Réserves en pétrole et gaz

Définition

Par réserves de pétrole et de gaz, on entend les volumes de pétrole et de gaz récupérables dans des gisements exploités ou pouvant l’être au vu des critères techniques et économiques actuels. Ces réserves peuvent donc fluctuer, comme, en fonction de la disponibilité des moyens techniques permettant l’exploitation des hydrocarbures et en fonction des cours du pétrole (le prix du gaz est indexé sur celui du pétrole) avec un décalage dans le temps, les cours déterminant les investissements en exploration.

Lorsqu’il est question de réserves dans les bilans statistiques, il est le plus souvent fait référence aux réserves dites « prouvées », c’est-à-dire celles que l’on est « sûrs » (à 90%) de pouvoir extraire.

Nous parlons de réserves prouvées, car leur mesure est toujours difficile et contestable. Les réserves en pétrole et gaz sont possibles, probables ou prouvées selon le degré croissant de certitude que l’on a de leur existence, en fonction des données et des interprétations géologiques et techniques du moment et selon le lieu. Leur mesure est le fait de la, ou des compagnies, qui se livrent à l’exploration et/ou à la production, ainsi que d’institutions internationales.

Notons qu’il existe toujours des incertitudes sur le volume des « réserves ». C’est pour cette raison que les notions de « 1P », « 2P » ou « 3P » ont été introduites.

Les réserves des hydrocarbures dites « conventionnelles » sont concentrées dans un petit nombre de gisements présentant des conditions géologiques favorables pour piéger le pétrole formé. Les réserves non conventionnelles sont pour leur part bien mieux réparties dès lors qu’elles se situent dans la roche-mère et ne nécessitent pas de « piège à pétrole » géologique.

Catégories

prouvés dites "1P"

Elles désignent l’ensemble des quantités de pétrole et de gaz dont l’existence est établie et dont les chances de récupération et de rentabilisation. sont d’au moins 90 %. C’est à ces réserves que l’on se réfère en général, notamment dans les publications statistiques. Les compagnies pétrolières utilisent cette valeur lorsqu’elles veulent être certaines de rentabiliser leurs investissements ; Certains spécialistes utilisent l’appellation P 90 car elles ont 90 % de chance d’être mises en production.

probables dites "2P" (prouvées + probables)

Elles comptabilisent, pour un gisement identifié, les quantités de pétrole ayant une probabilité égale ou supérieure à 50 % d’être économiquement exploitables ; Certains spécialistes préfèrent l’appellation P 50 car elles ont 50 % de chance d’être mises en production.

possibles dites "3P" (prouvées + probables + possibles)

Elles désignent le volume maximum du pétrole qui pourrait être extrait d’un gisement. Cette limite supérieure inclut toutes les ressources qui ont une probabilité supérieure à 10 % d’être économiquement exploitables. Certains spécialistes les baptisent P10, car elles ont 10 % de chance d’être mises en production.

les Reserves algeriennes

Tenant compte de la composition du brut qui sort du puit.

Précisons qu’il existe de nombreux types de pétrole (en matière de densité, de viscosité, etc.) dont le coût d’extraction varie fortement

Le brut saharien est un pétrole léger d’excellente qualité, sa valeur est supérieure, par exemple, au pétrole lourd du Venezuela. Selon qu’à la sortie du puit il comporte 10 % ou 90 % de pétrole et 90 ou 10 % de gaz naturel, beaucoup moins valorisé, le gisement est évalué différemment et son exploitation peut être différée sinon même ajournée indéfiniment.

Découvertes

Alger fait état chaque année d’une trentaine de découvertes qui, en presque totalité, sont déclarées « non commerciales » à cause de leur composition et/ou de leur faible volume.

Chiffres :

À défaut de publications régulières par le ministère algérien de l’Énergie ou par la Sonatrach de données sur les réserves d’hydrocarbures en Algérie, il faut se reporter à des publications étrangères qui sont nombreuses ; la plus établie est celle de British Petroleum (BP) Statistical Review of World Energy, publiée chaque année par cette société britannique ; les estimations de la Central Intelligence Agency (CIA) en sont en général proches.

Les réserves non conventionnels:

C’est le nouveau venu ces dernières années. Elles font fantasmer le pouvoir à Alger et a inquiété les populations, notamment du grand Sud, le gaz de schiste.

Milliards de barils

0,7 % des réserves mondiale (15 ème place)

Trillions de M3

3 ème place au niveau mondial

Trillions (4600 milliards) de M3

2,4 % des réserves mondiale (10 ème place)

Le renouvllement des réserves

Le renouvellement des réserves est une question névralgique pour l’Algérie. Il s’agit de découvrir chaque année au moins autant de barils en terre qu’il en a été sorti. Sonatrach revendique chaque année sans plus de précisions des découvertes qui, en général, ne sont pas commerciales, c’est-à-dire susceptibles d’être mises en valeur compte tenu des réalités du produit et du marché. On constate, depuis 2000, une baisse des réserves conventionnelles. Le taux de renouvellement des réserves serait de 14 % selon M. Mohamed Saïd Baghloul, le patron de l’Institut Algérien des Pétroles (IAP), au quotidien El Watan du 25 mars 2014. Cela signifie que pour 100 barils produits, 14 sont découverts et les remplacent. Le taux de renouvellement des réserves de 2000 à 2010 a été de 40 à 50 % (112 % en 2011) ; il est tombé à 8 % pour d’autres années selon le PDG de Sonatrach (7 février 2012).

Plusieurs explications ont été avancées pour justifier cette panne dont la faiblesse des forages d’exploration sur un aussi vaste domaine minier.

Depuis les origines de l’industrie pétrolière en Algérie, il y a eu, en cumulé, 14 forages pour 100 000 km² contre une moyenne mondiale de 100 forages et une moyenne africaine inférieure d’un tiers (6 forages).

Deux bassins (Berkine et Illizi), proches de la frontière libyenne, ont été bien étudiés avec respectivement 57 et 39 forages pour 100 000 km² contre à peine 4 dans les bassins moins favorisés de l’ouest saharien (Tindouf, Béchar) et sans doute moins riches où, il est vrai, les chances de trouver un gisement sont, selon les géologues, beaucoup plus faibles.

D’autres y voient une certaine incapacité des pétroliers algériens à forer trop et pas souvent au bon endroit. La plupart des réserves commerciales mises à jour entre 1986 et à la fin du XXe siècle l’ont été par des compagnies étrangères autorisées à prospecter avec l’adoption en 1986 de la première loi d’ouverture du secteur aux opérateurs venus de l’extérieur.

Autre explication invoquée, la faiblesse relative du taux de récupération des réserves prouvées.

Élever le taux de récupération implique la mise en œuvre de techniques sophistiquées qui ne sont, en général, pas disponibles sur place et qu’il faut faire venir de l’extérieur. C’est coûteux et difficile dans la mesure où le prestataire de services, américain, asiatique ou européen, est réticent car il ne dispose pas de l’autorité sur le gisement et redoute d’être rendu responsable d’un échec dû à un environnement socio-administratif qui lui échappe largement.

fin des reserves

Quelles que soient les causes, depuis une vingtaine d’années les réserves baissent et BP Statistical Review of World Energy calcule le nombre d’années qui reste si la production est maintenue au rythme de l’année d’observation.

En 2009, il l’estimait à 16 ans soit un arrêt de la production de brut attendue en 2025. Sa version 2016, plus optimiste, a remonté son estimation à 21,1 ans pour une mauvaise raison : la baisse continue de la production depuis une bonne dizaine d’années repousse la date fatidique à 2037/38.

Pour le gaz naturel, ses estimations sont supérieures et évaluent à 49,3 ans le nombre d’années d’exploitation qui restent si le rythme de la production ne change pas.

Ces pronostics, font abstraction du schiste et ses réserves.

Pétrole

2038 100%

Gaz

2065 100%