source www.industrie.gouv.fr : L'exploration et la production pétrolières dans le monde en 2004

puce L'exploration et la production pétrolières dans le monde en 2004
 Extrait de "l'Industrie pétrolière en 2004"   DIREM  Août 2005

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En 2004, l'industrie pétrolière a répondu à une demande mondiale de produits pétroliers de 81,8Mb/j (1) et à une demande de gaz naturel de 2 680 milliards de m3 (Gm3), soit 44 millions de barils équivalent pétrole par jour (44 Mbep/j).

Il s'agit là des plus hauts niveaux jamais atteints. De plus, cette demande mondiale a connu au cours des deux dernières années, la plus forte hausse des 3 dernières décennies avec, pour 2004, un taux de croissance de 3,1 % par rapport à 2003, elle-même hausse de 2,1 % par rapport à 2002. Ainsi, au vu du chiffre de 1,6 % l'an retenu par l'Agence Internationale de l'Energie comme taux de croissance de référence dans le scénario qu'elle présente pour la période 2004-2030 dans sa dernière édition, on peut considérer l'événement comme un fait assez inattendu qui s'est imposé malgré le très haut niveau des prix du brut. Pour y faire face l'industrie a mobilisé la quasi-totalité des capacités de production installées dans le monde et ne disposerait plus que d'une marge de manœuvre limitée à 1 ou 2 Mb/j essentiellement située en Arabie Saoudite.

Ce nouveau contexte conduit à réévaluer la capacité qu'aurait l'industrie à pourvoir aux approvisionnements pétroliers mondiaux, à commencer par les possibilités qu'autorise le niveau actuel des réserves mondiales d'hydrocarbures.(2)

L'objet du présent texte n'est pas de prévoir de manière précise la production pétrolière et gazière des prochaines années. Il s'agit plutôt d'évaluer, sur la base d'une modélisation simplifiée, l'effet de diverses hypothèses concernant par exemple le rythme de découverte de nouveaux gisements.

Si l'on s'en tient au pétrole brut et à la période 2005-2030, en appliquant à la production actuelle un taux de croissance de 2 % l'an, la demande devrait atteindre 131 Mb/j à l'horizon 2030 et totaliser un cumul de 940 Gb pour les années 2005 à 2030. Compte tenu de réserves prouvées actuelles de 1080 Gb (3), les approvisionnements de la période 2005-2030 sembleraient a priori solidement assurés d'autant que de nouvelles réserves seront réalisées d'ici 2030.

En fait, cette approche d'une grande simplicité, ne traduit en aucune façon la réalité dans la mesure où elle ne prend pas en considération les rigidités techniques qui s'imposent aux opérateurs (Cf. encart 1). Au nombre de ces rigidités qui s'imposent de facto aux opérateurs figure le déclin des productions des gisements actuellement en exploitation (dans cette présentation on retiendra le taux de 3 %, ordre de grandeur le plus généralement admis). Du fait de ce déclin, la production des gisements en cours d'exploitation sera ramenée de 78,5 Mb/j en 2004 à 76,1 Mb/j en 2005 tandis que la demande en hausse de 2 % passera de 78,5 Mb/j en 2004 à 80 Mb/j en 2005. Dès 2005 un déficit de 3,9 Mb/j apparaîtra donc entre la demande et la production. Ce déficit s'amplifiera avec le temps et atteindra finalement 96 Mb/j pour la seule année 2030, puisque à cette date les gisements actuellement exploités ne produiront plus que 35 Mb/j tandis que la demande s'élèvera à 131 Mb/j.

Pour combler ce déficit, les opérateurs devront installer chaque année de nouvelles capacités de production qui à leur tour déclineront dès leur mise en service. Ainsi dès 2005, les opérateurs devront installer une capacité de production de 3,9 Mb/j. Pour cela il leur faudra mobiliser et développer des réserves de 22 Gb qui seront produites sur plusieurs décennies suivant un échéancier assez rigide en raisons des contraintes techniques et économiques précitées.

Chaque année, après 2005, il leur faudra renouveler l'opération ; ces nouvelles capacités de production iront en déclinant avec le temps comme l'illustre le graphique 1 ci-contre pour les capacités de production installées de 2005 à 2010. Pour installer les nouvelles capacités de production, les opérateurs solliciteront dans un premier temps les réserves découvertes avant le 1er janvier 2005 mais non encore développées à cette date.

Encart 1. Rigidités techniques qui s'imposent aux opérateurs. La production "en déplétion naturelle" résulte de la différence de pression au niveau du réservoir et en surface. Plus cette différence de pression est élevée plus la production unitaire des puits est grande. A mesure que les réserves sont produites, la pression des fluides au niveau du réservoir qui les contient diminue. Ceci se traduit par une baisse inexorable du rythme de production des puits. De plus, le gaz dissous dans le pétrole brut allège le poids de la colonne d'huile dans le tubing de production d'où un "effet ascenseur" (ou "gas lift") qui contribue à l'amélioration de la productivité des puits. Le phénomène est d'autant plus important que la quantité de gaz dissous est importante (cette quantité de gaz dissous ou "Gas Oil Ratio" est le rapport entre le volume de gaz dissous et la quantité de pétrole qui le contient). Lorsque la pression du réservoir décline au point de devenir inférieure au point de bulle (celle-ci est la pression à partir de laquelle apparaissent les premières bulles de gaz dissous), l'effet ascenseur décline fortement et il disparaît totalement lorsque la pression devient inférieure à la " pression critique de saturation " (qui est la pression sous laquelle le gaz migre indépendamment de l'huile dans le réservoir qui les contient). Lorsque le différentiel de pression entre réservoir et surface devient insuffisant pour permettre une venue naturelle des fluides jusqu'à la surface, il faut faire intervenir le pompage, procédé qui consiste à aspirer les fluides jusqu'à leur remonté en surface. Le déclin annuel de production est très variable d'un gisement à l'autre puisqu'il dépend des très nombreux paramètres qui différencient les gisements (pression au niveau du réservoir, caractéristique du brut, nature du réservoir, etc.).

De plus, pour un même gisement, ce déclin varie tout au long de sa vie d'exploitation. Le plus généralement il est imperceptible pendant les toutes premières années de l'exploitation ; on parle alors de "palier de production " ; ce dernier est en général de l'ordre de 2 à 3 ans mais peut exceptionnellement atteindre des décennies pour certains gisements géants exploités sur de très longues périodes. Après ce palier s'amorce un déclin qui peut atteindre 6 à 10 % pour les gisements de Mer du Nord, de Sibérie, etc. , mais seulement 1 % pour l'ensemble des grands champs d'Arabie. A l'échelle mondiale et tous gisements confondus le déclin pondéré actuel est estimé à environ 3 % l'an.

Ces réserves déjà découvertes mais non encore développées sont de l'ordre de 216 Gb (Cf. les grands projets en cours). Le calcul montre que pour satisfaire la demande les opérateurs devront exploiter l'intégralité de ces 216 Gb non encore développées d'ici à 2013.

A cette date, ces gisements développés entre 2005 et 2013 assureraient leur production maximale de 35 Mb/j qui déclinerait ensuite jusqu'à leur tarissement. Ces 35 Mb/j, ajoutés au 59 Mb/j que produiront en 2013 les gisements actuellement en exploitation, couvriront exactement la demande 2013 de 94 Mb/j. Après 2013, si l'on ne faisait pas appel aux réserves découvertes entre 2005 et 2013, la production déclinerait donc inexorablement et son déficit par rapport à la demande irait en s'accroissant comme le montre le graphique ci-dessous.

On voit donc que les réserves disponibles en 2005, c'est à dire 1080 Gb, bien que supérieures aux besoins mondiaux de la période 2005-2030 estimés à 984 Gb sur la base d'un taux de croissance de 2 % l'an, ne suffiront pas à répondre à la demande au-delà de 2013 et ceci en raison même des rigidités techniques précédemment évoquées ; en effet, en raison de ces rigidités, les opérateurs ne pourront extraire que 695 Gb (4) entre 2005 et 2030 sur les 1080 Gb de réserves prouvées disponibles en 2005.

Le reliquat de 385 Gb (1080 Gb - 695 Gb) constituerait ainsi une sorte de " fond de roulement " à produire après 2030 (tout se passant comme si l'après 2030 hériterait de 385 Gb du total des réserves actuelles de 1080 Gb).

Finalement, au-delà de 2013, la satisfaction des approvisionnements pétroliers dépendra des réserves qui seront découvertes entre 2005 et 2030 ; ainsi pour un rythme annuel de découverte de 20 Gb équivalent à la consommation mondiale actuelle et un taux de croissance de 2 % l'an de la consommation mondiale, la production maximale (ou "Peak Oil ") (5) serait atteinte en 2023 avec, à cette date, une production de 113 Mb/j qui irait ensuite en déclinant comme l'illustre le graphique ci-dessous :

Le tableau ci-après évalue la date du " peak oil " (5) en fonction de diverses hypothèses sur le taux de croissance des besoins futurs et sur le rythme de découvertes de nouvelles réserves après 2005.

Année du pic de production en rouge.Pic de production en bleu (Mb/j)
Découvertes annuelles (Gb/an)

(a)
Taux de croissance des besoins (% l'an)
0% 1% 1,5% 2% 2,5% 3%
0 2020 2016 2014 2013 2013 2012
  79 88 91 93 96 97
10 2032 2021 2018 2016 2015 2013
  79 92 96 98 101 100
20 2054 2033 2027 2023 2020 2017
  79 104 110 113 114 112
30 2079 2045 2037 2031 2026 2023
  79 118 127 132 133 134
40 2100 2057 2046 2039 2033 2028
  79 133 146 155 158 156
50 2125 2068 2055 2046 2039 2034
  79 148 167 178 183 186

(a)  Hypothèse : le taux de découverte se maintient jusqu'en 2015 et décline ensuite de 2 % l'an.

Les mêmes calculs peuvent être appliqués au cas du gaz naturel ; ainsi au taux de croissance prévu de 2,5 % l'an et hypothèse faite d'un taux de découverte de 20 Gbep/an légèrement supérieur à la production actuelle de 16 Gbep/an, le pic de production n'interviendrait qu'en 2045 avec une production de 119 Mbep/j qui irait ensuite en déclinant (à noter que cette production correspondrait à un quasi triplement par rapport aux 44 Mbep/j de production actuelle).

Année du pic de production en rouge.Pic de production en bleu (Mb/j)
Découvertes annuelles (Gb/an)

(a)
Taux de croissance des besoins (% l'an)
0% 2% 2,5% 3% 3,5%
0 2052 2031 2028 2026 2024
  44 74 79 83 87
10 2093 2040 2036 2032 2029
  44 89 95 98 101
20 2132 2052 2045 2040 2036
  44 113 119 126 129
30 2165 2064 2054 2047 2042
  44 143 149 154 158
40 2198 2074 2062 2054 2048
  44 174 181 189 195
50 2232 2082 2070 2060 2053
  44 204 221 226 231

(a)  Hypothèse : le taux de découverte se maintient jusqu'en 2015 et décline ensuite de 2 % l'an.

S'agissant des perspectives de découvertes, les géologues ne disposent que de deux méthodes qu'ils utilisent conjointement :

La première, vise à projeter dans le futur les tendances du passé. Ils sont donc amenés à se référer aux résultats suivants obtenus par l'exploration aux cours du passé récent par exemple entre 1973 et 2004.

* les réserves de pétrole ont été portées de 575 Gb en 1973 à 1080 Gb en 2004, ce qui compte tenu d'une production cumulée de 741 Gb pendant la période, porte à 1246 Gb le total des réserves de brut découvertes de 1973 à 2004 (soit un taux annuel moyen de découverte de 40,2 Gb).
* les réserves de gaz naturel sont passées de 307 Gbep en 1973 à 1032 Gbep en 2004, ce qui compte tenu d'une production cumulée de 309 Gbep entre 1973 et 2004, porte à 1034 Gbep les réserves découvertes pendant la période, soit une moyenne annuelle de 33,3 Gbep.

Pour le pétrole, compte tenu de l'hypothèse d'une croissance des besoins mondiaux de 2 % l'an (cf ci-dessus), la reconduction du taux de découverte des années 1973-2004 conduirait à un " peak oil " de 155 Mb/j en 2039, après quoi la production déclinerait inexorablement. Pour le gaz le tableau 2, montre que le pic de production serait atteint en 2055 au niveau d'environ 150 Mbep/j.

Cette première méthode, fondée sur la prolongation des tendances passées, a toutefois des défauts. Certains phénomènes du passé, en effet, n'ont pas un caractère récurrent et ne sont donc pas transposables au futur ; c'est par exemple le cas de la réévaluation massive des réserves auxquels ont procédé les pays de l'OPEP entre 1973 et 2004.

Encart 2. La réévaluation des réserves OPEP des années 1985-1990. . Les premières campagnes d'exploration conduites par la quinzaine de majors et grands indépendants US qui opéraient en oligopole sur les immenses concessions des grands pays exportateurs, ont suffi à démontrer un potentiel pétrolier si important que l'approvisionnement des secteurs aval géants dont ils s'étaient dotés au fil des ans, se trouvait assuré pour des décennies. Dès lors leur priorité amont fut d'exploiter les gisements les plus rentables, proches des terminaux d'exportation. L'exploitation des grands gisements éloignés de ces terminaux ou localisés dans des zones dépourvues d'infrastructures était différée à très long terme, et leurs réserves à peine appréciées n'étaient pas prises en compte. Par ailleurs les faibles prix du brut des années 1950-1973, ne justifiaient pas la mise en œuvre de méthodes de récupération assistée très coûteuses et de ce fait, les taux de récupération retenus se situaient entre 10 % et 20 %, rarement plus (ce taux est actuellement proche de 40% pour la moyenne mondiale). Tout ceci aboutissait à une sous-évaluation chronique des réserves (celles de l'OPEP étaient chiffrées à seulement 405 Gb d'huile en 1973, sur un total mondial de 532 Gb). A partir du milieu des années 1980, la baisse des cours du brut, a conduit les producteurs à maximaliser le niveau de leurs réserves par une réévaluation comptable, afin d'obtenir les meilleurs quotas de production possibles au sein de l'OPEP et ainsi atténuer la baisse de leurs revenus.
Ces réévaluations ont porté sur des réserves de l'ordre de 872 Gb dont 600 Gb pour les seuls pays de l'OPEP.

De même, on ne pourra pas extrapoler en affectant au futur, des taux de découverte égaux à ceux du passé car les " thèmes d'exploration " se raréfient au fur et à mesure de l'exploration des bassins et les taux de découverte diminuent également (à volumes de travaux égaux). En revanche, les progrès continus réalisés dans les méthodes d'investigation et les procédés d'exploitation, que nous ne détaillerons pas dans le cadre de cet article, ont un effet inverse.

La seconde méthode, consiste à réaliser une évaluation systématique des potentialités du domaine minier mondial, bassin par bassin et d'en déduire les découvertes futures susceptibles d'y être réalisées. Cette méthode pour être parfaitement efficiente impliquerait que les géologues disposent a priori d'une connaissance géologique achevée du millier de bassins sédimentaires identifiés dans le monde. Elle supposerait en quelque sorte qu'ils disposent d'un inventaire exhaustif des "thèmes d'exploration" et des "prospects" qui portent l'intégralité des réserves d'hydrocarbures à découvrir. Ceci est loin d'être le cas car l'exploration procède par approches successives et avance à mesure que ses outils lui ouvrent de nouvelles frontières (au nombre des dernières figurent l'offshore profond ou encore les sables asphaltiques du Canada et du Venezuela). Ainsi, faute de disposer d'un tel tableau de bord, les géologues utilisent des méthodes probabilistes par nature incertaines. Cette seconde méthode est donc également critiquable.

Malgré ces insuffisances, la mise en œuvre conjuguée des deux méthodes peut apporter une certaine visibilité sur les résultats attendus de l'exploration dans un certain nombre de cas favorables en particulier sur les grandes régions pétrolières dont la géologie et les thèmes d'exploration sont bien connus et où l'inventaire pétrolier est encore loin d'être achevé comme ceci est par exemple le cas pour le golfe du Mexique, la Sibérie occidentale, le Golfe de Guinée, etc. Sur cette base, pourrait se dégager une "probabilité raisonnable" sur l'existence de potentialités suffisantes pour permettre la découverte de quelques 10 à 20 Gb d'huile en moyenne annuelle pendant les toutes prochaines décennies (ce qui oscille autour des 14 Gb découverts en moyenne annuelle entre 1973 et 2004, s'il était fait abstraction des réévaluations dont il a été précisé qu'elles ne constituaient pas un phénomène récurrent à prendre en considération pour l'avenir) et autant de gaz naturel ; au-delà, nous n'avons aucune visibilité permettant d'affiner les perspectives, ce qui n'exclut pas la possibilité de découvrir des réserves substantiellement supérieures si l'on se souvient que, dans le passé, là où l'exploration a été conduite de façon poussée, il s'est avéré que, dans la majeure partie des cas, les réserves découvertes ont toujours été substantiellement supérieures à ce que les géologues en escomptaient initialement ; tout se serait finalement passé comme si la nature était plus richement dotée que l'entendement des prospecteurs ne permettait de le concevoir, tant et si bien qu'au fil du temps, l'abondance de la ressource a eu raison de l'idée première que ces "venues de pétrole remontant du sous-sol étaient à regarder comme des phénomènes d'une nature exceptionnelle et rarissime".

Les approvisionnements pétroliers à court terme (période 2005-2013), sont étroitement liés au bon déroulement de la mise en exploitation des 216 Gb de réserves non encore développées d'où sont escomptées des capacités de production de l'ordre de 35 Mb/j en 2013. Les deux tiers de ces capacités de production sont attendus de très grands projets dont certains sont en cours, et environ le tiers par le très grand nombre de petites opérations d'extension dans les anciennes provinces pétrolières (Mer du Nord, bassins matures d'Amérique du Nord, etc.). La question particulière de l'exploitation des sables asphaltiques au Canada et au Venezuela sera évoquée ultérieurement.

S'agissant des grands projets on peut évoquer de façon non exhaustive quelques uns des principaux en commençant par ceux des régions péricaspiennes qui furent l'un des grands enjeux de l'exploration de la dernière décennie et d'où sont escomptés avant 2013 l'installation de capacités de production de 3 à 4 Mb/j à partir de la mise en exploitation de réserves de l'ordre de 30 Gb : 3 Mb/j sont attendus des opérations conduites sur les gisements du Kazakhstan dont Kashagan et ses satellites géants, Tengiz, Karachaganat, etc., et 1 Mb/j est attendu des opérations conduites en Azerbaïdjan sur les champs de Azeri, Chiraz et Gunashli (ACG).

Viennent ensuite les projets qui sont en cours en Arabie saoudite. Tout confondu ils permettraient d'installer 4 à 5 Mb/j d'ici 2013 via des opérations de diverses natures : les unes concernent la réactivation de gisements développés mais longtemps restés sous cocon tel que Khuraïs ou Manifa les autres se rapportent à des développements ou des extensions d'exploitation (Abu Hadriyah, al-Fadhili et Khursaniyah, Qatif , Abou Safah, Haradh, etc.).

En Russie, les principaux grands projets en cours visent l'installation d'une capacité de production de l'ordre de 1 Mb/j (projets de Sakhaline, de Priobskoye, de Priraziomnoye, de Salym, etc.).

En Mer profonde, les récentes découvertes actuellement en développement permettront de porter la production actuelle de 2,5 Mb/j à 8 à 10 Mb/j en moins d'une dizaine d'année. Cet accroissement de 5 Mb/j sera essentiellement réparti entre le Golfe de Guinée pour 2 à 3 Mb/j avec une dizaine de projets en cours, le Brésil pour environ 1 Mb/j et les Etats-Unis pour 1 Mb/j à 2 Mb/.

En Irak, environ 3 ans seront nécessaires pour restaurer l'ancienne capacité de 3,5 Mb/j. A cela s'ajouteraient 3 à 4 Mb/j à installer en 5 à 7 ans sur les gisements géants inventoriés mais encore jamais exploités. Tout ceci à condition que la situation le permette.

Il convient également de faire mention d'autres grands projets en Iran, Abu-Dhabi, Libye, Mer du Nord, etc.

Les approvisionnements pétroliers à plus long terme (période 2013-2030), sont étroitement liés aux résultats de l'exploration et aux progrès technologiques. Nous avons vu que nous pouvions raisonnablement espérer un taux de découverte annuel moyen de l'ordre de 20 Gb par an, supérieur à celui de 14 Gb que l'on obtiendrait pour la période 1973-2004 si l'on faisait abstraction des réévaluations non récurrentes auxquelles il a été procédé pendant la période. Au-delà de cette fenêtre de visibilité on ne saurait utiliser le terme d'incertitude, mais " d'inconnu total ". Ces 20 Gb de découvertes annuelles moyennes conduiraient à un "peak oil" de 113 Mb/j vers 2023, après quoi les productions déclineraient inexorablement pour ne plus atteindre que 96 Mb/j en 2030, 74 Mb/j en 2040, 53 Mb/j en 2050, 41 Mb/j en 2060.

Une telle perspective, confère le plus grand intérêt aux sables asphaltiques dont les ressources sont considérables d'après le chiffre officiel publié par les autorités canadiennes de 175 Gb de réserves techniquement et économiquement récupérables par le Canada. Le Venezuela recèle des réserves du même ordre de grandeur. Il ne semble pas faire de doute que leur exploitation à très grande échelle s'imposera dans les toutes prochaines décennies, ni que l'entreprise soulèvera des difficultés techniques exceptionnelles, notamment en raison des techniques d'exploitation très particulières dont Total a été l'un des précurseurs avec son projet réussi au Venezuela. Notons à cet égard que Total, à l'instar des 4 autres grands pétroliers internationaux, est associé à la plupart des grands projets précités.

Cet aperçu met en relief les difficultés auxquelles les approvisionnements pétroliers mondiaux seraient confrontés s'il advenait que les conditions sine qua non à la bonne marche des opérations n'étaient pas requises. Elles sont nécessairement politiques dans la mesure où tout le domaine minier mondial doit être accessible aux opérateurs. Elles sont aussi économiques puisque le seul développement d'ici 2013 des quelques 216 Gb de réserves pétrolières nécessiterait la mobilisation de près de 900 G$ (sur la base d'un coût d'investissement moyen de 4$/b). A cela s'ajouteraient les dépenses d'exploration dont dépendront les années 2013-2030. Cette masse d'investissement serait à doubler pour tenir compte du gaz et des infrastructures pétrolières et gazières à installer, ce qui au final aboutirait à un ordre de grandeur minimal de 250 G$ par an contre 100 à 120 G$ par an au cours de la décennie passée.


Notes :
(1) Ces 81,8 millions de barils par jour de produits pétroliers liquides incluent 3,3 Mb/j de gains de raffinage, ce qui ramène les productions stricto sensu de l'amont, à 78,5 Mb/j, dont 68,5 Mb/j de pétrole brut et 10 Mb/j de liquides extraits des gaz naturels lors de leur traitement (butane, propane, etc.).
(2) La définition des différents types de réserves et les méthodes de comptabilisation qui s'y rapportent, ont été présentées l'an dernier dans ce même rapport. Sauf précision, les réserves présentées ci-après s'entendent au sens de réserves le chiffre de 1080 Gb inclut 864 Gb de réserves actuellement développées et 216 Gb de réserves déjà inventoriées mais non encore développées.
(3) Ce chiffre inclut également les réserves de sables asphaltiques pour lesquelles des projets de mises en exploitation sont en cours, soit environ 20 Gb prouvées.
(4) Sur ces 695 Gb, 505 Gb seront partir des gisements découverts avant le 1-1-2005 mais non encore développés et exploités à cette date produits à partir des gisements qui étaient en cours d'exploitation au 1-1-2005 et 190 Gb seront produits à partir des gisements découverts avant le 1-1-2005 mais non encore développés et exploités à cette date.
(5) Un déclin plus rapide des champs exploités rapprocherait la date du " peak oil " et élèverait le niveau de ce dernier.



 

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© Ministère de l'Économie, des Finances et de l'Industrie, DGEMP, 17/08/2005