Réserves d'huile - Oil reserves

Une carte des réserves mondiales de pétrole, 2013.

Les réserves de pétrole désignent la quantité de pétrole brut qui peut être techniquement récupérée à un coût financièrement réalisable au prix actuel du pétrole. Par conséquent, les réserves changeront avec le prix, contrairement aux ressources pétrolières , qui comprennent tout le pétrole pouvant être techniquement récupéré à n'importe quel prix. Les réserves peuvent être pour un puits, un réservoir, un champ, une nation ou le monde. Différentes classifications des réserves sont liées à leur degré de certitude.

La quantité totale estimée de pétrole dans un réservoir de pétrole , comprenant à la fois du pétrole producteur et non producteur, est appelée pétrole en place . Cependant, en raison des caractéristiques des réservoirs et des limitations des technologies d'extraction pétrolière , seule une fraction de ce pétrole peut être remonté à la surface, et c'est uniquement cette fraction productible qui est considérée comme des réserves . Le rapport entre les réserves et la quantité totale de pétrole dans un réservoir particulier est appelé facteur de récupération . La détermination d'un facteur de récupération pour un champ donné dépend de plusieurs caractéristiques de l'exploitation, notamment la méthode de récupération du pétrole utilisée et les développements technologiques.

Sur la base des données de l' OPEP au début de 2013, les réserves de pétrole prouvées les plus élevées, y compris les gisements de pétrole non conventionnel, se trouvent au Venezuela (20 % des réserves mondiales), en Arabie saoudite (18 % des réserves mondiales), au Canada (13 % des réserves mondiales) , et l' Iran (9%).

Comme la géologie du sous-sol ne peut pas être examinée directement, des techniques indirectes doivent être utilisées pour estimer la taille et la récupérabilité de la ressource. Alors que les nouvelles technologies ont augmenté la précision de ces techniques, des incertitudes importantes demeurent. En général, la plupart des premières estimations des réserves d'un champ pétrolifère sont prudentes et tendent à augmenter avec le temps. Ce phénomène est appelé croissance des réserves .

De nombreux pays producteurs de pétrole ne révèlent pas leurs données d'ingénierie de gisement et fournissent à la place des déclarations non auditées pour leurs réserves de pétrole. Les chiffres divulgués par certains gouvernements nationaux sont soupçonnés d'être manipulés pour des raisons politiques.

Classements

Graphique schématique illustrant les volumes et les probabilités de pétrole. Les courbes représentent les catégories de pétrole dans l'évaluation. Il y a une probabilité de 95 % (c'est-à-dire une probabilité F95) d'au moins le volume V1 de pétrole économiquement récupérable, et il y a une probabilité de 5 % (F05) d'au moins le volume V2 de pétrole économiquement récupérable.

Toutes les estimations de réserves comportent des incertitudes, selon la quantité de données géologiques et techniques fiables disponibles et l'interprétation de ces données. Le degré relatif d'incertitude peut être exprimé en divisant les réserves en deux catégories principales : « prouvées » (ou « prouvées ») et « non prouvées » (ou « non prouvées »). Les réserves non prouvées peuvent en outre être divisées en deux sous-catégories — « probables » et « possibles » — pour indiquer le degré relatif d'incertitude quant à leur existence. Les définitions les plus communément acceptées de celles-ci sont basées sur celles approuvées par la Society of Petroleum Engineers (SPE) et le World Petroleum Council (WPC) en 1997.

Réserves prouvées

Les réserves prouvées sont les réserves dont on prétend avoir une certitude raisonnable (normalement au moins 90 % de confiance) d'être récupérables dans les conditions économiques et politiques existantes, avec la technologie existante. Les spécialistes de l'industrie l'appellent "P90" (c'est-à-dire avoir une certitude de 90 % d'être produit). Les réserves prouvées sont également appelées dans l'industrie " 1P ".

Les réserves prouvées sont subdivisées en « prouvées développées » (PD) et « prouvées non développées » (PUD). Les réserves de PD sont des réserves qui peuvent être produites avec des puits et des perforations existants, ou à partir de réservoirs supplémentaires où un investissement supplémentaire minimal (dépenses d'exploitation) est requis. Les réserves de PUD nécessitent des investissements supplémentaires (par exemple, le forage de nouveaux puits) pour amener le pétrole à la surface.

Jusqu'en décembre 2009, les réserves prouvées « 1P » étaient le seul type que la Securities and Exchange Commission des États - Unis autorisait les sociétés pétrolières à déclarer aux investisseurs. Les sociétés cotées sur les bourses américaines doivent justifier leurs affirmations, mais de nombreux gouvernements et compagnies pétrolières nationales ne divulguent pas de données de vérification pour étayer leurs affirmations. Depuis janvier 2010, la SEC permet désormais aux entreprises de fournir également des informations facultatives supplémentaires déclarant 2P (à la fois prouvé et probable) et 3P (prouvé plus probable plus possible) à condition que l'évaluation soit vérifiée par des consultants tiers qualifiés, bien que de nombreuses entreprises choisissent d'utiliser 2P et Estimations 3P uniquement à des fins internes.

Réserves non prouvées

Un puits de pétrole au Canada , qui possède les troisièmes plus grandes réserves de pétrole au monde.

Les réserves non prouvées sont basées sur des données géologiques et/ou techniques similaires à celles utilisées dans les estimations des réserves prouvées, mais des incertitudes techniques, contractuelles ou réglementaires empêchent de classer ces réserves comme prouvées. Les réserves non prouvées peuvent être utilisées en interne par les compagnies pétrolières et les agences gouvernementales à des fins de planification future, mais ne sont pas systématiquement compilées. Ils sont sous-classés comme probables et possibles .

Les réserves probables sont attribuées à des accumulations connues et revendiquent un niveau de confiance de récupération de 50 %. Les spécialistes de l'industrie les appellent « P50 » (c'est-à-dire qu'ils ont une certitude de 50 % d'être produits). La somme des réserves prouvées et probables est également appelée dans l'industrie « 2P » (prouvée plus probable).

Les réserves possibles sont attribuées aux accumulations connues qui ont moins de chances d'être récupérées que les réserves probables. Ce terme est souvent utilisé pour les réserves dont on prétend qu'elles ont au moins 10 % de certitude d'être produites (« P10 »). Les raisons de classer les réserves comme possible comprennent des interprétations différentes de la géologie, des réserves non exploitables à des taux commerciaux, l'incertitude due au remplissage des réserves (infiltration des zones adjacentes) et les réserves projetées basées sur les futures méthodes de récupération. Le montant cumulé des ressources prouvées, probables et possibles est appelé dans l'industrie « 3P » (prouvée plus probable plus possible).

Catégories de réserve russes

En Russie , les catégories de réserves A, B et C1 correspondent grosso modo respectivement aux réserves prouvées développées, prouvées développées non productives et prouvées non développées ; la désignation ABC1 correspond aux réserves prouvées. La catégorie russe C2 comprend les réserves probables et possibles.

Réserves stratégiques de pétrole

De nombreux pays maintiennent des réserves de pétrole contrôlées par le gouvernement pour des raisons à la fois économiques et de sécurité nationale. Selon l' Energy Information Administration des États-Unis , environ 4,1 milliards de barils (650 000 000 m 3 ) de pétrole sont détenus dans des réserves stratégiques, dont 1,4 milliard sont contrôlées par le gouvernement. Ces réserves ne sont généralement pas prises en compte lors du calcul des réserves pétrolières d'un pays.

Techniques d'estimation

Exemple de courbe de baisse de production pour un puits individuel

La quantité de pétrole dans un réservoir souterrain est appelée pétrole en place (OIP). Seule une fraction de ce pétrole peut être récupérée d'un réservoir. Cette fraction est appelée facteur de récupération . La partie récupérable est considérée comme une réserve. La partie qui n'est pas récupérable n'est pas incluse à moins et jusqu'à ce que des méthodes soient mises en œuvre pour la produire.

Méthode volumétrique

Les méthodes volumétriques tentent de déterminer la quantité de pétrole en place en utilisant la taille du réservoir ainsi que les propriétés physiques de ses roches et de ses fluides. Ensuite, un facteur de récupération est supposé, en utilisant des hypothèses de champs ayant des caractéristiques similaires. OIP est multiplié par le facteur de récupération pour arriver à un numéro de réserve. Les facteurs de récupération actuels des champs pétrolifères du monde entier se situent généralement entre 10 et 60 % ; certains dépassent les 80 pour cent. La grande variation est due en grande partie à la diversité des caractéristiques des fluides et des réservoirs pour différents gisements. La méthode est la plus utile au début de la vie du réservoir, avant qu'une production importante ne se produise.

Méthode du bilan matières

La méthode du bilan matières pour un champ pétrolifère utilise une équation qui relie le volume de pétrole, d'eau et de gaz qui a été produit à partir d'un réservoir et le changement de pression du réservoir pour calculer le pétrole restant. Il suppose que, à mesure que les fluides du réservoir sont produits, il y aura un changement dans la pression du réservoir qui dépend du volume restant de pétrole et de gaz. La méthode nécessite une analyse poussée-volume-température et un historique précis de la pression du champ. Cela nécessite une certaine production (généralement 5 % à 10 % de la récupération ultime), à ​​moins qu'un historique de pression fiable ne puisse être utilisé à partir d'un champ présentant des caractéristiques de roche et de fluide similaires.

Méthode de la courbe de déclin de la production

Courbe de déclin générée par un logiciel d' analyse de courbe de déclin , utilisé en économie pétrolière pour indiquer l'épuisement du pétrole et du gaz dans un réservoir de pétrole . L'axe Y est une échelle semi-logarithmique, indiquant le taux d' épuisement du pétrole (ligne verte) et de l'épuisement du gaz (ligne rouge). L'axe X est une échelle de coordonnées, indiquant le temps en années et affiche la courbe de déclin de la production. La ligne rouge supérieure est la courbe de déclin du gaz, qui est une courbe de déclin hyperbolique. Le gaz est mesuré en MCF (mille pieds cubes dans ce cas). La ligne bleue inférieure est la courbe de déclin du pétrole, qui est une courbe de déclin exponentielle. Le pétrole est mesuré en BBL ( barils de pétrole ). Les données proviennent des ventes réelles et non de la production pompée. Les baisses jusqu'à zéro indiquent qu'il n'y a eu aucune vente ce mois-là, probablement parce que le puits de pétrole n'a pas produit un réservoir plein et ne valait donc pas la visite d'un camion-citerne . La légende en haut à droite (carte) affiche CUM, qui est le gaz ou le pétrole cumulé produit. ULT est la récupération ultime projetée pour le puits. Pv10 est la valeur actualisée actualisée de 10 %, qui est la valeur future du bail restant, évaluée pour ce puits de pétrole à 1,089 million de dollars US .

La méthode de la courbe de déclin utilise des données de production pour ajuster une courbe de déclin et estimer la production pétrolière future. Les trois formes les plus courantes de courbes de déclin sont exponentielles, hyperboliques et harmoniques. Il est supposé que la production diminuera sur une courbe raisonnablement lisse, et donc des allocations doivent être faites pour les puits fermés et les restrictions de production. La courbe peut être exprimée mathématiquement ou tracée sur un graphique pour estimer la production future. Il a l'avantage d'inclure (implicitement) toutes les caractéristiques du réservoir. Il faut un historique suffisant pour établir une tendance statistiquement significative, idéalement lorsque la production n'est pas limitée par des conditions réglementaires ou artificielles.

Croissance des réserves

L'expérience montre que les estimations initiales de la taille des champs pétrolifères nouvellement découverts sont généralement trop faibles. Au fil des années, les estimations successives de la récupération ultime des gisements ont tendance à augmenter. Le terme croissance des réserves fait référence aux augmentations typiques de la récupération ultime estimée qui se produisent au fur et à mesure que les champs pétrolifères sont développés et exploités.

Réserves estimées par pays

Tendances des réserves prouvées de pétrole dans les cinq principaux pays, 1980-2013 (date de la US Energy Information Administration)

L'unité bbl = baril de pétrole. Un exemple de calcul du ratio réserve/production concerne le Venezuela.

Pays avec les plus grandes réserves de pétrole
La plupart des réserves mondiales de pétrole se trouvent au Moyen-Orient.
Résumé des données sur les réserves prouvées en 2018
- Pays Réserves
10 9 barils
Réserves
10 9 m 3
Production
10 6 bbl/j
Production
10 3 m 3 /j
Ratio Réserve/ Production 1
ans
1 Venezuela Venezuela 302.81 48.143 2.1 330 387
2 Arabie Saoudite Arabie Saoudite 267.03 42.454 8,9 1 410 82
3 Canada Canada 175.00 27.823 2.7 430 178
4 L'Iran L'Iran 155,60 24.738 4.1 650 101
5 Irak Irak 145.02 23.056 3.4 540 115
6 Koweit Koweit 101,50 16.137 2.3 370 27
7 Emirats Arabes Unis Emirats Arabes Unis 97,80 15.549 2.4 380 18
8 Russie Russie 80,00 12.719 10,0 1 590 15
9 Libye Libye 48.36 7.689 1.7 270 76
dix Nigeria Nigeria 36,97 5.878 2.5 400 41
11 Kazakhstan Kazakhstan 30,00 4.770 1.5 240 55
12 Qatar Qatar 25.41 4.040 1.1 170 62
13 Chine Chine 25.40 4.038 4.1 650 17
14 États Unis États Unis 25.00 3,975 7.0 1 110 dix
15 Angola Angola 8.16 1,297 1.9 300 19
16 Algérie Algérie 12.20 1.940 1.7 270 15
17 Brésil Brésil 13.20 2.099 2.1 330 17
Total des dix-sept premières réserves 1 540,43 244.909 59,5 9 460 71
Remarques:
1 Ratio réserves sur production (en années), calculé en tant que réserves / production annuelle. (d'en haut)

On estime qu'entre 100 et 135 milliards de tonnes (ce qui équivaut entre 133 et 180 milliards de m 3 de pétrole) des réserves mondiales de pétrole ont été utilisées entre 1850 et aujourd'hui.

Pays de l'OPEP

Pays de l'OPEP

Depuis que l'OPEP a commencé à fixer des quotas de production sur la base des niveaux de réserves dans les années 1980, nombre de ses membres ont signalé des augmentations significatives de leurs réserves officielles. Il existe des doutes sur la fiabilité de ces estimations, qui ne sont assorties d'aucune forme de vérification répondant aux normes de reporting externe.

Réserves pétrolières de l'OPEP 1980-2005

Les révisions brutales des réserves de l'OPEP, totalisant près de 300 milliards de barils, ont fait l'objet de nombreux débats. Une partie est défendue en partie par le transfert de la propriété des réserves aux compagnies pétrolières internationales, dont certaines ont été obligées de déclarer leurs réserves en vertu des règles conservatrices de la Securities and Exchange Commission des États-Unis. L'explication la plus importante des révisions est provoquée par un changement dans les règles de l'OPEP qui fixent (en partie) des quotas de production sur les réserves. En tout état de cause, les révisions des données officielles n'avaient pas grand-chose à voir avec la découverte effective de nouvelles réserves.

Les réserves totales de nombreux pays de l'OPEP n'ont guère changé dans les années 90. Les réserves officielles du Koweït, par exemple, sont restées inchangées à 96,5 Gbbl (15,34 × 10 9  m 3 ) (y compris sa part de la zone neutre) de 1991 à 2002, même si le pays a produit plus de 8 Gbbl (1,3 × 10 9  m 3 ) et n'a fait aucune nouvelle découverte importante au cours de cette période. Le cas de l'Arabie saoudite est également frappant, avec des réserves prouvées estimées entre 260 et 264 milliards de barils (4,20 × 10 10  m 3 ) au cours des 18 dernières années, une variation de moins de 2%, tout en extrayant environ 60 milliards de barils (9,5 × 10 9  m 3 ) pendant cette période. ^^

Sadad al-Huseini, ancien responsable de l'exploration et de la production chez Saudi Aramco, estime que 300 Gbbl (48 × 10 9  m 3 ) des 1 200 Gbbl (190 × 10 9  m 3 ) de réserves prouvées mondiales devraient être reclassés comme des ressources spéculatives, bien que il n'a pas précisé quels pays avaient gonflé leurs réserves. Le Dr Ali Samsam Bakhtiari , ancien expert principal de la National Iranian Oil Company , a estimé que l'Iran, l'Irak, le Koweït, l'Arabie saoudite et les Émirats arabes unis ont surestimé les réserves de 320 à 390 milliards de barils et a déclaré : « En ce qui concerne Iran, les 132 milliards de barils officiels habituellement acceptés (2,10 × 10 10  m 3 ) représentent près de cent milliards par rapport à n'importe quel dosage réaliste. » Petroleum Intelligence Weekly a rapporté que des documents officiels confidentiels koweïtiens estiment que les réserves du Koweït n'étaient que de 48 milliards de barils (7,6 × 10 9  m 3 ), dont la moitié étaient prouvées et l'autre possible. La valeur combinée des réserves prouvées et possibles est la moitié de l'estimation publique officielle des réserves prouvées. ^^^

En juillet 2011, l'examen statistique annuel de l'OPEP montrait que les réserves du Venezuela étaient supérieures à celles de l'Arabie saoudite.

Voir également

Énergie et ressources :

Les références

Liens externes