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Notions de base en industrie pétrolière

Géologie du pétrole: Bassin géologique et réservoirs de pétrole

Un bassin géologique est une vaste zone géologique où la sédimentation -dépot de matières organiques - s'est produite à une certaine époque géologique. L'espace temps de ce processus est de plusieurs dizaines de millions d'années. Certaines parties du bassin de sédimentation peuvent ensuite - plusieurs dizaines de millions d'années après - avoir eu les conditions géologiques particulières qui ont permis la transformation des matières organiques en hydrocarbures, puis leur couverture, et leur capture ou leur piègeage dans une faille ou dans une cloche imperméable. Un bassin comprend plusieurs, voire un grand nombre de champs pétrolifères.

Trois conditions doivent être réalisées pour qu'un réservoir de pétrole se soit formé:

  • il doit exister une source riche en matières organiques ensevelies assez profondément pour que la chaleur souterraine transforme ces matières en pétrole;
  • il doit exister une roche réservoir poreuse et permeable dans laquelle le pétrole puisse s'accumuler et migrer;
  • et une roche chapeau ou bouchon qui empêche le pétrole de s'échapper vers la surface.

Dans les réservoirs ainsi formés, les fluides sont disposées en 3 couches superposées; d'abord l'eau généralement une saumure, puis le pétrole plus léger et au dessus le gaz. Voir le schéma ci-dessus. Les dimensions des réservoirs varient très largement. Parce que les hydrocarbures sont plus légers que l'eau ou les roches, ils migrent souvent vers les roches adjacentes jusqu'à remonter à la surface ou être piègés dans les roches poreuses; le pétrole et le gaz sont alors disséminés dans les vides de la poristé des roches pièges. Le processus de migration peut être influencé par les circulations d'eaux souterraines, ce qui provoque des migrations sur des centaines de km horizontalement ou vers par gravité vers le bas avant d'être piégés par un réservoir. Quand les hydrocarbures sont concentrés dans un piège, un champ de pétrole se forme d'où l'on peut extraire pétrole et gaz par forage et pompage.

Réserves récupérables (production future estimée des champs pétroliers en cours d'exploitation)

Les technique d'exporation du pétrole ont considérablement progressé au cours de 30 dernières années, avec la géophysique, la géosismique, et les méthodes de simulation par algoritmes sur ordinateurs. Ces méthodes ont considérablement amélioré la fiabilité des recherches de réservoirs et de champs pétrolifères. Les réserves sont classées par degré de certitude.

Les réserves récupérables sont les volumes de pétrole récupérables dans les conditions techniques et économiques du moment, dans les gisements en cours d'exploitation et sur le point de l'être.

Il s'agit seulement d'une estimation car il est impossible de savoir exactement combien il en reste dans le sol. À cause de cette incertitude, les réserves sont affectées d'un degré de probabilité, fonction de l'intensité des recherches et de la quantité et qualité des données physiques disponibles. Une estimation de réserve affectée par exemple de la mention P90 signifie qu'il y a 90% de chances de récupérer effectivement cette quantité de pétrole. On qualifie de telles réserves de "prouvées" Les réserves probables sont les réserves affectées d'une probabilité de 50% qualifiées P50. Les réserves possibles sont les réserves affectées d'une probabilité de 10% qualifiées P10.

Réserves totales récupérables ou Ultimately Recoverable Reserves (URR)

Dans le cas d'un réservoir ou d'un champ de réservoirs, ce sont les réserves totales que l'on estime pouvoir récupérer. C'est donc la somme des réserves récupérables et de la production cumulée.

Dans le cas d'un bassin ou d'un pays, c'est la somme de des réserves récupérables, des ressources restant à découvrir et de la production cumulée.

Pétrole en place/taux de récupération

Le pétrole en place désigne l'estimation de la quantité totale de pétrole présente dans le sol avant que la production ne commence. Pour des raisons géologiques et techniques, seulement une partie de cette quantité peut être récupérée - typiquement de 10 à 60%; exceptionnellement jusqu'à 80%. Pour l'ensemble des réservoirs, c'est une moyenne de 30%. Le taux de récupération dépend des caractéristiques de porosité des roches, de la pression des gaz. La quantité de pétrole en place est calculée pour un champ, aux premiers stades de l'exploration. Le pétrole en place est alors multiplié par un facteur de récupération estimé; il en résulte une estimation des "réserves totales récupérables" au début de l'exploitation d'un champ pétrolifère.

Réservoir de pétrole

Un réservoir de pétrole est une roche souterraine poreuse et perméable qui contient du pétrole, du gaz et du gaz.

Champ de pétrole

Un champ de pétrole est une zone qui comprend un seul réservoir ou plusieurs réservoirs groupés ou en relation avec une même structure géologique, stratigraphique ou structurelle. Exemple: le champ de Ghawar en Arabie Saoudite, le plus grand champ de pétrole connu au monde.

Wildcat

Un "wildcat" est un forage d'exploration effectué dans une zone où la production n'a pas commencé; c'est un forage de recherche pour du pétrole ou du gaz. C'est donc un investissement à haut risques en cas d'échec mais de fort gains en cas de découverte d'un réservoir productif ou d'un champ de plusieurs réservoirs.

Ressources restant à découvrir

Les ressources restant à découvrir sont les volumes de pétrole récupérables qui existent dans des champs non encore découverts. Diverses estimations sont faites sur l'importance des gisements restant à découvrir. On dispose de deux méthodes pour les évaluer :

  • la méthode de l’explorateur qui consiste à collecter tous les documents existants sur un bassin sédimentaire afin d’identifier les sites restant à forer et d’estimer les réserves qu’ils peuvent contenir, en tenant compte du facteur d'incertitude. C’est un travail long et coûteux, réalisé par les compagnies sur les zones qu’elles prospectent.
  • l’autre méthode, plus rapide et moins onéreuse, repose sur l’analyse statistique : on collecte les réserves découvertes dans tous les gisements connus afin d'avancer un pronostic sur les quantités de brut restant à découvrir.

Champ de Ghawar Arabie Saoudite

Production historique ou cumulée (cumulative production)

C'est le cumul de la production depuis le début de l'extraction juqu'à une date donnée. La production cumulée peut être donnée pour un puits de pétrole, un réservoir comprenant plusieurs puits, un champ comprenant plusieurs réservoirs, un bassin comprenant plusiurs champs, un pays, ou le monde entier. Les données relatives à la production cumulée sont ici (source BP juin 2009). Mais les données fiables sont peu nombreuses car les pays producteurs sont très secrets sur leurs réserves et sur les modalités de leur production. Exemple: le champ de Ghawar (figure) est le plus grand champ pétrolier du monde. Or les données relatives à la pérennité de la production de ce champ sont l'objet de vives inquiétudes d'experts (voir ici). Une réduction drastique de la production (-50%), délibéremment par Aramco pour assurer une plus grande longévité du champ, ou par suite d'un effondrement à cause d'un rythme de production trop élevé ce qui en accélèrerait le déclin, aurait des conséquences dramatiques sur l'économie mondiale.

Taux d'épuisement ou de déclin d'un puits ou réservoir de pétrole (decline rate)

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déclin de puits de pétrole américains, selon Matt Simmons

Le taux de déclin est l'évolution de la production après le passage du point où la moitié des réserves a été extraite. À partir de ce moment la production baisse de manière exponentielle; sans tomber à zéro la production continue longtemps encore mais à faible volume. Le déclin d'un puits de pétrole ou d'un réservoir est lié à l'évolution de la pression de gaz qui fait monter le pétrole liquide dans le puits. Plus la production est élevée plus la pression de gaz baisse et la production diminue. On est donc obligé d'utiliser des techniques d'injection d'eau ou de gaz pour maintenir la pression et réduire le taux de déclin. Certains exploitants préfèrent exploiter avec une production journalière plus faible et produire ainsi plus longtemps ce qui leur permet de bénéficier d'une rente plus régulière et un prix moyen sur longue période. Voir ici. On craint précisément que certaines grandes compagnies nationales vont adopter cette stratégie.

Taux de fusion des réserves (depletion rate)

Le taux de fusion ou "déplétion" des réserves se réfère aux réserves qui restent à extraire. Le taux de déplétion est le rapport entre la production de l'année et les réserves restant à extraire au début de cette année. L'inverse de ce rapport est la durée de vie des réserves au rythme de production de l'année. La quantité de pétrole restant à extraire est calculée en déduisant des réserves totales à extraire (URR), la production cumulée à la fin de l'année précédente.

Ressources pétrolières: gestion stratégique de la production et de la consommation

Un premier type de schéma de production prévoit une production centrée autour de la notion du "peak oil". Ce pic correspond à un maximum de production qui sera suivi inexorablement par un déclin de celle-ci. Pour les pessimistes (ASPO), le pic de production serait très proche, entre 2010 et 2015. Pour les optimistes, qui tablent sur la capacité d'innovation technologique permettant d'accéder à de nouvelles ressources pétrolières à un coût acceptable, ce pic ne se profilerait pas avant l'horizon 2030 (USGS, AIE). Le "peak oil" est dû à la fois au déclin de la production des puits et réservoirs, et au mode d'exploitation. Si les puits sont exploités à un rythme trop élevé, la pression de gaz diminue rapidement et on est obligé d'avoir recours aux techniques de récupération secondaires, plus chères. Quelles que soient les techniques utilisées, leur coût sera plus élevé - récupération secondaire par injection d'eau ou de gaz, exploitation de réservoirs offshore profonds et loin des bases d'infrastructures. Les tenants pessimistes du "peak oil" mettent donc plus l'accent sur le fait que, passé le palier du pétrole extractible avec la pression naturelle du gaz, le pétrole coûtera plus cher, que sur le déclin de la production.

C'est pour cela qu'un schéma de production où on aurait une limitation des volumes produits et des économies d'énergie de la part des consommateurs est considéré.

  • Limitation de l'offre : volonté des pays producteurs de gérer leurs "stocks" d'hydrocarbures pour préserver leurs revenus futurs, délais de mise en production de plus en plus longs (gisements de plus en plus éloignés des zones de consommation ou tout simplement des zones déjà équipées), déficits d'investissements locaux.
  • Limitation de la demande : augmentation des prix, politiques volontaristes pour faire des économies d'énergie et développer les énergies alternatives.

L'existence de ce débat s'explique par les incertitudes qui caractérisent les estimations des ressources et leur transformation en réserves, celles qui concernent l'augmentation de la demande pétrolière mondiale dans les 30 prochaines années, et la pratique qu'ont les pétroliers de vouloir compenser les volumes extraits par de nouvelles réserves, et de les maintenir à 40 ans de production/consommation.

Théorie du pic du pétrole liquide et du gaz


pic pétrolier selon ASPO

Cette théorie explique que la production de pétrole extrait d'un réservoir commence par être faible, puis augmente, passe par un palier puis décroit pour devenir nulle. C'est King Hubbert, géologue de la Shell, qui a été le premier a formuler la théorie du pic du pétrole liquide et du gaz. Appliqué à un réservoir ce n'est pas une théorie mais une observation d'ingénieur; c'est en l'appliquant à un ensemble de réservoirs, à des champs pétrolifères, à des pays et au monde entier que cela devient une théorie.


pic pétrolier selon ASPO

Voir peak de pétrole

Mis en ligne le 26/06/2009 par Pierre Ratcliffe. Contact: (pratclif@free.fr) Portail: http://pratclif.com