[Raminagrobis] Synthèse de la production pays par pays.

[Raminagrobis]

Y'a vraiment un problème avec les hciffres pour le Canada.

Je suis en train d'essayer de les réunir pour compléter mon étude de la production non OPEC.

BP donne une production de 3.3 Mb/j en 2007.

Mais les sources canadiennes, notemment http://www.capp.ca donnent beaucoup moins !

1 mb/j de pétrole conventionnel dans l'ouest
1.1 mb/j de bitumes des oil sands
0.16 mb/j de ngl
0.37 mb/j d'offshore
= 2.7 environ
Y'a 600 000 barrils jours qui manquent par rapport aux chiffres de BP

Je pige vraiment pas le bug

According to CAPP's 2008 Crude Oil Forecast, Markets and Pipeline Expansions total Canadian crude oil production (conventional, oil sands and Atlantic offshore) is projected to increase from 2.7 million barrels per day (b/d) in 2007 to almost 4.5 million b/d in 2020.

Je comprend vraiment pas pourquoi BP donne un chiffre supérieur de 20% (et c'est vrai aussi pour les années précédentes).

Du coup je ferais pas le scénario du canada aujourd'hui

EDIT : trouvé! Je pensais que la catégorie de production "pentanes plus" des sources canadiennes correspondaient aux Liquides de gaz naturel , ben non!
Les Canadiens n'incluent pas les Propane, Ethane, et Butane dans la production de pétrole ce qui peut se justifier d'ailleurs.

[Raminagrobis]

Pas le pays le plus facile à modéliser.

Je saucissonne la production (3.3 Mb/j en 2007 selon la définition de bp) comme suit :

1- Production conventionnelle du bassin sédimentaire de l'Ouest Canada.
Les chiffres 2000-2007 viennent de CAPP (http://www.capp.ca). Cette production conventionelle, qui vient de passer sous le million de barrils/jours, décline lentement mais surement depuis plus de 20 ans. Je prolonge ici le déclin selon la tendance récente, 3% par an. Ca revient à supposer, en prolongeant "à l'infini", qu'il reste 12 milliards de barrils de réserves, c'est plus de 4 fois les réserves prouvées. Mais les réserves sont, comme aux Eats-Unis, évaluées selon des critères ultra-conservateurs et sans cesses réévaluées, en ajoutant la récupération assistée des vieux gisements (l'injection de CO2 se répend) et les petites découverts qui restent ça ne parait pas impossible.

2- Bassin Jeanne d'Arc.

C'est la seule région de production offshore de pétrole (la bassin de nouvelle écosse produit du gaz). Ce petit bassin (données géologiques USGS ici) est maintenant mature. Trois gisements sont exploités : Hibernia (135 kb/j, après un pic à 200), Terra Nova (116 kb/j), White Rose (117) - chaque gisement inclut en réalité quelques "satellites". Les réserves sont limitées. Hibernia a clairement passé son pic. Faut de plus de précision, je suppose un déclin de 10% par an (+ un gisement de 35 kb/j prévu pour 2011) avec une production arrêtée en 2025 - ces plates formes coutent très cher à faire fonctionner, elles seront arrêtées quand la production deviendra trop petite.

Les canadiens espéraient répéter le succès du bassin Jeanne d'Arc dans deux autres secteurs proches (Orphan basin et Carson Basin) dont ils espéraient des milliards de barrils de réserves mais qui semblent en fait, après quelques forages, ne pas être productifs.


3 - Liquides de gaz naturel

Ils représentent 700 kb/j. J'utilise les chiffres de production de l'EIA, 1997-2007. Le CAPP ne compte pas tous les LGN dans la production de pétrole, mais seulement le pentane, d'où un chiffre de production officiel canadien inférieur de 600 kb/j aux chiffres BP.
Pas facile de trouver des chiffres de réserves. Le production fluctue beaucoup car elle est soumise à des arbitrages en fonction du prix du gaz. Néanmoins la production de gaz naturel canadienne est en déclin, et il me parait inévitable que les LGN déclinent plus vite que le gaz lui même, principalement parce qu'une part croissante du gaz est du gaz non conventionnel (gaz des veines de charbon, gaz de schiste, gaz biogénique) qui se trouve être sec, c'est à dire qu'il produit peu ou pas de LGN. Je table ici aussi sur un déclin de 3% par an.

4- Sables bitumineux

que faire exactement des sables bitumineux ?
Le potentiel est énorme mais bute sur :
* Cout de développement énorme.
* Consommation de gaz naturel.
* Impact écologique local
* Emissions de CO2
* Manque de Main-d'oeuvre
Les oil sands sont de plus en plus contestés, il suffit de faire une recherche sur ce mot clé dans la presse canadienne. Je vais ici me borner à prendre tel quels les projects déjà annoncés, en supposant que, face à la levée de boucliers actuelle, il sera difficile d'en lancer de nouveaux (en fait il est même probable que certains soient annulés ou repossés). Celà nous mène à 4 Mb/j en 2020 contre 1.2 actuellement. Je suppose aussi que la production sera ensuite maintenue, c'est à dire que de nouvelles zones seront exploitées au fur et à mesure pour compenser l'épuisement des zones exploitées depuis longtemps par excavation.
D'autre part, je prend telle quelle la production annoncée, alors que pour bien des projets il s'agit de la production de bitumes, et qu'il faudrait en décompter une fraction pour la consommation interne : actuellement les projets oil sands utilisent du gaz naturel pour s'approvisionner en chaleur, électricité et hydrogène, il est probable qu'à terme on se tourne vers la gazéification d'une partie du bitume (comme pour le projet long lake).

5- nouvelles provinces?

Dans un territoire aussi vaste, l'hypothèse de la découverte d'une nouvelle réggion ne doit pas être négligé. Les îles sverdrup dans le grand nord on été explorées dans les années 70 et des réserves ont été trouvées, mais n'ont pas été évaluées. Il y a aussi des LGN et des condensats, peut être aussi du pétrole, dans le delta de McKenzy et la mer de Beaufort. Enfin, il existe un certain potentiel sur la cote ouest (bassin de la riene charlotte) ou l'exploration est actuellement interdite. Tout celà est trop incertain pour être intégré dans un scénario de production, mais doit être gardé en mémoire.

Voilà ce que ça donne



Mais c'est vraiment pas un pays facile à étudier, les oil sands dépendant plus de la politique et de l'économie que des réserves, ce scénario pourrait s'avérer être bien trop haut ou bien trop bas.

Notons que deux millions de barrils/jours gagnés d'ici 2020 ne font finalement que compenser le déclin de la Norvège + le danemark.

[Raminagrobis]

Voilà la suite de l'évaluation des producteurs significatifs non opec : Syrie, Yémen, Oman

Nota : J'exclus Dubai, même si cet émirat ne fait pas parti nominalement de l'OPEP (seul Abu Dhabi est membre). La plupart des organismes comptent l'ensemble de la production des émirats dans l'OPEP, et les chiffres de Dubai sont difficiles à trouver.


Yémen
Date du pic : 2002
Production totale : 3.2 Gb, passée 2.5 Gb, future 0.7 Gb.

La production n'a commencé qu'en 1986 et 2.5 Gb ont été extrait. La production 2007 est de 336 kb/j (pic en 2002 à 457 kb/j). Selon l'ASPO, 3.2 Gb ont été trouvés, il ne resterait donc que 700 Mb. 350 puits ont été forés, le pays a donc été assez densément exploré vu que ses régions productrices sont limitées en étendue.

Carte d'Adelphi Energy montrant ou sont les régions productrices :


La courbe de Deffeyes est d'accord avec l'ASPO mais ça peut simplement vouloir dire que le chiffre de l'aspo a été obtenu par cette méthode !


Bien entendu, le gouvernement yéménite est bien plus optimiste :

Yemen is a small, non-OPEC oil producer. According to Oil and Gas Journal (OGJ), the country had proven crude oil reserves of 3 billion barrels in 2007, down from 4 billion in 2006. The oil is concentrated in five areas: Marib-Jawf - Block 18 (estimated 800 million barrels) in the north; Masila - Block 14 (estimated 800+ million barrels) in the south; East Shabwa - Block 10A (estimated 180 million barrels); Jannah - Block 5 (estimated 345 million barrels) and Iyad - Block 4 (estimated 135 million barrels) in central Yemen.

Despite these declines, the national government estimates that the country holds around 9 billion barrels of oil reserves, and that as remaining blocks are explored, production will increase in the near future—particularly from offshore fields. The government hopes to boost output to 500,000 bbl/d in the next few years and to this end is carrying out an offshore licensing round in 2007.

Ce qui cloche déjà, c'est que si on va chercher les données publiées par les compagnies qui exploitent les réserves yéménites, ça colle pas!

Les données de Nexen sur le bloc de Masila (qui représente un gros tiers de la production du pays) font état de 41 Mb prouvés et 15 Mb probable pour Massila + un autre bloc. Ce sont les parts nettes revenant à Nexen, pour une participation de 50% : donc 100 Mb, huit fois moins que le chiffre des sources publiques !

Pour l'instant, je retiens les 3.2 Gb de réserves totales en suivant l'ASPO. Il n'y a pas eu de découvertes significatives ces dernières années. En fait on obtient un fit passable avec une courbe de Hubbert de 3.2 Gb centrée en 2001 avec un taux de croissance initial et de déclin final à 21% ce qui est énorme. La production ne démarre pas comme la Hubbert du fait d'une mise en service par palliers (mise en place des pipelines de Ma'rib en 1986 et de Masila en 1993) mais s'y aligne ensuite.



Pour l'instant je garde donc ce scénario, mais il faudra le revoir si il y a une nouvelle découverte importante. Je crains quand même qu'il soit fort bas (4x moins que les réserves officielles, et je me méfie des courbes de Deffeyes).

Si l'exploration offshore qui a débuté récemment (prolongrement offshore des bassins déjà exploités) ne donne rien, le patient est mort.

Edit : et pour ne rien arranger, la consommation interne du pays est en forte hausse, +10% en un an. Notons que le pays a quand même 22 M d'habitants.

Edit 2 : le gouvernement de sanaa annonce une production de 300 kb/j cette année, ce qui "tombe" pile sur la courbe de Hubbert, la renforçant quelque peu.

[Raminagrobis]

Norvège.



L'exploration ne sert plus à grande chose, la courbe d'écrémage est très avancée, elle confirme le total de 30 Gb de la hubbert. Production et exploration donnent le même total, logique.

Si ils ne trouvent pas un nouveau play, genre en arctique lointain, autour des iles lofoten ou un recoin profond de la mer du nord, le patient est mort.

EDIT : plus clair avec les années en bas.

Le graphe se lit comme suit : le 400e puit d'exploration a été foré en 1984 et à cette date, un total de 21 Gb avait été trouvé.

[Raminagrobis]

Norvège.

L'exploration ne sert plus à grande chose, la courbe d'écrémage est très avancée, elle confirme le total de 30 Gb de la hubbert. Production et exploration donnent le même total, logique.

Tu peux expliquer un peu stplais.
Les 30 Gb ( extraction cumulée) ont les trouvent comment ?
Avec la valeur du pic ?
Ou bien on sait que la moitié a été extrait et que donc il n'en reste plus que la même valeur aprés le pic ?
Bon ça parait con mais comme tu maitrise bien le truc, c'est toujours bien d'avoir des explications claires.

Non il n'est pas question de production dans cette courbe.
Je prend les stats du NPD (organisme officiel du pétrole en norvège).
Pour chaque gisement, je prend la dernière estimations des réserves + ce qui a déjà été produit; et l'année où il a été découvert.
Je trie les gisements par année.
Et je fais la somme cumulée des gisements découverts jusqu'à telle date.
Et comme ils donnent aussi des stats du nombre de puits creusés par an, je compare les deux.

Il y a quand même la dedans le pb des extensions, par exemple la courbe est un peu modifiée selon qu'on considère troll vest et ost comme un seul gisement ou deux.

[Raminagrobis]

Syrie.

Année du pic : 1995
Production totale : 7.2 Gb, passée 4.8 Gb, future 2.4 Gb.

Pour la Syrie, c'est pas très compliqué : la production est en déclin terminal à 6% par an. Le domaine pétrolier est exigu (pointe est du pays), bien exploré (plus de 300 puits), et il n'y a pas eu de découvertes significatives ces dernières années. Je me contente donc de prolonger le déclin tendanciel, ce qui revient à supposer 2.4 Gb de réserves restantes (un peu moins que le chiffre officiel à 2.5).
J'affinerais peut être ce scénario fort simpliste par suite, notammentr si ils trouvent quelque chose en offshore. Il se peut aussi que l'amélioration du climat politique permettre de faire entrer de nouvelles techniques d'exploration et production et de nouveaux capitaux, et augmente un peu les réserves.
Bref scénario très simpliste, mais de tout façon il n'y a pas trop de miracle à attendre pour ce pays.

[Raminagrobis]

Sakhalin-1 est déjà en déclin

http://www.business-standard.com/india/ ... tono=46688

ONGC Videsh Ltd's Sakhalin I oilfield in Russia will see production declining to 160,000 barrel per day next year from 190,000 barrel per day, a company official said.
"The field is witnessing a drop in production since last year, due to declining reserves," he said.

Sakhalin I, c'est le bloc qui comprend notamment Chayvo

Voir carte

[Raminagrobis]

Oman.

Année du pic : 2001
Production totale 16 Gb, passée 8.5 Gb, future 7.5 Gb

Encore un producteur de pétrole relativement tardif : la production a commencé seulement en 1967. La courbe historique de production est d'ailleurs étonnamment similaire à celle de la Syrie. 8,5 Gb ont été produits. La courbe de Deffeyes pointe vers un total de 13 Gb seulement, soit 4,5Gb restant seulement ce qui donnerait 6% de déplétion annuelle. 600 puits ont été forés d'après l'ASPO.

La quasi-totalité de la production est contrôlée par un consortium, Petroleum Developpement Oman. PDO appartient en majorité au gouvernement, mais les opérations techniques sont en réalité menées par shell, partenaire à hauteur de 34%.

Le gisement de Yibal, plus grand du pays (~2Gb) et un des premier a produire, avait atteint 250 000 b/j à la fin des année 90, avant de connaitre un déclin bien plus violent que ce que Shell avait prévu, tombant d'un facteur 4 en quelques années, entrainant à la baisse la production du pays à partir de 2001. Le déclin de 2001 à 2008 (pas nouveau gisement) est de 6% par an en moyenne, ce qui est cohérent avec le taux de déplétion estimé ci-dessous - n'en tirons par de conclusion hatives, la courbe de deffeyes découle justement d'une tendance de production, mais à plus long terme.

De petites découvertes de pétroles ont encore lieu de temps à autre, je place donc 1Gb de gisements futurs avec pic dans 15 ans. Du coup, Oman semble se focaliser sur la récupération assistée dans les vieux gisements. Mukhaizna, en particulier, est un gisement de 2.1 Gb (initiallement en place, pas récupérables) de pétrole lourd (15° API, juste à la limite du pétrole conventionnel). Le production jusqu'ici n'a jamais vraiment marché. Occidental va récupérer le pétrole en injectant de la vapeur d'eau sous pression, à l'instar de ce qui se fait dans les sables bitumineux canadiens et dans certains gisements indonésiens. Celà consomme d'énorme quantités de gaz naturel et d'eau douce.

Mukhaizna Field production is expected to steadily increase to 150,000 barrels of oil per day (BOPD) by 2012. The plateau rate will be maintained as long economically feasible. Year-end 2008 target production rate is 50,000+ BOPD.

Je pense que faut de plus d'information, le mieux est de se fier à l'exemple de Duri en Indonésie - même si le pétrole de Mukhaizna est encore plus lourd.
Tablons donc sur un peu plus d'un 1 Gb (50%) de pétrole récupérable, qui (du moins ça peut s'argumenter) n'est pas inclut dans les résultats de la linéarisation de Deffeyes puisqu'il s'agit d'une nouvelle ressource auparavent inaccessible. Je compte un plateau à 150 kb/j comme indiqué par l'opérateur puis déclin après épuisement de la moitié des réserves. Le rendement énergétique net doit être assez mauvais.

Deux autres projets EOR à Harweel et Qarn Alam, 45 000 b/j chacun doivent être menés, également sur le principe de l'injection de vapeur. Je leur donne le même profil de production.

Pas mal d'hypothèses bon marché dans ce scnéario. Mais de toute façon le pays est clairement post-pic donc est-ce si important ?

Le pays n'a que trois millions d'habitants et ne consomme donc presque rien, il restera très longtemps exportateur.




Synthèse Région

Production non OPEC du moyen orient à part Dubai (chiffre comptés avec abu dhabi et donc l'OPEP par les chiffres officiels) et Bahraim (qui n'atteind pas mon seuil des 100 000 b/j) :



On remarquera que depuis le pic en 2001, la production a déjà baissé de 30% !

[Raminagrobis]

Indonésie.

Année du pic : 1977 (controlé), 1991 (déplétion)

Le pays est essentiellement un archipel volcanique, les régions pétrolières sont donc limitées à des bassins sédimentaires tertiaires relativement restreints. L'Indonésie est un producteur très ancien, berceau de la Royal Dutch shell au XIXe siècle - aujourd'hui la compagnie dominante là bas est chevron, surtout depuis son rachat d'Unocal.

Le pays étant un grand producteur de gaz, il semble utile de détacher la production de liquides associés au gaz (condatats + LGN). Les chiffres OPEP disponibles pour 1980-2007 ne comprennent que le pétrole brut stricto sensu, en faisant la soustration de ces chiffres à ceux de BP on doit théoriquement obtenir la production de condensats et LGN. Néanmoins le résultat est assez étrange. Il montre une division par deux de cette catégorie de production depuis 1993, ce qui est plausible, la production de gaz semble avoir piqué en 2004 et il est normal que les condensats déclinent plus tot et plus vite que le gaz : dans la vie d'un gisement de gaz à condensats, on réinjecte pendant longtemps du gaz "sec" pour amélioration la récupération des liquides. Néanmoins, le résultat de la soustraction donne aussi une énorme indendation (-50%) en 1999, ce qui est invraissemblable (il ne s'est rien passé de particulier sur le production de gaz cette année là).

La région productrice principale reste le centre de Sumatra, avec environ 400 000 barrils/jours (contre 800 000 il y a une dizaine d'années, et un million dans années 70). Cette région exploité par CPI, une joint-venture de Chevron et du gouvernement indonésien.
Duri, découvert en 1941, est encore le premier gisement en termes de production quotidienne, ce qui donne une idée de la maturité du pays. A peu près tous les gisements sont en déclin irreversible. Dur, qui produit du pétrole lourd, est exploité par injection massive de vapeur d'eau (ce qui consomme bien sur beaucoup de gaz naturel). Selon cette source (http://www.peakoil.nl/wp-content/upload ... 0/duri.png) il va décliner fortement à partir de 2013, tandis que son satellite nord va produire environ 80 000 b/j... mais pas pour longtemps. Déclin confirmé par Monsieur Chevron lui même : http://www.platts.com/Natural%20Gas/New ... headlines1
Minas produit du pétrole léger, ce fut jadis un des plus grands gisements d'asie (production cumulée de l'ordre de 5Gb) mais il est aussi en déclin. Le pétrole de Minas est encore utilisé comme benchmark des prix du pétrole dans la région, mais sans doute plus pour longtemps, vu que le volume de pétrole de minas exporté tend vers zéro. Selon la même source : http://www.peakoil.nl/wp-content/upload ... /minas.png - mais d'autres sources disent que le gisement produit actuellement 125 kb/j (peut être des satellites sont-ils inclus?).
J'ai tenté de faire un profil de production futur pour central sumatra qui soit cohérent avec les informations glanées à droite et à gauche sur Duri, Minas et les petits gisements. Ce n'est pas un exercice facile.

A java, on trouve le gisement Banyu Urip (aussi appelé Cepu, mais ce nom inclut en fait d'autres gisements anciens), qui est probablement le dernier géant inexploité en Indonésie. Il doit , après des années de retard, produire 150 000 b/j de pétrole lourd et souffré en 2012. Les chiffres de réserves sont assez inégaux selon les sources, 600 Mb semble le chiffre le plus élevé qu'on puisse trouver. Ce qui signifie que le niveau de 150 000 b/j ne sera pas maintenu longtemps. En prenant 600 Mb (soyons optimistes) je compte un plateau de production jusqu'à épuisement de 50% des réserves puis un déclin exponentiel.
Quelques petites découvertes ont été annoncées en 2005, rien de significatif depuis, alors que quelques 50 puits d'exploration sont forés chaque année.
En offshore profond, la seule région qui ait donné des découvertes importantes pour le moment est l'extension du bassin de Kutei (delta du Mahakam), dans le détroit de Makassar (cherchez sur une carte :p). Une dizaine de gisements ont été trouvés, mais ce ne sont pas des gisements, et ils contiennent essentiellement du gaz naturel. Deux ont des réserves appréciables de pétrole : West Seno (découvert en 98) qui est déjà exploité et produit 80 000 b/j (première production deepwater du pays), et Rangass (2002). Chevron espère trer 80 000 barrils/jours de liquides en 2012 du développement de Ranggas et de liquides associés de plusieurs gisements de gaz. Les chiffres de réserves diffusés sont flous et tendent à additionner pétrole et gaz.
En 2004,Santos avait trouvé le gisement de Jeruk à Java, annoncé à 170 Mb, mais les forages postérieurs ont montré que le réservoir était en fait bien plus petit et complexe que prévu, il n'est même pas sur que le gisement sera exploité. (http://uk.reuters.com/article/oilRpt/id ... 6020070618).
Il y a un grand projet de développement de gaz (pour l'exportation de GNL) en Papouasie, Tangguh, mais le gaz est assez sec et le production de liquides associée sera donc réduite.

Néanmoins TGS NOPEC affirme que le pays a de nombreux autres bassins en offshore profond, prometteurs, qui n'ont pas été explorés. TGS Nopec gagne sa vie en vendant les informations géologiques sur les bassins prospectifs aux compagnies pétrolières, ils ont donc intérêt à être optimistes. N'écartons pas complètement la possibibilité de nouvelles découvertes significatives. Vu le temps qu'il faut pour développer de nouveaux bassins, je compte 1 milliard de barrils de nouvelles réserves, mis en service progressivement sur 10 ans (2015-2020). Avec un taux de déplétion de 5%, celà donne 15 kb/j de nouvelles capacités par an. Celà se traduit par une assez peu réaliste période de stabilité de la catégorie "autres" de la production. Je reverrais peut être ça.

L'indonésie a quitté l'opep cette année, mais il y a de toute façon un moment qu'ils produisaient bien en dessous de leur quota.



Comme d'habitude, le scénario est surtout à prendre au sérieux jusque 2015-20, au delà tout est très spéculatif.

[Raminagrobis]

Etrange tout de même dans cette synthèse de constater que tous ces pays ont piqué a la même date . Ils se sont donnés le mot ou quoi ?

Oh, ils ont piqué à des dates un peu différentes (96 à 2001) mais c'esty surtout qu'ils tous commencé à décliner fortement en 2002. Mais bon y'a tellement de pays qui ont piqué ces années là (norvège, UK, indonésie...).

[Raminagrobis]

Congo Brazzaville.

La production dans ce pays a commencé à l'échelle industrielle dans les années 70, elle est dominée par Total et Eni.

Le domaine pétrolier du pays est une partie du bassin sédimentaire crée par l'embouchure du fleuve congo, le système pétrolier est donc le même que pour l'Angola. Le Congo-Brazzaville n'a cependant pas un très grand domaine maritime.

2 Gb ont déjà été extraits, la courbe de Deffeyes pointe vers un total de 3 Gb seulement mais est probablement "fausse", en ce sens qu'elle n'inclut pas les réserves en offshore profond.

Les principaux gisements sous
*M'boundi (onshore) longtemps détenu par Maurel et prom, revendu à ENI. Produit environ 40 000 b/j. Les réserves ont été soumise à audit en 2006 et estimée à 300 Mb P90. En 2009, l'injection d'eau doit fortement augmenter la production (90 kb/j). Mboundi représente maintenant le gros de la production onshore. Du gaz y sera produit à partir de 2009. Les chiffres de réserves communiqués sont de 1.4 Gb, mais il s'agit du pétrole en place. Le pétrole récupérable serait de l'ordre de 500 Mb. Comme d'habitude, je compte une production constante jusqu'à épuisement de 50 des réserves puis déclin exponentiel.
*Nkossa en offshore peu profond, détenu par total. Découvert en 1984. Réserves initiales de l'ordre de 400 Mb. La production a commencé en 1996. Aparemment il a piqué à 70 kb/j en 1999 () alors qu'il était supposé atteindre 110 kb/j. ces chiffres n'incluent ni les satellites ni les GPL. Il produit maintenant 35 kb/j
* Zatchi (22 kb/j), Loango (18 kb/j) deux gisements offshore d'Eni
* Tchibouela (19 kb/j), de total, c'est un vieux gisement offshore, il produisait plus de 40 kb/j dans les années 90.
* Sendji (11 kb/j), emeraude (9 kb/j), tous offshore.

Les nouveaux gisements qui arrivent :
*Moho Bilondo (total), premier gisement deepwater du pays. Total compte 230 Mb de réserves ultimes et 90 kb/j de production - il vient de démarrer - , ils vont donc l'épuiser vite (14% par an !). Je compte le profil de production en conséquence
*Azurite (Murphy), 75 Mb et 40 kb/j en 2009, soit 20% par an! dans le bloc "mer profonde sud"

Dans le bloc "Mer Très profonde sud", Total et Eni ont fait 5 découvertes de 2000 à 2007. Pas de chiffres de réserves, mais vu les données des puits se sont des gisements significatifs.

Tous les blocs ont été attribués depuis au moins 10 ans, même ceux en offshore profond. Il y a eu pas mal de puits "secs". L'exploration est donc assez avancée. Il me parait raisonnable de compter encore 1 milliards de barrils de réserves offshore profond après Moho Bilondo et Azurtite - en grande partie dans les gisements déjà localisés mais pas encore évalués.
Vu les exemples ci-dessus on peut penser que les réserves seront siphonées à la vitesse grand V, je compte 10% par an, soit 270 kb/j... mais pas pour longtemps.

Chose assez étonnant pour un pays d'Afrique, le congo diffuse des données détaillées de la production mensuelle par gisement. Mais seulement depuis 2005 malheureusement : [url=http://www.mefb-cg.net/petrole/partage_production.htm]ici


Voilà donc une vague idée :

[Raminagrobis]

J'ai oublié les oils sands!!
Donc eni espèce 40 kb/j dès 2014.
bon je referais ça.

[Raminagrobis]

Congo Brazzaville.

Voilà une version affinée :

Pic non encore franchi
Production totale : 4 Gb, passée 2Gb, future 2Gb (oil sands exclus)



Deepwater :
* Moho-Bilondo (230 Mb)
* Azurite (75 Mb)
* 6 découvertes non envaluéés (MTPS et zone partagée avec l'angola) + découvertes futures (total 1gb)

Oil sands : la première phase déjà annoncée par ENI, 40 kb/j de brut de synthèse.

Ca me plait bcp plus comme ça.

[Raminagrobis]

Depuis l'Adhésion de l'Angola à l'OPEP, tous les producteurs majeurs du continent africain apartiennent à l'organisation ; Algérie, Nigéria, Lybie, et donc Angola.

Les producteurs non opec restant donc l'Egypte, le Congo-Brazzaville, le Tchad, la Guinée Equatoriale, le Gabon, le Cameroon, la Tunisie, l'Afrique du Sud, la Mauritanie, le Soudan, la Cote d'Ivoire et bientôt le Ghana et l'Ouganda.

Le continent africain produit 10.3 Mb/j selon BP, c'est le seul continent dont la production est encore en nette hausse. Les pays non opec représentent 2.4 Mb/j.


Congo-Brazzaville
Pic non encore franchi
Production totale : 4 Gb, passée 2Gb, future 2Gb (oil sands exclus)


voir ici : http://forums.oleocene.org/viewtopic.ph ... 60#p210960


Egypte.

Date du pic : 1987 (brut seul), 1993 (tous liquides)
Production totale 15 Gb, passée 10 Gb, future 5 Gb.

Le pétrole est connu en Egypte dès le XIXe siècle - dans l'ère industrielle, mais dans l'antiquité il servait déjà à la mommification - , le premier grand gisement sera celui d'Hurgada en 1913 sur la cote de la mer rouge. Le pétrole Egyptien, notemment dans la péninsule du Sinai, contribua à l'effort de guerre allié pendant la seconde guerre mondiale.

En 2007, le pays a produit 710 kb/j (tous liquides), le production cumulée est de 10 Gb.

Le production d'hydrocarbure au pays des pharaons se répartie dans plusieurs zones :

Le golfe de Suez, au sens large, puisque la région pétrolière en question (un rift tertiaire) déborde en onshore des deux cotés, et dans l'extrémité nord de la mer rouge. La région produit environ 500 000 b/j. Pour l'USGS il s'agit du système pétrolier Sudr-Nubia. La production locale est gérée par Gupco (Gulf of Suez Petroleum Company), une alliance du gouvernement égyptien et de BP.

L'USGS donne des infos assez détaillée (ici) et passionnantes (enfin pour nous, parce que le commun des mortel s'en fiche complètement). Il nous apprend que 550 puits ont été foré dans le "Gulf of Suez Block-Fault Fairway, Assessment Unit 20710101" (en clair, le principal système pétrolier du golf de suez), dont la moitié après 1978 environ, il s'agit donc d'une région bien explorée. Même l'USGS ne voit que des découvertes de petite taille dans le futur.

Les grandes découvertes datent des années 60 et 70 :
* Belayim, 1961, 800 Mb
* Morgan, 1965, 1500 Mb
* July, 1973, 750 Mb
* Ramadan, 1974, 500 Mb.
* Issaran, 1981, 500 Mb (sous réserves, pas confirmé par toutes les sources)
Ces quatres géants ont passé leur pic de production depuis bien longtemps. Au total, environ 50 gisements sont connus dans la région. L'URR devrait être de 10-12 Gb. Le pétrole est de qualité moyenne (autour de 30° API)

Le gisement de Saqqara qui a été trouvé en 2003 et où la production vient de débuter, est la plus grande découverte dans le golf de suez (et en Egypte, pour le pétrole) depuis 1989 et ne fait que 50 à 80 Mb. Clairement l'exploration dans le secteur est extrêmement mature. Une carte des gisements est diponible ici Selon Energyfiles, il reste un espoir de petites découvertes antésalifères. Les efforts se portent maintenant sur l'amélioration du taux de récupération dans les vieux gisements (notemment les quatre géants) et le développement de découvertes marginales (<10 Mb pour la plupart).

Les espoirs de trouver du pétrole ou du gaz plus au sud, dans la mer rouge elle même, n'ont rien donné jusqui'ici. De petites découvertes dans le futur ne sont pas à exclure néanmoins, car il y a eu des gisements de gaz trouvés au soudan dans cette même province géologique.

La deuxième région productrice est le désert occidental. Il s'agit d'une région moins riche mais beaucoup plus étendue que le golf de suez et comportant plusieurs bassins disctincts, occupant le nord-ouest du pays (mais ne semblant pas s'étendre en offshore). La région produit autant de gaz que de pétrole.

Si l'exploration est bcp moins mature ici que dans le golf de Suez (des découvertes sont encore annoncées régulièrement), le pic de production semble avoir été atteint en 2003 à 280 kb/j, et le déclin semble rapide (~200 kb/j maintenant) si on en croit les chiffres de production qu'on trouve ici et là. Ici aussi il y a des efforts de récupération assistée dans dce vieux gisements (voir cette annonce d'apachepar exemple).

Parmi les principaux gisements, citons Meleiha (URR = 200 Mb, découvert en 1972) détenu par AGIP.

Le delta du nil est une formation sédimentaire importante quoi qu'assez récente. Des découvertes de gaz considérable y ont été faites (et continuent) , s'étendant loin en offshore, faisant de l'Egypte un grand exportateur de gaz. Mais il n'y a visiblement peu ou pas de pétrole dans cette région. Le gaz est partiellement d'origine biogénique, donc la teneur en liquides associés est relativement basse.

En Haute-Egypte, des petits gisements ont été trouvé, comme celui-ci mais ce n'est pas une région comparable au golfe de suez. Le plus gros gisement du coin, Beni Suef, a produit près de 10 000 barrils/jours vers l'an 2000, il a considéfrablement décliné depuis.

Malgrè l'abondance d'informations disponibles sur les gisements et les concessions d'exploration, les données synthétiques sont difficiles à trouver et faire un pronostic de production est difficile. Il y a un grand nombre de petites découvertes chaque année. Une pause dans le déclin semble probable, grace à Saqqara notemment. Le prix du pétrole et le fait que la pays soit sur le point de devenir importateur motivent l'exploration et le développement de nombreux petits gisements jadis jugés non rentable.

j'inaugure ici une fonction de fit automatique d'une courbe de hubbert sur la courbe de production (par méthode des moindre carrés et recherche de Naeder-Meald). Ca donne U = 12.25 Gb, Pic = 1994 (ca on le savait déjà) et Taux = 12%, mais le fit est médiocre.

Je compte 5 Gb de production future pour mon pronostic. Grosso modo :
* 3 Gb dans le golf de Suez (venant pour l'écrasante majorité des gisements connus)
* 1 Gb dans le désert occidental
* 250 Mb en haute Egypte
* 750 Mb de liquides associés au gaz du delta du Nil.

L'aspo ne comptait qe 4.3 Gb de production future dans son évaluation du pays en 2003, et environ 1.4 Gb a été produit depuis, je suis donc peut être optimiste.

[Raminagrobis]

Cameroun.

Pic de production : 1985
Production totale : 2Gb, passée 1200 Mb, future 800 Mb

Bon là je vais pas me fouler, c'est un pays quasi-mort, je prolonge le déclin tendanciel en ajoutant le seul projet en développement (un petit gisement de gaz qui doit fournir, éphémèrement, 20 kb/j de condensats).

Ce pronostic est optimiste, il compte 800 Mb restant à produire, le double des réserves officielles. Le pays a épuisé très vite ses petits gisement de pétrole, et compte maintenant exporter du gaz en passant par la guinée équatoriale.