[Découvertes] de nouveaux gisements de pétrole

[Philippe]

Un gisement offshore – 100 mètres d’eau - d’une faible épaisseur (24 pieds, soit 7,30 mètres), ce n’est pas forcément un cadeau. Les autres paramètres sont corrects à séduisants : 15% de porosité, c’est très convenable, 87% de saturation en hydrocarbures, c’est très bien, mais 7,30 mètres d’épaisseur, c’est vraiment très peu. En prenant un facteur de volume de 1,2 (au pif) pour tenir compte que le pétrole occupe plus de volume au fond qu’en surface, ces paramètres donnent un volume d’huile en place, pas énorme, de 6 millions de barils au kilomètre carré. Pour atteindre un milliard de barils, il faut une superficie de 160 kilomètres carrés, ce qui est énorme. De telles superficies existent, et il est possible que la société PROVIDENCE ait trouvé une structure géologique d’une telle superficie. La sismique 3D de 92 miles carrés (236 kilomètres carrés) n’a peut-être pas identifié les limites du gisement… Confirmation à attendre, donc.

Cela dit, le développement de cette découverte va être compliqué. Beaucoup plus que si le gisement avait été plus épais et moins étendu. Le taux de récupération va également s’en ressentir, pour les mêmes difficultés de drainer de telles étendues avec des puits qui vont, chacun, drainer des volumes modestes.

L’huile est de très belle qualité (http://www.lansdowneoilandgas.com/press ... 202012.pdf) avec une densité de 42° API, meilleure que le Brent, et une viscosité favorable de 0,68 centipoise en conditions de fond. La teneur en gaz est favorable, à 800 pieds cubes de gaz par baril d’huile, ce qui aidera au drainage de l’huile.

Il faut noter que le communiqué cité plus haut, du 15 mars 2012, avec l’estimation d’un tiers, RPS ENERGY, donne des estimations moins optimistes : accumulation médiane de 373 millions de barils, et réserves de 59 millions de barils, soit trois fois moins que dans l’article.

Belle découverte, donc, mais encore beaucoup d’inconnues, et notamment la taille de l’accumulation, mais surtout la simulation dynamique du gisement lorsqu’il sera mis en exploitation, qui seule permettra de se faire une idée du taux de récupération ultime, qui ne devrait pas être énorme (le cabinet indépendant RPS anticipe 16%, ce qui est très faible pour une belle huile et un réservoir de bonnes qualités, sauf l’épaisseur).

[kercoz]

un espoir pour nos amis Tunisiens :
http://www.romandie.com/news/n/_Shell_v ... 121308.asp

[energy_isere]

Un petit acteur pétrolier retrouve du pétrole dans une zone abandonée au forage depuis 50 ans en Pologne.

San Leon Finds Oil In Long-abandoned West Poland Area

Peut étre une sociéte de la taille de celle de notre ami Philippe.

L' article ne donne aucune information sur l' importance de cette découverte.

[Philippe]

Désolé, mais San Leon est bien plus grand que mes sociétés. La société est cotée en bourse : http://www.sanleonenergy.com/home.aspx, et c'est une "multinationale" : Albanie (c'est vrai que je rêve moi aussi d'y être, sérieusement), Allemagne, Irlande, Italie, Maroc, Espagne et France. En plus, San Leon est présent dans les gaz et huiles de schistes, notamment en France et en Pologne.

[mahiahi]

Un petit acteur pétrolier retrouve du pétrole dans une zone abandonnée au forage depuis 50 ans en Pologne.

Quand on vous dit de ranger vos affaires!
Il y en a un qui doit se faire engueuler maintenant

[energy_isere]

en relation avec ce post du 06 Juillet 2012, encore du pétrole découvert en offshore Irlandais viewtopic.php?p=322375#p322375

les analyses sismiques montrent 318 millions de baril en place en P50.

Europa: Mullen Prospect Likely to Contain 318M Barrels

November 06, 2012 Rigzone

Europa Oil & Gas said Tuesday that it believes the South Porcupine Basin, in the Irish Atlantic Margin, has the potential to host "a new hydrocarbon province" after seismic reprocessing produced positive results over one of its prospects there.

Reporting a technical update of its Mullen prospect, which lies within South Porcupine on Licensing Option 11/7, an analysis of data acquired there suggest resources that range from 66 million to 1.1 billion barrels of oil. P50 resources at Mullen are estimated at 318 million barrels.
Europa added that while first-pass seismic reprocessing over the Mullen prospect has been completed it is still engaged in reprocessing seismic data over its Kiernan prospect on Licensing Option 11/8.

"First pass seismic reprocessing over our Mullen prospect has proved positive. We are pleased to note that the P50 resources of 318 million barrels of oil are supported by an amplitude shut off, with indicative resources ranging from 66 million (P90) up to over a billion (P10) barrels of oil. Since our identification of these two large, previously unknown prospects, significant progress has been made towards uncovering the potential of these large structures," Europa CEO Hugh Mackay said in a company statement.

Will Arnstein, an oil sector analyst at London-based investment bank FinnCap, commented in a research note that the Mullen prospect is a "material opportunity for Europa", but that securing a joint venture partner will be "a key next step".

http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/1 ... 8M_Barrels

[Raminagrobis]

Pas découvert C'est juste une analyse sismique ils ont pas encore foré, c'est que du pétrole potentiel pour le moment.

[rico]

Forer c'est foirer.

[energy_isere]

bilan pour 2013 :

Pour trouver du pétrole, mets ta marinière


Les dix plus importantes découvertes de 2013 (en vert foncé, les plus grands pays consommateurs par tête, source BP)

Deux enseignements peuvent être retirés du bilan de l’exploration pétrolière et gazière pour 2013 dressé par l’analyste Anish Kapadia, de Tudor, Pickering & Holt, publié le 8 janvier par Forbes. La carte de dix principales découvertes est publiée ci-dessus (à partir d'un document produite par BP) et toutes ont un potentiel inférieur à un milliard de barils.

Le premier enseignement est que l’année 2013 est considérée comme médiocre avec beaucoup de déceptions, la dernière en date étant celle essuyée par Shell au large de la Guyane française. Depuis longtemps, les nouvelles découvertes sont inférieures à la consommation. Anish Kapadia estime qu'au total l'équivalent de 20 milliards de barils de pétrole a été découvert en 2013 alors que le monde en consomme 50.

Le second est que le pétrole et le gaz découverts désormais sont essentiellement sous-marins, avec les "usual suspects" (Golfe du Mexique, Angola, Nigéria…) et une "nouvelle frontière" qui fait apparaître depuis quelques années de nouveaux acteurs (Mozambique, Tanzanie). Le perfectionnement de la technologie permet d’accéder désormais à des gisements situés à -3000 mètres, avec cependant des coûts toujours plus élevés.


Des coûts d'exploration toujours plus élevés (source IFPEN)

http://lesenergies.blog.lemonde.fr/2014 ... mariniere/

[marc0]

c'est pas ~30 milliards de barils que l'on consomme annuellement

[phyvette]

c'est pas ~30 milliards de barils que l'on consomme annuellement

Ben si. Une coquille sans doute.
Voir deux : "20 milliards de barils de pétrole a été découvert en 2013".
Gros doutes sur les 20 milliards de bbl découverts pour l'année ?

[Raminagrobis]

C'est la somme pétrole + gaz. Le gaz étant ajouté au pétrole par équivalence énergétique, (170 m3 = 1 baril) ce qui se fait de plus en plus.

[mobar]

C'est la somme pétrole + gaz. Le gaz étant ajouté au pétrole par équivalence énergétique, (170 m3 = 1 baril) ce qui se fait de plus en plus.

encore un moyen de noyer de poisson en changeant les règles en cours de partie

Si on fait pareil pour les réserves de gaz nat, en rajoutant les découvertes de brut par équivalence énergétique le tour sera bouclé!

[energy_isere]

c'est pas ~30 milliards de barils que l'on consomme annuellement

90 millionsde b/j * 365 = 32.8 milliardsde b/an

le reste pour arriver au 50 milliard de baril de l' article c' est du Gaz traduit en equivalent pétrole.

[Saratoga Elensar]

http://www.lemonde.fr/economie/article/ ... _3234.html

Plus de 50 milliards de barils de pétrole et de gaz consommés en 2013 mais seulement 20 milliards de barils d'hydrocarbures conventionnels découverts : ces deux chiffres résument bien la redoutable équation à résoudre pour conserver la première source d'énergie primaire de la planète.

Selon une étude d'Anish Kapadia, analyste de la banque d'affaires spécialisée dans l'énergie Tudor, Pickering, Holt & Co., 2013 a été ponctuée de déconvenues importantes – et coûteuses – pour certains groupes pétroliers.
Les échecs du britannique Tullow Oil en 2013 rappellent que l'exploration pétrolière est un métier à hauts risques. Ce groupe est pourtant synonyme d'excellence depuis ses découvertes mirobolantes sur la côte ouest de l'Afrique (Ghana avec le grand gisement sous-marin de Jubilee en 2007) ou sur la nouvelle « frontière » orientale (Ouganda et Kenya).

Mais l'année qui avait débuté avec des déconvenues au Ghana, sanctionnées le 11 janvier par une chute de l'action de 5 %, a vu Tullow Oil accumuler les puits « secs ».

DES FORAGES INFRUCTUEUX AU MOZAMBIQUE

Des forages se sont révélés infructueux au Mozambique, puis en Côte d'Ivoire et enfin en Ethiopie. Sur le front sud-américain, trois puits creusés à grands frais au large de la Guyane française avec Shell et Total n'ont rien donné.

L'annonce du deuxième échec, en juillet, a été également sanctionnée à la Bourse de Londres (– 6,6 %). Fin décembre 2013, pour clore cette année noire, c'est sur le terrain plus familier de la Norvège que Tullow Oil a annoncé un dernier forage infructueux.

L'étude de M. Kapadia, qui porte sur 400 puits d'exploration, conclut que les compagnies ont découvert moins de pétrole que de gaz, plus coûteux à acheminer jusqu'au consommateur (gazoducs ou gaz naturel liquéfié) et moins lucratif que le brut sur les marchés.

Elles n'ont pas non plus débusqué d'« éléphants », ces gisements géants qui font rêver les pétroliers : aucune des découvertes réalisées en 2013 n'a dépassé le milliard de barils équivalent pétrole. La plus importante a été faite par l'italien ENI au large du Mozambique, avec deux gisements de 700 millions de barils, suivie par celle de Lontra (Angola) par l'américain Cobalt (900 millions) et celle d'un champ en Malaisie par Newfield Exploration (850 millions).

SOUS LA MER, SURTOUT À GRANDE PROFONDEUR

Cette étude confirme une tendance lourde : c'est sous la mer que l'on découvre aujourd'hui le plus d'hydrocarbures, surtout à grande profondeur (au moins 1 500 mètres). « Ils sont devenus un enjeu majeur du renouvellement des réserves et de l'augmentation de la production », souligne le patron de l'exploration-production de Total dans un entretien à Pétrole & gaz informations.

Yves-Louis Darricarrère estime qu'ils représentent 10 % des ressources mondiales de pétrole et de gaz et 7 % de la production actuelle (6 millions de barils par jour sur 90 millions). « Le poids de l'offshore profond va croître encore », prédit-il.

2013 contredit la tendance des trois années précédentes. Elles avaient été « très fructueuses » pour l'exploration, note l'Institut français du pétrole énergies nouvelles (Ifpen) dans son Panorama de 2013. Ses experts soulignent notamment l'importance des zones « particulièrement prolifiques » de l'antésalifère brésilien, du bassin de Rovuma (Mozambique-Tanzanie) et du bassin de Zagros, qui s'étend en Iran et au Kurdistan irakien.

Les régions dites « matures » sont aussi explorées – et exploitées – à fond. Le golfe du Mexique et la mer du Nord, où le norvégien Statoil a découvert en 2010 et 2011 le champ de Johan Sverdrup.

REGAIN D'INTÉRÊT POUR LA MER DU NORD

Ce « prospect » géant (de 1,8 à 2,9 milliards de barils équivalent pétrole) a relancé l'intérêt des compagnies pour la mer du Nord, une région pourtant largement exploitée depuis les années 1970. Preuve qu'il faut persévérer : Elf Aquitaine (racheté par Total) avait raté Johan Sverdrup de quelques mètres en 1971 !

Ces découvertes sont le fruit de la relance des dépenses d'exploration par les compagnies pétrolières au milieu de la décennie 2000. Elles ont plus que triplé entre 2003 et 2008 pour approcher 65 milliards de dollars (48 milliards d'euros) et 90 milliards de dollars en 2012.

Si l'on y ajoute la production et ses coûts plus importants, l'investissement mondial dans l'exploration-production s'est élevé à 694 milliards de dollars (508 milliards d'euros) en 2013 et devrait atteindre 750 milliards cette année.

GRAND RENFORT DE TECHNOLOGIES DE POINTE

Ces sommes faramineuses témoignent, en fait, de l'importance croissante des pétroles découverts et extraits à grand renfort de technologies de pointe. La production des compagnies, notamment des majors occidentales, stagne, voire décroît, depuis plusieurs années en dépit d'investissements toujours plus lourds rendus possibles par un baril à 100 dollars.

Autre réalité : les importantes réserves découvertes entre 2008 et 2012, y compris dans des gisements difficiles à exploiter – loin de compenser le déclin des gisements arrivés à maturité –, ne couvrent que 40 % de la consommation mondiale de pétrole conventionnel, note l'Ifpen : 12 milliards de barils de brut par an pour une consommation de 30 milliards. Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), qui a étudié le profil de 1 600 champs ayant passé leur pic de production, celle-ci baisse à un rythme moyen de 6 % par an.

C'est dans son rapport 2010 que l'agence avait reconnu pour la première fois le déclin de la production de pétrole conventionnel (hors bruts extra-lourds et schistes bitumineux). Un an plus tard, le PDG de Shell, Peter Voser, prévenait : « Le monde devrait ajouter l'équivalent de quatre Arabie saoudite ou de dix mers du Nord dans les dix prochaines années rien que pour maintenir l'offre à son niveau actuel. »

L'AIE estime que ce déclin sera « un moteur majeur des investissements dans la production ». Faute de quoi la production quotidienne tomberait de 70 millions de barils à 48 millions en 2020 et à… 17 millions en 2035.