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Pétroles : Réserves, ressources contingentes et ressources prospectives

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Les réserves correspondent à la quantité d'hydrocarbures, récupérable dans une formation géologique, pour laquelle on dispose de données de production, des puits pilotes, qui démontrent que la production peut se faire de manière rentable, dans les conditions techniques et de prix actuelles.
On distingue les réserves 1P (probabilité de 90% de récupérer le tonnage annoncé), les réserves 2P (probabilité de 50%) et les réserves 3P (probabilité de 10%). On comprend donc que les réserves n'existent pas sans exploration, elles sont d'autant plus certaines (1P) que la densité de travaux d'exploration est importante.
L'usage dans la profession est de parler de réserves 1P. Mais cela change, en particulier sous la pression des pétroliers qui demandent à l'organisme spécialisé, la SEC à la bourse de Wall Street, d'intégrer les ressources des gisements non-conventionnels. Cette demande est directement liée aux bilans financiers des entreprises qui souhaitent afficher des réserves durables, faute de quoi les capitaux se détourneraient.
Les ressources comprennent :
Les ressources contingentes, la quantité d'HC susceptible d'être récupérée et dont la présence est prouvée par des mesures sur des puits, carottes. Mais on ne sait si ces quantités pourront être produites dans les conditions techniques et de prix actuelles, de manière économique.
Comme pour les réserves, on parle de probabilité d'obtenir le tonnage annoncé de 90%  (1C), 50% (2C), 10% (1C).
Economiquement, on ne peut pas fonder un projet industriel sur des ressources contingentes (sauf à se lancer dans l'économie "casino").

Les ressources prospectives, on pense qu'il existe des HC, mais leur présence n'est pas prouvée. Généralement ces volumes correspondent à l'extrapolation au delà des domaines mieux connus des ressources contingentes.
Note : les définitions sont celles d'Olivier Appert, presque mot à mot. Les commentaires sont de moi.
Application : les potentiels (les objectifs) annoncés pour le Bassin du Sud Est en gaz, ou en huile pour le Bassin parisien font partie des ressources prospectives. Ils ne peuvent en aucun cas être comparés à des réserves ou à des productions ou consommations ... c'est pourtant ce qui est fait systématiquement, y compris par des professionnels ou par les pouvoirs publics, qui en jouant sur les mots, trompent ceux auxquels ils s'adressent en faisant miroiter des tonnages qui ne sont pas fondés.
Cette question est évidemment économique, mais elle concerne aussi la démocratie qui ne peut reposer que sur la connaissance de la réalité.
Bien sûr, cette discussion n'a pas été abordée lors de cette réunion (sauf de manière "contingente") qui s'est totalement déroulée dans l'optique habituelle ... les ressources vont permettre de réduire la facture énergétique, renforcer la compétitivité .... certes avec quelques prudences de langage, mais c'était cela le consensus.
Du point de vue économique, il y a une différence entre gaz et huile schiste. C'est ce que Bruno Courme (Directeur de Total Shale Gas Europe) et d'autres ont indiqué. Les prix du marché du gaz sec sont devenus inférieurs aux coûts de production ... les petits producteurs comme les grosses entreprises (ex. Chesapeake auquel Total s'est associé) sont en difficulté, leurs actifs sont dépréciés, les bilans sont déficitaires ... les intervenants s'attendent (espèrent ?) une remontée des cours qui permettrait le maintien de l'activité ... mais l'optimisme des dernières années (quand il y avait une croissance de la production de 40% par an) est terminé.
Pour l'huile de schiste, au contraire, il n'y a pas eu de dépréciation du marché, le prix du baril se maintient autour de 100 dollars, et la production dans le Bakken (Dakota du N, Montana et Saskatchewan) et également au Texas (Eagle Ford) explose et dépasse maintenant 60 Mt par an (de l'ordre de 10% de la consommation des Etats Unis).
Et puis il y a le cas des exploitations de gaz humide = des gaz de schiste contenant une certaine proportion d'huile, qui sera séparée et dont la valorisation permettra à l'exploitation de rester rentable. Bruno Courme indiquait un mouvement des exploitants de sites à gaz sec, vers des sites à gaz humide.
Source : Jacques Thibiéroz

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