energyresource2000.com, or http://wwww.oilcrisis.com/laherrere/usgs2000/

-Milkov A.; Sassen R. 2001 “Economic geology of the Gulf of Mexico and the Blake Ridge Gas hydrate provinces” AAPG 85-9 p1705

-Moritis G. 2001 « Sincor nears upgrading plateau production phase » OGJ Oct. 29 p 47 55

-Nakicenovic et al  2000 "Global natural gas perspectives" International Gas Union & International Institute for Applied Systems Analysis, Kyoto Council meeting October 2-5

-Nikiforuk A 2001 « The next gas crisis » Canadian Business Aug. 20

-Rempel H. BGR 2000 “Will the hydrocarbon era finish soon?” http://www.bgr.de/b123/hc_era/e_kw_aera.htm

-Soloviev, V A et al 2000 "Gas Hydrate Accumulations and Global Estimation of Methane Content in Submarine Gas Hydrates" Western Pacific Geophysics Meeting 2000

-WEA 2000 WORLD ENERGY ASSESSMENT: "Energy and the challenge of sustainability" United Nations & World Energy Council http://www.undp.org/seed/eap/Projects/WEA.html

-Zor'kin L.M. & E.V.Stadnik 1975 "Unique features of gas saturation of formation waters of oil and gas basins in relation to the genesis of hydrocarbons and formation of their accumulations" Izv. Vyssh. Uchebn. Zaved., Geol. Razved.n°6, p85-99

 http://sfp.in2p3.fr/Debat/debat_energie/websfp/Laherrere.htm



29/06/2016
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