• Souvenirs d’Ami Boué

Réserves et ressources d’hydrocarbures : pour y voir plus clair…

A l’occasion de grandes crises internationales économiques ou politiques, des messages alarmistes sur la pénurie d’hydrocarbures à plus ou moins courte échéance sont diffusés, sur la base d’évaluations de « réserves » d’hydrocarbures d’origines diverses, plus ou moins étayées. Ces annonces font l’objet de controverses car les bilans annoncés par les uns et les autres sont souvent fort différents, ce qui permet toutes les prospectives, mêmes les plus improbables, et laisse le lecteur non averti perplexe. Ces variations observées entre les sources sont compréhensibles compte tenu de la complexité des processus d’estimation des réserves, du système de classification  et de la difficulté de vérifier certaines des données utilisées. Les incertitudes peuvent avoir plusieurs origines :

  • des variations liées soit à des confusions entre les différentes catégories que sont les réserves, les ressources, les accumulations, le potentiel ultime, soit à l’incorporation ou non de volumes associés aux condensats et au gaz naturel liquéfié (GNL) ou à des ressources dites « non conventionnelles ».
  • des erreurs de consolidation liées soit à la combinaison de différentes unités de mesure ou à leur conversion (mètre-cube, tonne, baril, pied-cube…), soit à des confusions entre types de fluides ou des mauvaises compréhensions des droits d’accès aux hydrocarbures.
  • des augmentations « politiques » induites par les quotas OPEC ou par des publications de chiffres « optimistes » par un pays ou une compagnie pétrolière à des fins politiques ou boursières.

Nous essayons dans les lignes qui suivent de donner au lecteur, les principes de la nomenclature afin qu’il puisse avoir un œil critique sur les chiffres publiés.

 

Règles de la définition de réserves

La valeur d’une société qui exploite des ressources naturelles non renouvelables se fonde sur la valeur de ses réserves restantes. Cette valeur est un élément important pour s’adresser aux marchés financiers afin de rechercher des investisseurs et de partager les risques et les rémunérations associés à l’activité d’Exploration-Production. Les règles sont édictées par l’expérience et les institutions nord-américaines. Dans le cadre de la réglementation des investissements aux Etats-Unis, le Financial Accounting Standards Board (FASB) et la Securities and Exchange Commission (SEC) ont défini, dans les années 1970, un cadre strict de publication des réserves et de leur valeur afin d’estimer les coûts de remplacement des réserves et de comparer les positions financières d’un exercice à l’autre et entre plusieurs entreprises. Toute compagnie inscrite en bourse doit suivre ces règles et les chiffres sont présentés en annexe du rapport financier annuel de chaque compagnie. Afin de normaliser les résultats, trois grandes organisations nord-américaines, la Society of Petroleum Engineers (SPE), l’American Association of Petroleum Geologists (AAPG) et l’American Petroleum Institute (API), ont fourni des définitions officielles et des recommandations en accord avec les règles de la SEC. Ces définitions et le système de classification associé ont été périodiquement complétés pour aboutir à la fin des années 1980 à un système adopté à l’échelle internationale connu sous le terme de PRMS (Petroleum Resources Management System) qui sert de référence à la grande majorité des compagnies pétrolières.

 

Classification des réserves

Principes :

Contrairement à un inventaire de produits manufacturés, les réserves de pétrole ou de gaz sont contenues dans des réservoirs profondément enfouis dans le sous-sol et sont donc estimées à partir du traitement, de l’analyse et de l’interprétation de données géologiques issues des forages et de méthodes géophysiques d’investigation du sous-sol. Il n’existe donc pas de réponse définitive avant la fin de production du réservoir qui peut s’étaler sur plusieurs décennies. Les compétences et l’expérience des équipes et les performances et les limites des outils jouent donc un rôle essentiel dans la véracité des chiffres annoncés.

 

Terminologie :

Le terme accumulation d’hydrocarbures définit les volumes en place dans un réservoir au stade initial, c’est à dire avant mise en production, voire injection.

Le terme de réserves concerne les quantités estimées d’hydrocarbures récupérables, c’est à dire productibles.

L’ouverture d’un forage, traversant une accumulation d’hydrocarbures, provoque une décompression du réservoir qui entraîne le drainage naturel des fluides qui s’y trouvent. On parle alors de récupération  primaire. Quand la pression du gisement diminue, on peut atténuer ce phénomène par injection d’eau ou de gaz, ce qui a pour effet d’augmenter la récupération ; il s’agit de récupération assistée ou secondaire.

Le taux de récupération d’un gisement est égal au rapport entre les volumes de réserves produites et les volumes d’hydrocarbures en place. Les gisements déjà exploités ont permis de déterminer des taux de récupération de référence pour chaque type de gisement. Ces taux sont de l’ordre de 10 à 60% dans la cas d’accumulations de pétrole avec présence d’aquifères sous-jacents et de 60 à 95% dans le cas de gaz naturel. Les variations viennent principalement de la qualité des fluides, des  caractéristiques du réservoir (conditions thermodynamiques et des qualités pétro-physiques) et des rythmes de production. Dans tous les cas, il reste dans le gisement une partie des fluides qui ne n’a pas été produite. Ce volume de fluides dit non récupérable est égal au volume de l’accumulation en place initiale moins les réserves produites. Ce volume peut varier de 90 à 40% dans le cas de pétrole et de 5 à 40% dans le cas de gaz.

Une augmentation du taux de récupération, c’est à dire une optimisation des mécanismes de drainage dans le réservoir, entraîne une augmentation des réserves au fil du temps.

 

Catégories :

La classification des volumes d’hydrocarbures repose sur 4 grandes catégories :

  • la production

C’est la quantité de pétrole ou de gaz naturel qui a déjà été produite à partir d’un réservoir donné.

  • les réserves

Elles représentent la somme des quantités présumées récupérables à l’aide d’un schéma de développement/production décidé par la compagnie, dans une période de temps définie. L’estimation, entachée d’incertitudes, est faite soit de manière déterministe (estimation optimale unique sur la base des données géologiques, géophysiques,  économiques) soit de manière probabiliste quand les données connues sont utilisées pour calculer une gamme d’estimations avec leurs probabilités associées. Il est fortement recommandé d’utiliser les deux approches qui doivent aboutir à des résultats similaires.

Les réserves sont classiquement présentées en trois catégories distinctes :

  • les réserves prouvées (1P): quantités d’hydrocarbures estimées pouvant être produites avec une certitude raisonnable (probabilité > 90%), à partir de réservoirs connus, de techniques de production matures et de conditions économiques et contractuelles  stables. La publication des réserves prouvées est un indicateur essentiel de l’évaluation d’une société, complété généralement par la durée de vie de ces réserves, exprimée en années, et le taux de renouvellement.
  •  les réserves probables (prouvées+ probables = 2P): la probabilité de produire ces volumes est supérieure à 50%. Elles peuvent correspondre à une partie du champ encore mal appréciée ou séparée de la partie mise en production par une faille. Elles peuvent être valorisées dans la période du contrat mais leur valorisation doit faire l’objet de travaux complémentaires.
  • Les réserves possibles (prouvées + probables + possibles = 3P): Ces volumes correspondent à l’estimation du potentiel ultime du gisement par la prise en compte des hypothèses les plus favorables.

 

           SPE/WPC/AAPG                                                          NPD

 

Diagramme de classification des réserves/ressources d’hydrocarbures

Colonne de gauche : SPE/WPC/AAPG Resource Classification System (2000)

Colonne de droite : NPD Classification basée sur la commercialité des projets (2001)

 

 

  • les ressources contingentes

Ces ressources sont des volumes estimés présents dans le périmètre d’un champ découvert mais qui ne peuvent être produits  à court terme, à cause de problèmes économiques, techniques ou contractuels.

Elles sont divisées en trois catégories :

- les ressources associées à des projets en fin d’évaluation, dont la décision de développement est proche ;

- les ressources associées à des études géologiques en cours et/ou des performances économiques incertaines, dont la décision de développement est en attente ;

- les ressources jugées non économiques à ce jour, car produites au delà de l’échéance du contrat de production ou nécessitant des technologies non disponibles à ce jour ; la  décision de développement de ces ressources paraît lointaine.

Pour chaque cas, des approches probabilistes sont réalisées et des estimations, basse (low estimate ou Q90), mode  (best estimate) et haute (high estimate ou Q10) sont retenues.

 

  • les ressources prospectives

Ce sont des volumes d’hydrocarbures supposés exister dans des accumulations non encore découvertes. L’incertitude sur ces valeurs est grande et la consolidation des volumes intègre souvent la probabilité de découvrir ces ressources ; on parle alors de ressources risqués.

 

Problématique des bilans mondiaux

D’une manière générale, il est souvent difficile de connaître le périmètre exact du bilan global publié. Les auteurs parlent-ils de volumes en place, de réserves (si c’est le cas lesquelles ?), de ressources (contingentes, prospectives, risquées, non risquée…). Dans beaucoup de cas, il s’agit d’un amalgame de différentes données.

L’état des réserves évolue constamment au cours du temps. Ce phénomène est lié d’abord à  la soustraction des volumes produits quotidiennement et aux apports des nouvelles découvertes qui sont faites. Par ailleurs, les chiffres annoncés sont entachées de l’incertitude associée au processus d’évaluation, voire aux effets d’annonce. On constate sur le diagramme que l’incertitude grandit lorsqu’on se déplace des colonnes de gauche vers les colonnes de droite du diagramme. Les outils et les études devenant plus performantes, les volumes vont être précisés et passer progressivement des colonnes de droite vers les colonnes de gauche.

L’état de maturité du projet de développement joue également un rôle majeur dans la classification. Plus le projet est mature, plus le risque diminue et plus les volumes d’hydrocarbures concernés seront placés dans le haut du diagramme. Cette évolution peut être liée à des critères techniques, technologiques, économiques, contractuels, environnementaux ou politiques. Quelques exemples :

  • La mise en production d’une accumulation d’hydrocarbures doit s’accompagner d’une rentabilité pour la compagnie qui conduit les travaux. Une baisse du prix du baril de pétrole ou du m3 de gaz naturel peut faire disparaître la rentabilité du projet et donc provoquer l’arrêt  de la production. En conséquence les volumes concernés sortent de la catégorie « réserves » (et pourtant ces volumes sont toujours présents). Il y a donc un lien direct entre le chiffre des réserves et le coût du baril.
  • De même, la mise sous embargo d’un pays, une modification contractuelle ou fiscale majeure peuvent provoquer l’arrêt d’un développement ou d’une production et en conséquence la sortie des volumes concernés du périmètre des « réserves ».
  • Une accumulation de pétrole ou de gaz découverte par de grandes profondeur d’eau, ne pourra être prise ne compte en tant que « réserves » que si les technologies de production disponibles permettent de la produire.
  • Une accumulation de pétrole découverte à terre dans une zone à faible densité de population, éloignée des côtes, ne pourra être valorisée que si l’économie du projet permet la construction d’un pipe-line qui permet l’acheminement des barils à la côte pour leur valorisation.
  • Une accumulation de gaz découverte dans une zone très  éloignée des centres de consommation ne sera prise en compte qu’après construction d’une usine de liquéfaction permettant l’export.
  • etc…

 

Spécificités des hydrocarbures « non conventionnels »

La classification décrite ci-dessus ne concerne que les hydrocarbures « conventionnels », c’est à dire  accumulés dans un réservoir à la faveur d’un piège. Sont regroupés sous le terme « non conventionnels » tous les hydrocarbures naturels (pétrole ou gaz naturel) dont l’accumulation n’est pas liée à la présence d’un piège et pour lesquels l’exploitation diffère des méthodes conventionnelles :

  • Les sables bitumineux et asphaltiques (oil sands, tar sands)
  • Le pétrole de roche mère (shale oil).
  • Le gaz de charbon (coal bed methane).
  • Le gaz de fond de bassin (basin centered gas)

 

Les méthodes classiques d’évaluation de réserves ne s’appliquent pas à ces fluides dont le périmètre d’extension et donc le volume ne peuvent-être définis précisément et dont le taux de récupération n’est pas contraint par manque d’analogues matures.

A ce stade, les seuls chiffres crédibles sont les volumes produits. Dans les périmètres en production, il est difficile de parler de réserves et les valeurs de ressources contingentes paraissent être les seules à retenir. En effet, les critères économiques de cette activité ne sont pas encore stabilisés et donc la commercialité des volumes disponibles varient rapidement au cours du temps. Aux Etats Unis  par exemple, le prix du gaz naturel a été divisé par quatre en quelques années,  ce qui a entraîné l’arrêt des productions les moins rentables. En ce qui concerne, les ressources prospectives, les incertitudes sont énormes car les connaissances géologiques locales sont souvent très  parcellaires et l’efficacité des technologies de production n’est pas  calibrée en ce qui concerne par exemple les pétroles et gaz de roche mère et le gaz de charbon.

Néanmoins,  des volumes limités de pétrole contenus dans des sables bitumineux nord-américains ont été récemment introduits dans les bilans mondiaux de réserves. Compte tenu de la spécificité de ces exploitations et des volumes considérables qu’ils représentent, il est nécessaire de vérifier si les bilans présentés prennent ou non en compte ces volumes particuliers.

 

Volumes complémentaires

Pour ce qui est des hydrocarbures liquides, il faut signaler l’apport, à ce jour hors bilans,  des productions de « pétrole synthétique » issu de processus actifs ou à venir : BTL (biomass to liquids), GTL  (gas to liquids), CTL (coal to liquids), STL (shale to liquids) ou HTL (hydrogen to liquids).

Dans le champ des ressources prospectives de gaz , on peut citer les hydrates de gaz. Ces hydrocarbures, qui représentent des volumes de ressources prospectives énormes mais très mal définis, ne sont pas pris en compte car les  processus de production ne sont pas encore maîtrisés et sont éloignés des critères économiques retenus par l’industrie. Néanmoins,  on notera que les japonais ont procédé, en 2013, à la première production « longue durée » de ce type d’hydrocarbures ce qui peut laisser envisager une évolution dans la gestion de ces ressources à terme.

 

Conclusion

A ce jour les chiffres les plus crédibles de réserves d’hydrocarbures correspondent à une quarantaine d’années de consommation mondiale au rythme actuel pour le pétrole et à plus de 60 ans pour le gaz.

Mais les variations liées à des critères techniques, technologiques, économiques, contractuels ou  politiques  ont des impacts directs sur le calcul des réserves qui est parfois déconnecté de la présence physique des volumes en terre.

A ces limites, s’ajoutent les variations liées aux erreurs ou approximations dans les processus de consolidation.

Par ailleurs, les volumes associés aux hydrocarbures « non conventionnels » et « synthétiques » ne sont pas ou peu pris en compte bien qu’ils soient perçus comme significatifs.

Il est donc difficile de présenter un bilan précis des réserves et ressources mondiales en hydrocarbures et de fait d’en tirer des perspectives pour les décennies à venir.