Reserve petroliere

Réserve pétrolière

Graphique du pic de Hubbert montrant que la production pétrolière a passé son apogée pour les pays hors de l'OPEP et hors ex-URSS.
Un puits de pétrole au Canada. Certains [réf. nécessaire] estiment que le Canada possède la deuxième plus grande réserve mondiale.

Les réserves pétrolières désignent la partie des champs de pétrole découverts qui sont exploitables avec les contraintes économique et technologique actuelles.

Le pétrole présent dans le sol se constitue « réserve » lorsqu'il est exploitable économiquement, car plus on extrait de pétrole plus son coût de récupération augmente. Le facteur de récupération est le pourcentage de pétrole présent (estimé) qui est récupérable en tenant compte d'un certain nombre de conditions.[1]


Sommaire

L'histoire

Entre 1859 et 1968, la consommation totale de pétrole fut de 200 milliards de baril (31 km³). En 2006, alors que les prix approchent les sommets records de 1980 (après modulation dû à l'inflation), la consommation mondiale approche les 30 milliards de baril par an.[2]

Avec la montée du prix du baril de brut, un grand nombre de produits dérivés du pétrole vont être plus coûteux à produire comme par exemple le gazole, les lubrifiants, les matières plastiques, les pneus, les enrobés, les textiles synthétiques et bien d'autres. La science n'a toujours pas trouvé d'alternative abordable à ces produits, même lorsque le prix du baril est au dessus des 50$.

Catégories et définitions

Les réserves possibles, probables ou prouvées sont les trois catégories de réserves les plus communes. Elles sont définies selon le degré de certitude que l'on a de leur existence, en fonction des données et des interprétations géologiques et techniques, pour chaque localisation. L’autorité internationale pour les définitions des réserves est généralement la Society of Petroleum Engineers. La Securities and Exchange Commission a, ces dernières années, exigé que les compagnies pétrolières possédant des réserves listées adoptent des standards d'évaluation des réserves en accord avec la pratique industrielle. Dans un cas particulier, la compagnie, Shell a dû réévaluer les valeurs de ses réserves pétrolières pour 2001 et 2002, en application de définitions plus strictes des catégories de réserves.

Les réserves pétrolières sont essentiellement une mesure de risque géologique — de la probabilité de l'existence du pétrole et de son exploitation dans les conditions économiques et les technologies actuelles.

Réserves prouvées

Définies par les ressources en gaz et pétrole "raisonnablement certaines" d'être produites, en utilisant les technologies actuelles, au prix actuel et selon les accords commerciaux et gouvernementaux en cours. Dans l'industrie, elles sont connues sous le nom 1P. Certains spécialistes utilisent l'appellation P90, car elles ont 90% de chance d'être mise en production.

Réserves probables

Définies par les ressources en gaz et en pétrole "Raisonnablement probables" d'être produites, en utilisant les technologies actuelles, au prix actuel et selon les accords commerciaux et gouvernementaux en cours. Dans l'industrie, elles sont connues sous le nom 2P. Certains spécialistes utilisent l'appellation P50, car elles ont 50% de chance d'être mise en production.

Réserves possibles

i.e., "ayant une chance d'être développées en tenant compte de circonstances favorables". Dans l'industrie, elles sont connues sous le nom 3P. Certains spécialistes utilisent l'appellation P10, car elles ont 10% de chance d'être mise en production.

Réserves pétrolières mondiales

Carte des réserves pétrolières mondiales prouvées fin 2005. Source pour les chiffres : British Petroleum. Les réserves sont exprimées en milliards de barils (Gb).

Colin Campbell a calculé qu’il y avait initialement un total de 2 050 à 2 390 gigabarils (380 km³) de pétrole brut sur Terre[3], dont entre 45% et 70% ont été consommés. Selon le 2006 BP Statistical Review of World Energy, depuis les années 1965-2005, environ 917 558 609 280 barils de pétrole ont été extraits globalement.[1]

Le World Energy Resources Program de l'United States Geological Survey (USGS) produit les estimations officielles des ressources mondiales de pétrole pour le Gouvernement fédéral des États-Unis. Ce programme estime que les réserves mondiales restantes sont d'environ 1 000 gigabarils, et les estimations actuelles[Quand ?] prévoient l'épuisement de ces réserves connues dans les 50 prochaines années. Les estimations des réserves encore inconnues varient largement, de 275 à 1 469 gigabarils (de 44 à 234 km³). Le Moyen-Orient possède 50% des réserves mondiales restantes connues. L’USGS estime que les réserves totales représentent environ trois fois les quantités connues.

Il y a des marges importantes d'incertitude concernant la taille réelle des réserves connues[4]. Vraisemblablement pour des raisons politiques, des nations n’ont pas autorisé des audits de la taille de leurs champs. Ceci est particulièrement vrai au Moyen-Orient, parmi les membres de l’OPEP, ainsi que dans les pays qui appartenaient à l’URSS. L’OPEP limite la production de pétrole de ses membres à une portion des réserves restantes, ce qui pousse à manipuler les données. Par exemple, en 1985 le Koweït a augmenté l'estimation de la taille de ses champs de pétrole de 50%, ce qui lui a permis d’augmenter sa production. D'autres pays membres ont rapidement suivi. La Saudi Aramco contrôle les plus grandes réserves mondiales prouvées de pétrole.

Certaines estimations, comme celles de l'USGS, prédisent que les réserves de pétrole deviendront économiquement inexploitables dans les années 2050. Cependant, ces chiffres sont ouverts au débat puisqu'ils incluent seulement les réserves qui sont, en 2008, en exploitation ou considérées comme économiquement exploitables. Elles n'incluent pas les sables bitumeux et les bitumes, et ne tiennent pas non plus compte des productions possibles de dérivé de charbon, d'extraction de méthane depuis les déchets, du recyclage des pneumatiques ou des plastiques. Les estimations n'incluent également aucune réserve en Antarctique, protégé de l'exploration par des traités environnementaux. Bien qu'aucune de ces sources ne soient actuellement économiquement rentables, elles pourraient être utilisées pour produire des quantités significatives d'hydrocarbure dans le futur, et pourraient devenir importantes en tant qu'alternatives à la production de pétrole brut, ou si de nouvelles technologies les rendent plus facile à exploiter. Une montée du prix du pétrole brut peut aussi rendre ces sources attractives ; les industriels croient que des prix stables supérieurs à 40 USD/bbl suffiront pour inciter et donner un retour sur investissement suffisant afin de convertir les réserves précédemment indésirables en réserves économiquement viables.

Réserves pétrolières[5] fin 1985 fin1995 fin 2004 fin 2005
en milliards de barils en milliards de barils en milliards de barils en milliards de tonnes en milliards de barils  % du total Ratio R/P (année)
TOTAL MONDIAL 770,4 1027,0 1194,1 163,6 1200,7 100,0% 40,6
Parts de l'OCDE 118,6 111,3 81,8 10,6 80,6 6,7% 11,2
OPEC 535,8 785,1 897,4 123,2 902,4 75,2% 73,1
Hors OPEC et ex-URSS 172,0 179,8 175,8 23,5 175,4 14,6% 13,6
Ancienne Union soviétique 62,7 62,1 120,9 16,8 122,9 10,2% 28,4
Voir le tableau complet par pays

Enregistrement des réserves

Les réserves de pétrole et de gaz constituent le principal actif d’une compagnie pétrolière. L'enregistrement est le procédé par lequel les réserves sont additionnées au bilan d'une compagnie. Cela est effectué selon une série de règles édictées par la Society of Petroleum Engineers (SPE). Les réserves de toutes les sociétés cotées au New York Stock Exchange — ce qui en pratique correspond à toutes les compagnies commerciales mondiales — doivent être déclarées à la Securities and Exchange Commission. Dans de nombreux cas ces réserves enregistrées sont vérifiées par des audits réalisés par des géologues extérieurs, bien que ce ne soit pas une obligation légale. La Securities and Exchange Commission rejette le concept de probabilité et interdit aux compagnies de ne pas mentionner les réserves probables et possibles dans leurs documents. Ainsi, les estimations officielles des réserves prouvées seront toujours à considérer en comparaison avec ce que les compagnies pétrolières pensent qu'il existe réellement. Pour des raisons pratiques, les compagnies utiliseront les réserves prouvées plus les estimations de réserves probables (2P), et pour des planifications à long termes elles se baseront principalement sur les réserves possibles (3P).

D'autres pays ont également leur propre autorité nationale concernant les réserves d'hydrocarbures (par exemple le GKZ, State reserves commission of Russie) auxquelles les compagnies présentes dans ces pays doivent se référer.

D'autres types de risques existent également : risque économique, risque technologique, et le risque politique. Le risque économique est la probabilité que le pétrole existe mais ne puisse pas être produit aux prix et coûts actuels. Il y a une grosse quantité de pétrole qui tombe sous ce risque, ce qui explique que les économistes seront toujours plus optimistes que les géologues. Le risque technologique est la probabilité que le pétrole existe mais ne puissent être exploité en utilisant les technologies actuellement disponibles. Encore une fois, une grosse quantité de pétrole tombe sous ce risque, comme par exemple les dépôts mondiaux de schiste bitumineux. Enfin, le risque politique est le risque que le pétrole existe mais ne puisse être exploité à cause de conditions politiques. Étant donné que la plus grande partie du pétrole mondial se trouve dans des pays instables politiquement, le risque politique est habituellement le risque le plus important et le plus difficile à quantifier.

Un exemple d’augmentation des réserves grâce à la technique est l’augmentation récente des réserves pétrolières canadiennes de 5 à 179 milliards de barils, plaçant le Canada à la deuxième place des réserves pétrolières mondiales. Il n’y a pas de risque géologique dans les sables bitumeux du Canada — leur existence est connue depuis des siècles. L'augmentation s'est passée grâce à la courbe d'apprentissage combinée avec le principe de technologie de rupture. En exerçant une politique de réduction des coûts importantes, les compagnies ont réduits leurs coûts de production de $30 par baril à $10 par baril. Pendant ce temps la Alberta Oil Sands Technology and Research Authority a développé un nouveau procédé de filtrage par gravité assisté par vaporisation (steam assisted gravity drainage, SAGD) pour exploiter les sables bitumeux profonds. Dans le même temps, des améliorations dans le forage directionnel rendirent les forages de puits SAGD horizontaux bien moins coûteux. Finalement, le Alberta Energy and Utilities Board (AEUB) entra ces nouveaux chiffres dans ses simulations informatiques, et en appuyant simplement sur une touche quadrupla les réserves de pétrole prouvées nord-américaines. Aucune nouvelle réserve n'avait été découverte, mais certaines réserves potentielles avaient juste franchi le seuil économique et technologique d'exploitation.

Réserves nord et sud-américaines

Canada

La production de pétrole conventionnel canadien atteint un pic en 1973, mais la production de pétrole venant des sables bitumineux devrait augmenter jusqu'au moins 2020 d'après les prévisions.

Dans les dernières années, les réserves pétrolières prouvées de l'Alberta furent relevées d'un total conventionnel d’environ 5 milliards de barils, à un niveau d’environ 180 milliards de barils, qui inclut les sables bitumineux de l'Athabasca [2], plaçant le Canada en deuxième place derrière l'Arabie saoudite. D’autres estimations (BP Statistical Review of World Energy) placent les réserves de pétrole du Canada dans la zone des 17 milliards de barils, en ne comptant que la portion des sables bitumineux actuellement développés/exploités. Bien que l'Alberta accapare près de 75% des réserves pétrolières conventionnelles canadiennes, la plupart des autres provinces et territoires (spécialement la Saskatchewan et les eaux territoriales au large de Terre-Neuve) détiennent une part non-négligeable de réserves en exploitation [3].

Les estimations des réserves de sable bitumineux peuvent être trompeuses parce que les sables bitumineux contiennent un type de pétrole, le bitume, lequel se présente dans un aspect semi-solide.

Les sociétés enregistrent seulement les sables bitumeux comme réserve prouvée après qu'elles ont terminé une mine à ciel ouvert ou une usine thermique pour les extraire et une raffinerie pour les convertir en pétrole brut de synthèse (syncrude). D'un autre côté, le gouvernement d’Alberta fonde ses estimations de réserves sur des drilling cores et wireline logs de 19 000 puits forés dans les sables bitumeux. L’Alberta utilise le terme « bitume brut » plutôt que « pétrole brut » et réfère à « réserves établies » plutôt qu'à « réserves prouvées » pour les différencier des estimations des compagnies pétrolières. Ces estimations n’attirèrent pas beaucoup d’attention jusqu’à ce que le prestigieux Oil and Gas Journal les ajoute à ces estimations des réserves prouvées de pétrole du Canada, ce qui quadrupla les réserves nord-américaines en un tour de main. La production de l'Alberta et les exportations canadiennes ont subitement augmenté en dépit du fait que les réserves de pétrole conventionnel de l’Alberta soient presque complètement épuisées.

Lorsque les prix du pétrole étaient bas, les sociétés exploitant les sables bitumineux comme Suncor Energy et Syncrude réduisirent leur coût à environ US $15/bbl. En conséquence, l'augmentation du prix du pétrole de 2004 à 2006 à plus de $75/bbl fut suffisante pour permettre la planification et le démarrage de projets d'exploitation des sables bitumineux de plus 100 milliards de dollars. La production de sables bitumineux de l'Alberta en 2005 était d'environ 0,4 milliard de barils par an. Il est prévu d'atteindre 0,7 milliard de barils par an ou 67% de la production de l'Alberta en 2010. La Canadian Association of Petroleum Producers prédit que d’ici à 2020, la production de pétrole du Canada sera de 1,75 milliard de barils par an, dont seulement 10% seront du pétrole brut conventionnel léger ou moyen.

Les contraintes les plus sévères quant au développement futur de cette industrie est la pénurie sans précédent de travailleurs et de logements dans la région de Fort McMurray et dans l'ensemble de l'Alberta. Selon Statistique Canada, en septembre 2006 le taux de chômage en Alberta était tombé à un seuil record, plus bas que dans n'importe quelle province canadienne ou état américain. [6] De même, le revenu par habitant enregistra une hausse au delà du double de la moyenne canadienne. Au niveau planétaire, la croissance économique de l'Alberta arrivait tout juste derrière celle de la Chine.

États-Unis

Les réserves de pétrole des États-Unis ont atteint un pic brusquement en 1970 après la découverte du champ géant de Prudhoe Bay en Alaska.
La production de pétrole US a aussi atteint un pic en 1970. En 2005, les importations représentaient deux fois la production.

Les réserves pétrolières prouvées des États-Unis ont diminué à un peu moins de 21 milliards de barils fin 2008 selon la Energy Information Administration, une diminution de 46% par rapport aux 39 milliards de barils qu'ils avaient en 1970 lorsque les très grandes réserves de l'Alaska North Slope ('ANS') furent enregistrées. Depuis, il y a eu des millions de puits de pétrole forés aux États-Unis et il n'est nulle part laissé la place où un éléphant de la taille de l'ANS puisse rester caché. Il semble que les réserves de pétrole des États-Unis soient en permanence en baisse. Lorsque les champs de pétrole se rapprochent de la fin de leur production, les estimations des quantités restantes deviennent plus précises. En conséquence, les chiffres états-uniens de réserves pétrolières sont très précis comparés à ceux d’autres pays.

La production de pétrole a atteint fin 1970 plus de 9 millions de barils par jour, mais est descendue à 5 million de barils en 2008. En fait, la production à l'automne 2005 a chuté à seulement 1,5 milliard de barils par jour suite aux ouragans dans le golfe du Mexique — un niveau plus vu depuis peu après la Seconde Guerre mondiale. En même temps, la consommation états-unienne de produits pétroliers a dépassé les 20 millions de barils par jour. La différence est essentiellement apportée par les importations, avec comme principal fournisseur le Canada, qui a accru ses exportations de pétrole brut et de produits raffinés vers les États-Unis à 0,8 milliard de barils par an fin 2005. Les importations de pétrole et de produits pétroliers représentent actuellement près de la moitié du déficit commercial des États-Unis.

Avec la fermeture du gigantesque champ pétrolier de Prudhoe Bay (Alaska) pour des travaux de réparation d'oléoduc en août 2006, l'avenir immédiat paraît encore plus sombre, car la production de l'Alaska va diminuer de moitié et l'ensemble de la production états-unienne de 8%. BP, l’exploitant de Prudhoe Bay, n'a pas voulu donner d'estimation sur le moment où l'oléoduc pourra être remis en service.

Les États-Unis jouissent de la plus forte concentration de schiste bitumineux du monde, selon le Bureau of Land Management et détiennent, estime-t-on, 800 milliards de barils de réserves de pétrole, assez pour satisfaire la demande en pétrole des États-Unis (si elle reste aux niveaux actuels) pendant 110 ans. Le développement du schiste bitumineux est possible, car les prix du pétrole sont suffisamment élevés et la technique pour transformer le schiste bitumineux en pétrole est connue depuis le Moyen Âge.

Cependant, la principale contrainte au développement de l'exploitation du schiste bitumineux résidera probablement dans le fait que les sables bitumineux de l'Alberta, au Canada, sont moitié moins coûteux à produire, et que les États-Unis ont tout l'accès désiré à la production de sables bitumineux dans le cadre de l'Accord de libre-échange nord-américain (ALENA). De plus, le développement de la production du schiste bitumineux pose des problèmes environnementaux. Il se situe dans des zones semi-arides où les cicatrices des forages mettent des siècles à disparaître, et où prennent leur source plusieurs fleuves importants, notamment la Powder River, dans une région où le droit d'usage de l'eau importe beaucoup. En revanche, les sables bitumineux de l'Alberta se situent dans une région de taïga pratiquement inhabitée qui est régulièrement ravagée par des feux de forêt, et les rivières sont très grandes et se jettent dans l’océan Arctique. Par conséquent, les schistes bitumineux ne seront probablement pas développés avant que la production de sables bitumineux ne soit bien engagée.

Mexique

Alors que le gouvernement du Mexique affirme que ses réserves de pétrole dépassent 100 milliards de barils en janvier 2006, le prestigieux Oil and Gas Journal estime ses réserves prouvées à seulement 12,9 milliards de barils. La raison de cet écart est que le pétrole peut exister en théorie mais, en pratique, la politique l'empêche d'être développé. La constitution du Mexique donne à la société pétrolière d’État, la PEMEX, le monopole de la production pétrolière, et le gouvernement mexicain utilise Pemex comme la source majeure des recettes, prélevant 60% de ses revenus sous formes de taxes, selon le Business Week du 13 décembre 2004. En conséquence, Pemex n'a pas assez de capital pour développer les ressources seule, et ne peut pas compter sur des partenaires étrangers pour fournir l'argent et la technologie qui lui manquent.

Depuis 1979, le Mexique a produit la plupart de son pétrole de son super géant Cantarell Field, qui est le deuxième plus grand champ dans le monde sur base de la production, mais qui a récemment atteint son pic et commencé son déclin de production final. En 1997, PEMEX a commencé un projet d'injection d’azote massif pour maintenir visant à maintenir le débit de pétrole, qui consomme de la moitié de l’azote produit dans le Monde, mais cela accélère seulement l'épuisement plutôt que d'ajouter de nouvelles réserves.

Comme pour ses autres champs, 40% des réserves restantes du Mexique sont dans le champ Chicontepec, qui a été trouvé en 1926, mais qui est resté sous développé parce que le pétrole est retenu dans de la roche imperméable. Le restant des champs du Mexique sont beaucoup plus petits, beaucoup plus coûteux à développer, et contiennent du pétrole brut lourd dont les acheteurs ne veulent pas. Ainsi, en se concentrant sur son meilleur champ pétrolier et en ignorant tout le reste, les réserves prouvées du Mexique ont chuté chaque année depuis une décennie, et il reste moins de 10 ans de réserve pétrolière au niveau de production actuel.

Venezuela

Selon le Oil and Gas Journal (OGJ), le Venezuela a 77,2 milliards de barils de réserves prouvées , les plus grandes de tout l'hémisphère occidental. De plus, elle possède 1 200 milliards de barils de réserves non-conventionnelles (un volume équivalente à celles du Canada), représentant une quantité égale au réserves conventionnelles mondiales. Selon les estimations, environ 267 milliards de barils de ces réserves sont productibles au prix actuel et en utilisant les technologies disponible. Les Orinoco tar sands du Venezuela sont moins visqueux que les sables bitumineux de l'Athabasca du Canada – ce qui signifie qu'ils peuvent être produit par des moyens plus conventionnels, mais sont situés à des profondeurs plus importantes – ce qui signifie qu'ils ne peuvent être extrait par un forage en surface. Dans le but de faire reconnaître ces réserves par la communauté internationale, le Venezuela les a ajoutés au chiffre des ses réserves conventionnelles, ce qui représente un total de 350 milliards de barils de réserves pétrolifères totale (un chiffre plus élevés que celui de l’Arabie Saoudite).

Le développement par le Venezuela de ses réserves non conventionnelles est principalement limité par les différentes agitations politiques qui ébranlent le pays. Entre fin 2002 et début 2003 une grève à la compagnie nationale de production pétrolière, PDVSA, a provoqué une chute brutale de la production ainsi que le licenciement de la plupart de ses employés. Ceci a considérablement limité la capacité de développement et de production du Venezuela et forcé le pays à acheter du pétrole Russe afin de pouvoir honorer ses engagements commerciaux envers d’autres pays. Le Venezuela déclare produire 3 millions de barils par jour, mais les analystes ainsi que la Energy Information Administration américaine estiment que cette production est plus proche de 2,6 millions de barils par jour. Il est difficile de vérifier la production réelle car la PDVSA a cessé d’envoyer ses rapports à la Securities and Exchange Commission américiane, l'équivalent de l'autorité des marchés financiers américain. Malgré cela, le Venezuela demeure le deuxième ou troisième fournisseur de pétrole des États-Unis, deux tiers des ses exportations pétrolières partant vers les États-Unis.

Réserves du Moyen-Orient

Les estimations varient sur les réserves restantes au Moyen-Orient. Plusieurs compagnies pétrolières et le Département de l'Énergie des États-Unis affirment que le Moyen-Orient possède deux tiers de toutes les réserves pétrolières mondiales. Cette part des réserves pétrolières pourrait être beaucoup plus basse que deux-tiers [4]. Le US Geological Survey affirme en effet que le Moyen-Orient ne possède qu’entre la moitié et le tiers des réserves exploitables mondiales.

Estimations suspectes de certains pays de l'OPEP

Les pays membres de l’OPEP ont décidé en 1985 de lier leurs quotas de production à leurs réserves. Ce qui paraissait alors sage provoqua une importante hausse des estimations; afin d’augmenter leurs droits de production. Cet accroissement leur permit par ailleurs d'obtenir des emprunts plus importants à de meilleurs taux d'intérêt. C'est une raison supposée de l'augmentation des réserves de l'Irak en 1983, alors en guerre avec l’Iran.

En fait, Ali Samsam Bakhtiari, un ancien cadre dirigeant de la National Iranian Oil Company, a déclaré sans équivoque que les réserves pétrolières de l’OPEP (et particulièrement celles de l’Iran) sont largement surestimées. Dans un entretien récent [5] il affirme que la production pétrolière mondiale a atteint son pic et prédit qu’elle chutera de 32% d’ici à 2020.

Déclarations de réserves avec augmentations suspectes (en milliards de barils) d'après Colin Campbell, SunWorld, 80'-95
Année Abou Dabi Dubaï Iran Irak Koweït Arabie saoudite Venezuela
1980 28,00 1,40 58,00 31,00 65,40 163,35 17,87
1981 29,00 1,40 57,50 30,00 65,90 165,00 17,95
1982 30,60 1,27 57,00 29,70 64,48 164,60 20,30
1983 30,51 1,44 55,31 41,00 64,23 162,40 21,50
1984 30,40 1,44 51,00 43,00 63,90 166,00 24,85
1985 30,50 1,44 48,50 44,50 90,00 169,00 25,85
1986 31,00 1,40 47,88 44,11 89,77 168,80 25,59
1987 31,00 1,35 48,80 47,10 91,92 166,57 25,00
1988 92,21 4,00 92,85 100,00 91,92 166,98 56,30
1989 92,20 4,00 92,85 100,00 91,92 169,97 58,08
1990 92,20 4,00 93,00 100,00 95,00 258,00 59,00
1991 92,20 4,00 93,00 100,00 94,00 258,00 59,00
1992 92,20 4,00 93,00 100,00 94,00 258,00 62,70
2004 92,20 4,00 132,00 115,00 99,00 259,00 78,00

Le total des réserves déclarées est de 701 milliards de barils, dont 317,54 sont douteux (l’année 2004 a été ajoutée plus tard).

Réserves pétrolières de l’OPEP 1980-2008.

La table suggère que, premièrement, les pays de l’OPEP déclarent que la découverte de nouveaux champs, année après année, remplace exactement ou presque exactement la quantité produite, puisque les réserves déclarées varient très peu d'une année à l'autre. Par exemple, l’Arabie saoudite extrait 3 milliards de barils par an, qui doivent diminuer les réserves d'autant. Cependant, Abou Dabi, aux Émirats arabes unis, déclare exactement 92,2 milliards de barils depuis 1988, mais en 16 ans, 14 milliards de barils ont été extraits.

Il y a aussi beaucoup de concurrence entre États. Par exemple, le Koweït a déclaré 90 milliards de barils de réserves en 1985, l’année du lien entre production et réserves. Abou Dabi et l’Iran répondirent avec des chiffres légèrement plus hauts, pour obtenir des quotas de production similaires. Saddam Hussein, craignant d’être distancé par des nations qu’il n’aimait pas, répliqua avec environ 100. Apparemment, avec une telle augmentation des réserves supposées, l’Arabie saoudite fut forcée de répondre, deux ans plus tard, avec sa propre révision.

D’autres exemples suggèrent l’inexactitude des estimations de réserves officielles :

  • En janvier 2006, le magazine Petroleum Intelligence Weekly déclara que les réserves du Koweït étaient réellement seulement de 48 milliards de barils, dont seulement 24 milliards étaient « complètement prouvées », appuyant cette information sur des « fuites » de documents officiels koweïtiens. Cette estimation est la moitié de l’officielle. [6]
  • La société Shell annonça le 9 janvier 2004 que 20% de ses réserves devaient être reclassées de prouvées à possibles (incertaines). Cette annonce conduisit à une chute de la valeur de l’action ; un procès tenta difficilement de prouver que la valeur de l'entreprise ait été frauduleusement surévaluée. Plus tard, Shell a révisé ses estimations des réserves trois fois, les réduisant de 10 133 millions de barils (contre 14 500 million). Le président de Shell, Phil Watts, démissionna.
  • On peut voir sur le tableau que les réserves déclarées par le Koweït avant et après la guerre du Golfe sont les mêmes, 94 milliards de barils, malgré le fait que d’immenses incendies de puits de pétrole allumés par les soldats irakiens aient brûlé approximativement 6 milliards de barils.
  • Pemex (compagnie d'état du Mexique) en septembre 2002 a décru ses estimations de réserve de 53%, de 26,8 à 12,6 milliards de barils. Plus tard, l'estimation fut augmentée à 15,7 milliards.
  • Il existe d’autres exemples de réserves sous-estimées. En 1993, les réserves de la Guinée équatoriale étaient limitées à certains champs insignifiants; le Oil And Gas Journal les estimait à 12 millions de barils. Deux champs géants et plusieurs plus petits ont été découverts, mais les nombres annoncés sont restés inchangés jusqu’en 2003. En 2002, le pays avait encore 12 millions de barils de réserves selon le journal, alors qu’il produisait 85 millions de barils la même année. Les réserves de l’Angola s’établissaient à 5,421 milliards de barils, (trois chiffres après la virgule, ça donne l’impression d’une grande précision) de 1994 à 2003, malgré la découverte de 38 nouveaux champs de plus de 100 millions de barils chacun.

Notons cependant que la définition de réserves prouvées varie d'un pays à l'autre. Aux Etats-Unis, la règle conservatrice est de classer comme prouvée, seulement les réserves qui sont en cours de production. D'autre part, l 'Arabie saoudite qualifie de réserves prouvées, les champs connus pas encore en production. Le Venezuela inclut les pétroles non conventionnel (bitumes) de l'Orénoque, dans sa réserve de base.

Arabie saoudite

Avec un quart des réserves pétrolières prouvées et les coûts de production parmi les plus bas au Monde, l’Arabie saoudite produit plus de 3 milliards de barils de pétrole par an et restera probablement le principal exportateur de pétrole dans un futur prévisible. Cependant, la domination du marché pétrolier mondial par l'Arabie saoudite présente de sérieux risques politiques. En dépit d'un récent accroissement de ses revenus pétroliers, l’Arabie saoudite devra faire face à des défis à long terme considérables, parmi lesquels un taux de chômage d'au moins 13 %, un taux de croissance démographique parmi les plus élevés du monde (sa population a triplé depuis 1980), et un système politique qu'on peut qualifier de médiéval.

Selon l’Oil and Gas Journal, l’Arabie saoudite détient 262 milliards de barils de réserves de pétrole prouvées, soit à peu près un quart des réserves mondiales conventionnelles prouvées de pétrole. Bien que l'Arabie saoudite dispose d'environ 80 champs pétrolifères et gaziers, plus de la moitié de ses réserves sont dans seulement quatre champs, et plus de la moitié de sa production provient d'un seul champ, le champ Ghawar.

Un des défis pour les Saoudiens pour maintenir ou augmenter leur production est que la production de leurs champs actuels diminue de 5 à 12% par an, nécessitant donc une capacité annuelle supplémentaire équivalente. En particulier, le champ Ghawar, découvert en 1948, a produit environ la moitié de ses réserves totales, et commence à rencontrer des problèmes de production — selon certaines rumeurs, il produirait maintenant plus d'eau que de pétrole. Les autres champs pétroliers saoudiens sont non seulement plus petits, mais plus difficiles à exploiter. Historiquement, quand l’Arabie saoudite a rencontré des problèmes de production dans d'autres champs, elle les a simplement fermé et augmenté sa production à Ghawar, mais si Ghawar rencontre à son tour des problèmes il n'y aura plus de solution aussi simple.

Depuis que l’Arabie saoudite est le plus grand producteur mondial de pétrole, ses réserves sont analysées très précisément et les estimations du montant de pétrole économiquement récupérable en Arabie saoudite sont diverses. Les données brutes ne sont pas disponibles. L'Agence internationale de l'Energie a prédit que la production dé pétrole saoudienne doublera au cours des deux prochaines décennies, prévoyant une extraction de 7 milliards de barils par an en 2020, bien que cela semble peu probable, ne serait-ce que pour des raisons politiques.

Une opinion divergente sur les réserves pétrolières saoudiennes a été avancée par Matthew Simmons qui a affirmé dans son livre de 2004 Twilight in the Desert ('crépuscule dans le désert') que la production pétrolière saoudienne est en déclin, et qu'elle ne pourra excéder le niveau actuel — à peu près 4 milliards de barils par an [7]. En plus de sa croyance en un pic pétrolier saoudien, Simmons affirme aussi que les Saoudiens pourraient avoir irrémédiablement endommagé leurs principaux champs pétroliers en y injectant de l'eau de mer de manière excessive pour tenter de maintenir leur pression afin de rendre plus facile l'extraction.

Depuis 1982 les Saoudiens ont cessé de publier les données sur leurs puits et des données détaillées sur leurs réserves, ne donnant ainsi aux experts étrangers aucun moyen de vérification de la dimension totale de leurs réserves et de leur production. Cependant, des experts doutent des affirmations saoudiennes attribuant les récentes baisses de leur production à une insuffisance de la demande (qu'aucun autre producteur n'a rencontré), et mettent l'accent sur un parallèle inquiétant entre le triplement des sondages en Arabie saoudite sans augmentation équivelente de la production et ce qui s'était passé au Texas quand la production des États-Unis avait atteint son pic et commencé à décliner au cours des années 1970. Ce qui pourrait signifier que de nombreux champs pétroliers saoudiens ont atteint leur pic et commencent à décliner vers la fin de leur rentabilité. Ce n'est qu'avec des données vérifiables qu'il serait possible de juger de l'augmentation ou de la diminution de la production et des réserves.

Iran

L'Iran a les secondes réserves mondiales conventionnelles de pétrole brut avec approximativement 9% du pétrole mondial.

L’Iran produit en moyenne environ 1,5 milliard de barils par an, en très net retrait par rapport aux 6 milliards de barils par an qu’il produisait quand le shah d’Iran était au pouvoir. Les États-Unis interdisent l'import de pétrole iranien, ce qui limite sa dépendance, mais ne réduit pas la probabilité qu'une interruption de la production iranienne provoque une forte poussée des prix du pétrole dans le monde. Les pressions américaines sur l'Iran pour qu'il renonce au programme nucléaire iranien présentent un risque élevé de confrontation militaire, et les risques politiques sur le pétrole iranien pèsent beaucoup plus lourd que les risques géologiques.

Irak

L’Irak dispose des quatrièmes réserves conventionnelles de pétrole du monde avec 112 milliards de barils. En dépit de ses vastes réserves et de prix de revient peu élevés, la production n'a pas récupéré depuis l'invasion de l'Irak en 2003 menée par les États-Unis. Un pillage permanent, des attaques des insurgés, et le sabotage des champs pétroliers ont limité la production à environ 0,5 milliard de barils par an au mieux. Le risque politique est ainsi la principale contrainte de la production pétrolière irakienne et le restera probablement dans le futur proche. Malheureusement, le pétrole irakien n'a pas été un facteur de progrès évident pour les Irakiens. Le pétrole a été totalement budgétisés pour les guerres au cours de l'ex-régime et, depuis 2003 et jusqu'à présent, certains dirigeants irakiens exportent ce pétrole illégalement, l'argent allant sur des comptes personnels dans des pays tels que l'Iran, la Syrie, la Jordanie, les Émirats, l’Égypte, et même les Etats-Unis.

Émirats arabes unis et Koweït

Les Émirats arabes unis et le Koweït sont presqu'à égalité les cinquièmes plus grande réserves conventionelles de pétrole dans le monde avec 98 et 97 milliards de barils, respectivement. Les ÉAU produisent environ 0,8 milliard de barils par an et ont environ 100 ans de réserve à ce taux alors que le Koweït produit environ la même quantité et a à peu près 100 ans de réserve. Abou Dabi possède 94 % des réserves pétrolières des ÉAU alors que la plupart des réserves pétrolières du Koweït sont dans le champ Burgan, le deuxième plus grand champs de pétrole après le champ Ghawar d'Arabie Saoudite. Le Koweït espère intensifier sa production de pétrole pour atteindre une capacité de 4 millions bbl/j d'ici 2020, mais vu que le gisement Burgan a été trouvé en 1938 et devient très mature, ce sera un challenge. De plus, selon des fuites de la Kuwait Oil Company (KOC), les réserves pétrolières restantes prouvées et non prouvées du Koweït sont seulement la moitié des chiffres officiels - 48 milliards de barils.

Prévision en 2020

L'administration US EIA (Energy Information Administration) a réduit sa prédiction pour la production de pétrole saoudien à 15,4 mb/jour en 2020 et celle des pays du Moyen-Orient membres de l'OPEP augmentant à 35,2 mb/jour d'ici à 2020, venant de 20,7 mb/jour en 2002 [International Energy Outlook 2005 tableau E1 [8]. Ces estimations ont été encore réduites dans le Annual Energy Outlook de 2006 , dans lequel la production OPEP du Moyen-Orient devrait être de 29.4/27.0/18.5 mb/jour en 2020 en supposant que le prix du pétrole soit respectivement de $34/$51/$85 [9].

Approvisionnement pétrolier

Le terme «approvisionnement pétrolier» est parfois utilisé pour signifier la même chose que réserves pétrolières. Toutefois, le terme «réserves de pétrole» se réfèrent principalement au pétrole dans le sol qui peut être exploité économiquement. L'approvisionnement pétrolier comprend également la production de pétrole, les installations de traitement du pétrole et les sytèmes de livraison du pétrole qui fournissent le pétrole à l'utilisateur final. Quand il y a une «pénurie» de l'offre, c'est plus souvent un problème du système de livraison qu'un problème de réserve. Bien que les géologues soient sûr que le monde finira par manquer de pétrole, les économistes sont sûr qu'il y aura toujours un prix auquel l'offre satisfera la demande, quoique peut-être à un prix plus élevé que celui que les personnes voudraient payer.

Exploration pétrolière

Article détaillé : Oil exploration.

Arctic basins tend to be richer in natural gas than in oil. The abundance of gas in the Arctic so far from main markets will require moving gas long distances. Problems of ensuring that oil and gas keep flowing freely in arctic subsea pipelines are virtually identical to those experienced at a depth of 8,000 feet dans le golfe du Mexique, where temperatures are at or close to the freezing point along the seafloor where hydrates can form. Technologie for moving oil from the seafloor to the shore is similar to that employed en Norvège, and may someday have application in Alaska.

Shell, one of the world's largest oil companies, believes Arcticque waters, including those of northern Alaska, hold great potential as an oil and gaz naturel frontier. Shell sees the Arctic as a very tantalizing opportunity to develop new oil and gas resources and the last remaining frontier. The company's views tend to support studies by academics and Agences that Arctic basins contain 25% of the world's remaining undiscovered resources. Most of these basins are unexplored and undeveloped. Shell recognizes how "difficult and challenging" the social, environmental, and economic aspects will be. Shell believes that technology solutions developed for other areas, such as the deepwater, will have applications in the offshore Arctic.

However, début 2006, Shell made a bold move into non-conventional oil when purchased C$465 million worth of leases in northern Canada just outside the sables bitumineux de l'Athabasca. Mystérieusement, Shell did not assign the property to Shell Canada, which already has a large oil sands operation in the area, but created a new, wholly-owned subsidiary called SURE Northern Energy Ltd. (SURE Northern) to develop the leases. While the area is known to contain large oil deposits, it is not included in current Canadian oil reserves because the geology is harder and more rocky than the sand which characterizes most oilsands projects.

Strategic oil reserves

Many countries maintain government controlled oil reserves for both economic and national security reasons. Although there are global strategic petroleum reserves, the following highlights the strategic reserves of the top three oil consumers.

Les États-Unis maintains a réserve stratégique de pétrole at four sites dans le golfe du Mexique, d’une capacité totale de 0,727 milliard de barils de pétrole brut. The sites are enormous salt caverns that have been converted to store crude oil. La RSP états-unienne has never been filled to capacity; the largest amount reached thus far was 0,7 milliard de barils le 17 août 2005, whereafter reserves were drawn down to meet demand in the conséquence de l’ouragan Katrina. Cette réserve a été mise en place en 1975 following the 1973-1974 oil embargo, and as of 2005 it is the largest emergency petroleum supply in the world. At current US consumption rates (over 7 milliards de barils par an), the SPR would supply all normal US demand for approximately 37 jours.

La République populaire de Chine, le deuxième plus gros consommateur de pétrole après les États-Unis, has begun a plan to build strategic crude reserves as the country's demand for energy continues to grow. The size of this future Chinese strategic petroleum reserve will be in the neighborhood of approximately 0,15 milliard de barils. It has also told its three largest state oil groups to purchase foreign oil holdings to ensure adequate strategic energy supplies to power the country's rapidly growing economy. Separately, Kong Linglong, directeur du National Development and Reform Commission's Foreign Investment Department, said that le gouvernement chinois would soon move to establish a government fund aimed at helping its state oil groups purchase offshore energy assets.

Le Japon, le troisième plus gros consommateur de pétrole, has its own state controlled strategic petroleum reserve. Selon l’Agence for Natural Resources and Energy du Japon, le Japon has state reserves of petroleum for 92 jours de consommation and privately held reserves for another 78 jours de consommation, soit un total de 171 jours de consommation. Ces réserves sont particulièrement importantes pour le Japon since they have practically no domestic petroleum production et importe au moins 95% de son pétrole.

Pays membre de l'OPEP

Les pays de l’OPEP

De nombreux pays détenteur de large réserve pétrolière sont membres de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole ou OPEP (Organization of the Petroleum Exporting Countries ou OPEC en anglais). L'OPEP représente environ deux tiers des réserves mondiales de pétrole ce qui leur accorde un rôle signifiant sur le cours mondial du pétrole brut.

Réserves pétrolières par pays

Pays avec les plus grandes réserves de pétroles.
Une plate-forme pétrolière offshore dans le golfe du Mexique. On estime que le Mexique possède environ 14 milliards de barils de réserves de pétrole


Vu que la quantité de pétrole restante est une estimation, pas une quantité connue, il y a beaucoup d'estimation différentes pour la quantité de pétrole restant dans différentes régions du monde. Le tableau suivant liste les estimations les plus basses et les plus hautes pour les régions et pays avec des réserves de pétrole significatives, en milliards de barils (109 barils), comme listé ici [10]. Les plages de valeurs pour les estimations de certains pays, le Canada en particulier, découlent de facteurs tels que le développement potentiel futur de pétrole non-conventionnel venant des sables bitumineux, l'huile de schiste, etc.

Pays/Région Estimation la plus basse
(2008)
Estimation la plus haute
(2008)
Amérique du Nord 57,5 209,9
Canada 1 25,2 178,1
États-Unis 1 21,3 30,5
Mexique 10,5 12,2
Amérique centrale & du Sud 104,8 122,7
Argentine 2,6 2,7
Brésil 12,5 12,6
Colombie 1,4 1,5
Équateur 3,8 4,8
Venezuela 81,0 99,4
Europe de l'Ouest 13,7 15,6
Danemark 0,8 1,1
Norvège 6,7 8,2
Royaume-Uni 3,4 3,6
Europe de l'Est & Ancienne URSS 98,9 128,1
Azerbaïdjan 7,0 7,0
Kazakhstan 30,0 39,8
Russie 60,0 79,4
Moyen-Orient 727,3 755,3
Arabie saoudite 1 264,1 266,7
UAE 68,1 97,8
Iran 136,2 138,4
Iraq 115,0 126,0
Koweït 1 99,4 104,0
Oman 5,5 5,7
Qatar 15,2 27,4
Syrie 2,5 2,9
Yemen 2,7 3,0
Afrique 114,7 125,6
Algérie 11,9 12,3
Egypte 3,7 4,3
Guinée équatoriale 1,1 1,8
Gabon 2,0 3,2
Libye 36,5 43,7
Nigeria 36,2 37,2
République du Congo 1,6 1,9
Soudan 5,0 6,7
Asie et Océanie 34,0 42,0
Australie 1,5 4,2
Brunei 1,1 1,2
Inde 4,0 5,8
Indonésie 3,7 4,5
Malaysie 4,0 5,5
République populaire de Chine 15,5 18,1
Total Monde 1184,2 1342,2

1Il est important de lire les notes de la source afin de nuancer les données fournies.

Pays qui ont déjà atteint leur pic de production

Modèle:POV-section Note : ce tableau est un travail en cours, et toutes les classifications de pays ne sont pas correctes.

Pétrole classique (léger, lourd, profond, polaire) Autres réserves d'hydrocarbures Notes
Pays Pic des découvertes de pétrole Pic de la production de pétrole Mi-point de l'épuisement du pétrole Pic du gaz naturel Pic du charbon Pic des sables bitumineux, shale
Amérique du Nord
Canada 1958 1973 1988 2006 1997 Importance du pétrole extra-lourd, semble arriver sur un plateau
États-Unis 1930 1970 2003 1973 2008? Cas d'école du peak oil, King Hubbert
Mexique 1977 2004 1999 Déclin très rapide
Amérique du Sud
Argentine 1960 1998 1994 2006
Chili 1960 1982 1979 ~1980
Colombie 1992 1999 1999
Équateur 2 1969 2006 2007
Pérou 1861 1982 1988
Trinidad 1969 1978 1983 Pic pétrolier secondaire en 2006.
Venezuela 1 1941 1970 2003 1998 2002 Pic pétrolier secondaire en 1998.
Europe
Albanie 1928 1983 1986
Allemagne 1952 1966 1977 1979 1985
Autriche 1947 1955 1970
Croatie 1950 1988 1987
Danemark 1971 2004 2004 2005
France 1958 1988 1987 1978 1958
Hongrie 1964 1987 1987 1982
Italie 1981 2005 2005 1994
Norvège 1979 2001 2003
Pays-Bas 1980 1987 1991 1976 Production de gaz réglementée
Pologne 1978 1988
Roumanie 1857 1976 1970 1982 1989 Fut le premier pays producteur
Royaume-Uni 1974 1999 1998 2000 1912 Offshore, déclin très rapide
Ukraine 1962 1970 1984 avt 85 1986
Afrique
Algérie 2007? 2005? Arrivé sur une phase de plateau.
Angola 2008?
Cameroun 1977 1985 1994
Égypte 1965 1993 2007
Gabon 2 1985 1996 1997
Guinée équatoriale 2005
Libye 1 1961 1970 2011 En phase de plateau, pic secondaire imminent
Nigéria 2005 Déclin très rapide.
Rép. Congo 1984 1999 2000 2e pic possible grâce à l'offshore lointain
Tchad 2005
Tunisie 1971 1980 1998
Moyen-Orient
Arabie Saoudite 2005
Bahreïn 1932 1970 1977
Émirats arabes unis 2008? Semble arriver à une phase de plateau.
Iran 1974 Nouveau pic dans un futur proche, arrivé sur une phase de plateau.
Iraq 1979 Pics pétroliers secondaires en 1989 et 2000. En forte augmentation.
Koweit 1972 Nouveau pic à atteindre dans un futur proche.
Oman 1962 2001 2003
Qatar 1 1940 1998 Immenses réserves de gaz
Syrie 1966 1995 1998 2004
Yémen 1978 2002 2003
Eurasie et Asie centrale
Kazakhstan 1988
Ouzbékistan 1992 1998 2008
Russie 1987 1988 Pic pétrolier secondaire en 2007.
Turkmenistan 2008? En phase de plateau.
Turquie 1969 1991 1992
Reste de l'Asie
Brunei 1929 1979 1989 2006? Pic pétrolier secondaire en 2006.
Chine 1953 2003 Pic imminent pour le pétrole (2009-2010)
Inde 1974 2004 2003 Plateau de production du pétrole depuis 1995.
Indonésie 1 1955 1977 1992 2004 Pic secondaire en 1991.
Malaisie 1973 2004 2002 En phase de plateau
Pakistan 1983 1992 2001
Vietnam 2004
Océanie
PNG 1987 1993 2007
Australie 1967 2000 2000 Déclin très rapide
Nlle-Zélande 2001 2006? Pénurie de gaz, crise économique

Données issues de [11] et du rapport annuel "Statistical Review of World Energy" de BP.
1 membre de l'Opep. Ces pays ont connu un pic « artificiel » avec l'établissement du quota, mais la plupart ne pourront jamais rejoindre les chiffres de production de cette époque. Il en va de même pour quelques pays non-Opep comme Brunei et Trinidad, qui eux aussi ont volontairement restreint leur production dans les années 70.
<sup2
anciens membres de l'Opep.

Voir aussi

Liens internes

Références bibliographiques

  • Adams Neal, Terrorism & Oil (2002, pg.66), ISBN 0-87814-863-9
  • Various, The Oil Industry of the Former Soviet Union: Reserves, Extraction, Transportation (1998, pg. 24-59), ISBN 90-5699-062-4
  • Robert J Art, Grand Strategy for America (2003, pg.62), ISBN 0-8014-4139-0
  • Paul Roberts, "The End of Oil", (2004 p47-p52), Bloomsbury, pbk, ISBN 0-7475-7081-7

Liens externes

Notes

  1. (en)Harold Korell, CEO of SouthWestern Energy, « Reserves and Fishing » sur WorldEnergySource, 2006, World Energy Magazine Vol. 7 No. 2. Consulté le 29 novembre 2006
  2. (en)Energy Information Administration, « International Energy Data and Analysis », Official Energy Statistic from the US Government. Consulté le 29 novembre 2006
  3. Colin Campbell, 2005
  4. (en) Article, BBC News
  5. (en) BP, « Statistical Review Full Report Workbook », 2006. Consulté le 27 novembre 2006. « Fichier Excel(R) Réserves prouvées fin 2005 », p. 2
  6. Philip Cross and Geoff Bowlby, The Alberta economic juggernaut, Canadian Economic Observer Sept 2006, Statistics Canada, http://www.statcan.ca/english/ads/11-010-XPB/pdf/sep06.pdf
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