Pétrole...Combien d'années encore?
Pour celles qui préfèrent aller a l’essentiel voici quelques données :- Les réserves prouvées (il y a toujours quelques erreurs suivant les méthodes appliquées) mondiale sont de l’ordre de 1200 milliards de barils. La production actuelle est de 90 millions de barils jour, donc en gros on en aurait pour encore 38 ans au rythme actuel.
- Avec un prix du baril entre 80 et 100 $/baril la recherche est relancée. Le prix montera régulièrement avec des hausses et des baisses. Mais la moyenne montera toujours.
- Un jour ça s’arrêtera mais bien sur ce sera progressif. On ne passera pas de 90 MB/jours (et plus) à rien.
- Des millions de puits ont été forés, il faudra toujours refaire leur conditionnement, même quand la production aura bien baissé. Donc à l’heure actuelle un jeune peut rentrer dans une société de forage / pétrole pour faire carrière.
- La vie moyenne d’un puits est de 30 / 40 ans après mise en service et sur beaucoup plus sur certains champs pétroliers.
- On peut forer en mer maintenant avec une hauteur d’eau de plus de 2000 mètres.
- Le puits le plus profond du monde, en Russie est a 12000 mètres. Actuellement il se fabriques des plate-formes pour forer a plus de 13000 mètres.
- Le prix de revient pour extraire un baril de pétrole revient a 10$ en Mer du Nord et 1 à 2 $ en Arabie Saoudite. Le bon rendement est vite calculé.
"Nous avons 47 ans de réserve de pétrole!" (Propos recueillis en 2005)
Jean-Marie Chevalier est professeur à l'université Paris-Dauphine où il dirige le Centre de géopolitique de l'énergie et des matières premières (CGEMP). Il a publié de nombreux ouvrages et articles sur l'industrie et l'énergie.
La hausse des prix du pétrole n'est-elle pas un signe avant-coureur de la pénurie ?
Non, absolument pas. Elle est entièrement liée à des facteurs conjoncturels. D'abord en Irak bien sûr :
avant la guerre, ce pays exportait 2,2 millions de barils par jour ; aujourd'hui, on est plutôt vers les 1,5 ou 2 millions de barils par jour. Mais de nombreux pays producteurs connaissent des troubles en ce moment : en Afrique, au Vénézuela, et même en Norvège où il y a eu des grèves récemment qui ont ralenti la production.
Les prix vont donc continuer à grimper ?
On ne sait pas. Le prix du baril peut très bien redescendre en-dessous des 30 dollars comme il peut passer au-dessus des 60 dollars ! Le problème à long terme c'est que dans les situations de trouble, comme aujourd'hui, les investissements d'infrastructures ne se font pas. En Irak par exemple, on a découvert de nouvelles réserves mais on ne peut pas les exploiter tant que le pays ne sera pas stabilisé
A quand estimez-vous l'épuisement des réserves de pétrole ?
On ne peut pas donner de date précise. Le concept de réserve est élastique : en 1973, lors du premier choc pétrolier, on les estimait à 30 ans ! Aujourd'hui, on les estime à 47 ans de consommation. Mais entre-temps, on va découvrir de nouvelles zones à explorer, et les améliorations techniques permettront sans doute de reculer encore ces prévisions. Le prix aussi joue un rôle de régulateur : plus il est élevé, et plus on va mettre en œuvre des nouveaux moyens de récupération.
Où a-t-on le plus de chances de trouver de nouvelles réserves ?
Aujourd'hui, 60% des réserves se situent au Moyen-Orient. Cette partie du monde restera la principale zone de production, mais d'autres régions sont prometteuses : la Russie, l'Afrique de l'Ouest, le Brésil, le Golfe du Mexique. L'Asie centrale (Kazakhstan, Turkménistan) est également une région intéressante, mais il y a des problèmes d'acheminement vers la mer.
Comment diminuer notre dépendance au pétrole ?
D'abord, il faut diminuer la consommation. On pourrait économiser 20% d'énergie sans modifier notre mode de vie, et ce aussi bien dans l'industrie, les transports ou la consommation des ménages. Pour les voitures, en particulier, il faut taxer lourdement les véhicules les plus puissants qui polluent et consomment le plus. Ensuite, il faut diversifier les énergies au maximum : l'éolien, le solaire, l'hydraulique, et le nucléaire dont on ne pourra pas se passer. D'ailleurs des pays comme la Chine ne basent pas leur développement économique sur le pétrole. Ils construisent par exemple en ce moment le plus grand barrage du monde. Finalement, je pense que la diminution de la consommation de pétrole sera plus dictée par des obligations de lutte contre la pollution que par une véritable pénurie.
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La part récupérable du pétrole présent dans le sol est appelée « réserve » lorsqu'elle est exploitable techniquement et économiquement. Pour un champ donné, on tient compte de ces contraintes pour évaluer la part récupérable, sachant qu'une partie importante du pétrole ne sera pas extraite du sol. Le taux de récupération est le pourcentage de pétrole récupérable par rapport à la quantité totale initialement en place. Ce taux est de l'ordre de 35 %, en moyenne mondiale, en 2009.
Note personnelle : ce taux est assez optimiste pour une production mondiale. On arrive a ces taux de récupération dans certains réservoirs, mais pas dans la majorité. Ce serait plutôt de l’ordre de 25%. Les techniques en développement donneront un taux proche de 50% dans 20 ans.
En décembre 2009, la production mondiale de pétrole s'est élevée à 83,88 millions de barils par jour[3], répartis essentiellement entre la Russie (12,3 %), l'Arabie saoudite (9,84 %), les États-Unis (8,95 %), la Chine (4,73 %)…(et beaucoup d’autres)
Les réserves pétrolières désignent le volume de pétrole récupérable, à partir de champs de pétrole découverts, sur la base des contraintes économiques et techniques actuelles. Ce volume se base sur l'estimation de la quantité de pétrole présente dans des champs déjà connus, affectée d'un coefficient minorant dépendant de notre capacité à extraire du sol ce pétrole. Ce coefficient dépend de chaque champ, il peut varier de 10 à 50%, avec une moyenne mondiale de l'ordre de 35% en 2009.
Les réserves sont rangées dans différentes catégories, selon leur probabilité d'existence dans le sous-sol : réserves prouvées (probabilité de plus de 90%), réserves probables (de 50 à 90%) et réserves possibles (de 10 à 50%).
On distingue également différentes sortes de réserves en fonction du type de pétrole : pétrole conventionnel ou pétroles non conventionnels. Les pétroles non conventionnels sont essentiellement constitués des huiles extra-lourdes, des sables asphaltiques, et des schistes bitumineux. La rentabilité des gisements de pétrole non conventionnel est incertaine, car la quantité d'énergie nécessaire à leur extraction est plus importante.
En général, les chiffres de réserves correspondent aux réserves prouvées de pétrole conventionnel. Ainsi, en 2005, les réserves mondiales de pétrole conventionnel étaient estimées à 1200 milliards de barils.
Réchauffement climatique et Pollution
L’impact environnemental le plus inquiétant du pétrole est l’émission de dioxyde de carbone résultant de sa combustion comme carburant. La combustion libère dans l’atmosphère d’autres polluants, comme le dioxyde de soufre (SO2), mais ceux-ci peuvent être maîtrisés, notamment par la désulfuration des carburants, ou des suies. On estime cependant que si le pétrole est plus polluant que le gaz naturel, il le serait nettement moins que le charbon et les sables bitumineux.
L’extraction pétrolière elle-même n’est pas sans impact sur les écosystèmes locaux même si, comme dans toute industrie, les risques peuvent être réduits par des pratiques vigilantes. Néanmoins, certaines régions fragiles sont fermées à l’exploitation du pétrole, en raison des craintes pour les écosystèmes et la biodiversité. Enfin, les fuites de pétrole et de production peuvent être parfois désastreuses, l’exemple le plus spectaculaire étant celui des marées noires. Les effets des dégazages ou même ceux plus cachés comme l’abandon des huiles usagées ne sont pas à négliger.
Notons enfin que le pétrole peut être cancérigène sous certaines formes.
Production
L'avenir de la production pétrolière mondiale dépendra d'un niveau technologique plus élevé et d'investissements plus importants, ainsi que de la prospection de territoires pour le moment inaccessibles. Ces points convergent pour aboutir à un pétrole plus cher.
Certains territoires, comme l'Arctique, sont actuellement inaccessibles à l'exploration/production pour toutes sortes de raisons : politiques, climatiques, zones enclavées, etc. Une augmentation éventuelle du cours du baril pourrait rendre rentable l'exploitation de ces régions.
Le pétrole offshore, popularisé en Europe par la mise en exploitation des gisements de Mer du Nord dans les années 1970, a été exploité par des profondeurs d'eau croissantes depuis cette époque ; en 2008 on atteint couramment 2000 m d'eau. Cette profondeur d'eau devra elle aussi augmenter pour permettre l'exploitation de gisements actuellement inaccessibles. Dans le même domaine, certaines conformations géologiques qui rendaient les instruments d'exploration classiques "aveugles", font l'objet de recherches fructueuses, ainsi que l'a démontré la découverte du gisement géant de Tupi.
Tupi : Offshore Brésilien découvert en Novembre 2007, aurait 5 a 8 milliards de barils équivalent.
Libra : Offshore Brésilien découvert en 2010, profondeurs des puits entre 5400 et 6500 mètres, aurait 8 à 15 milliards de barils équivalent
Prévision
Une crise à court terme pourrait déstabiliser à la fois l’économie et la politique sur le globe. À la mi-2005, de nombreux experts annonçaient un baril à 100 USD dans les deux années à venir. Ce seuil symbolique n'aura finalement été atteint « que » le 2 janvier 2008. Le baril a ensuite atteint un plus haut historique de 145$ le 3 juillet pour repasser sous les 100$ le 12 septembre, puis s'effondrer sous les 40$ en 2009 pour ensuite remonter à 80$ sur le premier semestre 2010.
Note personnelle : Aujourd’hui le prix du baril est de 110$, mais cette brusque augmentation est lié aux problèmes que connaissent les pays autour du golfe et certains pays du golfe. Le prix avant cette crise était entre 80 et 90$/ baril. Il ira en augmentant
Certains experts rappellent que plusieurs alertes se succèdent depuis les années 1950 et que, depuis, il n’y a toujours pas eu de tel pic. Cela dit la question n’est pas de savoir si le pic aura lieu, mais simplement quand il aura lieu. Une fourchette de dates comprises entre 2020 et 2030 est de plus en plus largement admise, par les pays producteurs, les compagnies pétrolière et les instances internationales. La grave crise économique amorcée en 2008 jouera bien entendu sur ces évaluations.
Le rapide développement industriel de la Chine rend le sujet encore plus pressant, en pesant sur la demande. Plusieurs pays producteurs ont récemment connu des controverses internes sur l’importance de leurs reserves. []
Si évaluer la date du pic de production est difficile, anticiper ses conséquences sur l’économie mondiale l'est encore plus. Il existe en effet quelques solutions pour remplacer des quantités variées de pétrole, chacune ayant ses limites.
Alternatives
L'approvisionnement en pétrole pose aux pays importateurs de nombreux problèmes, principalement politique (dépendance), financier (devises), environnemental (émissions de CO2). De nombreux pays (européens entre autres) ont donc engagé une politique de réduction de leur dépendance au pétrole depuis les chocs pétroliers de la décennie 1970. Le tableau ci-dessous montre un certain succès de cette politique, avec une décroissance de la consommation sur la période 1973-2008, malgré l'augmentation démographique et l'élévation du niveau de vie.
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Consommation pétrolière, Europe-Eurasie, milliers de barils par jour | |||||||
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1973 |
1978 |
1983 |
1988 |
1993 |
1998 |
2003 |
2008 |
22 582 |
24 587 |
22 344 |
23 167 |
20 693 |
19 831 |
19 915 |
20 158 |
Les différentes pistes sont :
- L'efficacité énergétique
- Le charbon, le gaz naturel et leurs dérivés, les sables bitumineux
- Les biocarburants, le bois
- L’énergie nucléaire.
- Les énergies renouvelables telles que l'hydroélectricité, l'énergie solaire et l'énergie éolienne, les pompes à chaleur et la géothermie.
Citons pour mémoire la fusion nucléaire et l'exploitation des hydrates de méthanes, deux sources d'énergie aux réserves bien plus vastes, mais pour lesquelles nous ne disposons pas de technologie fonctionnelle. Jusqu'à récemment, on considérait la géothermie profonde à haute et très haute température comme peu rentable. Or l'augmentation du prix de l'énergie et surtout les progrès réalisés en font une option intéressante, car elle est inépuisable, non polluante et très puissante.
Géothermie.
Cette option propre et inépuisable constitue un des grands enjeux à venir. Elle permet en outre une plus grande indépendance énergétique, à laquelle même le nucléaire ne peut répondre, du fait de la nécessaire importation de l'uranium. Les avancées et résultats obtenus dans certains pays (tels la Nouvelle-Zélande ou les États-Unis) sont encourageants, mais témoignent aussi du retard pris par certains pays, comme la France, malgré l'importance stratégique, économique et sociale de l'énergie (avec le problème de son coût, surtout quand la croissance est en berne) et malgré le potentiel naturel qu'offre son territoire (conditions géologiques favorables, en particulier dans la plaine d'Alsace et la plaine de la Limagne).
Note Personnelle
J’ai foré pour la géothermie au Salvador en 1974. Nous avons foré 21 puits a une profondeur de 600 mètres pour entrer dans les failles volcaniques. Une compagnie Japonaise, en charge du projet a mis en route 3 turbines, qui fournissaient la région en électricité. Ces turbines fonctionnent avec la pression de la vapeur (sèche) qui sortait des puits, environs 20 bars. Il fallait 7 puits ayant un bon rendement pour faire tourner une turbine. Cette énergie se renouvelait automatiquement bien sur. Le site existe toujours et produit toujours de l’électricité.
J’ai ensuite participé a un projet similaire au Nicaragua, mais les puits étaient forés presque au niveau de la mer aussi la vapeur sortait avec 80% d’humidité qu’il aurait fallu traiter pour l’envoyer sèche dans les turbines. Le projet a échoué. A Ahuachapán (Salvador) Nous étions a 800 mètres d’altitude et donc n’avions pas de problème de vapeur humide.
Cycle de vie de l’exploitation d’un gisement de pétrole et pic pétrolier
L'extraction d'un gisement se produit en plusieurs phases.
La durée du cycle de vie d'un gisement de pétrole donné est très variable. Dans tous les cas il s'étale sur plusieurs décennies à partir de l'année de la première découverte.
La mise en production d'un nouveau gisement de pétrole intervient après un intervalle de temps compris entre quelques années et quelques décennies après sa découverte. Ce délai peut être particulièrement long si son exploitation nécessite l'apparition de techniques nouvelles comme ce fut le cas du pétrole issu de l'offshore profond. Aujourd'hui ce délai est également lié à la nécessité de construire des infrastructures lourdes et coûteuses car les gisements découverts récemment sont souvent situés dans des zones difficiles d'accès (offshore profond, Sibérie,…), nécessitent d'énormes installations pour l'extraire (plates-formes offshore, installations spéciales pour les sables bitumineux...) et pour le rendre commercialisable (raffineries spécialisées pour les pétroles lourds, installations de transformation pour les sables bitumineux…).
La production de pétrole d'un gisement, elle-même s'étale généralement sur plusieurs décennies : les premiers puits des gisements de la mer du Nord sont entrés en production en 1970 et la dernière goutte de pétrole devrait être extraite vers 2050. Le volume de pétrole produit au cours du temps peut être représenté par une courbe en forme de cloche. Entre le début et l'arrêt de la production, la production passe par un maximum qui correspond à peu près au moment où la moitié du pétrole a été extrait. La phase de déclin est beaucoup plus longue que la durée écoulée entre la mise en production du gisement et son pic.
Au début de la production, le pétrole jaillit spontanément du puits (technique de récupération dite primaire utilisée pour environ 40% de la production[] Dans une deuxième phase, il faut forcer le pétrole à jaillir en introduisant de l'eau ou du gaz (technique de récupération secondaire utilisée pour moins de 60% de la production) ce qui nécessite une dépense en énergie croissante. En dernier ressort des techniques encore plus coûteuses comme l'injection de vapeur chaude pour augmenter la fluidité du pétrole peuvent être dans certains cas utilisées (technique de récupération tertiaire utilisée pour moins de 2 % de la production). La production est arrêtée lorsque l'énergie nécessaire pour extraire un litre de pétrole dépasse celle contenue dans ce même litre en tenant compte des autres coûts d'exploitation (maintenance, coûts humains, transport). Durant la phase de déclin, la production décroît à un rythme qui dépend de la géologie du gisement et des méthodes d'extraction utilisées : la moyenne est de 4% (soit 25 ans pour épuiser le gisement après son pic) mais le déclin constaté est semble-t-il beaucoup plus rapide sur les gisements exploités récemment du fait des techniques mise en œuvre. Lorsque la production est arrêtée, il peut rester de 15 à 99 % de pétrole (en moyenne 65%)[] en place dans le gisement, non récupéré.
On peut tenter d'accélérer la récupération du pétrole avec des techniques coûteuses comme le forage horizontal mais celles-ci semblent réduire le taux de récupération.
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Principaux jalons de l'exploitation de quelques gisements | ||||
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Gisement pétrolier |
Découverte |
Mise en production |
Pic |
Fin de production estimée |
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Mer du Nord |
1960 |
1971 |
1999 |
vers 2050 ? |
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Cantarell (Mexique) |
1977 |
1979 |
2003 |
2020 ? |
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Texas oriental |
1930 |
1930 |
1993 |
vers 2010 ? |
Le pétrole extra lourd
Le pétrole extra-lourd est un pétrole qui a été dégradé par des bactéries et qui est constitué de molécules d'hydrocarbures très lourdes où prédominent le carbone. Très visqueux, son extraction est difficile, coûteuse en énergie. Sa transformation en sous-produits utilisables (carburant…) nécessite la mise en œuvre de procédés industriels également coûteux et consommateurs d'énergie. On trouve des gisements de pétrole extra-lourds un peu partout sur la planète avec des volumes considérables. Les gisements les plus importants sont situés au Venezuela et au Canada. La production tournait en 2007 aux alentours de 1,5 million de barils /jours (moins de 2% de la production mondiale de pétrole).
Les sables bitumineux du Canada
Le gisement de sables bitumineux de l'Alberta est entré dans une phase d'exploitation à grande échelle
Le site de sables bitumineux le plus important est situé au Canada (aux bord du lac Athabasca dans l'Alberta) . Le pétrole contenu dans ces champs se présente sous forme de bitume, qu'il est possible de transformer en carburant. Les réserves sont estimées sur la base d'hypothèses plutôt conservatrices à 180 milliards de barils (plus de 15% des réserves mondiales de pétrole).
La production à partir du gisement de l'Alberta est en plein essor et a atteint 1 million de barils par jour en 2007. La production visée est de 2 millions de barils/jour en 2010 et de 4 millions en 2020. Mais le procédé nécessite une grande quantité de gaz, environ 30 m³ par baril produit. Pour atteindre les objectifs de 2020, il faudrait utiliser la totalité de la production de gaz canadien actuelle (au détriment de la consommation industrielle et domestique) alors que les gisements canadiens sont aujourd'hui en déclin et que les réserves seront épuisées d'ici 8 ans. Il est envisagé de faire venir du gaz de l'Alaska mais on se heurte à des problèmes de coûts (construction du gazoduc) et le gisement de gaz qui serait utilisé ne permettrait de traiter que 3 millions de barils par jour. Il est également envisagé de construire une dizaine de centrales nucléaires pour suppléer à la pénurie de gaz, mais une fois la décision prise il faudrait attendre au moins une décennie avant que ces centrales deviennent opérationnelles.
Les schiste bitumineux
Historique extraction des schistes bitumineux (1880-2000)
Le site expérimental de transformation des schistes bitumineux en pétrole in situ de Shell dans le Colorado
Les schistes bitumineux contiennent du kérogène, un précurseur du pétrole qui n'a pas achevé le cycle qui transforme la matière organique en pétrole. Le kérogène peut être converti en pétrole par pyrolyse. Mais les tentatives pour exploiter ces réserves, qui remontent à plus d'un siècle, restent aujourd'hui à l'état d'expériences pilotes. Le seul emploi à l'échelle industrielle est l'utilisation en tant que combustible dans les centrales thermiques (70 % de la production mondiale en Estonie).
Des procédés d’extraction encore expérimentaux
Les procédés d'extraction et de transformation en pétrole expérimentés aujourd'hui sont confrontés à des problématiques de EOREI (rapport énergie utilisée/énergie récupérée), pollution et utilisation intensive des ressources hydriques. Le procédé le plus connu, mis en œuvre par la compagnie Shell dans le Colorado, en donne un bon aperçu :
C'est un processus in situ c'est-à-dire que les schistes bitumineux sont transformés en pétrole dans le gisement sans être extraits ce qui permet de récupérer une plus forte proportion des réserves en place. On commence par isoler le gisement des eaux souterraines environnantes en l'entourant d'un mur de glace créé en forant sur la circonférence du gisement des puits profonds de 610 mètres tous les 2 mètres dans lesquels on fait circuler un liquide réfrigérant qui fait descendre la température du sous-sol à -50 °C. Dans le périmètre ainsi circonscrit on fore des puits tous les 12 mètres dans lesquels sont insérés des systèmes de chauffage qui portent la température des schistes à 340 °C : celui-ci se transforme alors lentement en pétrole et en gaz. Ce chauffage doit être maintenu durant environ 4 ans. À l'issue de cette période le pétrole et le gaz sont pompés.
Réserves...
Les réserves mondiales de schiste bitumineux sont estimées à 2 600 milliards de barils de pétrole potentiellement exploitables (2 fois les réserves de pétrole conventionnel), dont la moitié aux Etats-Unis.
La production de pétrole à partir de schiste bitumineux ne pourra fournir de volumes significatifs qu'après 2020 avec une production de 5 millions de barils en 2050 en ayant sans doute recours à l'énergie nucléaire et si les hypothèques environnementales ont pu être levées
ARTICLE REDIGE PAR FLAVIANKA