[Raminagrobis] Synthèse de la production pays par pays.

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Une petite question, tu parles souvent d'amélioration du taux de récupération. Penses tu qu'on peut notablement le changer, ou que les techniques employées ne servent qu'à pomper plus vite pour au final arriver à une production totale du gisement identique ?

Ca dépend des gisements. Si on regarde les grands gisements norvégiens, et qu'on compare ce qu'ils ont produit à ce qu'on estimait au début de meur exploitation, deux ont vu une hausse très importante du taux de récupération :
* Ekofisk : on pensait au début ne récupérer que 16% du pétrole en place, ce sera finalement 50% !
* Troll Vest : d'abord estimé non exploitable, ce gisement était jugé inexploitable, finalement il aura produit 1.5 Gb !

Mais ce sont des cas particuliers. A Ekofisk, c'est un réservoir de craie, ce qui est extrêmement rare, c'était le premier gisement présentant ce type de réservoir à être connu (et je pense que c encore le plus grand). On ne savait donc pas bien comment il se comporterait.
Pour Troll c'est une colonne de pétrole assez mince au pied d'un vaste gisement de gaz, le developpement technologique des puits horizontaux a permis de l'exploiter avec succès, il a brièvement été le plus gros gisement du pays en termes de production quotidienne.

Mais les autres grands gisements du pays, Obeberg, Statfjord, Gullfaks, Draugen, Heidrun, Snorre, etc, n'ont pas produit significativement plus quye ce qui était estimé dans les années 70/80.

Schématiquement il y a trois étapes de récupération du pétrole :
Production primaire : on creuse des puits, le pétrole sort tout seul sous le pression. En règle générale, cette production primaire ne permet de récupérer qu'une petite fraction du pétrole en place (parfois rien du tout, parfois 25%).
Production secondaire : on force le pétrole à sortir en réinjectant le gaz associé, en injectant de l'eau, en pompant. Avec ca on récupère une partie plus ou moins grande du pétrole en place, parfois jusque 75% (Statjord, East Texas)
Production tertaire : une vaste catégorie de techiques pour gratter le fond du barril, en utilisant des solvants chimiques, en inejctant de la vapeur d'eau (très efficace, mais ça consomme énormément d'énergie, c'est ballot ), du gaz naturel venant d'autres gisements, du dioxide de carbone, etc.

Maintenant, ça fait bien longtemps que dans la plupart des gisements on utilise l'injection d'eau, la réinjection de gaz et/ou les pompes dès l'arrivée en service du gisement. On fait donc la récupération primaire et secondaire à la fois.

Quand on parle d'améliorer la récupération du pétrole par des progrès techniques, il s'agit soit de récupération teriaire, soit d'utiliser l'imagerie sismique avancée pour mieux cartographier le pétrole et forer de nouveaux puits pour aller chercher les petits recoins qui n'étaient pas exploités.

Ca peut améliorer significiativement le taux de récupération, mais, comme le montre l'exemple des gisements norvégiens, c'est pas une règle générale.

Dans la plupart des gisements de la mer du nord, la récupération primaire et secondaire marche très bien, on récupère plus de 50% du pétrole en place ainsi, et il y a peu de marge pour améliorer encore.

Par contre, il y a des gisements en californie (Kern River) ou en Indonésie (Duri) qui ont produit bien plus par la récupération tertiaire qu'ils n'avaient produit en primaire et secondaire.

Ca dépend aussi du nombre de puits, par exemple ici :



Aucune technologie avancée n'a été employée mais avec une densité de puits pareille ils ont du récupérer par mal

Sinon il est sur que bien souvent les techniques modernes d'extractions (puits sous balancés, pompes immergées, puits ramifiés, etc) "améliorent" (?) surtout le taux de déplétion, et peu ou pas le taux de récupération ultime.

Désolé pr la réponse de normand

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Tunisie

Année du Pic : 1980
Production totale : 2Gb, passée 1.4, future 0.6

Sources utilisées
* BP, EIA.
* Lundin Pétroleum, ENI, et autres compagnies opérants dans le pays
* Energyfiles
* Energy ressources in Tunisia(voir dans ce pdf un graphe de la production par gisement)
* Goliath
* Cette dépêche
* ca

Edit : voilà le graphe (en bas)

La production en Tunisie a commencé dans le gisement d'El Borma en 1966. Il se situe à la pointe sud du pays, et à la périphérie du bassin de Ghadamès qui a offre les grands gisements de pétrole algériens (notamment Hassi Messaoud, plus grand gisement jamais trouvé en Afrique). Il s'agit d'une plate-forme dont les roches sources sont siluriennes et dévoniennes.

Depuis, la Tunisie a produit environ 1.4 Gb, dont près de la moitié dans ce gisement - aucun autre n'a donc rivalisé avec sa taille. Quelques 60% du pétrole initialement présent dans le gisement d'El Borma a été récupéré, ce qui est un excellant taux de récupération, il n'y a donc probablement guère de potentiel d'accroitre les réserves. El Borma a connu deux pics, un vers 80 kb/j en 1970 et un vers 75 kb/j en 85. La production n'est plus que 12 000 b/j, en baisse constante (de l'ordre de 10% par an depuis la fin des années 80). El Borma fourni aussi du gaz.

D'autres gisements ont été trouvé dans le même play que El Borma, mais sont beaucoup plus petit. Ezzaouia, Sidi El Kanini, vite épuisés, et Adam beaucoup plus récent (2002) sont les principaux. Adam produit actuellement plus qu'El Borma, environ 18 kb/j.

L'autre région productrice du pays est le bassin "Pélagique?" (Palagian basin en anglais), essentiellement offshore (une petite fraction onshore), dans le golfe de Gabès, c'est un système pétorlier complètement disctinct. Ici aussi, le gisement qui est de loin le plus gros a été trouvé en premier, il s'agit d'Ashtart, qui produisit quelques 40 kbj et se situe aujourd'hui vers 10 kb/j. Le golfe de Gabès a aussi offert deux grands gisements de gaz, Miskar (45 Gm3) qui fournit actuellement le gros du gaz du pays depuis plus de 10 ans, et Hasdrubal (30Gm3) qui doit entrer en service en 2009 pour remplacer Miskar. Les autres gros gisements offshore, qui ne rivalisent pas avec Ashtart, furent Tazerka, Didon, Isis (maintenant abondonné)...

La Tunisie, offrant un régime fiscal avantageux pour les producteurs et une situation politique stable,, a toujours fortement attiré les petites compagnies pétrolières. Energyfiles rappelle ainsi que dans les années 90, pas moins de 30 compagnies différentes avaient des opération d'exploration et/ou de production en Tunisie, ce qui beaucoup plus que n'importe quel autre pays de taille comparable. Le pays a donc été méticuleusement exploré, et les nouvelles découvertes sont toutes de taille assez insignifiantes. Il est probable que des dizaines de gisements seront encore trouvés, mais sans impact significatif sur le total productible du pays.

Selon BP, la production a rebondi de 40% en 2007, atteignant 98 kb/j, presque autant que le pic de 1980 (114). l'EIA donne un saut moindre. Ce rebond est trompeur : il vient essentiellement d'un seul gisement (et même d'un seul puits!), Oudna, qui a fourni 20kb/j. Mais avec seulement 11 Mb de réserves, ledit gisement a été épuisé très vite, le plateau de production a duré moins d'un an. Ce n'est pas une nouvelle découverte, il était connu depuis 1978 mais n'avait jamais été jugé rentable. Il y a quelques autres projets du genre (Birsa...), qui ajoutés à une poignée de nouvelles découvertes et aux liquides associés d'Hasdrubal devraient permettre de maintenir une production de l'ordre de 75-100 kb/j pendant quelques années, ensuite la production du pays diminuera rapidement et irréversiblement, ce dont le gouvernement est d'ailleurs très bien conscient.

Le pays est importateur net de pétrole depuis l'an 2000.

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Tchad

Pic : 2005 (au conditionnel)
Production totale : 2 Gb, passée : 290 Mb, Future 1710 Mb

Les gisements de pétrole du sud du Tchad ont été trouvés dans les années 70. Néanmoins, l'enclavement géographique du pays, la qualité assez mauvaise du pétrole et les guerres civiles ont longtemps différé leur production. Le projet a été lancé en 1993, opéré par Exxon sous la supervision du FMI. Un oléoduc d'une capacité de 225 000 b/j a été construit à travers le cameroun jusqu'au port de Kribi pour permettre l'export maritime du pétrole. La production a commencé en 2003. A ce moment, trois gisements du bassin de Doba étaient exploités (avec 300 puits) : Komé, Miandoum et Bolobo, pour des évaluées collectivement à 950 Mb (Komé 588, Miandoum 227 Bolobo 135 : ces valeurs avec trois chiffres significatifs prêtent à sourire, comme si l'évaluation des réserves était aussi précise). Notons que si ce chiffre est exact près du tiers a déjà été extrait, en 5 ans !

Les prévisions étaient que "L'exploitation des réserves tchadiennes va durer entre vingt-cinq et vingt-huit ans, avec un pic de production à 225 000 barils/jour durant les premières années" (source jeuneafrique.com). Néanmoins, les chiffres montrent que la production réelle est inférieure : 168 ,173, 153 et 144 en 2004 à 2007. Aparemment il s'agit d'un problème d'incursion précoce d'eau dans les trois gros gisements (source). La production semble continuer à décliner.

Pourtant, trois autres gisements bien plus petits ont été mis en ligne et connectés aux trois premiers : Nya (10 Mb, 6kbj) en 2005, Moundouli (105 Mb, 25kb/j?) en 2006, Maikeri (?) en 2007. D'autres gisements suivront : Balida, Timbre, Balango, M'bikou, Belanda, Mangara. Maikeri devait produire 25 kbj mais vu que la production totale n'a pas augmenté il semble que ce chiffre n'a pas (encore?) été atteind. Notons que la plupart de ces satellites ont été découverts récemment, quand l'exploration a repris aprèsle lancement du projet Tchad-Cameroun puis le début de la production. La production des trois gros gisements devrait s'arrêter vers 2030 d'après le FMI.

Le pays possède quatre autres bassins en plus de celui de Doba. Les bassin d'Osséo et Salamat (prolongement à l'est de celui de Doba, qui s'étendent d'ailleurs en république centrafricaine) a fait l'objet de quelques travaux d'exploration et il y a eu trois petites découvertes de pétrole (Maku, Tega, Kibéa), dont une avec du gaz associé. Elles ne semblent pas avoir été évaluées ni faire l'objet de projets d'exploitation immédiats ce qui signifie probablement que le potentiel est très limité. La compagnie chinoise CNPC mène des travaux d'exploration dans le bassin de Bangor. Le Lac Tchad, lui, présente le gisment de Sediji, mais certaines sources donnent 15 Mb de réserves, d'autres 150 ! Il est envisagé de les exploiter pour la consommation interne du pays, avec une mini-rafinerie et une centrale électrique.

Je compte une production totale de 2 Gb pour le Chad. Ce qui revient à doubler la mise par rapport aux trois plus gros gisements seuls.
* 950 Mb pour les trois gros : a priori ce sont des reserves P90 susceptible d'être dépassées, mais vu que la productuion jusqu'ici est inférieure aux prévisions, je retient le chiffre tel quel.
* Environ 500-600 Mb pour les satellites dans le bassin de doba, notamment les 9 que j'ai cité
* Autant pour les autres bassins

EDIT

voilà j'ai enfin réussi à faire une courbe à peu près satisfaisante. En fait, vu à quelle vitesse les trois grands gisements ont décliné malgrès le forage de nouveaux puits, j'ai beaucoup de mal à croire qu'ils sortiront vraiment 900 Mb, mais bon je m'y tiens.

Je suppose aussi que l'exploitation continuera au delà de 2030, même si ce n'est pas dans les projets actuels : en effet, je suis dans un scénario de prix hauts, ou le pipeline pourra rester rentable même au dixième de sa capacité nominale.

Pour les autres bassins, je compte une petites production de 5 kb/j destinée à la consommation intérieure dès 2011 (projet de rafinerie à El Djamena) puis une production plus massive quelques annéres après.




Dans l'ensemble ça me parait très optimiste.

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Je me suis libvré à un autre exercice rigolo à partir du même set de donnée.

J'ai regardé l'évolution de la taille et du nombre des gisements par rapport à leur année de découverte.

Voilà ce que ça donne :



J'admets, à première vue ça parle pas trop

voilà comment ça se lit :

Les points bleus représentent les quelques 25 gisements connus en 1976. En ordonnée, en échelle log, leur taille (réserves ultimes, selon l'estimation 2007). En absisse, le n° du gisement dans un classement du plus grand au plus petit.

Ainsi, le premier points est commun à toutes les séries, c'est Statfjord, plus grand gisement découvert avant 76... et avant 2007. Il est resté à sa place.

Au fur et à mesure que l'exploration progresse, le début du classement ne bouge presque pas, les plus grands gisements restent les mêmes, c'est la fin de la courbe qui s'étend. Théoriequement (Mandelbrot), ça tend vers une droite.

EDIT : oups j'ai vérifié, en fait la théorie de mendelbrot dit que ça tend vers une parabole... c'est plutôt bien parti pour.

Ce genre de courbe peut se faire avec plein de choses, genre la répartition des villes d'un pays par nombre d'habitant, ou la distribution des plus grandes fortunes.

[Raminagrobis]

Gabon

Année du pic : 1996
Production totale : 5Gb, passée : 3.4 Gb, future 1.6

Le gabon est un vieux producteur de pétrole d'Afrique de l'Ouest. Le pays jouit ainsi depuis longtemps d'une relative prospérité comparé à ses voisins. Le pétrole nourrit littéralement la petite population gabonaise (seulement 1.5 million d'habitant) : le pays a peu d'agriculture et importe l'essentiel de sa nourriture grâce à l'argent du pétrole. Fleuron de la Françafrique, le Gabon est aussi, relativement, un havre de paix et un refuge écologique (les réserves naturelles couvrent 10% de son territoire, sans équivalent en Afrique).

Energyfiles décrit ainsi la géologie pétrolière du pays :

Oil originates from buried rift basins, which contain extensive layers of Cretaceous salt and rich source rocks, overlain in north Gabon by deltaic deposits from the Ogoue River, and in south Gabon by deposits from the Congo River.

Rabi Kounga, découvert en 1985, est le plus grand gisement jamais trouvé dans le pays et permis à Shell de devenir le premier producteur, détronant total (Elf, à l'époque), l'opérateur "historique". Rabi "piqua" à 220 kb/j en 1997, représentant à ce moment 60% de la production du pays. Mais le déclin fut violent. La production diminue depuis 1997 de quelques 15-20% par an. Les efforts de Shell (puits supplémentaires, réinjection de gaz) n'ont pas changé grand chose. La production totale du gisement devrait se situer entre 900 et 1000 Mb.

Nombre de petits gisements offshore sont arrivés en production depuis 2000, permettant une stabilisation de la production globale (on attendait un déclin plus rapide). Etame en 2004 est le plus notable, entré en service en 2004 il a atteind 22 000 b/j. Ses réserves ultimes seraient de 60 millions de barrils. Deux découvertes secondaires ont été faites dans le même blocen 2004, Avouma doit produire 8 à 10 kb/j et Ebouri 5 kb/j.

Cette année, le gisement d'Olowi entrera en serrvice pour 20 kb/j, mais ses réserves sont minimes (30Mb).

Pour les prochaines années, on peut s'attendre à une quasi stabilisation de la production grace à tous les petits gisements, mais ensuite le déclin sera fort. Le pays a tenté de lancer l'exploration en offshore profond, mais contrairement à ses voisins au nord (guinée équatoriale) et au sud (congo, angola) , ça n'a rien donné jusqu'ici, le domaine offshore profond n'a pas de thèmes géologiques intéressants visiblement. Des découvertes significatives seraient donc maintenant une surprise. Les gisements restants sont tout simplement trop petits. Les efforts de récupérations assités dans les gros gisements sont déjà faits.

[Raminagrobis]

Guinée Equatoriale

Année du pic : peut-être 2008, mais probablement non encore atteind
Production totale : 4Gb, passée 1 Gb, future 3 Gb ?.

La Guinée équatoriale est un petit pays du golfe de Guinée, formé d'une partie continentale coincée entre le Gabon et le Cameroun, et de l'ile de Bioko au large de se second pays. Colonie espagnole jusqu'en 1959, c'est le seul pays hispanophone du continent africain. Personne ne connait au juste la population du pays, les chiffres vont de 500 000 à 1 million selon les sources.

Le premier gisement exploité dans le pays est Alba, situé en eau peu profonde dans le bassin du delta du niger (près des frotnières avec le nigéria et le cameroun). Découvert en 1983, ce gisement de gaz ne fut d'abord pas développé faute de demande locale pour ce combustible. A partir de 1991, il fut exploité par Walter International mais uniquement pour les liquides associés (condensats et GPL) qui étaient récupérés, tandis que le gaz était brulé en torchère! Par la suite, une usine de méthanol et une centrale électrique furent construites, suivies en 2007 d'une usine de gaz naturel liquéfié, tout le gaz d'alba est maintenant valorisé.

Le principal gisement de Guinée Equatoriale, Zafiro (Saphir en espagnol, tous les gisements ont des noms de pierres précieuses) a été découvert en 1995 au large de Bioko par 1650 mètres d'eau. La petite compagnie United Méridian était à l'origine de l'exploration dans ce pays, et avait convaincu exxonmobil de prendre une part dans la concession et de financer le forage. Zafiro, qui apartient aussi au bassin sédimentaire du delta du Niger (et se situe d'ailleurs dangereusement proche de la frontière maritime avec le Nigéria) est entré en production seulement 18 mois après (un record) et était le premier gisement en offshore profond d'Afrique, avant ceux d'Angola.

Le complexe de Zafiro a ensuite grandi par découverte de gisements secondaires (Jade, Opalo, Opalo East, Rubi, Topacio). La production a augmenté par pallier. Les réserves exactes sont secret d'état. Néanmoins, le chiffre de 1200 Mb ultimes (pour l'ensemble des gisements du complexe) est donné par la petite compagnie Sovereign Oil&Gas, qui a été fondée par d'ancien géologues de Méridian, précisément ceux qui ont découvert Zafiro. Si on admet ce chiffre, Zafiro est au pic, ayant produit environ la moitié de ses réserves ultimes. Le gaz associé de Zafiro n'est pas valorisé, ce sont plus de 2 milliards de mètres cubes par an qui sont joyeusement brulés en torchère. Les chiffres équatoguinéens semblent indiquer un fort déclin de production (200 kb/j contre 280 en 2006).

Au large de la partie continentale du pays, se trouve un tout autre bassin pétrolier, celui du rio muni, similaire géologiquement au bassin de l'Ogooué (Gabon). Ici le gisement de Ceiba fut découvert en 1999 par 750 mètres d'eau. lui aussi fut en production très vite (14 mois). ici encore, c'est une petite compagnie aujourd'hui disparue qui était à l'origine de la découverte, Triton. Le complexe Okume-Oveng-Ebano-Elon est exploité par la même plate forme depuis l'an dernier.

La qualité des données sur la Guinée Equatoriale est très mauvaise. BP donne une production 2007 de 363 kb/j, tandis que l'EIA donne 400 kb/j. Il est assez problématique qu'en sommant les chiffres de production qu'on trouve pour les différents gisements, on dépasse largement la production totale du pays (même les chiffres EIA). Mais l'eia vient de revoir tous ses chiffres depuis janvier 2005 ! (ici) Bref personne ne sait au juste combien produit le pays

http://www.equatorialoil.com/pages/Activity_maps.html Cette carte assez détaillée vient me sauver dans ma quete d'information, elle montre même les "puits secs" ce qui donne une idée de l'avancement de l'exploration.

Il y a 2 ans et demi : http://www.equatorialoil.com/pdfs/Activ ... y_2006.pdf comme je le soupconnais, Zafiro est en déclin, c'est pour ça que la production du pays n'a pas augmenté malgrès la monté en régime de Okume.

Il y a aussi des découvertes dans l'est du pays (Benita, Belinda, Yolanda) qui semblent appartenir au bassin de Douala mais n'ont pas encore été évaluées. Il en va de même pour deux découvertes de la zone du rio muni.

Je retiens les chiffres de production EIA car ils semblent mieux correspondre à la somme des gisements.

Pour la production totale du pays, après bien des hésitations, je place l'ultimate à 4 Gb, se répartissant comme suit :
> Complexe de Zafiro 1.2 Gb* (dont 700 Mb déjà extraits)
> Ceiba 250 Mb* (dont 125 Mb déjà extraits)
> Complexe Okume 500 Mb*
> Alba 400 Mb **
> tous les autres gisements, 1.6 Gb

*chiffres de Sovereign Oil&Gas (arrondis)
** chiffre Energyfiles
Celà peut paraître très concentré (Zafiro = 25% du total) mais ca ne l'est pas, si on se rapelle que Zafiro et Okume sont des complexe de plusieurs gisements.


Comme il faut bien chiffrer le pays pour l'intégrer au reste :



Soyons clair : si quelqu'un me relit dans 10 ans, ce sera probablement le plus faux de mes graphes. Mais bon à l'impossible nul n'est tenu. Comment estimer précisément la production future d'un pays quand déjà il y a 25% d'incertitude sur la production actuelle selon les sources?



-- Edit : notes en vue de la MàJ 2009

estimations pour les gisements du bloc O diffusée par noble energy : Gross production - Benita in 2012 of 50 MB/d (5 wells); Belinda in 2014 of 80 MBoe/d (5 wells);
YoYo in 2014 of 30 MBoe/d (2 wells) and Yolanda in 2014 of 40 MBoe/d (3 wells)

Doula lancé, 50 kb/j 2012

[Raminagrobis]

Soudan

Production passée : 1 Gb
Production future : 5 Gb

Encore un pays sur lequel il est extrêmement difficile de faire une analyse. L'exploration est loin d'être mature, l'inventaire pétrolier en cours...
La production, anecdotique jusqu'en 1999, vaut un demi million de barrils jours maintenant et continue d'augmenter. Maintenant que l'Angola a rejoint l'OPEP, le soudan est le 2e producteur non-OPEP d'afrique, après l'Egypte.

Toute les réserves connues sont dans les deux bassins de la moitié sud du pays. Néanmoins, des travaux d'exploration sont menés en mer rouge (une région peut prospective apparemment, elle a déjà été explorée vers 1980 et n'a donné qu'une petite découverte de gaz) et dans le nord du pays.

La production a grande échelle a commencé en 1999 avec l'ouverture d'un pipeline reliant le bassin de Muglad à la mer rouge (port soudan). Les deux premiers gisements exploités étaient Heglig et Unity, estimés à l'époque à 1.2 Gb de réserves. Les blocs d'exploration sont immenses, certains sont plus grands que les pays-bas!

Quelques infos qui guident mon estimation sur le pays :
* Heglig et Unity étaient connus depuis 1980 environ, découverts par chevron, mais n'avaient pas été exploités à cause du risque politique.
* l'European coalition on oil in sudan, qui semble très bien informée, donne une production ultime de 3 Gb pour les gisements connus.
* Cette ONG donne une autre information utile : Heglig et Unity ont franchi leur pic de production en 2005.
* L'ECOS, toujours elle, prévoit un pic de production en 2008 !
* En 2006, 300 puits avaient déjà été forés (pour l'exploration)
* En 2003 a été découvert le gisement de Palogue dans le bassin de mélut, estimé 2.9 Gb OOIP dont 0.85 Gb récupérables.
* IHS parle de 670 Mb découverts entre 2000 et 2004.
* L'exploration n'a pas encore été extensive, largement concentrée autour des gisements connus.
* Du fait de l'inconnue politique, les compagnies tendent à extraire le pétrole le plus vite possible, ce qui peut détériorer les réservoirs, c'est un argument contre une augmentation des taux de récupération.
* Le bloc B est le dernier à avoir un potentiel incontestable (en plein dans les zones productrices) et ne produira rien avant plusieurs années.


(strafor.com)

Je retiens la valeur globale de 6 Gb (dont 1 Gb déjà extrait). Je place une courbe de production très asymétrique : une hausse rapide et un déclin plus lent. C'est fréquent quand la productyion est "débloquée" d'un coup avec la construction de pipelines et que tous les grnads gisements sont développés en un court laps de temps. Les petits gisements ont été ignorés et permettront de ralentir le déclin. Beaucoup de pays africains ont d'ailleurs ce genre de profils de productions asymétrique : Tchad, Tunisie, Cameroun. Celà signifie bien sur que le pic de production est atteind bien avant l'épuisement de 50% des réserves.

Voilà ce que ça donne :



Evidemment, c'est très approximé, l'exploration pourrait donner plus que prévue, la production pourrait aussi s'arrêter suite à une guerre civile... Pas facile de modéliser ce genre de pays.

[Raminagrobis]

Producteurs mineurs/futurs


A - Pays avec une production active

Mauritanie
Le pays fut pour quelques années dans le collimateur de l'industrie pétrolière. Le gisement de Chinguetti, en offshore profond au large de Nouachkott, fut découvert en 2001 par Woodside (Australie) et évalué à 123 Mb. D'autres découvertes suivirent, comme Tevet (juste à coté de chinguetti), Banda (gisement de gaz, tjrs dans le même zone), Pélican (gaz) et Tiof, un gisement de pétrole plus grand que Chinguetti mais difficile à exploiter.
Chinguetti fut mis en production en 2006. Mais il n'atteind jamais la production de 75000 barrils/jours qui était visée, et le déclin fut très rapide (10 0000 b/j aujourd'hui). Il est aujourd'hui admis que le gisement ne produira qu'une fraction des 123 Mb qui étaient visés. Pire, de nombreux autres puits d'exploration furent forés, sans résultat Toute une série de puits ne furent que des coups d'épé dans l'eau coutant chacun au moins 15 millions d'euros : Dorade, Capitaine, Loup de Mer, Autruche, Thon, Courbine, Al kinz, Mérou, Sotto, Espadon, Poune, Labeidna, Faucon, Zoulé, Doré, Colin, Flamant, Aigrette, Khop (de 2002 à 2008 : la plupart de ses puits sont secs, quelques uns comme Labeidna ont révélé de petites quantité de pétrole et/ou de gaz qui ne semblent pas exploitables commercialement).
Le pays espère se rattraper en onshore, ou un bassin est exploré par Total.

Cote d'Ivoire
le production se limite à quelques gisements offshore. Elle a considérablement augmenté avec le gisement de Baobab (environ 190 Mb) entré en service en 2005. Le pays a ainsi produit 65 kb/j en 2006 mais seulement 52 en 2007.
l'exploration a été dévecante récemment, notamment pour vanco qui espérait trouver un gisement "milliardaire" dans le prospect San Pedro, qui fut foré en vain.

Congo-Kinshasa
Le pays ne possède qu'une toute petite section du delta du congo. La production (entièrement contrôlée par la conpagnie française Pérenco) est de 20kb/j, elle a culminé à 33 en 1985. il existe certainement un potentiel dans l'est du pays, dans les graben de la région des grands lacs.

Afrique du Sud
Des petits gisements sont exploités en offshore dans la Mosselbay. La production de bruts et condensats avait atteint 55 kb/j en 2004 mais elle est retombé à moins de 20 kb/j.


B - Pays avec des réserves prouvées

Ghana
Tullow oil a trouvé deux gisements offshore (Mahogany et Hyedua) avec au moins 550 Mb de réserves a eux deux, qui doivent produire 150 000 barrils/jours après 2010. cette découverte importante n'est pas forcément le signe d'une nouvelle grande province pétrolière, vu qu'un certain nombre de puits secs ont été forés aux alentours.

Madagascar
Le gisement de Bemolanga est une accumulation de sable bitumineux similaires à ceux de l'Athabasca contenant environ 16 Gb en place. Total espère ebn extraire environ 2.5 Gb par exploitiation minière, et produire 180 000 b/j - ce qui ferait de madagascar le troisème producteur de pétrole extra-lourds après le Canada et le Venezuela. Tsimiroro, autre gisement de bitumes plus petit, devrait aussi être mis en epxloitation. Il y a aussi de l'exploration pour du pétrole convetionnel sur la côte nord.

Niger
Environ 300 Mb de réserves sont connues. La compagnie chinois CNPC va construire un pipeline de 2000 km pour mettre ces réserves en production et va explorer pour trouver d'autres gisements

Namibie
Sur cette portion du rift atlantique, un gisement de gas, Kudu au sud du pays, a été découvert et doit bientôt être epxloité. Il y a quelque espoirs de trouver aussi du pétrole.

Sénégal et Guinée-Bissau
Dans une zone offshore partagée entre les deux, le gisement de Dome flore est connu depuis longtemps, il s'agit d'un pétrole biodégradé de très mauvaise qualité (0.5 à 1 gb en place) il n'est pas certain qu'il pourra un jour être exploité de façon rentable. Il y a aussi deux tout petits gisements de pétrole léger à proximité.
Le sénégal a produit de petites quantités de gaz (et quelques gouttes de pétrole) depuis de petits gisements onshore découverts à l'époque coloniale. Actuellement, quelques efforts d'exploration offshore sont menés, mais sans grandes chances de trouver des réserves importantes.
Premier Oil a foré quelques puits au large de la guinée bissau sans résultat, et a abandonné ses concessions;

Ouganda
Hardman (aujourd'hui Tullow) a trouvé plusieurs gisements dans et autour du lac albert. Il y a certainement plus d'un Gb à produire. La région pétrolière s'étend certainement au Congo-Kinshasa et peut être au Rwanda et au Burundi.


C - pays en phase d'exploration précoce

République centrafricaine
Extension possible des bassins connus au Tchad.

Tanzanie, Kenya, Mozambique
De petites réserves de gaz naturel sont en développement au Mozembique et en Tanzanie. L'exploration dans ces pays n'a pas eu beaucoup de succès, ainsi Dana petroleum s'est retiré du Kenya après un ruineux puits sec.

Somalie
Plusieurs bassins en cours d'exploration dans le nord du pays, ils sont liés par leur passé à ceux du Yémen dont ils ont été séprés à l'ouverture du rift.

Guinée-Conakry
La compagnie texane HyperDynamics a acheté la concession de l'ensemble de la zone offshore profond. C'était le plus grand segment inexploré de tout le littoral ouest de l'Afrique. Des relevés sismiques y ont été effectués et des forages sont prévus.


Il n'y a pas bcp d'informatrions pour ces petits pays mais ne pas les compter reviendrait à faire forcément un scénario trop bas.

Donc je les intègre un peu au pif, en espérant que le total sera pas trop faux. 2 Gb pour l'ouganda, 1 Gb pour le Ghana, 7 Gb pour les autres pays collectivement. Ces 7 Gb peuvent aussi "absorber" de nouvelles découvertes inattendues dans les pays en déclin (par exemple, si à la surprise générale, le cameroun retrouvait un gisement important). Pour Madagascar, 180 kb/j de sables bitumineux à partir de 2020 (intégrés à "autres").

[Raminagrobis]

Merci pour l'info (j'arrive pas à avoir toutes les pages du PDF et mon anglais est très moyen).
Est-ce que cette région a été explorée ?

Relativement bien, oui, environ 1000 puits forés d'après le PDF. Certes la majorité sont des puits de délimitation des gisements.

Si on regarde la coupe géologique du bassin, il y a deux énormes plis anticlinaux, et les pluys gros gisements connus se situent dans les crêtes de ces deux plissements. Ce qui amène à penser que ce sont bien les gros gisements du bassins, c'est les endroits ou le pétrole va naturellement s'accumuler en grande quantité en remontant les pentes des strates qui font résrervoir. Les gisements connus représnetent 4 Gb selon cette source.

Celà m'amène a penser que le potentiel de la région est de l'ordre de 5-10 Gb. C'est-à-dire comparables à sakhaline. L'une des plus grosses régions pétrolières inexploitées du monde, donc, mais rien de comparable à la Sibérie Occidentale qui selon l'USGS fait 14.3% du volume connu de pétrole mondial, production passée et réserves connues (retenons 15%, il est ridicule vu le flou des réserves de prétendre à une précision meilleure, mais attention c'est sur le total mondial sauf états-unis, sont casse-pieds à l'USGS d'exclure leur propre pays!).

La sibérie occidentale est une immense pleine remplie de gisements de pétrole (carte!) La production totale (ultime, passée plus futur) sera sans doute à plus de 200 Gb c'est donc sans doute possible la 2e plus grande province de pétrole conventionnel après le golfe persique, loin devant le golfe du mexique, la mer du nord, l'offshore brésilien, le golfe de guinée, l'Afrique du Nord ou la mer caspienne ! Mais envitron 110-120 Gb ont déjà été extraits
La Sibérie Orientale, Sakhaline, et les mers arctiques ne sont que de petits amuse-gueules après ce plat principal.

Allez, hop, une petite certe des bassins sédimentaires d'europe et d'ex-urss, pour le plaisir !


(brtinannica.com) ca date de 1994, bizarrement il manque le bassin de mer de norvège, pourtant déjà connu.
je pense qu'il manque aussi des bassis offshore dans l'Arctique.

Et pour en revenir à la sibérie orientale, le tracé de l'oléoduc :

Comme on peut le voir, on risque de pas en voir la couleur, ça va couler vers la chine.

[Raminagrobis]

Les spécialistes estiment combien les réserves en pétrole de la zone Sibérie Orientale ?

D'après cette source, 4 milliards de barrils récupérables dans les 39 gisements connus.

Celà inclut, si on compare à la carte ci dessus, deux bassins : Angara Lena (divisé en trois bassins par l'USGS) et Vilyuy.

Les coupes géologiques montrent que les plus grands des gisements connus se situent au sommet des grands anticlinaux (les arches "Nepa" et "Kamov", il serait donc étonnant qu'il y ait des gisements aussi grands ailleurs...

With all such geological conditions, an oil discovery was made at Osa 130 kilometers west of
Irkutsk by a well of 1,560 meters in depth in 1954. Although no-commercial size, it was the first
oil production in the province. At the same time, geological survey was conducted and mega-sized
Nepa-Botuoba Arch structure (axis length of 1,000 kilometers) was identified in southeast of
Siberian Platform. The first oil well at Osa was confirmed to situate at southwestern part of the
arch. At discovery of Osa, oil was produced from Lower Cambrian (550 Ma, the Lowest of
Paleozoic) dolomites.

Les sommets des arches sont les cibles évidentes pour trouver des gros gisements. Et ils ont pas trouvé grand chose après quand ils ont foré dans les grabens. Avec 1000 puits forés (certes y'a bcp de puits d'appréciation dans le tas) la région est relativement bien explorée pour un endroit qui n'avait encore rien produit jusqu'à ce mois ci.

Les soviétiques étaient plutôt bons pour explorer les réserves de pétrole (mais mauvais pour les exploiter). Les gisements ont été relativement bien évalués, avec pas mal de puits pour délimiter leurs contours, il n'y aura pas d'énormes surprises (bien sur les chiffres de réserves sont tjrs très très approximatifs pour des gisements pas encore exploités, mais disons qu'aucun des gisements ne s'avèrera 5 fois plus grands ou 5 fois plus petit que ce qu'on estime actuellement)

Celà dit, la distribution de la taille des 39 gisements montre un saut énorme entre le 5e et le 6e : un rapport 10! Clairement il manque des gisements moyens pour avoir quelque chose qui ressemble un tant soit peu à une distribution lognormale. Mais bon, on dit ça depuis 20 ans des gisements de la baie de cook (sud de l'alaska), et on les a toujours pas trouvé, ces fichus gisements moyens!

Les réserves de gaz de cette région sont bien supérieures à celles de pétrole. 60 gisements ne contiennent que du gaz (y'a sdonc 99 gisements au total), dont Kovykta qui a des réserves énormes (de l'ordre de 500 milliards de mètres cubes au moins, peut être le double). Mais nous risquons fort de ne pas en avoir une seule molécule, l'exportation de ce gaz en chine est déjà convenue.


Bref, une nouvelle région productrice importante, mais ce n'est pas une nouvelle sibérie occidentale ni même une nouvelle mer du nord. C'est au mieux l'équivalent (en production totale) d'un pays comme la Syrie pour le pétrole, et d'un pays comme l'Egypte pour le gaz.

En termes de réserves restantes, ça peut etre de l'ordre de 5-10 Gb de pétrole, soit 2 à 4 mois de consommation mondiale, et de 500 à 2000 km3 de gaz, soit 2 à 8 mois de consommation mondiale.

Ce ne sont que des ordres de grandeur bien sur. Et il va sans dire que c'est un cout de production très très élevé.

[Raminagrobis]

Synthèse région

Voilà ce que ça donne, mais bon, c'est vraiment une tentative, y'a que pour l'Egypte, la tunisie, le gabon et le cameroun que c'est relativement précis. Pour les autres pays, les données disponibles sont mauvaise et incomplètes, et l'exploration est pas encore très avancée.



Ca nous fait quand même 50 Milliards de barrils au total, ça parait un peu énorme à la réflexion. J'ai peut être tapé bien trop haut.


Et pour la route, un premier état des lieux de mon scénario de la production non opec, avec environ 25 pays dedans.



Evidemment, ca voudra dire quelque chose quand y'aura tous les pays. Les grands manquants sont les USA (ma prochaine cicle!), le Brésil, le Kazakhstan, la Chine, et plein plein de pays moindres.
notez que les données pour la russie avant 1985 sont fausses (les chiffres réels sont pas dispos, j'ai donc juste considéré que 90% de la production soviétique était en russie).

[Raminagrobis]

Allez, même si tout le monde a sans doute déjà vu cette courbe, je résiste pas :

Un peu d'explication de texte.
J'utilise les chiffres mensuels : l'EIA les donne en remontant à 1920 !

Des chiffres globaux je retranche deux catégories de réserves qui n'ont été rendu accessibles que tardivement :
(1)- L'alaska.
(2)- L'offshore dans le golfe du mexique à plus de 200 m de profondeur. Au passage, il est plus conventionnel de donner 300 mètres comme limite entre offshore cnventionnel et profond, mais l'EIA utilise 200 mètres, et faut bien faire avec les données qu'on a.

Le total moins (1) et (2) donne ce que j'appelle la production de base.

notons que les chiffres de (2) est disponible seulement par année et non par mois, ce qui fausse un peu le détail des courbes (je duplique le même chiffre à tous les mois). L'indentation à mi-2005 correspond en fait à Katrina mais ce situe dans le golfe du mexique, mais elle aparait dans la "base". Désolé .

Sur les chiffres de la base je fitte une courbe de Hubbert. J'utilise pour ça un petit outils que j'ai proframmé (enfin pas vraiment, le coeur de l'algorithme c'est du tout fait ) c'est du fit par moindre carrés automatique : donc pas d'intervention humaine.



Hubbert avait envisagé deux scénarios dans son légendaire papier des années, 150 et 200 Gb ultime. Mon fit donne 193 Gb. Il avait prévu le pic en 1970, mon fit donne novembre 1970. Le taux de croissance initiale et de déclin final est de 6.4%.

Voilà qui illustre à merveille à la fois le succès et les limites de la prévision de la déplétion. Hubbert avait bien prévu l'épuisement de la base, mais il n'avait pas vu venir deux nouvelles zones productrices.

Au passage, il faudrait vérifier qu'Hubbert n'avait rien écrit sur l'Alaska. Il savait forcément que l'Alaska avait de vastes bassins sédimentaires, et les petits affleurements de pétrole de la cote sud est de l'Etat sont connus depuis longtemps. Par contre il est probable qu'il ne s'attendait pas du tout au deepwater, jsuqu'aux années 80 on pensait qu'il n'y avait pas de pétrole au delà du seuil continental (en fait il y en a, mais seulement en certains endroits précis c'est quand même le produit de circonstances géologiques exceptionnelles).

Ce graphe permet aussi de relativiser l'importance de l'eldorado pétrolier avec lequel les médias économiques et les compagnies pétrolières nous rebattent les oreilles, à savoir le fameux deepwater (mot magique dans les milieux pétroliers) : OK c'est nouveau, OK on s'y attendait pas avant, OK y'a fallu d'énormes efforts techologiques pour pouvoir y accéder, mais ça reste petits reporté dans la big picture.

[Raminagrobis]

Merci Raminagrobis, beau boulot comme d'habitude. Ce type, Hubbert, était tout de même très fort, lorsqu'on regarde à quel point de la courbe il avait fait ses prévisions on ne peut qu'être admiratif.

Patrick

Ouais. En effet entre le scénario à 200 Gb de Hubbert et "ma" courbe tracée par un fit avec les chiffres jusqu'en 2008 la différence est bien faible.

En plus, Hubby n'avait pas d'ordinateur, donc manipuler des séries de données était bien fastudieux !

Hubbert est mort en 1989 (à 86 ans) il a donc eu le temps de voir qu'il avait raison

Le Texas a règlementé sa production de pétrole dans les années 60, avant de la "libérer". Ce facteur non géologique s'est traduit par une baisse de production puis un rebond vers 1970, sans ça le pic serait moins haut tandis que les années 60 seraient plus haute, le fit avec la courbe de hubbert serait donc encore meilleur.

Illustré par cette courbe pioché sur l'excellant site Minnesotans For Sustainability mais faite par notre conpatriote jean lahérrère.



La période de limitation de la production a eu pour effet de "décaler vers la droite" toute la partie descendante de la courbe, après avoir "mangé" le pic. Je pense que ça pourrait se transposer à certains pays de l'OPEP.

[Raminagrobis]

Joli travail, Raminagrobis, ça fait du bien de revenir aux fondamentaux simples des fois . Une question, de combien est l'URR estimé de l'Alaska+ deepwater ?

J'y viendrais, je vais le fait, je continue à bosser sur tout la production NON-OPEC.

J'y cidendrais en détaile, mais bon pour le Deepwater, il y aurait plus de 15 Gb trouvés jusqu'ici dont seulement 4 produts. L'exploration continue, sur les plays classique la taille des nouveaux gisements diminue bien sur, mais il y a le play antésalifère du tertiaire inférieur qui est prometteur (gisements "jack" et "saint malo"). En plus, il reste quelques régions offshore (deepwater ou pas) ou l'exploration n'a pas encore été autorisée (autour de la floride, au large de la californie).

Pour l'alaska il y a deux régions pétrolières :
* La cook inlet sur la cote sur, 1.5Gb, presque totalement épuisés.
* Le North Slope (dont prudhoe bay) a produit 15.4 Gb jusque fin 2006. Il reste environ 6 Gb de réserves connues, dont environ 5 Gb dans les gisements déjà en production (2.2 dans prudhoe bay) et 1 Gb dans les gisements pas encore exploités (Point Thomson principalement, Ooguruk...).

Soit environ 23 Gb connus. Mais il reste clairement du potentiel d'exploration. Le North slope s'étend vers des zones (probablements moins riches certes) ou l'exploration n'avait pas encore été autorisée.

Vers le nord, en offshore, qui a déjà donné NorthStar. Bien sur forer en offshore par là coute extrêmement cher, et a laissé à l'industrie pétrolière un nom qui résonne amèrement : Mukluk. Ce prospect dans lequel on voyait un nouveau prodhoe, dont le forage demanda rien moins que la construction d'une ile artificielle, aucun navire-derrick à l'époque ne supportant les condition météos. 12 compagnies dépensèrent au total plus d'un milliard de dollars (en comptant l'achat de la concession, les revlevés sisimiques et le forage lui-même) pour trouver de l'eau salée en 1982. C'est le dry hole le plus cher de l'histoire pétrolière.

Vers le Sud, dans les contreforts des burrow mountains.

Vers l'Ouest dans le NPR-A, une vaste zone dont le président avait décidé d'interdire l'exploration pour 80 ans dans les années 20, pour garder du pétrole pour le XXIe siècle.

Vers l'est dans l'ANWR.

De plus il peut encore y avoir d'autres zones pétrolières, même si rien n'est sur. Plusieurs bassins sont explorés (mer des tchoukes, baie de bristol).

Mes chiffres de production, je les ai puisé là :
http://www.dog.dnr.state.ak.us/oil/prod ... report.htm
Excellant rapport annuel, l'alaska fait aussi bien que la norvège en matière de disponibilité des infos.

Du coup je placerai bien l'URR de l'alaska a environ 30 Gb. J'y reviendrais en détail.

[Raminagrobis]

Super Raminagrobis a encore frappé !

J'ai deux questions.

L'indentation à mi-2005 correspond en fait à Katrina mais ce situe dans le golfe du mexique, mais elle aparait dans la "base".

Sais-tu pourquoi (elle apparaît dans la base) ? N'y a-t-il que de l'offshore profond dans le Gomex ?.

C'est juste un pb arithmétique. Je n'ai pas les chiffres mensuels pour le gomex profond, mais seulement les moyennes annuelles.
La "base" je l'obtient en faisant : production totale (mensuelle) - Alaska (mensuel) - GOmex profond (chiffres annuels, que je duplique sur 12 mois).
donc un creux sur quelques mois dans le gomex profond va donner l'impression d'être dans la base.

Sinon le gomex a aussi de l'offshore classique mais il est en déclin.

As-tu regardé ce que donnait un fit Hubbert pour (1) et (2) (peut-être avec "intervention humaine" - concernant les URR - pour le (2) qui n'est pas encore très bien dessiné) ? L'idée serait, si ces fits sont proches des courbes, de les ajouter à la courbe principale, pour avoir le fit de la production totale US.

Le fit sur l'ensemble marche pas aussi bien, je suis plutôt partisan de faire trois courbe. Pour l'alaska ce ne sera pas une Hubbert, plutot une fonction gamma.