Réserve pétrolière - Définition
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Introduction
Les réserves pétrolières désignent le volume de pétrole récupérable, à partir de champs de pétrole découverts, sur la base des contraintes économique et technologique actuelles.
Le pétrole présent dans le sol est appelé « réserve » lorsqu'il 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.
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.
Réserves pétrolières mondiales
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, 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 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. 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 soit actuellement économiquement rentable, elles pourraient être utilisées pour produire des quantités significatives d'hydrocarbures dans le futur, et pourraient devenir importantes en tant qu'alternatives à la production de pétrole brut, ou si de nouvelles techniques 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[réf. insuffisante] | 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 |
| OPEP | 535,8 | 785,1 | 897,4 | 123,2 | 902,4 | 75,2% | 73,1 |
| Hors OPEP 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 techniques 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.
