{"partition": "head_middle", "source_domain": "www.connaissancedesenergies.org", "digest": "sha1:JQN6QY34IEHF2YI5DHVQHVYSG3VCC4TZ", "path": "/lustre/fsn1/projects/rech/qgz/uzq54wg/processed_redpajama/base_processing/output/fr/2014-15/000_00011.parquet"}
Le Comité des Experts
Newsletters TOUTES LES ÉNERGIES EN LIBRE ACCÈS
Rechercher Fiches pédagogiques
Idées reçues
L'essentiel de l'actualité
Innovations et Insolites
Ordres de grandeur
Une page pour décider
Publications et Essais
Vidéos énergies
Vous êtes iciAccueil > Fiches pédagogiques Ajouter à ma sélection Twitter
Transférer
Imprimer cette page -A A +A LIRE AUSSI…
Fiches Pédagogiques Pétrole
Industrie du pétrole
Choc pétrolier
Questions et Réponses Quelle est la différence entre pétrole conventionnel et pétrole non-conventionnel ?
D’où vient le pétrole brut importé en France ?
Essentiel de l'actualité L’avenir de l’exploitation pétrolière offshore en question Innovations et Insolites Une machine (re)transforme le plastique en pétrole
Dernières parutions du site
Interview : « Les énergies marines » en 5 questions Google prend de l’altitude avec Titan Aerospace Les bâtiments en France : chiffres clés Quel est le rôle de l’Agence nationale de l’habitat (Anah) ? La France, un pays de transit du gaz naturel Entre vous et nous
Pic pétrolier	Définition
Le pic pétrolier (peak oil en anglais) désigne le sommet de la courbe de production d’un bassin pétrolier ou d’une zone pétrolifère. Par extension, ce terme fait référence au moment où la production mondiale plafonnera en volume avant de commencer à décliner.
Le pétrole est une ressource fossile limitée et non renouvelable, provenant de la décomposition de matières organiques pendant des millions d’années, au fur et à mesure de leur enfouissement dans la croûte terrestre. Au cours de ce processus, une part importante du pétrole (en moyenne 65%) s’infiltre dans des roches réservoirs et peut difficilement être récupérée. L’extraction du pétrole accessible dans un gisement (en moyenne 35%), initialement plus aisée, croît rapidement en coût dès que l’on s’approche de ses limites. La décision de prolonger ou de cesser l’exploitation (ou de la reprendre), dépend étroitement du prix du baril, synthèse de l’offre et de la demande. Or celui-ci est l’objet de turbulences, en particulier géopolitiques, qui réagissent sur l’offre en masquant provisoirement la raréfaction inéluctable de la ressource. Le pic pétrolier prend alors la forme d’un plissement de crêtes successives (plateau ondulé).
La prévision du pic pétrolier est un exercice auquel se livrent les experts depuis une soixantaine d’années. Dans les années 1950, le géologue Marion King Hubbert avait prévu dans un de ses scénarios le pic de la production américaine de pétrole observé en 1970. Si ces travaux ont connu un certain retentissement, il a été montré que leur généralisation à l’échelle mondiale n’était absolument pas évidente même si, structurellement, la ressource étant limitée et la demande croissante, le retournement de la situation actuelle était acquis. Le véritable problème est en effet de savoir à quelle date ce retournement se produit.
L'état des réserves mondiales reste difficile à évaluer précisément. (© 2011)
Production d'un gisement de pétrole
La durée de vie d’un gisement de pétrole est en général de 15 à 30 ans et s’étend sur plusieurs décennies. Après sa découverte, il faut quelques années pour le mettre en production.
En simplifiant, la vie d’un champ pétrolier peut s’analyser en plusieurs étapes : au début de la production (40 %), le pétrole jaillit spontanément des puits(1). Dans une deuxième phase (55-60%), il faut forcer le pétrole à jaillir en utilisant de l’eau ou du gaz(2).
L’exploitation d’un champ pétrolier nécessite donc toujours plus d’énergie. Elle doit, d’autre part, être arrêtée avant que le coût d’extraction d’un litre de pétrole approche son prix de vente augmenté des autres coûts d’exploitation du gisement.
Le volume de pétrole extrait d’un bassin au cours du temps a parfois la forme d’une courbe en cloche qui passe par un maximum à peu près au moment où la moitié du pétrole accessible a été extrait du puits. Après avoir passé ce maximum, la production de pétrole décroît à un rythme variable selon la nature géologique du gisement à un taux moyen de 4% par an.
Il reste en moyenne 65% du pétrole initial dans un gisement à la fin de son exploitation, sa récupération n’étant plus rentable d’un point de vue économique et énergétique. On appelle taux de récupération le rapport entre le pétrole contenu dans un gisement et le volume qui peut en être extrait dans des conditions économiquement viables. Il dépend beaucoup de la configuration géologique et des techniques de récupération employées. Son évaluation est sujette à caution et parfois volontairement surestimée(3) (les exemples de surestimations portent cependant principalement sur les réserves plutôt que sur les taux de récupération).
Pétrole conventionnel et non conventionnel
Le pétrole conventionnel a longtemps été défini comme pouvant être produit dans des conditions techniques et économiques satisfaisantes. Ce sont les pétroles extraits des terres émergées et les plateformes offshore travaillant à moins de 500 m de profondeur. Les progrès techniques font entrer dans cette catégorie les pétroles issus de l’offshore profond(4) (jusqu’à 3 000 m de fond) et des régions arctiques.
Le pétrole non conventionnel rassemble les pétroles qui ne rentrent pas dans les catégories précédemment citées (sables et schistes bitumineux, huiles extra-lourdes…), même s’ils sont de plus en plus produits dans des conditions techniques et économiques proches de celle du conventionnel (sables bitumineux du Canada et huiles extra lourdes du Venezuela par exemple). Ce type de pétrole représente une part croissante de la production(5) et serait amené à prendre le relais du pétrole conventionnel dans les années à venir. Toutefois, selon certains experts, ce ne sera pas le cas compte tenu des coûts de production importants de ce type de pétrole et du bilan énergétique et environnemental très lourd de son extraction.
Méthodes d'évaluation des réserves
L’estimation des coûts d’investissement d’un gisement consiste, lors de la découverte de ce dernier, de déterminer sa valeur ainsi que l’investissement nécessaire pour sa mise en exploitation. Olivier Appert, président d'IFP Energies nouvelles estime qu’« évaluer les réserves d'un champ de pétrole est comme essayer de deviner le stock d'un entrepôt en regardant par le trou de la serrure ».
On définit en général trois valeurs pour caractériser un gisement :
les réserves prouvées ou 1P représentent la quantité de pétrole qui sera extraite avec les moyens techniques actuels avec une probabilité de 90% et plus (entre 90% et 100%) ;
les réserves probables ou 2P représentent la quantité de pétrole qui sera extraite avec une probabilité de 50% et plus (entre 50% et 100%) ;
les réserves possibles ou 3P représentent la quantité de pétrole éventuellement produite mais dont l’accessibilité n’est pas établie à mieux que 10%.
Tout est question de définition et d’utilisation de ces valeurs (qui servent à juger de la valeur d’un gisement mais également, à une autre échelle, à déterminer l’assise énergétique d’un pays).
Il n’existe pas de norme internationale harmonisant la déclaration des réserves pétrolières. Si les compagnies pétrolières cotées aux États-Unis déclarent les réserves 1P en cours d’exploitation(6), la majorité des producteurs hors OPEP et États-Unis déclarent leurs réserves 2P, ce qui se rapproche des volumes de pétrole qui seront réellement produits. Les membres de l’OPEP déclarent officiellement leurs réserves 1P mais la forte croissance de leurs réserves ces dernières années laissent à penser, selon Jean Laherrère(7) à l’incorporation progressive des réserves 2P dans les déclarations, sans que ce ne soit annoncé.
Le volume des réserves est un sujet extrêmement sensible pour les pays producteurs(8). Les manipulations de chiffres sont courantes et d’autant plus faciles que la plupart des réserves sont détenues par des compagnies nationales. Il ne faut pas oublier que la capacité d’emprunt des pays vivant essentiellement de la manne pétrolière dépend du volume de pétrole restant dans leur sous-sol. Les réserves déclarées de l’Arabie Saoudite sont passées de 170 à 258 milliards de barils de 1989 à 1990(9).
Consommation mondiale
L’OPEP a annoncé en 2010 que le marché se caractérisait par un pic de la demande et que la consommation allait baisser avant que se produise la baisse de la production pour maintenir ses quotas. L’augmentation du prix du baril (plus de 100$ en mars 2011) et les préoccupations environnementales étayent cette théorie. Or, si la demande en pétrole des pays européens stagne depuis 20 ans, elle ne baisse pas significativement. Selon l’ancien président de BP Tony Hayward, les pays développés ont franchi leur pic de demande en 2007 mais leurs transports, selon l’OCDE, dépendent toujours à 96% des hydrocarbures.
En revanche, les géants asiatiques, du fait de la révolution agricole et de la nécessité de nourrir une population de plus en plus nombreuse, seront des consommateurs de pétrole toujours plus gourmands. L’Inde et la Chine, dont les populations augmentent de plus de 25 millions d’habitants par an prévoient d’augmenter de 40% leur consommation dans les dix années à venir.
Il semblerait donc que malgré une volonté de freiner la consommation de la part des pays développés, celle-ci sera tirée irrémédiablement à la hausse par la consommation croissante des pays en développement. Pour preuve, entre 1997 et 2011, la consommation de pétrole est passée de 72,2 à 88 millions de barils par jour(10).
Le peak oil : quand?
Pour évaluer la date du pic pétrolier, il faut non seulement connaître l’état des réserves mondiales mais aussi la structure de la consommation à venir.
L’état des réserves mondiales est la grande inconnue du problème, chaque pays annonçant les réserves dont il dispose sans possibilité de contrôle (à de rares exceptions près). L’erreur manifeste de certains d’entre eux comme l’Algérie ou l’Arabie Saoudite fait dire à Colin Campbell que « 46% des ressources de l’OPEP sont douteuses »(11). Les différentes méthodes de déclaration des réserves de pétrole ainsi que l’opacité qui règne autour de ces chiffres ne facilitent pas le travail.
Il existe un consensus sur les zones qui ont dépassé leur pic de production (États-Unis depuis les années 70, Canada, Mer du Nord, etc.) mais la prévision du pic mondial (qui ne signifie pas la fin du pétrole mais plutôt la fin du pétrole conventionnel bon marché) fait débat.
Le rapport 2009 de l’Agence Internationale de l’Energie (AIE) situe le pic pétrolier en 2006. Le Department of Energy (DoE, ministère américain de l’énergie) prévoyait en 2004 que le pic surviendrait entre 2026 et 2047; en 2009, cette fourchette est ramenée entre 2011 et 2015(12).
Si la date ne fait pas consensus, il semble acquis que le pic pétrolier est passé ou arrivera dans la décennie à venir. Néanmoins, les experts de la banque Natixis ne voient pas « comment nous pourrions être confrontés à une insuffisance de l’offre mondiale de pétrole au cours de la prochaine décennie »(13). Selon eux, les membres de l’OPEP disposeraient de 6 millions de barils par jour de capacités de production inexploitées. Ce chiffre, fourni par l’OPEP, est sujet à caution d’autant plus que selon deux rapports du Pentagone, ces surplus de capacité de pétrole pourraient entièrement disparaître dès 2012(14).
Deux points de vue
Les optimistes pensent que les progrès techniques et l’augmentation des prix du pétrole rendront économiquement viable la mise en production de nouveaux gisements. Selon eux, le pétrole non conventionnel prendra une part croissante dans la production mondiale et arrivera à compenser la chute de la production de pétrole conventionnel. Ils avancent également le fait que le fond des océans et l’Arctique encore peu explorés pourraient ajouter des réserves significatives.
Les pessimistes pensent que les réserves annoncées par les pays producteurs de pétrole sont surestimées. Selon eux, les progrès techniques et l’augmentation du taux de récupération du pétrole augmenteront la production de manière marginale, en tout cas insuffisamment pour compenser l’épuisement de la ressource. Les pétroles non conventionnels représenteront certes des réserves importantes mais inexploitables dans des conditions acceptables.
Ces différentes théories situent le peak oil entre 2005 et 2040, sans plus de précision. Une position intermédiaire est développée par Jean Laherrère : le pic pourrait prendre la forme d’un plateau en tôle ondulée caractérisé par des prix chaotiques associés à des cycles de récession économique. Cette thèse est corroborée par Sadad Al-Husseini, ancien responsable de l’exploration à la Saudi Aramco(15), qui pense que la production de pétrole a atteint son maximum et restera approximativement stable jusqu’en 2020, date à laquelle il y aura une baisse forte de la production. L’AIE ainsi que le département d’État américain envisagent également un scénario en plateau ondulant mais situent le début d’un déclin rapide de la production vers 2035.
Définition FonctionnementTypes de pétroleÉvaluation des réservesConsommationDate du picDeux points de vue
Pour évaluer la date du pic pétrolier, il faut connaître l’état des réserves mondiales et la structure de la consommation à venir.
Entre 1997 et 2011, la consommation mondiale de pétrole est passée de 72,2 à 88 millions de barils par jour.
Une fois que le pic d'extraction d'un puits est atteint, la production de pétrole décroît à un taux moyen de 4% par an.
12 juill. 2012(1) On parle de technique de récupération primaire. Elle est utilisée pour 40% de la production mondiale. Les réserves de pétrole, où en est-on ? IPF Juin 2006.
(2) On parle de technique de récupération secondaire. Elle est utilisée pour un peu moins de 60% de la production mondiale.
(3) En 1988, lors de la découverte du champ pétrolifère de Cusiana en Colombie, la compagnie américaine Triton estime son potentiel à 3 milliards de barils ce qui fait remonter son action. Au début de son exploitation, BP évalue que seuls 1,5 milliard de barils pourra être extrait. Les experts de l’ASPO pensent aujourd’hui que ce gisement ne dépasse pas les 800 millions de barils.
(4) Les principaux producteurs sont l’Angola, Golfe du Mexique, Nigéria, Brésil. Selon Jean Luc Wingert dans son livre « La vie après le pétrole » (2007), cette production atteindra un pic de 6 millions de baril par jour soit 7% de la production mondiale en 2012.
(5) « Demand for unconventional oil and gaz on the increase », Energy Bulletin, 2004
(6) Il ne faut pas s’étonner que ces réserves croissent régulièrement en l’absence de découverte de nouveaux gisement car viennent progressivement s’y ajouter les réserves 2P au fur et à mesure de l’avancement de la production.
(7) Jean Laherrère est un ingénieur pétrolier et consultant qui a travaillé pendant 37 ans chez Total. Il est membre actif de l’ASPO (l’Association for the Study of Peak Oil and Gas).
(8) Depuis 2002, la Russie punit de 7 ans d’emprisonnement toute personne ayant divulgué des informations sur les réserves de gaz ou de pétrole russe.
(9) Colin Campbell (fondateur de l’ASPO), SunWolrd,80’-95
(10) BP Statistical Review of World Energy, juin 2012. (11) Le roi Abdallah d’Arabie Saoudite a annoncé en juillet 2010 l’arrêt de l’exploration pétrolière en Arabie Saoudite. Les cables diplomatiques de Wikileaks semble justifier cette position.
(12) Gary Sweetman, Meeting the World's Demand for Liquids Fuels. A Roundtable Discussion, conférence tenue le 7 avril 2009, consulté le 2 décembre 2010
(13) "Pas de pic pétrolier en vue (Natixis)", Boursorama, 29 octobre 2010
(14) "Le Pentagone alerte depuis...2008 : vers une "crise énergétique sévère"", Blog Oil Man, 18 avril 2010
(15) Compagnie pétrolière nationale saoudienne.
Publications de Denis Babusiaux
Oil Man, chroniques du début de la fin du pétrole remonter
Espace privé contributeurs
© 2013 - Tous droits réservés - FONDATION D’ENTREPRISE ALCEN POUR LA CONNAISSANCE DES ÉNERGIES