[Raminagrobis] Synthèse de la production pays par pays.

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est ce que tu n'es pas un peu optimiste sur les "autres pays" africains en particulier sur le taux de croissance qu'il faut pour compenser la décroissance des autres ? si tu faisais un fit de Hubbert de leur production, et que tu la rajoutais au reste, ça donnerait quoi?

C'est sur que cette zone "autres" parait importante. Maintenant, imaginons que nous soyons en 1995, on n'a donc accès qu'aux chiffres antérieurs à cette date. Si on cherche à imaginer l'avenir de la production afrique non opep (imaginons qu'on dvine que l'angola allait rejoindre l'opep) on risque de n'évaluer que les 5 pays du bas : cam, egy, tun, congo, gabon. Et du coup on fait un pronostic trop bas car on n'aura pas le chad, le soudan, et la guinée équat.

Ma zone "bleu ciel" fait 10 Gb. Y'a déjà l'ouganda et le ghana dedans, avec des réserves connues assez importantes (Ghana 0.5 Gb, Ouganda ~1 Gb). D'autre par je n'ai compté quasiement aucune découvertes futures pour les pays matures (tunisie, egypte, gabon, cameroun) alors que ça peut tjrs arriver : ces 10 Gb peut aussi comprendre des surprises dans ces pays. Par contre, ma zone bleue ciel produit en masse dès le début de la prochaine décennie, c'est peut être trop tot. Aucune chance de voir la production dans des pays "nouveaux" démarrer aussi vite.

Quand à faire une fit de hubbert, il n'incluera que les producteurs mineurs existants (Afrique du sud, Cote d'ivoire, Mauritanie) il ne dira rien sur les "nouveaux" pays.

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Il n'est pas difficile de mofier la courbe de hubbert pour la rendre asymétrique : taux de croissance et de déclin différents. Bien sur ça fitte forcément mieux : c'est un truisme mathématique. On a 4 paramètres (Production totale, moment du pic , tx de croissance, tx de déclin) au lieu de trois donc forcément la courbe peut mieux fitter les données.

J'ai adapté mon outils de fit, quasiment rien à changer.

Avant de revenir aux USA, un petit détour par mon pays hubbert fétiche, la Norvège.


En passant du fit symétrique au fit asymétrique, on change pas grand chose. L'ultime passe de 30 à 31 Gb, et au lieu d'un taux unique de 18.5% on passe à 20% de croissance et 15% de déclin.
Mais je pense que ça veut rien dire : on n'a que 7 points après le pic... A revoir dans quelques années. En plus, le résidu normé (l'erreur du fit) passe de 20 pour 10000 à 18 pour 10000, on améliore donc quasiment pas le fit. Bref le modèle asymétrique n'apporte rien.


A l'inverse, voici un pays bien asymétrique :

Le résidu passe de 729 à 89. L'Ultime ne change pas énormément, il passe de 1.3 Gb à 1.4. Le taux de croissance vaut 90% par an (excusez du peu ) et le taux de déclin est de 8.3%.

Revenons aux Etats-Unis.

(en noir les données historique, en rouge les fits symétriques, en vert les fits asymétrique, base et total)

Sur la production de base, c'est incroyable! Passer du modèle symétrique à l'asymétrique donne exactement le même résultat. Ca se voyait à l'oeuil, mais à ce point c'est fou : Dans le modèle asymétrique, le taux de croissance est à 6.42% et le taux de déclin à 6.52% ! Autrement dit le programme a symétrisé la courbe pour fitter. Le résidu ne change pas (46 pour 10000). L'hypothèse faite il y a 50 ans par King Hubbert, à savoir que le taux de déclin final serait égal au taux de croissance inital, se retrouve ainsi vérifié d'une façon éclatante.

Et pour la production totale? Ben à ma grande surprise, ça marche aussi ! Avec un pic en 1976 pour le modèle symétrique, 74 pour l'asymétrique. Le modèle asymétrique donne 6% de croissance et 5% de déclin.
L'utime est de 236 Gb en symétrique, 240 en asymétrique.

Le fit est à peine moins bon que sur la base seule. Mais il est à peine meilleur en asymétrique qu'en symétrique.

Il y a pas mal d'exemple comme le cameroun. Par contre je connais aucun exemple inverse, càd avec un taux de déclin supérieur au taux de croissance. Coté face ça veut dire que le déclin de la production sera plutôt soft. Coté pile ça veut dire que le pic sera atteind bien avant d'avoir mangé 50% des réserves.

EDIT : une précision importante, ces chiffres sont brut + condensats. Ils n'incluent pas les liqudies de gaz natruel, qui représentent près de 1.5 Mb/j, ni le gain de raffinage, ni les biofuels.


(je commence à bien encombrer imageshack moi)

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En effet, c'est pas plus mal comme ça même si le déclin parait un peu violent :

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Faire mumuse avec des courbes ne remplace pas une vraie étude des pays;
Je commence par prnedre l'alaska à part.

Alaska

Source principale : http://www.dog.dnr.state.ak.us/oil/prod ... report.htm Comme pour la norvège, on a accès à des données par gisement super détaillées.
Autres sources : tout plein, rigzone, documents des compagnies, etc.

L'alaska produit du pétrole dans deux zones complètement distinctes : la baie de cook et la cote nord (North Slope).


La baie de cook est la petite crique en forme de couteau sur la côte sud de l'Alaska. C'est est un exemple de région avec une distribution anormale de la taille des gisements. Il y a une trentaine de gisements de pétrole et gaz (dans la baie et autour), dont 6 gros (North Cook Inlet, Kenai, Beluga River, McArthurRiver, Swanson River, Granite Point) et les autres tout petits, et y'a pas d'intermédiaires. Ce qui a longtemps était avancé comme argument pr relancer l'exploration dans le secteur, en disant que ces gisements devaient exister. Mais l'exploration n'a rien révélé de plus.

Jusque fin 2006, 1324 Mb ont été produits. Le record de production fut enregistré en 1970 : 227 000 b/j. De nos jours la production de la région est devenue anecdotique (16 000 b/j en 2006). La zone est bien explorée, tous les gisements sont en fin de vie (à part un tout petit qui est entré en service il y a quelques années). Il n'y a donc auvcune raison de ne pas prolonger le taux de déclin bien établi à 9% par an.


Pour le North Slope, l'histoire commence avec la découverte de Prudhoe Bay, un super-géant (EUR : 13 Gb environ) en 1968. La côte nord était prise dans la glace une bonne partie de l'année, l'exploitation du gisement demandait la construction d'un oléoduc à travers la péninsule jusqu'au port de Valdez sur la côte sud - cette solution ne s'imposa pas tout de suite, un prototype de pétrolier-brise-glace a été construit. Ce fut le trans-alaska pipeline, achevé en 1977. Depuis il a transporté environ 16 Gb de pétrole, c'est à dire que 1.5% du pétrole produit depuis le début de l'industrie pétrolière a coulé par ce tube.

Prudhoe Bay pu ainsi commencer à produire. Il atteignit en 1980 son régime de 1.5 Mb/j, qui fut maintenu jusqu'en 1990. Depuis le déclin est de quelques 8% par an, le production actuelle est tombée à 300000 b/j, auxquels s'ajoutent 32 000 b/j de six petits gisements satellites. Les réserves sont estimées à 2.2 Gb pour Prudhoe bay lui même et 500 Mb pour les satellites. Pour cette région, les réserves et les pronostic de production se sont historiquement avéré précis, je les garde donc tel quels.

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J'avais pas le courage de rédiger un article alors je raconte ma vie dans le graphe

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Pour étudier la production des Etats-Unis,je la partage en quatre catégories.

1- La production de brut et de condensats des 48 états contigues (mainland) et de leurs cotes proches (offshore d'état, c'est à dire un tout petit ruban cotier).

2- La production de liquides de gaz naturel dans cette même zone géographique.

3- La production de brut, condensats et liquides de gaz natuel de l'offshore fédéral autour des 48 états contigus (essentiellement golfe du mexique)

4- La production en alaska, y compris offshore (d'état et fédéral), de brut, condensats et liquides de gaz naturel (ci dessus).



1 - La production de base

Sources utilisées
apo newletter 70 (notamment pr la liste des gisements géants : années de découverte et taille)
eia
energyfiles
compagnies pétrolières


Le territoire américain, à l'exclusion de l'Alaska et Hawaii, représente plus de 9 millions de kilomètres carrés. La plaque continentale nord-américaine, qui s'est séparé de l'Europe au Trias. A l'ouest se trouve la zone de subduction de la plaque pacifique sous la plaque nord-américaine, ce qui permet aux Américains d'avoir de belles montages (les rocheuses) mais en contrepartie leur inflige des tremblements de terres en Californie.

Pour la gestion des flux pétroliers, les USA sont divisés en six PADD - Petroleum Administration for Defense District. Créé pendants la seconde guerre mondiale pour gérer les approvisionnements de carburants, ce découpage a été conservé, et sert encore de cadre aux statistiques de production américaine.



Aux etats-unis, le pétrole lorsqu'il se situe sur un terrain privé appartient au propriétaire du terrain. Celà ce traduit par un morcellement des gisements entre propriétaires fonciers et fait que les statistiques sur les gisements onshore sont parfois difficles à trouver.


PADD I : la côte Atlantique

Ces états ne produisent collectivement que 20 k barrils/jours de pétrole, dont 10 en Pennsylvannie (et 5 en virginie occidentale, dans la même zone géologique). Néanmoins, l'importe historique de la production de Pennsylvannie est colossale : c'est ici qu'Edwin Drake fora son célèbre puits en 1859 à Titusville, comté de Crawford. La région était connue depuis longtemps pour le pétrole qu'on trouvait en surface ou dans l'eau des puits. L'idée de Drake était simple : puisque le pétrole qu'on trouvait en surface semblait fuir depuis des réserves souterraines, on devait pouvoir en produire beaucoup plus en creusant pour accéder directement à celles-ci.

Ce n'était pas le prmier puits de pétrole du monde (plusieurs produisaient déjà, en Azerbaijan -alors sujet de l'empire russe-, en Roumanie, au Canada et, ce qui est beaucoup moins connu, en Allemagne), mais il provoqua le décollage de l'exploitation pétrolière à l'échelle industrielle. Drake fut ruiné par son aventurisme en affaire, et alors que ceux qui avaient pris sa suite accumulaient des fortunes immenses, il serait mort dans l'indigence sans une petite pension que lui alloua le parlement de Pennsylvanie. Jonathan Watson, propriétaire du terrain sur lequell Drake avait foré, devint le premier millionnaire du pétrole. Apparurent alors des villes-champignons, phénomène plus habituel dans les plaines du far west que dans les campagnes de l'est. L'une d'elle se dénoma Oil City et fut le siège de la Pennzoil, compagnie pétrolière de Pennsylvannie. Le nom existe encore, mais ce n'est plus qu'une marque de lubrifiants détenue par Shell.

Le pétrole de Pennsylvannie se trouve dans l'ouest de l'état, dans le bassin appalachien. C'est un bassin de ceintyure correspondant à la formation des montagnes du même nom, il s'étend jusqu'à la frontière canadienne au nord et sa pointe sud se termine dans le Tenesse. Les etats d'Ohio, de new York, de Virginie Occidentale et Kentucky produisent aussi du pétrole à partir de ce bassin. La région est évidemment extrêmement mature, du moins pour le pétrole et le gaz conventionnel (le gaz de schiste rencontre un certain intérêt ici). La pennsylvannie produit 10 k barrils/jours à partir de 16000 puits, en comparaison l'artabie Saoudite produit 100 fois plus avec 10 fois moins de puits. Les puits produisent aujourd'hui surtout de l'eau avec quelques pourcents de pétrole. La production a tendance a fluctuer avec les prix du pétrole, car ces puits sont si peu rentables que des milliers sont fermés à chaque baisse. Bradford était le plus grand gisement de Pennsylvannie, il fut découvert en 1871 et produisit 700 Mb au total. L'Etat atteind son pic de production un peu en dessous de 100 000 b/j en 1891.

La production du PADDI ne peut que continuer à décliner. Il peut y avoir un certain potentiel en offshore (autour de la Floride et dans l'Atlantique) mais celà sera traité dans la partie consacré à l'offshore fédéral.


PADD II : le midwest

Cette région produit 500 000 barrils/jours. L'Oklahoma sort plus que quelques 170 000 b/j, son pic de production fut atteind dès 1927 à 750 000 b/j (le pic du gaz fut lui franchi en 1990). En 1982, le secteur pétrolier représentait pas moins de 8% des emplois dans cet état. Les gisements de pétrole d'Oklahoma, dont les plus importants sont Sho-Vel-Tum (900 Mb; 1914), Oklahoma City (800 Mb, 1928) et Golden Trend (500 Mb, 1946) apartiennent pour la plupart au bassin d'Anadarko, de l'ère primaire. L'Oklahoma continue à décliner, bien que très lentement.

Le Dakota du Nord produit environ 150 kb/j. Aussi surprenant que celà puisse parait, la production a doublé depuis 2004 et est à son niveau record. Les gisements conventionnels de l'état, d'ailleurs limités en taille (aucun géant), sont en déclin depuis longtemps, mais la production vient maintenant pour l'essentiel d'une formation schisteuse, le bakken shale. Il s'agit de pétrole conventionnel (et même de bonne qualité) dans un réservoir non-conventionnel : le pétrole est resté dans le schiste qui l'a généré. Le volume en place est énorme (sans doute plus de 100 Gb) mais seule une petite fraction est exploitable, là ou le schiste est fortement fragmenté, et encore celà exige des puits horizontaux.

Le 3e état producteur de ce PADD est le Kansas, avec un peu plus de 100 kb/j. Le pic de production fut enregistré dans les années 50 à 340 kb/j. Le production cumulée est de 6.2 Gb, ce qui n'est pas néglibable (plus qu'un pays comme la Syrie!). Depuis l'an 2000 la production ne décline plus, et tend même à remonter légèrement. L'application généralisée des firages horizontaux dans les vieux gisements y est pour beaucoup. Depuis 2003, un projet de récupération assitée à base de CO2 est appliquée dans le gisements de Halls-Gurney (le CO2 vient d'une usine d'éthanol). Les promoteurs pensent que les gisements du Kansas sont bien adaptés à cette technique qui pourrait augmenter le productible du Kansas (peut être jusqu'à 600 Mb).

Loin derrière, l'Illinois est 4e avec une production de 25 000 b/j. Cette production tend vers zéro, et ne vaut guère plus d'un dixième des chiffres atteinds vers 1960. Les petites production du Michigan, du Kentucky et de l'Ohio sont en voix d'extinction. L'Ohio comptait un gisement géant, Lima-Indiana.


PADD III : le sud

Avec 1.6 Mb/j (sans l'offshore fédéral qui représentent presque autant mais sera traité à part), c'est de loin le PADD qui produit le plus : plus de la moitié de production étudiée ici (USA continentaux, brut et condensats). Le Texas est sans surprise l'état le plus important avec un peu plus de 1Mb/j. L'histoire du pétrole texan commence avec Spindletop en 1901, un puits bien plus audacieux que ce qui avait été fait jusqu'à l'époque (creusé à grande profondeur, sans que des affleurement naturels de pétrole ne soient présent), dont jaillirent 80 kb/j. La production cumulée de l'état est de près de 60 Gb. Voici les princpaux gisements listés par l'ASPO (Newsletter 72), avec année de découverte et réserves ultimes :

Panhandle, 1918, 1700 Mb
Yates, 1926, 1300 Mb
East Texas, 1930, 6000 Mb
Cowden, 1930, 600 Mb
Conroe, 1931, 600 Mb
Wasson, 1936, 500 Mb
Tom O'Connor, 1934, 500 Mb
Seelington, 1937, 800 Mb
Hawkins, 1940, 500 Mb
Kelly Snider, 1948, 1700 Mb
Hastings, 1963, 600 Mb
Slaughter, 1963, 500 Mb.

East Texas innonda littéralement après sa découverte - d'autant que la demande était déprimée après le crash de 1929. En 1933 il produisait 200 kb/j, soit 20% de la production... mondiale. 30 000 puits ont été forés, au total, dans ce gisement, ce qui constitue un record assez incoyable - du même ordre que le nombre de puits au moyen-orient. Actuellement, le gisement produit quelques 10 kb/j. Quelques 80% du pétrole initialement en place dans le gisement ont été récupérés, ce qui constitue aussi un record, la géologie du gisement étant très favorable.

Dans le Nord-ouest du Texas (et pour une petite part au nouveau-mexique), le Permian bassin, ainsi nommé car il contient la plus épaisse strate de roches de l'ère permien (fin de l'ère primaire), abrite des gisements tels que Yates, Wasson et Slaugter. L'ère permien étaint lui même nommé d'après Perm en Russie (où des roches de cette époque sont à la la surface) voici une région américaine nommée d'après une ville russe. Depuis les années 70, l'injection de CO2 a été progressivement généralisée dans ce bassin, qui encore aujourd'hui représente une majorité absolue de la production de pétrole obtenue par cette technique (bien adaptée aux gisements de la région).

Le reste des ressources se trouve dans le bassin de la cote du golfe, une marge continentale passive chargée de sédiment tertiaires. Cet impressionnant bassin se prolong loin en offshore.

Dans ce même bassin, (Gulf Coast) mais plus spécialement dans le delta du mississipi, la Lousiane produit 210 kb/j (dont un tiers est du condensat). Contrairement au Texas ou la production s'est quasiment stabilisée depuis une dizaine d'année, ici la chute continue, la production a perdu 30% depuis l'an 2000. Le pic de production a été atteind en 1969 à 2 million de barrils/jour (la Louisiane représentait donc à l'époque 5% de la production mondiale!). Le plus grand gisement est Bay Marchand (en fait un complexe de plusieurs gisements parfois désigné sous le nom rigolo de caillou island), qui a été découvert en 1930 selon l'aspo (d'autres sources donent 1949, étrange) et a donné plus de 3 Gb. En terme de production cumulée, le Louisiane est le 2e état après le texas et juste devant la Californie, avec près de 30Gb.

3e état du PADD 3 en production, le nouveau mexique produit 160 kb/j, dans le permian basin, en déclin constant. Le Mississipi et l'Alabama ont des productions très faibles.


PADD IV : les montagnes rochauses

La levée des montagnes rochauses a donné naissance à plusieurs bassins de ceintures, et quelques beaux gisements de pétroles se trouvent dans le secteur. Ces bassins produisent aussi du charbon. Leurs roches couvrent des époques de l'ère primaire à l'ère tertiaire. Le plsu importants de ces bassins est le Powder River Basin (PRB).

Le Wyoming produit 150 kb/j. Le gisement de salt creek dans le PRB a été découvert en 1906, il recoit depuis quelques années une injection de CO2 qui a permis d'augmenter sa production. Cette technique est aussi appliquée au gisement voisin de teapot dome, connu pour avoir été l'objet d'un énorme scandale politico-financier dans les années 1920 (aussi connu aux états-unis que l'affaire de Panama en France). A Salt creek, quelques 150 Mb supplémentaires (le gisement a produit 500 Mb jusqu'ici) seront, selon Anadarko, extractibles grâce à cette technologie. Ces projets ont permis une stabilisation (et même une très légère remontée) de la production de l'état - qui néanmoins ne vaut qu'un quart ce ce qu'elle était en 1970.

Le montana produit 86 kb/j, la moitié vient du "gisement" (très atypique) d'Elm Coulee, découverte récente qui est en fait une partie du Bakken Shale déjà discuté à propos du North Dakota. Il a permis à la production de l'état une remontée en flèche (de 40 kb/j en 2000 à 1000 en 2006) mais depuis 2006 elle diminue à nouveau.

L'Utah est un autre état qui a surpris, sa production a doublé depuis 2004 (de 30 à 55 kb/j). La petite compagnie wolverine oil&gas y a ouvert un nouveau front d'exploration avec les gisements King Meadows et Covenant. Plusieurs centaines de millions de barrils ont été découverts dans une strate jusque là délaissée. Sans être énorme dans l'absolu, cette découverte est étonnante dans un territoire déjà aussi densément exploré.

Toujours dans les rochauses, le colorado produit 65 kb/j. Ici aussi plusieurs gisements font l'objet d'injection de CO2.


PADD V : le pacifique

Ce padd produit 1.35 Mb/j. En retirant l'Alaska et l'offshore fédéral, traités à part, il ne reste que la Californie avec 588, le Nevada, le Washibnton et l'Oregon n'ayant pas de production significative. La compagnie eden energy avait réussi à lever des capitaux en promettant 6 Gb de ressources potentielles dans le Nevada, mais le forage n'a rien donné.

La Californie n'a franchi son pic de production qu'en 1986. Les gisements de pétrole se trouvent dans plusieurs bassins dont certains sont liés à la faille de San Andreas, celle là même qui fait de l'Etat une zone à risque sismique. Les grands gisements de Californie sont très anciens (tjrs d'après l'aspo) :
* Caolinga, 1887, 700 Mb
* Mideway Sunset, 1894, 1200 Mb
* Kern River, 1899, 600 Mb
* Ventua Avenue, 1916, 800 Mb
* Elk Hills, 1919, 1300 Mb
* Santa fe, 1919, 600 Mb
* Burbank, 1920, 500 Mb
* Hungtington Beach, 1920, 1000 Mb
* Long Beach, 1920, 900 Mb
* Wilmington, 1932, 2600 Mb
* Coalinga nose, 1938, 500 Mb

Quand une région n'a pas trouvé de gisement géant depuis 70 ans, on peut dire que l'exploration est assez avancée. Les dates font aparaitre deux cycles d'exploration, les gisements découverts fin XIXe se situent dans le bassin de San Jaoquim au sud de la grande vallée valifornienne, ceux des années après 1916 se situent sur la cote près de los angeles (mini-carte). Beaucoup de gisements se trouvent dans des zones très peuplées - mais qui l'étaient beaucoup moins à l'époque.
notons que d'autres sources donnent 3.5Gb pour midway sunset et 2.5 pour Kern River, sans doute parce que ce sont des complexes de plusieurs gisements plus ou moins connectés. Ces gisements sont percés chacun de milliers de puits.
Des gisements comme Kern River ont une histoire assez unique puisque leur production a piqué environ un siècle après leur découverte. Celà s'explique par leur géologique qui fait qu'une grande partie des réserves n'ont pu être récupéré qu'avec l'injection de vapeur (technique qui présente un EROEI dégradé, il faut produire la vapeur).



Modélisation : USA continentaux onshore, crude + condensate

Un petit bilan s'impose. Nous avons affaire à une zone extrêmement mature. N'oublions par que les trois quarts des puits de pétrole en production dans le monde, soit plus de 500 000, sont aux Etats-Unis (le deuxième pays est la Chine avec quelques 75 000 puits, l'arabie saoudite a moins de 2000 puits).

La production se fitte relativement bien avec une hubbert de 178 Gb, présentant un taux initial et final de 6.6% et un pic en 1968 - pourquoi 1968 au lieu de l'habituel 1970? Simplement parce que le golf du mexique, même peu profond, a été mis à part. Néanmoins, depuis 1999 la production semble se stabiliser à 3 Mb/j, elle se situe aujourd'hui 800 kb/j au dessus de la courbe de Hubbert. Mes réflexions m'amènent à définir une catégorie de réserves "technologique", avec 20Gb, correspondant à du pétrole qui n'a été rendu accessible qu'avec les technologies récentes - un concession aux terre-platistes en quelques sortes.
Celà correspond au pétrole du Bakken Shale, aux réserves incrémentales accessibles seulement par les forages horizontaux, au pétrole résiduel extraits par l'injection de solvants (CO2 supercritique, polymères, etc).
Selon cette hypothèse assez arbitraire, 10% du pétrole total produit et à produire dans la zone qui nous intéresse serait "technologique", et 1/4 de la production actuelle.

Voici ce que ça donne :

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On remarquera que si les prix influencent fortement l'activité de forage (derricks actifs) l'impact sur la production et même sur l'écart de production (entre données historiques et modèle hubbert) n'est pas évident.

Note : cette "base" n'est pas la même que quelques posts plus haut puisque l'offshore fédéral, même peu profonds, est exclu.

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L'offshore Fédéral (Hors Alaska)

Pour être gouverneur d'un état américain, il ne faut pas trop avoir le pied marin. La juridiction de l'état ne s'étend que sur les eaux intérieures (lacs, fleuves, lagunes, estuaires, baies) et sur un tout petit ruban cotier de 3 miles (5600 mètres), plus l'estran. Ainsi, presque toute la production offshore des Etats-Unis est dans le domaine fédéral.

Les eaux entourant l'Alaska sont traitées avec cet état. L'offshore fédéral est donc ici celui entourant les 48 états contigues. La principale région productrice est bien entendu, et de loin, le golf du mexique. Toutes les sources s'entendent pour séparer le GoM peu profond, exploité depuis des décennies et mature, de la zone à plus grande profondeur d'eau, rendu accessible seulement après le développement des plate formes flottantes. Néanmoins la limite de profondeur est arbitraire. Les sources offcielles américaines ne sont d'ailleurs pas d'accord entre elle, la departement of energy donne des chiffres partagés par la limite de 200 mètres d'eau, tandis que le GOMR (qui dépend du ministère de l'intérieur) utilise 1000 pieds (300 mètres) ce qui est plus courant dans l'industrie. Heureusement, les deux institutions s'entendent pour la production totale du GoM. J'utilise les données du GOMR, d'autant qu'elles remontent plus loin.



Géologiquement, il s'agit de l'extention du bassin cotier qui fournit du pétrole au texas et en louisiane. C'est un bassin assez jeune, de l'ère tertiaire. Il est assez torturé (beaucoup de faille et d'intrusions de sel). Le delta du missipi, apportant des masses de sédiments, a enrichi localement le bassin.

Pour la partie peu profonde, la production a piqué en 1972 un peu au dessus d'un million de barrils/jours (après une hausse très rapide), puis a connu un 2e pic en 1984 (900 kb/j). Le profil est assez atypique, mais la production semble maintenant en déclin terminal. 12 Gb ont été extrait, la courbe de deffeyes semble pointer vers un total de 14 à 15 Gb. Le déclin passé est difficile à calculer car les ouragans vont consirablement fluctuer la production. Ainsi, elle a baissé de 25% en 2005 après Katrina (25% sur l'année!) pour remonter ensuite. Notons que les ouragans font parfois perdre des réserves : certaines plateformes sont trop abimées pour être réparables, et les gisements ne contenant plus qu'une poignée de Mb de réserves ne justifient pas économiquement la construction d'une nouvelle plate-forme. Quelques 6600 plate formes (!) ont été construites mais beaucoup sont abandonnées.
Il n'y a plus guère d'exploration dans le coin, sauf dans un nouveau play plus profond (ce que les américains appellent shallow deep : faible profondeur d'eau, mais grande profondeur sous le plancher océanique) mais celui ci semble plutôt gazier que pétrolier. Je prend l'hypothèse d'un déclin à 5% par an dans la région.

La partie à grande profondeur est une autre histoire. Je vais l'aborder en utilisant l'approche dite des mégaprojets. La production à plus de 300 mètres de fonds a commencé dans les années 80 (avec des gisements dépassant à peine cette limite) et a explosé dans les années 90 quand les plate-formes flottantes sont arrivées. Dans le GoM, le production en grande profondeur a totalisé 3.5 Gb jusqu'ici. La production stagne depuis 2002 mais celçà ne veut pas dire que la région a piqué, loin de là. Le pic de découverte semble n'avoir été atteind que vers 2000. Plusieurs gros gisements attendent le développement.

Voici le listing des projects depuis 2003 d'après wikipedia :

nom du gisement, capacité en kb/j, date de découverte, réserves 2P, opérateur.

en 2003
Dawson/Durango, 40 kb/j, ?, ?, Kerr McGee
Habanero, 34 kb/j, ?, ?, Murphy
Medusa, 40 kb/j, 100 Mb, ?, Murphy
Nakika, 110 kb/j, 300 Mb, 1988, Shell (intègre 6 gisements)
Princess, 55 kb/j, ?, ?, Shell
total 279 kb/j

en 2004
Front Runner 60 kb/j, 200 Mb, 2001, Murphy
Llano, 32 kb/j, 32 kb/j, 40 Mb, 1998, Shell
Glider, 20kb/j, ?, ?, shell
Magnolia, 50 kb/j, 150 Mb, 2005, conoco
Marco Polo, 120 kb/j, ?, 2000, Anadarko
Total 282 kb/j

en 2005
Holstein, 110 kb/j, ?, 1999, BP
Mad Dog, 100 kb/j, ?, ?, BP
Total 210 kb/j

en 2006
Constitution/Ticonderoga, 70 kb/j, ~100 mb, ?, Anadarko
Total 70 kb/j

en 2007
Gengis Khan, 55 kb/j, 65Mb, ?, BHP billiton
Atlantis South, 200 kb/j, 770 Mb, 1998, BP
total 255 kb/j

en 2008
Blind Faith, 45 kb/j, 60 Mb, ?, chevron
Neptune, 45 kb/j, ?, ?, BHP Billiton
Thunder Horse, 250 kb/j, 1500 Mb, 1999, BP
Ursa Princess (ph2), 30 kb/j, ?, ?, Shell
Total 370 kb/j

en 2009
Phoenix, 25 kb/j, ?, ?, Sojitz
Shenzi, 85 kb/j, 370 Mb, 2002, BHP Billiton
Tahiti, 125 kb/j, 450 Mb, 2002, Chevron
Thunder Hawk, 60 kb/j, 300 Mb, 2004, Dominion
total 385 kb/j

en 2010
Chinook/Cascade, 80 kb/j, ?, ?, petrobras
Perdido Hub (3 gisements), 100 kb/j, 450 Mb, 2002, Shell
total 180 kb/j

merci wp parce que collecter toutes ces données doit être un boulot monstre.

si on suppose que toutes ces capacités sont réellement ajoutées, la soustraction entre la capacité brute ajoutée et l'augmentation constatée de production depuis 2003 donne un déclin annuel des gisements existants de l'ordre de 25% !
Le déclin est probablement moins fort que ça en réalité, encore que matt simmons parle lui aussi de 20 à 25% par an. la capacité des plate formes inclut souvent une marge.
Cependant, les très gros gisements qui arrivent (Thunder Horse, Altantis, Tahiti) ont un ratio réserve/production bien plus élevé (15 ans pour Thunder horse, soit 6% par an), donc déclineront moins vite.

Les découvertes continuent. 11 ont été enregistrée en 2007. Les principales découvertes récentes sont dans un play du teritaire inférieur (LT-GOM) qui se prolonge probablement au Mexique. Les gisements Tubular Bells, Great White, Jack-2 (qui a battu le record de profondeur, et a été annoncé très méditiquement il y a juste 2 ans), Trident, Saint-Malo, Chinook, Cascade, Baha, n'ont pas encore été bien évalués mais semblent important, vu les débits des puits et les hauteurs de collones de pétrole. Très bonne analyse sur the oil drum. Au moment de sa découverte, nombre d'article de presse plaçaient les réserves fde Jack à quelques 15 Gb! Il s'agissait bien sur d'une envolée journalistique de plus, et Chevron parle maintenant de quelques 400 Mb (on a juste perdu un facteur 40 en route).

En fait, les estimations de l'industrie (Communiqués de Chevron et d'autres) parlent de 3 à 15 milliards de barrils équivalent pétrole (càd incluant le gaz) pour l'ensemble du LT-GOM. Les jounralistes ont fait leur travail, c'est à dire qu'ils ont pris le haut de cette large fourchette, oublié que ça incluait le gaz, et confondu l'ensemble de la région avec le gisement à lui seul.

Il est bien sur difficile d'estimer l'EUR d'une région ou l'exploration n'est pas extrêmement avancée, les gisements connus représenteraient 12-14 Gb, je compte un total de 20 Gb.


En dehors du Gomex, la seule production jusqu'ici se situe au large de la Califonie. La production a piqué en 1995 à 200 kb/j, et vaut maintenant 65, pour un cumul d'environ 1Gb. ici le potentiel est clairement sous exploité. Après uine marrée noir en 1969 (due à un accident dans l'esploitation du gisement summerland, découvert 10 ans avant et qui produit encore aujourd'hui), l'opinion publique en californie s'est massivement opposé à l'exploitation offshore ce qui a empêché le déceloppement de certaines réserves, et a fortiori l'exploration. Pour contourner l'interdiction de construire de nouvelles plate formes, il y a des projets de forer avec des puits horizontaux à longue portée (plusieurs km) dans des gisements offshore abandonnées depuis des plate formes ou depuis la terre ferme. on assite même à un très beau countournement d'une interdiction proclamée par l'état de californie : deux petits gisements situés dans l'offshore détat seront forés depuis le terrain de la base militaire de vandenberg (base de l'us air force surtout connue du grand public pour être un site de lancements spatiaux), territoire sous administration fédérale (puisque c'est militaire), ce qui permet de contourner la loi californienne !!

Notons que le premier forage pétrolier offshore (en réalité au bout d'une digue) se situait en californie (en 1894!).

Le reste du littoral pacifique, la cote est et les alentour de la floride n'ont pas non plus été explorées, pour des raisons écologiques. Les réserves exploités au large du Canada (environ 2Gb de pétrole dans le bassin jeanne d'arc, plus le gaz au large de la nouvelle-écosse) et de Cuba donnent un ordre de grandeur de ce qui peut être attendu dans le littoral atlantique.
J'attribue à la zone "autre offshore fédéral" un total de 10 Gb, majoritairement au large de la californie; Même si la maison blanche a levé son interditcion il y aura sans doute des années de bataille juridiques, et des conflits d'occupation des lieux (les baies californiennes ou les côtes de floride sont aussi des territoire de pêche et de plaisance, les pétroliers n'y seront pas bienvenus). Et bien sur, ces ressources seraient réparties dans plusieurs bassins, il faudrait donc du temps pour les découvrir.
Celà m'amène à supposer une exploitation de ces 10 Gb fort étalée dans le temps.

[Raminagrobis]

Liquides de gaz naturel

Il s'agit de la fraction du gaz naturel qui se liquéfie sous réfrigération modérée : éthane, éthynèle, propane, butane, isobutane...
Ces hydrocarbures servent principalement à la pétrochimie (par exemple la production d'alcool industriel), au GPL moteur, et bien sur pour le butane et le propane qu'on achète en bouteille.

Note : l'offshore est inclut ici, mais pas l'alaska.

Avec 1.8 Mb/j, les Etats-Unis sont de loins les premiers producteurs au monde ce cette classe d'hydrocarbure. l'EIA donne des chiffres remontant à 1970. Ils correspondent presque exactement à la soustration du chiffre de production BP et du chiffre de production EIA "crude and condensate" (BP incluant les LGN)ce qui est encourageant (les sources ne sont pas toujours aussi cohérantes) et permet de reconstituer les chiffres en 1965 et 1970.

Pour les chiffres avant 65, il va falloir ruser. En comparant les données disponibles avec ceux de la production de gaz sec donnés par l'EIA (et qui remontent à 1930) on constate que le ratio LGN/gaz est resté à peu près constant de 1970 à 1990. En supposant une valeur constante de ce ratio, j'estime la production de LNGs depuis 1930. Celà donne sans doute une valeur exagérée avant-guerre, car les LGN n'étaient guère valorisés à l'époque (^mais ils étaient quand même "produits", au sens "sortis de terre").

Le cumul est d'environ 33 Gb. Il n'est pas facile d'anticiper sur cette catégorie de production. Il n'y a guère de chiffres de réserves valables.
La production de gaz américaine est repartie à la hausse (+10% depuis 2006). Mais le gaz conventionnel décline et la hausse vient du gaz de shchiste, du gaz de houille, et du gaz biogénique. Le gaz de schiste semble offrir à peu près autant de LGN que le gaz conventionnel, par contre le gaz de houille et le gaz biogénique en sont presque dépourvu. On devrait donc assiter à une baisse du ratio LGN/gaz sec (qui actuellement vaut environ 1 barril pour 30000 pieds cubes - 1 barril pour 850 m3). Notons que la presse texane s'est fait l'écho d'estimations de l'industrie pétrolière locale disant que la production du barnett shale (schiste riche gaz dont vient la hausse de production des USA depuis 2 ans) va "piquer" en 2009 ou 2010.

Ce pronostic qualitatif ne suffit pas à établir un scénario. Je me contente d'utiliser un fit. Avec une seule hubbert, la production colle très mal, par contre la somme de deux hubberts donne une corrélation correcte. Je ne suis pas convaincu par ce résultat, c'est un peu un sophisme (avec 6 paramètres, on fitte forcément assez bien n'importe quoi) il est probable que je revienne là dessus quand j'aurais plus d'information. En attendant, je retient ça.

[Raminagrobis]

Non d'un chien je suis content d'en finir.

[Raminagrobis]

Vietnam.

Le vietnam a produit environ 1.7 Gb jusqu'ici, depuis 1987.

La production est complètement offshore, le pays lui même étant constitué de bassins montagneux et de bassins alluviaux trop récents. Le bassin de Cuu Loong, le long de la côte sud du pays, qui contient l'essentiel des réserves est une région pétrolière plus qu'atypique. C'est un rift assez récent (teritaire). L'essentiel des réserves de pétrole se trouvent dans du granite ! Ce qui parait à première vue impossible. En fait, celà s'explique par le fait que granite en question fut autrefois à l'affleurement, et est sévèrement érodé, ce qui le rend quelque peu poreux. De fortes failles font que des roches sources sédimentaires d'origine lacustre se sont retrouvées cote à cote avec le granite, et le pétrole à migré dans le granite. Ainsi, si les partisans du pétrole abiogénique ont un temps fait leurs chous gras de ce pétrole "granitique", il s'explique finalement parfaitement dans la théorie classique.

En voici une illustration (image de seach and discovery, Nguyen Du Hung, Hung Van Le - tjrs citer les auteurs - :

http://www.searchanddiscovery.net/docum ... /index.htm cette source résume ainsi les gisements du bassin de cuu long mais ça date de 2004. Bach Ho domine largement avec 1 à 1.4 Gb ultimes. Produisait 250 000 b/j en 2003, il a considérablement décliné depuis mais représente encore la moitié de la production. Ce fut le premier gisement découvert et mis en production.

Par bassin, les gisements sont (d'après searchanddiscovery, ASPO, energyfiles)
bassin de cuu long
7 en production : Bach Ho, Dai Hung (une énorme déception, a couté très cher à développé et n'a donné que 12 kb/j contre 230 kb/j attendus!), Rong (environ 40 Mb ultime), Ruby , Rang dong, Su Tu Den (depuis 2003), Su Tu Vang (tout neuf en 2008)
en développement : Ca Ngu Vang, Song Doc, Chim Sao Nam(80 Mb), Rong Doi Moi , Su Tu Den, Su Tu Trang

bassin de Nam Con Son
plus au sud que le précédent, semble surtout contenir du gaz. Deux petits gisements de gaz y sont exploités et produisent aussi un peu de condensats.

bassin malais : 54 000 barrils/jours, dont la moitié reviennent au vietnam, sont produit dans une zone partagée avec la malaisie. Le principal gisement de cette zone, Bunga Kekwa , a piqué en 2004.

Le vietnam encourage maintenant l'exploration dans les bassins de Phu khanh (cote est) et song hong (au nord). Phu khanh est en offshore profond, il n'a pas encore été foré, les géologues semblent penser qu'il a un potentiel important.

On notera que si le CERA annoncait une production de 500 kb/j en 2008 dans un rapport d'il y a quelques années, la production actuelle est d'environ 330 kb/j


Voici mes hypothèses.

Pour la production existante, il y a eu trois ans (2004-2007) sans nouveaux gisements, et on observe sur ces trois années un déclin bien régulier (8% par an). Je prolonge donc cette tendance en ajoutant les projets en développement.

Pour les deux "nouveaux" bassins, l'exploration est en train de démarrer très fort, d'ici un an ou deux on devrait donc en savoir plus. Vu la forte croissance des besoins du pays et le déclin des autres réserves, je fait l'hypothèse que les réserves seront développées à marche forcée (ils ont vendu les concession très vite). Je prend 2Gb comme réserves, évidemment c'est purement qualitatif.

Mon scénario donne 8.3 Gb de production totale pour le pays (donc 1.8 déjà extrait). pour comparaison, colin campbell, dans sa newsletter n° 53, donne 3.5 Gb, tandis que le gouvernement vietnamien parle de 35 Gb.


On remarquera la hausse vertigineuse de la consommation (elle reste cependant extrêmement basse par habitant) qui se rapproche dangereusement de la production.

[Raminagrobis]

Des nouvelles du pétrole du Kamchatka (nouvelles très fraiches : l'article est daté de demain)

http://steelguru.com/news/index/2008/10 ... cense.html

RIA Novosti cited the head of the Federal Subsoil Agency as saying that, the Russian state run energy companies Gazprom and Rosneft have applied for a western Kamchatka shelf license.

The 15,488,565 acre area in question is located in the Sea of Okhotsk off the Kamchatka Peninsula's western coast and is estimated to contain 13.2 billion of oil and over 70.6 trillion cubic of natural gas.

15.5 M acres ça fait 62 000 km². C'est presque la surface de l'Irlande du sud, en une seul concession...

Ca m'étonne un peu cette histoire, la Kamchatka est une péninsule volcanique, faisant partie de la ceinture de feu du pacifique, je m'étais tjrs figuré que sa géologie ressemblait plutôt à celle du Japon, donc inadaptée à de grands gisements de pétrole... Ben en fait sa cote ouest semble prospective.

Bien sur les 13 gb ne sont qu'un chiffre en l'air, il faudra forer pour savoir.

[Raminagrobis]

La Syrie se fit pas très bien avec une simple Hubbert (rouge) mais très bien avec la somme de deux Hubberts (bleu).



Dans le deux cas ça donne un déclin futur bien plus violent que mes 6% par an (orange)... Nous sommes tjrs trop optimistes nous autres piquistes. Je garde quand même les 6% par ans, suivant l'aspo (je vais qd même pas être plus pessimiste que l'aspo )

J'ai aussi intégré la turquie et bahreim.
Pas grand chose à en dire.
Turquie : quelques petits gisements appartement à l'extrêmité nord du système pétrolier du moyen orient. Il y a aussi de l'exploration en mer noire mais ça n'a donné que des petits gisements de gaz.
Bahreim : un seul gisement, Awali, donc l'intérêt est surtout historique car ce fut le premier gisement à être exploité dans le golfe persique (1932).



Bon après cette appartée je retourne m'occuper de l'Asie.

[Raminagrobis]

Curieux qu'aucun sujet n'existait encore sur ces pays

Malaisie

Année du pic : 2004
Production passée : 7 Gb
Production future : 5Gb ?

Ce pays comprend deux portions de territoire complètement disctinctes : une insulaire sur Bornéo (ile partagé avec l'Indonésie et Brunei), l'autre péninsulaire dans le prolongement de la Thaïlande. C'est une construction géopolitique assez artificielle. Le pays compte 25 millions d'habitants dont 25% sont des "immigrés" chinois et 10% des "immigrés" indiens (dans les deux cas, ils sont en fait établis depuis plusieurs générations. Le reste comprend une grandes majorité de Malais ethniques et diverses population indigènes. Le nom "Malaisiens" est parfois employé pour désigner tous les citoyens du pays en les distinguant de l'éthnie.

Les bassins productifs du pays, que ce soit en malaisie péninsulaire (bassin malais partagé avec la thailande, le cambodge, et dans une moindre mesure le vietnam) ou insulaire (bassin de sarawak, delta du baram partagé avec brunei) sont des structures récentes, dont les roches sources date du miocène. Tous sont offshore avec seulement de petites extensions onshore. C'est ce qui explique que, même si le pétrole est connu dans la région depuis le début du XXe siècle, le production n'a atteind un niveau significatif qu'à partir des années 1970 (sauf à brunei, qui a, pour sa part, des gisements onshore). Tous ces bassins sont plus riches en gaz qu'en pétrole, ce qui fait que la malaise est un grand exportateur de gaz et qu'une part significative de sa production pétrolière est en fait des liquides de gaz naturel (environ 85 kb/j).

En Malaysie péninsulaire, dont en réalité dans le golfe de thailande, qui ne présente que des modestes profondeurs d'eau, le principal gisement est Tapis, découvert en 1969 par Exxon qui n'exploite encore aujourd'hui. Le pétrole est d'extrêmement bonne qualité, comme à peu près partout en Malaisie, à 44°API et avec une teneur en soufre dérisoire. Il sert d'ailleurs de Benchmark sur les marchés d'asie du Sud est, à l'instar du brent en europe (la proximité de singapour, place tournant du commerce du pétrole, y est sans doute pour quelque chose).

La Malaisie produit encore plus de 300 kb/j de "Tapis Blend", mais, comme pour le Brent, il s'agit en réalité du mélange de la production de nombreux gisements (14). Cette région semble désormais mature. L'accent y est mis sur la récupération dans les vieux gisements, notamment par injection alternée de gaz et d'eau. Il est question de pratiquer l'injection de CO2 dans l'un des réservoirs de Tapis (avec à la clé jusqu'à 200 Mb de réserves supplémentaire) mais l'application de cette technique en offshore semble fort complexe (même les norvégiens et les brittaniques hésitent). 54 kb/j sont produits dans la zone partagée avec le vietnam (la moitié revenant à chaque pays, donc 27 kb/j pour la malaisie). Deux petits nouveaux gisements (Bunga Orkid, Pakma) y entreront en service en 2009, pour kb/j (seulement 68 Mb de réserves donc ça durera pas longtemps!).

Superbe carte

Du coté de la malaisie insulaire, on trouve deux bassins, l'un au large du Sarawak (à l'ouest de Brunei) l'autre (baram) du Sabah (à l'est). Le bassin de Sarawak possède surtout du gaz, mais produit aussi du brut et des liquides associés au gaz (condensats, LGN). Les gisements de gaz nourrissent un des plus grands terminaux d'exportations de NGL du monde à Bintulu. Le seul projet à court termes consiste à développer quatre petits gisements de gaz (D1 cluster) qui donneront aussi 20 kb/j de liquides associés.

La bassin de Sarawak n'offrait jusqu'ici que de modestes gisements de pétrole et de gaz proche de la côte.

L'exploration se tourne de plus en plus, comme ailleurs, vers l'offshore profond, dans le prolongement du bassin de Baram et (pour le gaz) du bassin de Sarawak. Quelques gisements importants ont été découverts au large du sarawak, ce qui d'ailleurs pose le problème de la définition dez la frontière maritime avec Brunei :
* Kikeh, découvert par Murphy oil en 2002. Environ 500 Mb (peut être incluant le gaz?). Il est maintenant en production depuis quelques mois, et doit atteindre 120 kb/j. Les autres gisements sont pour 2011 ou après.
* Gusumut, de shell (2004). environ 600 Mb (même remarque, le gaz semble inclut). Il doit produire 150 000 b/j, mais pas avant 2011.
* Malikai, Shell, ~100 Mb.
* Ubah Crest, Shell, ~200Mb
* Jangas, Musphy, ~80 Mb.
* Kebabangan dans le bassin de Sarawak est surtout une découverte de gaz mais possède aussi du pétrole.

Je compte un total de 2Gb pour le deepwater.

J'utilise les chiffres BP mais curieusement ceux de l'EIA sont assez différents (plus ou moins élevés que ceux de BP selon les années). L'EIA indique une production bien plus élevée que BP vers 2004, et moindre en 2007.

[Raminagrobis]

Tiens j'ai une question pour toi raminagrobis, à ton avis à quelle date estime-tu que le BRUNEI deviendra importateur net de pétrole ?

Heu je dirais que c'est pas au programme : avec sa toute petite population , brunei ne consomme que 20 kb/j, un dixième de ce qu'il produit.

La Malaisie par contre



Edit : étrange, non, les chiffres BP et EIA qui sont pile d'accord de 1981 à 94 puis se mettent à diverger erratiquement après?