Chercher puis quantifier

Tout le monde en conviendra : extraire du pétrole de terre, ce dont il va être question ici, c’est quand même plus commode si le pétrole a été préalablement trouvé. La première étape de l’exploitation d’un gisement de pétrole est donc tout simplement… de le localiser. Incidemment, cette évidence explique pourquoi la forme de la courbe des découvertes au cours du temps conditionne nécessairement la forme de la courbe de production qui suivra.

Chercher, cela peut commencer par… des démarches administratives. En effet, quand, sur la base d’indices qui ne nécessitent pas d’investigations lourdes ni de moyens techniques poussés (analyse des bassins sédimentaires avec des prélèvements de surface, étude des affleurements – on appelle de la sorte du pétrole qui « fuit » depuis un réservoir situé en dessous et qui est décelable en surface, extrapolation de proche en proche à partir de zones géologiquement similaires où du pétrole a déjà été trouvé, etc), des géologues pétroliers pensent qu’il y a une possibilité de trouver ce fameux pétrole, alors la compagnie qui les emploie demande au pays propriétaire du sous-sol la possibilité d’aller regarder de plus près.

Pourquoi demander à un pays et pas au propriétaire du terrain qui surplombe le gisement potentiel ? Parce que, dans la majeure partie des pays du monde, ce n’est pas le propriétaire du sol qui est propriétaire de ce qui se trouve dans le sous-sol, mais l’état (en France, par exemple, un propriétaire foncier n’est pas propriétaire de ce qui se trouve sous son terrain, passés les premiers mètres ; c’est l’Etat qui l’est). Du coup, pour aller regarder ce qui s’y passe, c’est à l’état qu’il faut demander. Lorsque la compagnie est une compagnie d’état qui veut explorer dans son propre pays (exemple : Saudi Aramco souhaitant explorer l’Arabie Saoudite) il est évident que la formalité est plus simple – et a plus de chances de succès – que quand c’est Total qui veut aller regarder ce qui se passe dans le sous-sol russe ou irakien.

Il y a une exception notoire à cette règle de propriété du sous-sol : les USA. Aux Etats Unis, le propriétaire du sol est aussi propriétaire de droit du sous-sol, sans limite de profondeur. Cela explique pourquoi les forages y ont été aussi nombreux : chacun peut faire des trous chez lui, et si un gisement est à cheval sur deux ou plusieurs terrains distincts chaque propriétaire foncier peut creuser un trou « chez lui » pour exploiter le gisement.

Une fois l’autorisation d’explorer accordée, la véritable recherche peut commencer. Cette dernière se base essentiellement sur deux familles de techniques :

les analyses sismiques (voir les explications sur la page sur les réserves)

les forages d’exploration (voir les explications sur la page sur les réserves).

Un forage d’exploration, c’est quelques millions de dollars en moyenne. Et seulement un sur six sera effectivement probant. Toute personne sachant soustraire 1 de 6 comprendra donc que 5 fois sur 6 le puits d’exploration est soit « sec » (il n’y a rien du tout), soit met en évidence des quantités de pétrole ou de gaz trop faibles pour faire l’objet d’une exploitation commerciale, et la compagnie abandonne alors ses recherches au lieu concerné.

Coût d’un forage d’exploration en fonction de la profondeur et des conditions en surface. Source : Pierre-René Bauquis, Total Professeurs Associés, 2008

Lorsque le puits d’exploration est concluant, cela ne permet cependant pas de savoir exactement ce qui a été trouvé, car « trouver du pétrole » c’est en fait identifier une formation géologique souterraine et poreuse, avec des trous qui communiquent plus ou moins bien entre eux, et avoir compris, en forant à un endroit, que l’ensemble était rempli d’un mélange de pétrole, de gaz et d’eau, avec une température supérieure à celle en surface et une pression qui peut s’élever à plusieurs centaines de fois celle en surface (pour du pétrole conventionnel).

Représentation schématique de deux configurations possibles pour un « réservoir » de pétrole, qui est en fait une roche-réservoir contenant du pétrole, de l’eau et du gaz en proportions variables. Dans le cas du haut, une partie du gaz existe sous forme libre dans le gisement, et peut être pompée de manière distincte du pétrole. Dans le cas du bas, il y a trop peu de gaz pour qu’il existe sous forme dissociée du pétrole : tout le gaz du réservoir est dissous dans le pétrole, et ne peut sortir qu’avec ce dernier. Les exploitations conjointes de gaz et de pétrole sont donc très fréquentes. Source : Pierre-René Bauquis, Total Professeurs associés, 2008

En pratique, la forme géologique est souvent bien plus complexe que la représentation simplifiée proposée ci-dessus, et ressemble plus à ce qui figure ci-dessous.

Exemple de forme réelle d’un « réservoir » de pétrole.

Mais à ce stade l’exploitant ne sait pour autant pas exactement combien le gisement contient de « ressources en place« , c’est-à-dire de pétrole (et de gaz). Avant de se lancer dans la construction des installations de production commerciale, il faut pourtant qu’il ait une idée du minimum probable du volume de pétrole qui sortira, car la rentabilité des investissements en dépend. Pour cela, il va faire un forage de « quasi-exploitation », dit forage d’approbation, qui permet notamment le même débit qu’un puits d’exploitation normal. Le débit qui sortira de ce forage « en grandeur réelle » confirmera ou non le potentiel de production du gisement.

Si ce forage est probant, la compagnie va décider de mettre le gisement en exploitation « grandeur nature », ce qui s’appelle le développement. A ce stade, elle a déjà dépensé 10% de l’argent qui sera dépensé en totalité sur le gisement, et elle a passé de 3 à 10 ans depuis le moment où elle a commencé à négocier le permis d’exploration.

Développer

« Développer » un gisement de pétrole, c’est alors construire les infrastructures de production pour extraire le pétrole qui se trouve dans le gisement. Mais souvent, pour le faire, il faut franchir à nouveau une étape administrative : obtenir un permis d’exploitation (parfois différent du permis d’exploration, ou bien qui se matérialise par la levée des options prévues). Là encore, lorsque c’est une compagnie nationale qui exploite seule dans son pays (exemple : NIOC en Iran) les discussions sont plus simples que quand c’est une entreprise internationale qui discute avec le pays détenteur du gisement.

Le permis d’exploitation négocié dans ce dernier cas va alors couvrir le partage des recettes et des risques. En pratique, la compagnie étrangère peut obtenir n’importe quoi entre un « simple » contrat de prestataires de services (elle est payée un montant fixe pour mettre en place l’infrastructure ou exploiter le gisement, quoi qu’il en sorte) et un contrat où elle prend le risque de production (donc celui de ne pas faire remonter assez de pétrole) mais encaisse la totalité de la vente de la production moins une rémunération, forfaitaire ou proportionnelle, pour l’état propriétaire du gisement.

Une cette étape franchie, la construction des infrastructures de production proprement dites peut commencer. Cela s’appelle le « développement ». Et ça coûte cher ! Car il faut forer le(s) puits d’exploitation, bien sûr, mais pas seulement : il faut aussi construire les zones de vie (un puits d’exploitation, cela occupe du monde !), des installations techniques sur site (par exemple les dispositifs de séparation entre pétrole, gaz et eau ; une torchère ; des pré-traitements sur l’huile ou le gaz…), des installations de stockage et de transfert sur pipeline ou bateau, et encore d’autres bricoles.

Ordre de grandeur du coût d’un puits pour une exploitation offshore.

(pour une exploitation à terre, les coûts sont de 30% à 50% inférieurs). En gros, l’argent dont on parle va de quelques millions de dollars dans des conditions « faciles » (peu d’eau, Golfe du Mexique) au milliard de dollars (environnement marin très hostile, comme la limite septentrionale de la Mer du Nord, en passant par quelques dizaines de millions de dollars dans la majeure partie des régions du monde. Une plate-forme peut comprendre plusieurs puits. Source : Pierre-René Bauquis, Total Professeurs associés, 2008

A la fin de cette étape de développement, l’infrastructure d’exploitation est en place, et la compagnie a dépensé la moitié – voire un peu plus – de l’argent qui permettra au pétrole de sortir de terre, et 5 à 15 ans se sont écoulés depuis le début de la phase d’exploration.

Produire

Les infrastructures sont donc en place, et la production peut commencer. Elle va se dérouler en cinq temps :

La première phase est la montée en puissance. Sur les champs récemment mis en exploitation elle dure typiquement 1 à 4 ans (cela a été plus lent sur les super-géants du Moyen Orient découverts il y a 50 ou 60 ans). Souvent, pendant cette phase le puits est éruptif, ce qui signifie que le pétrole sort « tout seul », sous la pression du gaz également présent dans le gisement,

La deuxième phase est la production à pleine capacité, qui dure de quelques années à quelques dizaines d’années (le deuxième cas de figure concerne là encore des « vieux champs majeurs », pour lesquels le pourcentage du pétrole en place qui est pompé chaque année est faible). Au cours de cette période, il faut souvent se mettre à pomper, la pression du gaz (qui est aussi extrait en même temps que le pétrole) n’étant plus suffisante pour pousser le pétrole hors du sol.. Cette phase est aussi appelée « plateau de production ».

La troisième phase est une phase de déclin temporaire, avant que ne soient mises en oeuvre des techniques plus sophistiquées qu’un « simple » pompage. La production diminue pendant plusieurs années.

Arrive alors une quatrième phase, dite de récupération assistée ou de récupération secondaire. Le génie humain a conduit à injecter dans les gisements de pétrole une quantité incalculable de choses diverses (de l’eau, du CO2, du gaz issu du gisement qui est réinjecté, des détergents, de la vapeur quand le pétrole est peu fluide, et encore quelques bricoles que je ne connais pas) pour « pousser » dehors une partie plus importante du pétrole encore contenu dans le gisement.

La production remonte alors – ou décline moins vite, mais avec une difficulté technique supplémentaire qui apparaît, qui est que la « chose » qui sort du puits n’est plus du pétrole et du gaz à peu près pur(s), mais un mélange de pétrole et « d’autre chose » (de l’eau par exemple), où le « autre chose » peut représenter bien plus de 50% du total en volume, et qu’il faut séparer du pétrole avec des dispositifs techniques spécifiques, qui évidemment coûtent de l’argent.

Exemple de l’effet de la mise en place d’une injection d’eau : évolution des volumes extraits du gisement de Vicq Bihl depuis sa mise en exploitation, en milliers de tonnes par an. Au début, pétrole et gaz sortent « à peu près purs » du gisement, puis de l’eau y commence à y être injectée, en quantités croissantes, quand la production décline. Cela aide à mieux « râcler » le gisement, sans toutefois empêcher le déclin. Source : Yves Mathieu, Institut Français du Pétrole, 2008

Taux de récupération constaté ou envisagé (sur l’axe vertical) pour 3300 champs de pétrole au monde, en fonction de la quantité de pétrole initialement en place dans le champ (axe horizontal, gradué en milliards de barils)

(1 baril = 159 litres). La régression linéaire effectuée indique que ce taux de récupération augmente avec la taille du champ, ce qui suggère que le taux de récupération des découvertes futures (qui concernent des champs de plus en plus petits) sera globalement inférieur au taux de récupération pour les champs plus anciens. Source : Jean Laherrère, Petroconsultants, 1997

C’est pour cela que les spéculations sur le taux de récupération ultime changent nécessairement la quantité totale de pétrole extractible dans le monde, et donc la date du pic de production.

On se récapitule

Si on se résume, exploiter un gisement de pétrole c’est :

gérer un programme qui dure de 10 ans à un siècle

de la technique, de l’économie, des négociations politiques, et même de la planification urbaine à petite échelle

manipuler assez facilement des (dizaines de) milliards de dollars (un programme offshore, aujourd’hui, coûte facilement le prix de 5 à 10 EPR !),

voir le déclin comme une étape normale de la production.

Représentation chronologique de la vie d’un gisement de pétrole type, le zéro étant mis à la demande du permis d’exploration. Apraisal = évaluation ;

Decommissioning = mise à la ferraille des installations. La production mondiale de pétrole n’étant qu’un empilement de productions unitaires, elle aura un profil voisin. Comme pour un gisement, le stock de départ est donné une fois pour toutes, et à ce moment la production a nécessairement un maximum puis un déclin vers zéro. L’existence d’un maximum secondaire (ou même 2 ou 3) ne fait pas obstacle à cette loi. Source : Pierre-René Bauquis, Total Professeurs associés, 2008

Et à nouveau chercher, développer, produire… juste pour maintenir la production globale

Pendant l’essentiel de la phase de production d’un gisement, ce dernier va donc fournir du pétrole… en quantités décroissantes. Du coup une évidence s’impose : pour qu’une compagnie pétrolière puisse simplement maintenir sa production, elle doit en permanence « développer » de nouveaux gisements, et cela est vrai pour le monde dans son ensemble. Cette évidence explique pourquoi, sans nouveaux investissements effectués en permanence, la production décline tout de suite. Et la réciproque n’est hélas pas vraie : même des investissements maintenus ne permettront pas une croissance indéfinie !

Consommer

Une fois le baril en surface, il est transporté… jusqu’à une raffinerie (en fait les producteurs de pétrole n’ont qu’une seule catégorie de clients : les raffineurs, qui sont souvent des filiales distinctes des compagnies pétrolières). Et après, il vivra sa vie sous forme de produits raffinés, qui seront utilisés… donc détruits (même l’essentiel du plastique !), contribuant au passage à remettre dans l’atmosphère à vitesse accélérée un CO2 qui y avait été prélevé des centaines de millions d’années plus tôt.