[Raminagrobis] Synthèse de la production pays par pays.

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Inde

Production cumulée : 8Gb
Production future : 7 Gb

Sources
ASPO
IEA: http://www.iea.org/dbtw-wpd/textbase/pa ... oilgas.pdf
EIA
ONGC

Une grande partie du sous-continent indien est un craton, c'est à dire une pièce de croute continentale datant du précambien. Sur plus de la moitié du territoire indien, le socle granitique est à l'affleurement ou presque, donc il n'y a aucune chance de trouver des hydrocarbures. Le sous-continent a une histoire assez mouvementée, se séparant gondwana (où il était limitrophe des masses continentales qui sont devenues l'afrique et l'antarctique), devenant être un continent autonome jusqu'à sa collision avec l'asie il y a 45 millions d'année, collision qui donna naissance au massif de l'himalaya. Pendant les ères géologiques ou se sont formées les principales roches sources dans le monde (permien, jurassique), l'inde avait un climat assez froid dionc peu propice à la prolifération et à la sédimentation d'algues, se situant fort loin au sud. C'est l'une des raisons pour lesquelle le pays est relativement pauvre en hydrocarbures.

Le pays fut le cadre de civilisations extrêmement anciennes, posséda toujours une culture variée et plusieurs religions (deux des religions les plus importantes du monde, l'hindousime et le bouddhisme, en proviennent) et jusqu'en 1948 ne fut jamais jamais unifié, sauf sous occupation étrangère : mongole puis brittanique (les turcs n'avaient jamais occupé tout le pays, seulement le nord).

Certes ce résumé est quelque peu succint (l'histoire d'un des plus grands pays du monde en 300 octets, ça ne peut pas trop casser de briques) mais passons .

On peut définir cinq régions pétrolières différentes en Inde.


Dans la partie nord-est de l'Inde, la zone quasiment enclavée entre le Bangladesh, la Chine et la Birmanie, la présence de pétrole (fuites naturelles de gisements peu profonds) était connu de longue date, et les Anglais exploitèrent du pétrole à Digboi (on raconte que la ville doit son nom à l'ordre "dig boys, dig" que les ingénieurs lançaient aux ouvriers, mais c'est probablement une légende) dès 1889. Ce petit gisement (qui contribua, certes modestement, à l'effort de guerre en 1940-45) est encore en production, c'est le plus ancien de la planète continuellement exploité (certains gisements américains plus vieux produisent encore, mais ils ont connu des interruptions). De même, la raffinerie mitoyenne est la plus ancienne encore en service dans le monde.
La région (Assam et états voisin) est bien sur mature aujourd'hui. La région pétrolière en question est asez indigestement désignée par l'usgs comme "Sylhet-Kopili/Barail-Tipam Composite Assessment Unit 80340101". Les roches sources datent de l'ère tertiaire, elles ne sont ni très riches ni très matures. Le gros des réserves de ce bassin n'a été trouvé qu'après la seconde guerre mondiale, dans des gisements bien plus profond. Environ 2.5Gb on été trouvés au total selon l'USGS.
Quand l'Inde accéda à l'indépendance en 1947, elle ne produisait que 5 kb/j, venant entièrement de l'Assam.


Un bassin pétrolier plus important (bassin de bombai) se trouve à l'ouest du pays, en offshore, au large du Gujarat et du Maharashtra. Il fut exploré par les compagnies nationales indinnes dans les années 60, avec une importante aide technologique soviétique. L'influence des méthodes aprises auprès des russes reste d'ailleurs très forte dans le secteur pétrolier indien, certains chiffres de réserves sont donc à considérer comme réserves "russes" proches des dénitions 3P (10% de chances) occdientales. Le principal gisement but appelé Bombay High (nom assez étrange vu qu'il est en mer...). Il est difficile de trouver des infomrations précises à son sujet. jean Lahérrère dans une présentation de 2007 met en évidence l'existance de deux familles de sources, certaines qui le donnent pour 4 Gb ultime, d'autres pour 1.5. On peut imaginer qu'il s'agisse en réalité d'un complexe, et que ce qui est appelé "bombay high" pour les uns soit divisé en plusieurs gisements pour les autres. Selon lahérrère, près de 3 Gb ont été extraits. Le pic de production fut atteind en 1984 à 450 kb/j (presque 80% de la production du pays à l'époque!). Un grave incendit détruisit une plate forme (11 morts) en 2005. Le gisement semble produire quelques 200 kb/j aujourd'hui, mais il est très difficile de trouver des informations.
Le bassin de bombay se prolong au nord, en offshore (état du Gujarat), par le bassin de Cambai, mineur et assez mature.

Le bassin de Barmer dans le Rajahstan constitue une zone d'exploration nouvelle, même si il existe une certaine continuité géologique avec les bassins de bombay et de cambay (c'est la prolongation du même rift). Du fait de son exploration récente et par des compagnies privées (principalement la compagnie anglais cairn energy), il est bien mieux documenté.
Les premières découvertes dates de 2001 et une production a petite échelle a lieu depuis 2005. Au total, Cairn a découvert 24 gisements (celà inclut probablement des découvertes non commerciales) dont la somme en terme de pétrole en place avoisine les 4 Gb (d'un pétrole relativement lourd, 2Gb se trouvant dans trois gisements, le principal est nommé Mangala). Le pétrole est très riche en paraffines, au point d'être quasiment solide à température ambiante. Le taux de récupération risque néanmoins d'être relativement faible du fait des caractéristiques des gisements. Cairn va recourir à la récupération assistée chimique (surfactants) dès l'entrée en service de certaines gisements (alors que ce genre de technologie s'applique en général sur des gisements viellissants). Un pipeline (chauffé, pour fluidifier le pétrole) reliant le bassin aux rafineries de la côte est en construction. La production devrait atteindre 175 kb/j en 2012 - ce qui fera de cairn une compagnie pétrolière significative.
Bien sur, d'autres compagnies sont allé au Rajahstan mais cairn a clairement pris les meilleurs terrains.


Autre région d'importance croissante : le delta de Krishna Godavari (KG) sur la cote est (pour l'essentiel en offshore profond). Cette région a surtout donné du gaz naturel, mais 10 à 15% des réserves sont du pétrole. On trouve ici ONGC (compagnie nationale), Reliance (un groupe multi industrie, pétrole, électricité, acier, chimie, répondant au slogan orwellien "growth is life"), et à nouveau Cairn. Il y a ici des strates des ères secondaires et tertiaires.. Reliance a commencé la production, et compte atteindre 550 kbe/j (barrils équivalents) en 2010 - mais c'est essentiellement du gaz. Les gisements Dirubhai -1 à -4 de reliance totalisent plus de 300 km3 de gaz et quelques 500 Mb de liquides. En termes de réserves équivalente celà fait de l'Inde un détenteur majeur de réserves "deepwater", probablement le 6e (après le Brésil, les Etats-Unis, l'Angola, le Nigéria, l'Australie).
Le gaz servira principalement a nourir de nombreuses centrales électriques.

Deux autres basins deltaïques tertiaires se trouve sur la cote est. Le bassin de mahanadi (près du bangladesh) avait d'abord (source energyfiles) fait l'objet d'une soixantaine de forages en offshore peu profond sans résultats, mais plus récemment trois petits gisements de gaz ont été faite en offhore profond. Le bassin de Cauveri a lui aussi donné quelques petits gisements de gaz.

Le territoire maritime autour des îles Andaman et Nicobar couvre une partie etrême des sédiments du delta du gange (qui a donné des découvertes de gaz au Bengladesh) et aussi une fraction de bassin d'Irwaddi (auquel appartient le gaz exploité par total en birmanie). Les quelques puits creusés jusqu'ici n'ont pas donné de grands résultats et si il y a quelque chose se sera du gaz.

Les données disponible sont assez mauvaises, et il n'est pas facile d'évaluer l'URR du pays.

Colin Campbell donne 11.5 Gb dans sa newsletter de 2005, mais il exclut les LGN (qui représentent environ 100 kb/j de la production actuelle, et leur part devrait s'accroitre) dans sa définition du pétrole, et les découvertes récentes rendent probablement ce chiffre obsolète. Je tente 15 Gb, laissant 7 Gb à produire (pour ce que ça vaut : les réserves officielles sont de 5.5 Gb).
Ces 7 Gb, je les ventiles comme suit :
Rajahstan 1.5 Gb, avec un long plateau de production fixé par la capacité de l'oléoduc
Bassin KG 1Gb, avec un développement rapide, lié à la mise en exploitation du gaz
Tout le reste (donc incluant les bassin de Cambay, Bombay et Assam, avec les découvertes futures, et d'enventuels nouveaux bassin) : 4.5 Gb.

Le pays pourrait toucher le million de barrils/jours.

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Je me permet une petite intervention graphique.

Voici l'évolution de la consommation de pétrole par habitant de 4 pays émergeants asiatiques.



La corée du sud est le symbole des pays qui ont décollé dans les années 60. Sa consommation de pétrole par personne a croissue d'un facteur 50 depuis 1965. Forte croissance tant que le pétrole était bon marché, arrêt avec les chocs pétrolier, reprise quand le pétrole est à nouveau bon marché... Pour finalementr se statbiliser à 18 barrils/an/personne, ce qui est 50% plus que la France

Les 3 autres pays sont encore looooooooooin derrière : un facteur 9 pour la chine, 20 pour l'inde et le vietnam.

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BOn j'ai un peu merdé sur le coup.

En version lisible ça donne :



(je me demande comment je ferais sans imageshack)

Si la chine et l'inde doivent aussi monter jusqu'à 18 bbl/an/personne, ça fera Chine+Inde = 118 millions de barrils/jours, en imaginant que leur population augmente pas

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Pour continuer dans le même registre.

L'inde consomme 2.75 Mb/j.

Imaginons que les indiens se mettent à consommer autant (sans que leur population augmente) :

Que les Chinois (2.2 b/an/persone) : leur consommation passe à environ 6 Mb/j, il faut donc trouver 3.25 Mb/j de plus, soit à peu près le pic de production de la Norvège en 2001.

Que les Brésiliens ou les Polonais ou les Turcs (4 barrils) : ça donne 12.4 millions de b/j. Il faut donc trouver une rabie saoudite.

Que les Mexicains ou les Russes ou les Cubains (7 barrils) : 22 millions de barrils/jours, soit la consommation actuelle des US+Canada. Il faut trouver deux arabies saoudites, ou deux russies.

Que les Français ou les Italiens (12 barrils) : on arrive à 37 Mb/j. La consommation des US+europe+Canada+japon

Que les Canadiens ou les Américains (25 barrils) : on chatouille les 80 millions de barrils/jours. La production mondiale.


Le gens de calculs de coin de table qui montre que quoi qu'il arrive, on n'aura JAMAIS assez de pétrole, quelque soient les richesses cachées dans d'arctiques ou dans les mers polaires.

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Brunei

Pic de production 1979
Production cumulée 3.5 Gb.
Production future 1.5 Gb

Sources
ASPO
EIA
Energyfiles
Un ducment très complet de 1996 gentiment mis en ligne par BSP : ici

Le sultanat de Brunei est l'un des rares pays non-européens a avoir gardé sa forme de gouvernement d'avant l'époque coloniale (avec le Royaume de Thailande, l'Empire du Japon, quelques émirats du golfe, le royaume hachémite de Jordanie, le Népal, Bhoutan, et le Royaume du Maroc). Il n'est plus guère que l'ombre de lui-même, cependant, puisque les sultans régnaient jadis sur toute l'ile de Bornéo et au-delà - mais le port de commerce était sa capitale. L'existance de l'état est très ancienne, des sources chinoises du Xe siècle y font référence. Ce fut un protectorat britannique à l'époque victorienne, mais le sultan ne fut jamais déposé, sans doute pour ne pas offenser les musulmans (le sultan étant aussi un personnage religieux).

Ce tout petit pays (350 000 habitants, et 5700 km²) appartient géologiquement au bassin de Sarawak/Baram qui fournit aussi une partie des hydrocarbures de la malaisie. Toutefois, à la différence de ce pays, brunei possède des ressources onshore. A l'époque du cartel des sept soeurs, c'est Shell qui s'intéressait à cette partie du monde, et la compagnie domine toujours la production dans le pays, via une joint-venture avec le gouvernement Brunei Shell Petroleum. D'autres compagnies sont présentes, notamment total avec le gisement Maharaja Lela Jamalulalam . Au passage, le sultan de Brunei est l'un des hommes les plus riches du monde. Wikipedia rapporte (en citant un journal anglais) que sa collection de voitures comporte 531 Mercedes, 367 Ferraris, 362 Bentleys, 185 BMW, 177 Jaguars, 160 Porsches, 130 Rolls-Royces, et 20 Lamborghinis de toutes les époques.

Le gisement onshore (en réalité, sur la plage!) de Seria, découvert en 1928 (1.3 Gb selon l'ASPO) est de loin plus grand du pays. il ne produit plus que 28 kb/j.
Deux grands gisements offshotre furent découverts en 63 et 69 : respectivement SouthWest Ampa et Champion. Ces gisements contiennent autant de pétrole que de gaz. Depuis Champion, il y a encore eu un certain nombre de découverte, mais leur taille n'est pas comparable. Champion est actuellement le plus grand producteur de pétrole (près de 100 000 b/j), tandis que SW Ampa fournit plus de la moitié du gaz du pays mais plus guère de pétrole. Un autre gisement offshore, Magpie, donnc 6kb/j.

Une carte des gisements est visible ici

Depuis 1979, le gouvernement a limité la production pour prolonger la durée de vie des gisements, ce qui crée un pic artificiel cette année là à 240 kb/j. Le pétrole de Brunei, même si il n'est pas très abondant, est très apprécié sur les marchés : c'est un pétrole d'excellante qualité et un fournisseur fiable. Le pays exporte aussi de grandes quantités de gaz naturel liquéfié.

Les perspective de trouver des nouveaux gisements en onshore ou près de la cote sont bien sur minimes, après des décennies d'explorations sur un si petit territoire. Il peut exister un certain potentiel en offshore profond. Une découverte a déjà été faite, Merpati (en 1992 par 450 mètres d'eau). Mais c'est un gisement de gaz à condensats, et les comapgnies Shell et Total qui continuent à exploiter le domaine offshore profond de Brunei y cherchent surtout du gaz.

Le pays affiche 1.1 Gb de réserves, chiffre qui semble assez crédible. Quelques petits gisements connus ne sont pas exploités (perdana, albatross, merpati), mais sont probablement inclus dans les réserves. Il parait raisonnable de compter 1.5 Gb de production future, avec quelques découvertes nouvelles, et un déclin régulier de 5% par an.
Un développement plus agressif des réserves pourrait permettre de maintenir le niveau de production pendant quelques années, mais ce n'est pas dans les intérêts du pays qui a toutes les rentrées de devises dont il a besoin.

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Papouasie nouvelle guinée.

Pic de production : 1993
Production cumulée : 450 Mb

Plusieurs découvertes furent faites dans le pays dans les années 80. En plein coeur de l'île, les conditions d'accès furent si difficile que des derricks héliportés furent utilisés.
Le principal gisement de pétrole, Iagifu, découvert en 1984, représente un peu plus de 200 Mb URR.

La construction d'un oléoduc permis le démarrage de la production en 1992, mais comme le montre le graphe ci dessous, elle déclina très rapidement. en dehors d'Iagifu, ce fut surtout du gaz, sans débouchés à l'époque, qui fut découvert.

Voici une cartes des gisements par Santos.

Note l la partie ouest de l'ile est indonésienne.

plus détaillé (les petits ronds représentent les forages infructueux)


La compagnie InterOil a ensuite découvert d'autres gisements de gaz plus près de la cote et un peu plus à l'est. il y a aussi deux petites découvertes de gaz à condensat offshore (dans le golfe).

Les réserves de gaz étant considérables (de l'ordre de 800 km3, trois Lacqs) un terminal d'exportation de gaz naturel liquéfié (6.3 Mt/an, essentiellement pour le marché chinois) va être construit à port moresby. Le développement des gisements de gaz devrait aussi permettre un rebond de la production de liquides (condensats associés, redémarrage de l'exploration).

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Thaïlande
Production cumulée : 1.3 Gb (majoritairement des condensats et LGN. Brut ~420Mb, Condensats ~350Mb, LGN ~520Mb)

Comme la plupart des producteurs asiatiques, la Thailande est beaucoup plus riche en gaz qu'en pétrole. La production de 310 kb/j "tous liquides" (BP, 2007) comprend en fait une majorité de condensats et de liquides de gaz naturel. La production de pétrole brut est de l'ordre de 130 kb/j (EIA, 2006). Les gisements se trouvent majoritairement en offshore dans le golfe de Thailande, une étendue d'eau très peu profonde (45 mètres en moyenne). Géologiquement, on rencontre ici une partie du bassin malais et plusieurs bassins similaires (pattani étant le plus grand). Ce sont des grabens remplis de sédiments tertiaires.

La production est en augmentation constante depuis le début des années 80. La Thaïlande communique de façon très transparante (voir [ur=http://www.dmf.go.th/download/annual.report/annual2007[Facts&Ficgures].pdfl]ici[/url]) sur ses réserves (diffusant même la liste des puits). Le rapport annuel du gouvernement montre une baisse des réserves ces dernières années. Les réserves de but sont affichées à 176 + 201 + 53 Mb (Prouvées + réserves + Probable), celles de condensats à 164 + 322 + 140.

Si la communication sur les gisements, les puits, les plate-formes, est très transparantes, les pronostics de production sont assez comiques puisqu'ils ne connaissent pas le mot "déclin" : chaque gisement croit jusqu'à une valeur finale et y reste (du moins jusque 2011).

Voici les prncipaux gisements du golfe de thailande :

Gisements de pétrole produisant aussi du gaz associé
* Benchamas (découvert 1995) est le plus grand gisement de pétrole (40 kb/j), mais n'a plus que 40 Mb de réserves 3P
* Plamuk (1996) produit quelques 20 kb/j de brut, avec 38 Mb 2P
* Jasmin avec 19 kb/j, plus récent (entré en service en 2005).

Gisements de gaz produisant aussi des condensats
* Bonkot est le de loin, plus gros producteur de gaz du pays, il fournit aussi 20 kb/j de condensats, avec 27 Mb de réserves 2P.
* North Palin, 3e producteur de gaz, produit 16 kb/j de condensats, avec 30Mb 2P
* Erawan (1973), 2e producteur de gaz, 11 kb/j, 38 Mb 2¨P
* Funan, 8kb/j, pour 15 Mb 2P

Comme on peut le voir, les gisements sont petits et les taux de déplétions plutôt élevés. La profondeur d'eau étant faible, les plate formes ne coutent pas cher et il y a plusieurs même pour des gisements modestes. Le nombre de puits d'explorations foré est important, de l'ordre de 600 jusqu'ici (53 en 2007).

Les compagnies dominantes sont PTTEP (compagnie nationale) et Chevron (en fait Unocal). le ministère des ressources naturelles recense une soixantaine de gisements, donc la moitié ne producisent pas. Ces gisements minimes inexploités, connus pour certaines depuis 25 ans, sont maintenant repris par des petites compagnies indépendants comme l'anglais Salamander energy.

En onshore, il n'y a pratiquement qu'un seul gisement de pétrole (et pas de gaz), Sirikit. Ce gisements a déjà produit 178 Mb en 25 ans et ses réserves restantes sont estimées à 55 Mb 2P. Il ne produit plus que 20 kb/j. Il existe de nombreux autre gisements, mais inférieur à 1 Mb chacun.

Pour le brut et les condensats, je modélise par des voubres de hubbert avec respectivement 1100 et 1200 Mb d'ultime. Celà correspond aux réserves 3P plus quelques belles découvertes, c'est donc plutôt optimiste. Sur le court terme correspond aussi aux prévisions officielles (jusque 2011) c'est également proche du pronostic d'énergyfiles (j'aime bien energyfiles, mais le pb c'est que leurs pronostics sont des boites noires) : ici

Les réserves 3P de gaz sont évaluées à 800 km3 mais ce gaz comprend une forte part de CO2. Les Thailandais ne donnent pas directement de chiffres de réserves de LGN car ils le traitent comme un sous produit du traitement du gaz.

Notons que 30% du gaz naturel est brulé directement (sans que les butane et propane soient extraits), la production de LGN pourrait donc être augmentée simplement en traitant plus de gaz (au dépend du gaz bien sur). Je tente un pronostic basé sur un ratio LGN/gaz constant et les réserves 3P. Pour des raisons d'infrastructure, le gaz tend à présenter un plateau plutôt qu'un pic.



Le pays consomme 900 kb/j, et n'a donc jamais approché l'autosuffisance.

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Pakistan

Production cumulée : 500 Mb
Production future : 500 Mb

Le production significative au Pakistancommencé avec les découvertes effectuées par une compagnie texane dans le bassin de l'Indus vers 1980. La production est stable aux alentours de 60 kb/j depuis 1990.

Comme beaucoup de pays asiatiques, la Pakistan n'a que peu de pétrole mais ses ressource en gaz sont relativement importantes (la production vaut environ 30 milliards de mètres cubes). Le pays a d'ailleurs un des plus grands parcs de véhicules roulant au gaz naturel.

Comme il y a peu d'information disponibles, je me contente d'un URR de 1 Gb désigné par la courbe de Deffeyes. Ce qui donne 200 Mb de plus que les "réserves prouvées" World Oil. J'en fais une demi-hubbert
Je suis donc plus optimiste qu'Energyfiles qui dit que la production a piqué en 1991.



On pourrait imaginer de nouvelles découvertes soit dans le Balouchistan, dans en offshore dans le delta de l'Indus mais dans le deux cas le potentiel est plutôt gazier.

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Ma dernière escale en asie avant de traverser le pacifique à destination de l'Amérique du Sud.

Australie

pic de production : 2000
production cumulée : 7.8 Gb
Production 2007 : 561 kb/j dont environ 320 kb/j de brut

Sources
BP
EIA
Aspo
Hydrocarbon-technology
wp Oil megaproject task force
Energyfiles
Comapgnies pétrolièresn, en particulier woodside
Gadney (ici)
Geoscience australia (équivalent australien de l'USGS) - merci pour les statistiques en gigalitres.
Production par bassin

Séparé de la Pangée depuis 180 millions d'années, l'Australie est restée isolée depuis (à la différence de l'inde qui a finit par rejoindre l'asie, ou de l'amérique du sud qui a finlament vu un pont volcanique se former l'Amérique du Nord il y a 3 Ma), ce qui lui a conféré une faune et une flore totalement unique, qui a vu les marsupiaux se diversifier et occuper les niches écologiques détenues ailleurs par des mammifères placentaires, créant des équivalents masupiaux à toutes sortes d'animaux du vieux monde (l'exemple le plus frappant étant le Thylacine). Les premiers êtres humains, ancêtres des aborigènes sont arrivés il y a 40 000 ans et ont réduit cette biodiversité en introduisant des espèces extérieures (le chien notamment) ce que les Européens agravèrent plus tard.

Après des décennies d'exploration sporadique aux résultats très faibles, le boom pétrolier, pour l'australie, vint dans les années 60 avec la découverte d'une série de gisements dans un bassin tertiare (quoique certaines roches sources remontent au crétacé), le Gippsland basin, situé dans le détroit de Bass, entre l'Australie et la Tasmanie.
Selon l'ASPO (newsletter 28, en 2003) les trois principaux gisements sont :
Kingfish (1967), 1200 Mb
Halibut (1967), 850 Mb
Mackerel (1969), 450 Mb.

Une énorme carte en pdf

Les réserves découvertes dans ce bassin représentent 4 milliards de barrils de pétrole et condensats et 340 Md de mètres cubes de gaz - soit au total 6 milliards de barrils équivalent, dans 50 gisements. Si plus de la moitié des gisements ont été découverts après 1980, ils ne représentent que quelques 200 Mb ensemble. La courbe d'écrémage a complètement convergé (ici, slide 9).

Il ne semble pas que ce bassin ait une extension en importante offshore plus profond, même si une ou deux compagnies tentent l'expériance.Le gisement de blackback, sous 500 mètres d'eau, est le seul exemple deepwater pour le moment, c'est un petit gisement d'environ 20 Mb découvert dans les années 90.

La majorité des réserves du bassin de Gippsland sont épuisées. Cette zone représente la moitié de la production cumulée du pays. La production a piqué en 1985 à 500 000 b/j (à l'époque, 90% de la production du pays) pour tomber dans les 60 000 b/j de nos jours - un déclin particulièrement raide. Il resterait quelques 200-300 Mb de réserves, en partie dans des petits gisements "marginaux". Comme dans beaucoup de régions matures, les Majors ont revendu certaines de leurs concessions à des petites compagnies indépendantes qui gagnent leur croûte avec ces petits gisements périphériques - le plus sginificatif était le projet Basker-Manta-Gummy avec des réserves 2P de 40 Mb, la production y a commencé en décembre 2006.



Le bassin d'Otway, un peu plus à l'ouest, ne produit guère que du gaz. carte.

Le Cooper bassin, dans le centre-est du pays (partagé entre deux provinces, South Australia et Queensland) est un bassin onshore palézoîque aux ressources relativement maginales. La production actuelle est de l'ordre de 15kb/d, elle augmente grâce à un important programme d'accès aux ressources (1000 nouveaux puits, sismo 3D; etc), qui visent environ 75 Mb de réserves. Il y a d'autres bassins palézoiques à l'intérieur du pays mais ils n'offrent que de tout petits volumes de gaz et quasiment pas de liquides.

La Grande Baie Australienne, au sud du pays, a plusieurs fois été explorée (la première fois dans les années 60, mais plus récemment par woodside). Quelques couteux puits d'exploration y furent forés sans résultat et l'exploration dans la région semble plus ou moins abandonnée. Geoscience australia continue néanmoins d'essayer de "vendre" la zone aux compagnies pétrolières.

La bassin de townsville, au large du nord-est de l'australie pourrait contenir du pétrole, mais seul quelques relevés sismiques ont été fait, l'existance d'un système pétrolier actif est spéculative. De plus, la moitié du bassin se trouve sous la grande barrière de corail, om l'exploration pétrolière est interdite. Il a va du même pour le Lord Howe Rise situé entre l'Australie et la Nouvelle-Zélande.

L'activité d'exploration est développement se concentre maintenant sur la côte ouest. On trouve ici trois bassins tertiaires importants : Bonaparte, Browse, Carnavon.

Le bassin de Carnavon ou North West Shelf représente maintenant les deux tiers de la production de pétrole du pays. Encore une grosse carte. Une grande partie de la production y est gérée dans un projet intégrée, la North West Shelf Venture, dirigée par Woodside. Le projet concentre la production d'une série de gisements offshore. Il y a ici encore plus de gaz que de pétrole, et le terminal de liquéfaction construit ici est l'un des plus gros du monde, qui nourrit les marchés asiatiques. La production de liquides du projet s'établit à 350 000 b/j. Les principaux gisements de gaz et de consats sont North Rankin, Perseus et Angel (ce dernier vient d'entrer en service). Pour le pétrole, on trouve quelques gisements (le plus grand, Wanear, pèse 200 Mb, maintenant en grande partie épuisé). La plate forme qui l'exploite (et exporte le pétrole) recoit aussi les condensats des gisements de gaz, et des gisements de pétrole satellites y sont reliés.

Toujours dans la bassin de Carnavon, on trouve quelques gisements de pétrole un peu plus au sud :
Woollybutt, mis en service en 2003 (ENI) pour 40 kbj
Mutineer-Exeter, mis en service en 2005 (Santos) pour 85 kb/j. Les réserves initiales étaient de 61 Mb, il ne reste presque rien.
Enfield, 2006 (Woodside). Prévu pour 100 kb/j, ce gisement a été très décevant, la production est rapidement tombée à 30kb/j
Stybarrow, entré en production en 2007 (Woodside). Réserves P2 estimées 60-90 Mb, production initiale 80 kb/j, ce qui fait un taux de déplétion énorme (30 à 50% en un an!)
Vincent, entré en service cet été (Woodside encore). gisement de taille similaire au précédent, production initiale 40 kb/j.
Van Gogh , un gisement de 50 Mb qu'Apache doit mettre en service l'an prochain (15 kb/j)
Quatre petits gisements totalisant 140 Mb, regroupés dans le projet "pyrénées" annoncé pour 2010 par BHP billiton pour 45kb/j

Enfin, il y a deux autres projets NGL indépendants de la NWSV. Gorgon est un projet de grande ampleur (15 Mt/an de GNL) regroupant plusieurs gisements pour 1100 km3 de gaz. Pluto est un projet plus modeste.
La production de pétrole brut (sans les condensats) du bassin de Carnavon a piqué en 2002 à 250 kb/j.

Le bassin de bonaparte (une tite carte) se situe en mer de Timor, une partie est d'ailleurs partagée avec le Timor Oriental. Sa production de brut a piqué en l'an 2000. Les principaux développements en cours se situent dans la zone partagée avec le Timor Oriental. Bayu-Undan est un gisement de gaz qui doit être développé pour le LNG et offre aussi 400 Mb de liquides. il y a plusieurs petits gisements de pétrole et de gaz dans les environs.

Le bassin de Browse lui est directement mitoyen à l'ouest du précédent.
Woodside développe encore un autre projet LNG, avec les gisements de gaz "torosa", "Brecknock" et "Calliance" qui totalisent 570 km3 de gaz, et ce qui nous concerne plus directement, 300 Mb de condensats. INPEX (Japon) développe le gisement Ichtys pour son propre projet LNG avec le gisement d'ichthys (300 km3 et 500 Mb de condensats). Ils comptent produire 100 000 b/j de condensats et LGN à partir de 2013. Il est possible que les deux projets soient réunis sur un seul site.


Globalement l'australie est un pays largement post-pic pour le brut. En revanche, la production de gaz augmente et le pays aura un role primordial sur le marché du gaz naturel liquéfié au cours des 30 prochaines années. Les liquides associés à la production de gaz (liquides de gaz naturel, condensats) compensent partiellement le déclin précipité du brut.
Les taux de déclins sont très élevés. Entre 2002 et 2003 la production de liquides du pays a diminué de 15% !

l'ASPO évalue l'EUR du pays à 11Gb, néamoins ce chiffre exclus les liquides de gaz naturel et le deepwater. Je retiens un total de 13 Gb, laissant 6.2 Gb "restant à produire", dont 1.7 Gb de brut (à comparer aux réserves affichées de 1.4 Gb, c'est donc un chiffre plutôt optimiste) et 3.5 Gb de condensats et LGN.

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Voilà ce que ça donne avec un modèle de déplétion très simple :



Notez qu'un barril de condensats ou de LGN contient moins d'énergie qu'un barril de brut, le déclin est donc encore plus fort si on raisonne en énergie.

La production future pourrait être supérieure si un nouveau play en deepwater est découvert.

Le pays possède une importante quantité de schiste bitumeux, mais ces ressources plus que non conventionnelles et à faible rapport énergétique net ne sont pas prises en compte ici.

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Synthèse asie.

C'est le moment de faire le bilan pour cette région du monde (en dehors de la Chine, qui, de part son importance, sera intégrée directement, et de la russie).

Cette région a connu un pic de production en l'an 2000, néanmoins avec les nombreux projets en cours (Malaisie, Inde, Vietnam etc), la production devrait remonter quelque peu, et si j'en crois mon modèle on devrait se rapprocher du chuiffre de l'an 2000. Si la crise financière en cours vient décaler certains projets, ce 2e pic pourrait être lissé.

Si sur les chiffres BP on retire au total de la région asie pacifique l'ensemble des pays étudiés individuellemement, il reste 130 kb/j, ce qui peut correspondre à la somme des productions existant en Birmanie, Phillippines, Japon, etc.

Je compte 7.5 Gb de "futur" placés dans "autres". Ce chiffre est là pour absorber les découvertes non prévues, aussi bien dans les pays figurés individuellement que dans les autres.

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Colombie

production cumulée : 7 Gb
EUR ASPO : 10 Gb
Pic de production : 1999

sources utilisées : ASPO, USGS, EIA, BP, Agencia Nacional de Hidrocarburos...

La colombie possède cinq bassins producteurs. Quatre sont plus riches en pétrole qu'en gaz et partagent certaines caractéristiques géologoques, notamment les roches sources. Globalement les pétroles sont de qualité assez médiocre, mais meilleurs que ceux du Venezuela et du Pérou.

La Colombie diffuse beaucoup d'information, voire ce long PDF : http://www.anh.gov.co/media/salaPrensa/ ... basins.pdf La nomenclature n'est pas tout à fait la même entre l'ANH et l'USGS.

* La pointe sud-ouest du bassin de Marabaibo (dont l'essentiel se trouve au Venezuela), dont les roches sources datent du crétacé.carte USGS. Pour l'ANH, c'est le bassin de Catatumbo.
Si le bassin de Maracaibo est une région pétrolifère d'inportance mondiale, la partie colombienne est mineure. La région fut la première explorée, dans les années 1920, dans la continuité des travaux menés de l'autre coté de la frontière. 450 Mb ont été extraits de 11 gisements selon l'ANH. La région est bien sure plutôt mature, même si le nombre de puits d'exploration forés semble modeste (39). Le dernier gisement a été découvert en 1962.

* Le bassin de Magdalena, dans les contreforts des Andes. Les roches sources apartiennent à la même formation du crétacé. USGS
Ici furent découverts 2.6 Gb (selon l'ANH), dont le premier gisement géant du pays LaCira-Infantas (900 Mb).

* Une petite fraction du bassin de Putumayo-oriente, qui s'étend surtout à l'est de l'Equateur et au Pérou. Les sources sont des schistes du crétacé et du tertaire. USGS
Cette région, isolée par des chaines de montagne, était connue pour des occurances naturelles de pétrole depuis longtemps, mais ne fut méthodiquement explorée que dans les années 60 (Texaco). 350 Mb sont connus dans 19 gisement, dominés par celui d'Orito. Un pipe-line jusqu'à la cote pacifique fut construit à grands frais à l'époque.

* Le bassin de Llanos (partagé en 'eastern cordilera' et 'eastern llanos' pour l'ANH), avec des roches sources crétacées similaires aux précédents, et dans une moindre mesure des sources tertaires. USGS
Dans les années 70, différents gisements furents trouvés ici, notamment Cono-Limon (1 Gb) d'Occidental. Le complexe de Cusiana/Cupiagua, découvert en 1991 (en réalité, un puits l'avait déjà touché dans les années 60 mais son potentiel n'avait pas été compris), est une des 10 plus grandes découvertes mondiales de la décennies 1990. Même si il a été revu à la baisse : les premières annonces (qui avaient fait flamber les cours en bourse de la compagnie, Triton) donnaient Cuisiana seul à 3 Gb, finalement la production totale du gisement sera de l'ordre de 1 Gb seulement. Cusiana/Cupiagua produisit 400 000 barrils/jours en 1999, presque la moitié de la production du pays à ce moment, mais déclina très brusquement (170 000 b/j en 2006).
Plus récemment (2002), cette région a vu une découverte majeure de gaz, "gibraltar" avec une petite quantité de liquides associés
3.2 Gb sont connues selon l'ANH.

* Le bassin de Guajira, à la pointe nord du pays, partiellement offshore, possède des réserves de gaz. Trois gisements importants ont été trouvés dans les années 70 (deux onshore, Ballena et Rioacha, un offsore, Chuchupa) et leur production a depuis était développée progressivement pour répondre aux besoins de gaz du pays. Ils sont maintenant assez déplétés, et à moyen terme le pays va devoir utiliser les réserves de gaz du bassin de Llanos comme le prévoit BP (gaz associéjusqu'ici réinjecté dans les gisements, Gibraltar) et/ou importer du gaz du venezuela. Il a été tenté de trouvé un prolongement de ce bassin en offshore profond, sans succès jusqu'ici.

Tous ces bassins sont affectés par le plissement andin (qui est relativement récent) qui fournit les pièges (failles, anticlinaux).

Depuis quelques années, la Colombie a libéralisé le secteur pétrolier. Pour attirer les petites compagnies, une échelle glissante de royalties a été mise en place (réduisant les impots pour les petits gisement, aidant ainsi leur rentabilité). L'activité d'exploration a ainsi connu un fort rebond, passant de 10 puits d'exploration forés en 2002 à 70 en 2007, avec des évolutions comparables concernant le nombre de concessions accordées et les relevés sismiques. Celà concerne aussi bien les vieux bassins que des bassins pionniers.
Mais ce regain d'activité n'a pas donné jusqu'ici donné de nouvelles découvertes significatives. Les perspectives de nouvelles récouvertes dans le pays semblent étroites.

Les réserves sont actuellement placées à 1.4 Gb, donnant un ratio R/P de 7 ans seulement. Ces dernières années, les additions de réserves ont compensé un peu plus de 50% de la production, si cette tendance devait se prolongeait, il resterait environ 3 Gb à produire, menant à un EUR de 10 Gb, chiffre donné par l'ASPO dans son profil du pays.
La courbe de Deffeyes ne donne rien, parce que le pays a connu plusieurs cycles d'exploration.
Je ne vois pas de raison pour le moment d'augmenter cette estimation. Le développement accéléré de petits gisements a permis de stabiliser la production depuis 2003. Il parait donc raisonnable de compter encore quelques années de plateau, avant un déclin assez fort.
Notons que le pays est un important producteur de charbon (5e exportateur mondial).

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Pérou

Production passée : 2.5 Gb
EUR Aspo : 3.5 Gb (sans LGN, deepwater)
EUR retenu : 5 Gb
Pic de production (passé) : 1983
Pic de production (probable) : ~2012-2015

L'histoire pétrolière du pays est très ancienne : le gisement de La Bréa-Parina est exploité depuis les années 1860, ce serait donc le plus ancien gisement géant (EUR >500 Mb) du monde. Il se situe dans le bassin de Talara-Tumbes, à l'extrême pointe ouest du pays. Environ 1.7 Gb ont été produit dans ce bassin (USGS). Le Pérou possède aussi une petite partie du bassin de Progresso (dont l'Equateur détient la majorité). Le bassin de progresso doit leur existance à un fleuve aujourd'hui disparu, qui était l'ancêtre de l'amazone, coulant vers l'océan pacifique avant d'être coupé par la levée de la Cordillière des Andes. Le bassin de Talara-Tumbes est lié à la zone de subduction. Notons qu'en 1920 1000 puits avaient déjà été forés : c'était donc une des régions les mieux explorés du monde à l'époque.

Le Bassin de Maranon (qui s'apelle Oriente en Equateur et Putumayo en Colombie) a révélé des gisements de pétrole lourd. C'est ici que ce situe le gros de la production actuelle, dans les blocs 1AB, 1X et 8 (le "bloc" 8 est une somme de petites concession intégrant chacune un gisement) principalement.
La compagnie française pérenco va y développer, dans les bloc 67 (plus à l'est), 300 Mb de réserves découvertes dans les années 90. Il annoncent 100 000 barrils/jours (en 2011), mais se chiffre est un "objectif", et non une "prévision", je compte donc 90 kb/j.

Dans la moitié sud du pays, en pleine foret amazonienne (bassin d'Ucayali, qui fait partie des bassins du crétacés déformés par la plissement andin, comme ceux de colombie), le bloc de camisea a révélé d'importantes réserves de gaz (250 km3 rien qu'en deux gisements) et de liquides associés (500 Mb dans ces deux gisements, condensat et GPL). Si les réserves sont connues depuis longtemps (la première découverte date des années 60, la plus importante de 1984) leur développement n'avait pas été jugé rentable à l'époque.
La production a finalement commencé en 2003, le gisement produisant depuis cette date 34 kb/j de liquides. L'essentiel du gaz produit est réinjecté dans le gisement après extraction des liquides, le reste alimente le marché intérieur péruvien. La production de gaz sera fortement augmentée en 2010, avec l'ouverture d'un terminal d'exportation de gaz naturel liquéfié. La production de liquides doit atteindre 75 kb/j.
L'exploration a repris autour de Camisea et quelques autres gisements plus petits ont été trouvé dans la même zone. La production vient de commencer dans le bloc 56, fournissant 20 kb/j de plus.

De façon générale, l'exploration a largement repris dans la foret amazonienne péruvienne depuis quelques années, 70% est maintenant accordé en concession aux compagnies pétrolières, ce qui ne va pas sans inquiéter les écologistes et les amérindiens.

carte des blocs

Par ailleurs, une extension offshore du bassin de Talara a été découverte. Petro-Tech (une compagnie privée péruvienne) y a fait la première découverte offshore du pays en 2005, San-
Pedro 1-X. Ils viennent d'y mener un test de production, et estiment les réserves à 120 Mb. La production doit commener en 2009.

Avec ces différents projets, et encore un certain potentiel d'exploration dans la foret, il est clair que l'estimation de 3.5 Gb EUR donnée par l'ASPO est trop basse. C'est en partie du au fait que l'ASPO ne compte pas les LGN. Je prend 5 Gb d'EUR et selon les découvertes dans l'Amazonie et l'offshore, celà pourrait encore être trop bas.

Notons que le Pérou a d'autres ressources naturelles : les mines d'argent et de cuivre sont très importantes. La production de "guano fossilisé" comme engrais était très importante avant l'existance des engrais synthétique. Leur exportation contribuait à nourir la population européenne alors un plein boom démographique, mais le chili s'empara des mines péruviennes et boliviennes au terme de la "guerre du pacifique", première du nom (1879-1884).

Voilà ce que ça donne.
Un tel rebond de production dans un pays qui a piqué il y a 25 ans parait assez irréaliste, mais ce que que disent les projets en cours

Je ne compte que 500 Mb en offshore.

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Argentine

sources : BP, EIA, ASPO, USGS, compagnies pétrolières, rigzone, offshore-technology

Année du pic : 1998
Production cumulée : 9.8 Gb
EUR : 14 Gb

http://fr.wikipedia.org/wiki/Image:Petr ... map-fr.svg petite carte (de bibi) pour situer les bassins (de toute l'amérique du sud)

L'Argentine est probablement le plus "européen" des pays d'Amérique du Sud. La population améridienne est faible, et le pays, n'étant pas adapté aux cultures de plantation coloniale, n'a pas été une destination de la traite des esclaves. Les 40 millions d'habitants sont donc essentiellement d'origine espagnole et italienne.
Le pays fait cessession de l'espagne au début du XIXe siècle, encouragé par l'exemple des Etats-Unis. Il a connu une succession de régimes politiques plus ou moins autoritaires, la démocratie parlementaire étant rétablie en 1983. L'Argentine n'est plus la grande puissance économique qu'elle était au milieu du XXe siècle (en 1950, son PIB était le 9e de la planète et la Pesos était une des grandes monnaies de référence internationales).

Le bassin de Neuquen - lien USGS - (parfois séparé en deux : Neuquen et Mendoza), dans le centre-ouest du pays, a été intensivement exploré (de l'ordre de 1500 puits). Les sources sont jurassiques est crétacées, les pièges fournis par le plissement andin. C'est une région mature, peu de découvertes significatives ont été faites après 1970.

Le bassin de San Jorge - USGS-, plus au sud, est en partie offshore. C'est un bassin d'extension, les roches sources sont d'origine lacustre et datent du crétacé. Ici aussi les chiffres de l'USGS montrent des courbes d'écrémage qui ont quasiment covergé, après forage d'un bon millier de puits.

Troisième bassin producteur, moins important que les deux premiers, celui de Magallanes, dit aussi Austral, se situe à la point sur du pays. Le Chili en détient une partie, dont il tire l'intégralité de sa modeste production de pétrole. Là aussi, l'exploration semble mature.

Ces trois bassins offrent aussi beaucoup de gaz, surtout celui d'Austral. Un gisement offshore de gaz nommé Carina (ici) est exploité depuis quelques années (mais connu depuis 1981), il s'agit de la plate-forme pétrolière/gazière la plus au sud de la planète.
Dans les trois bassins, les gisements sont plutôt petits, un seul dépassant de peu les 500 Mb. Le pays possède près de 500 gisements distincts.

La production a piqué en 1998. La production de gaz, vitale pour le pays (ce carburant représentant plus de 50% de sa consommation d'énergie), a commencé à décliner en 2007, forçant l'argentine à importer de plus en plus de gaz bolivien.

Les réserves prouvées sont affichées à 2.3 Gb. Les découvertes récentes sont mineures. Une découverte de 100 Mb a été annoncée début 2008, c'est la plus importantes depuis des années et elle ne compense que 5 mois de production. De plus, c'ets en fait une extension d'un gisement connu de longue date. Le gouvernement est maintenant très ambitieux sur l'exploration offshore. Mais les parties offshore, limitées, des bassins de San Jorge et Magallenes sont déjà plutôt bien explorées. Une région qui pourrait avoir un certain potentiel est le bassin entièrement offshore de malouines, ce qui ne manquerait pas de raviver le conflit territorial avec la Grande-Bretagne.

L'ASPO estimait l'EUR du pays à 13 Gb en 2002. Ce chiffre semble encore d'actualité si on considère la courbe de deffeyes jusque 2007 :



Je l'étend quand même à 14 Gb pour laisser un peu de place à des "surprises" en offshore et/ou à une amélioration du taux de récupération dans quelques gisements des vieux bassins. Même ainsi, le déclin ne peux qu'aller en s'accélérant.
Aucun mégaprojet n'est annoncé. Le pays est actuellement exportateur (environ 200 kb/j) mais ça ne durera plus très longtemps.



Notons que l'Argentine revendique une partie de l'antarctique, avec sans doute des vues sur les ressources pétrolières plausibles.

Malgrès l'épuisement de ses ressources fossiles, l'Argentine semble plutôt bien lottie pour l'après pétrole, du moins d'un point de vue écologique, avec une faible denstié de population, beaucoup de terres arables, et des énergies renouvelables abondantes (Hydraulique, éolien...).