[Raminagrobis] Synthèse de la production pays par pays.

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Trinidad

Sources : ASPO, USGS, Oil Megaprojects Task Force, BHP Billiton, BP, presse générale, gstt (agence géologique nationele).
gstt diffuse des statistiques de production mensuelles assez détaillées (par compagnie et distinguant on et offshore)

Pic de production : 1978
Production cumulée : 3.5 Gb

Trinidad-et-Tobago est un état composé des deux iles éponymes, plus un grand nombre de petites iles, au large du nord-est du Venezuela. Ces iles furent découvertes par Christophe Colomb lors de son 3e voyage (1498), il baptisa Trinidad en raison de ses trois sommets visibles au large. Le nom de Tobago, plus récent, dérive de l'Anglais Tobacco, le tabac y étant une culture importante. L'ile fut successivement Espagnole, Français, Hollandaise... Tobago fut même un temps balte, colonisée par le Duché de Courlande (une partie de l'actuelle lettonie). Mais au XIXe siècle, l'ensemble passe sous domination brittanique et le reste jusque 1958. Le pays est la première puissance économique des Antilles, son niveau de vie est relativement élevé. La population est d'origine indienne, africaine, et dans une moindre mesure européenne. Avec 1.4 Millions d'habitants, ces iles sont densément peuplées (266 habs/km²), comme la plupart des iles des antilles.

Le premier gisement significatif, onshore sur l'ile de trinidad, a été trouvé en 1907. La production de pétrole de Trinidad fut importante pour l'effort de guerre brittanique, surtout au tout début de la guerre (avant que l'entrée en guerre des Etats-Unis ne permette au Brittaniques d'abreuver leur armée de pétrole texan), ce pétrole léger fournissant l'essence des avions de la bataille d'Angleterre.

Si on utilise le découpage géologique de l'USGS, Trinidad produit des hydrocarbures de deux provinces géologiques différentes.
http://energy.cr.usgs.gov/WEcont/region ... 609802.pdf : en onshore, et en offshore dans toutes les directions sauf le nord, il s'agit d'une partie du bassin de l'est venezuelien, celui là même qui est responsable de l'immense accumulation de pétrole biodégradé de l'Orinoco.

http://energy.cr.usgs.gov/WEcont/region ... 610311.pdf Le bassin de Carupano dans la fosse de Tobago. C'est une sorte de bassin d'effondrement à la limite des plaques sud-américaine et caribéenne. Ce bassin ne produit que du gaz (et un peu de LGN, mais pas de brut).

L'exploration offshore s'est faite en trois temps, d'abord à l'ouest, dans le tranquille golfe de paria (peu profond et peu agité) où le Venezuela exploite aussi quelques gisements, puis à l'est dans des conditions d'exploitation plus viriles, puis au nord dans le bassin gazier. Actuellement, 80% de la production pétrolière est offshore. Curisueement, les chiffres du gstt montre une production onshore complètement stable (24-25 kb/j) depuis mars 2002 (leurs statistiques ne remontent pas plus loin).

L'ASPO donne les deux plus grands gisements :
Forest Reserve, 1914, 320 Mb. Onshore
Soldado, 1956, 600 Mb, golfe de paria

Pour le gaz, Trinidad a découvert des réserves de l'ordre de 1100 km3 selon l'ASPO. Environ 340 km3 ont été extraits, et la production annuelle atteind maintenant 40 km3 par an. Elle alimente notamment une importante exportation de gaz naturels liquéfiés et de produits pétrochimiques (Trinidad est un des premiers exportateurs de méthanol). Le projet de construire un gazoduc allant jusqu'en floride et desservant au pasage les iles des antilles semble avoir été abandonné. Le pays espère par contre pouvoir utiliser son infrastructure de liquéfaction pour servir de porte de sortie à du gaz venezuelien, mais si celà doit se faire ce sera sans doute limité en volume (quelques petites gisements du golf de paria).

La production de liquides est de façon générale en déclin depuis 1978, avec quelques rebonds correspondant aux nouveaux projets offshore. Angostura (BHP Billiton) a été découvert en 1996, et semble être le dernier gros gisement de pétrole de Trinidad. Il est entré en service en 2004, et produisit environ 50 kb/j, ce qui a fait nettement rebondir la production du pays. La production est tombée à quelques 20 kb/j. En 2011 le gisement passera en "phase 2", c'est à dore sera exploité pour son gaz.

Le bassin sud est maintenant bien explorer. Le bassin nord donne encore des découvertes, mais il s'agit toujours exclusivement de gaz (avec de petites quantités de liquides associés). En janvier de cette année, Petro-Canada y a fait la première découverte Deepwater de Trinidad, un gisement de gaz important (20 à 40 km3).
Par ailleur le plus grand gisement de gaz du pays (85 km3), red mango, a été découvert relativement récemment (2000). Il se situe dans le bassin sud, mais dans un nouveau play plus profond - et apparemment seulement gazier.

Il semble donc que le potentiel d'exploration pour le pétrole soit presque épuisé, ce que le gouvernement reconnait implicitement en centrant ses objectifs sur le gaz.

Les chiffres de production BP et EIA présentent des diférences étranges, notamment on remarquera que pour l'année 1981 le chiffre brut seulement de l'EIA est supérieur (de 50 kb/j!) au chiffre tous liquides de BP.


Je compte un ultime d'un peu moins de 5 Gb hors liquides de gaz naturel (donc brut + condensats). Plus des deux tiers sont déjà produits. C'est plutôt optimiste sachant que les réserves prouvées sont de 800 Mb.

Pour les LGN, en étant relativement optimiste sur l'ultime de gaz (1400 km3) et en partant du ratio LGN/gaz naturel de ses dernières années, on arrive à environ 500 Mb ultimes, dont un petit quart déjà extraits. Le profil de production futur dépend de celui du gaz, donc de choix politiques, comme construire ou non une voire deux unités de liquéfaction de gaz pour l'export supplémentaire.

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Bolivie

Pic : ~2012
Production passée : 580 Mb (dont LGN 80)
Production future : ~1400 Mb

Avant dernier paragraphe de mon chapitre sud-américain (le Brésil sera un chapitre à part entière), la Bolivie, comme le Paraguay, a une histoire marquée par le fait d'être enclavée entre des pays bien plus puissants - disons que c'est la Jordanie ou la Pologne de ce continent. Le pays a connu plusieurs civilisations précolombiennes puis fut colonisé rapidement par les Espagnols, motivés par la présence de gisements d'argent qui sont exploités de nos jours (ainsi que l'étain).
Devenu indépendant en 1825 après une longue guerre contre la métrpole, le pays doit son nom à Simon Bolivar - à l'époque espagnole il était désigné comme le "haut-Pérou". Il perdit une partie de son territoire, et son accès à la mer, dans une guerre contre le Chili au tournant du XXe siècle. Le Chili s'empara ainsi des mines de salpêtres. Peu après le pays perdit la province d'Acre, grande productrice d'abres à latex (denrée importante à une époque ou le caoutchouc synthétique d'existait pas) au profit du Brésil au cours d'une autre guerre. La Bolivie n'a plus que la moitié du territoire qu'elle avait à l'indépendance. Si les Espagnols ont introduit avec succès la langue castillane et la religion catholique, en termes démographiques le pays n'a guère été colonisé : les deux tiers de la population sont de souche amérindienne.

Les ressources d'hydrocarbures du pays sont concentrées dans le bassin de Santa-Cruz Tarija (USGS) qui était d'abord un graben de l'ère primaire ensuite retravaillé par le plissement andin. Les roches sources sont dévoniennes et siluriennes.
L'exploration a commencé avant la seconde guerre mondiale mais n'a jamais été très intensive.

BP ne donne pas de chiffres sur le pays, ce qui me force à utiliser le chiffre EIA, qui ne remontent pas avant 1980. Mais d'après l'ASPO le pays a connu un premier pic, aigu, dans les années 1970 à 50 kb/j.

Le pays est plutôt mal documenté. Il y a quand même ce rapport, mais je ne sais pas trop ce qu'il vaut.

La production a été nationalisé, et il semble que la production de gaz, qui avait explosé depuis quelques années, va se stabiliser, le pays honorant ses contrats d'export avec l'argentine et le brésil mais n'était pas déterminé à en faire de nouveaux. Faute de plus d'informations, je reprend le chiffres de l'ASPO pour l'EUR "regular oil" (brut+condensat), 1.25 Gb (dont 0.5 déjà extraits), et je me fie à companiesandmarkets.com pour le pic à court terme.

Je je porte à 750 Mb (l'ASPO donne 600), le chiffres des LGN, les découvertes de gaz semblant loin d'être terminées dans le pays. Ce total de 2Gb pourrait être trop bas, mais le niveau d'information disponible ne permet pas de faire mieux.

La production de gaz s'établie à 13.5 km3 en 2007 (elle a doublée depuis 2003). Comme le pays semble déterminé à limiter sa production, on peut imaginer un plateau de production à 20 km3/an, qui pourrait peut être être maintenu jusqu'au delà de 2050 (l'horizon de mon scénario non-opec). Bien sur, la politique peut changer, ce qui changerait complètement la courbe de production de gaz et donc de LGN.
Si la politique du gouvernement est sencée sur le fait de limiter les exportations, elle vend le gaz et le GPL à sa population à un prix dérisoire (un cinquième du prix), ce qui crée un énorme marché noir d'exportation et un gaspillage monstreux.



Un scnéario certainement très faux, heureusement que le production de ce pays est assez faible et donc que ça n'impacte pas bcp l'ensemble.

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Cuba

Sources : USGS, energyfiles, repsol, total, sheritt

Cuba sera le dernier pays de mon chapitre sud-américain.

L'exploration pétrolière sur l'île est relativement récente, même si quelques travaux sporadiques ont été menés avant la révolution de 1958. Pendant les 30 années suivantes, Cuba recevait du pétrole soviétique en échange de son sucre de canne (à un taux extrêmement intéressant).

Néanmoins, le pays mena quand même quelques travaux d'explorations qui menèrent en 1969 à la découverte de Varadeno, sur la cote nord à l'est de la Havane. Ce gisement représente le plus gros de la production du pays à ce jour. C'est un réservoir complexe et fragmenté, avec un pétrole visqueux, d'ou un taux de récupération bas. Celà s'applique d'ailleurs à la plupart des gisements du pays.

Géologiquement, il s'agit du point de rencontre, fortement fracturé, entre les plaques caribéenne et nord-américaine. Les roches sources datent de l'ère secondaire. Voir Le rapport de l'USGS : http://pubs.usgs.gov/fs/2005/3009/pdf/fs2005_3009.pdf

A la fin des années 80, le pays chercha à développer sa production de pétrole en réponse à l'effondrement de l'URSS. Des concessions furent accordées à des compagnies canadiennes et européennes. La production a effectivement progressé, grâce à de nouveaux gisements onshore (et quelques uns en offshore très proche, forés depuis la terre) et à l'amélioration progressive du taux de récupération de Varadeno, toujours bas. Deux compagnies canadiennes dominent la production : Sherritt, qui exploite Varadeno, et la Pebercan (crée spécifiquement, cette compagnie ne produit pas ailleurs qu'à cuba) qui exploite des petits gisements le long de la côte et dont l'actionnariat apartient à des personnalités du show-biz (donc Gérard Depardieu et Céline Dion !).

Chercher un prolongement offshore des même réserves était une évidence. Total y mena des travaux de recherche de 1990 à 1995 sans résultat (aparemment ils ont abandonné la concession sans avoir foré). De même, Sherritt se retire en 2006 de ses concession offshore. De son coté, Repsol a bien trouvé du pétrole (de meilleure qualité que les gisements onshore) dans un puits datant de 2004 au large de la Havane, mais en quantité insuffisante pour une exploitation commericale.

Ainsi, malgrès les annonces tonitruantes de la Havane qui parlent d'un "potentiel" de 20 Gb, en réalité les perspective de production offshore semblent plutôt minces. Quelques puits devraient être creusés dans les années qui viennent, si ils ne donnent rien on pourra sans doute oublier l'offshore cubain.

Les chiffres de réserves ne sont pas d'un grand secours. Elles sont restées stables de 2002 à 2006 à 750 Mb, malgèrs la production et quelques découvertes, avant de diminuer d'un facteur 6, sans raison particulière, en 2007 (125 Mb).

Je ne met donc pas de réserves offshore, les éventuelles découverts sont intégrées à la "provision pour surprises" du continent (voir ci après).

Pour les gisements connus, le volume de pétrole en place est important (jusqu'à 7 Gb) et le taux de récupération est très faible (3% cumulée jusqu'ici) du fait de la complexsité ce qui laisse de la marge pour des améliorations techniques, d'où mon hypothèse d'un taux de déclin très lent (1.5%), qui donnerait une récupération ultime de l'ordre de 1400 Mb (20%) - presque un ordre de grandeur au dessus des réserves prouvées, c'est donc plutôt optimiste.

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Amérique du Sud

L'Amérique du Sud (+antilles : Cuba, Trinidad) telle que traitée ici est réduite à la portion congrue : en enlevant les pays de l'OPEP (Venezuela et Ecuador) et le Brésil (qui sera un chapitre à part) il ne reste que 40% de la production pétrolière du continent. Cette amérique du sud XXS a piqué en 1999.

Je compte 4Gb de "surprises" sur l'ensemble du continent. Il peut s'agit par exemple de découvertes sur le plateau des guyanes, autour des malouines, mais aussi des découvertes nouvelles et inattendues dans les pays évaluées en dessous.

Evidemment, on peut reprocher à cette méthode qu'elle crée une catégorie purement spéculative qui, vers 2025, devient la plus grosse production du continent !

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Italie

Production cumulée : env. 1.1Gb
Production future : environ 1.4Gb

source : ASPO, EIA, offshore mag

"Pétrolièrement", l'Italie est un pays assez extrordinaire. C'est un pays développé, stable politique, avec des réserves de pétrole de petite taille modeste, l'activité pétrolière y existe depuis plus d'un siècle, et pourtant, la production n'a pas encore franchi son pic. Celà s'explique par le fait que les gisements Italiens sont très profonds, difficiles à localiser et à exploiter. De plus, une partie des ressources se trouvent dans des zones très habitées, notamment l'agglomération milanaise.

Quelques puits existaient en Italie péninsulaire dès les années 1860, et en 1910 1250 avaient déjà été forés. Mais l'exploration systématique a commencé pendant la seconde guerre mondiale. Le premier grand gisement de gaz d'europe de l'ouest fut découvert en 1944 à Caviaga, près de Milan (15 ans avant Lacq). La valée de Po (et son prolongement offshore) est une région pétrolière intéressante, cumulant deux systèmes différents :
* Un système gazier tertiaire peu profond, dont le gaz est biogéonique, c'est à dire que le méthane est produit par décomposisition bactérienne des sédiments, et non par action thermique. C'est en quelque sorte du biogaz fossile, qui contient donc une certaine quantité de CO2. Il y a ici quelques 200 petits gisements de gaz.
* Un système mézosoic à grande profondeur, plus localisé autour de Milan, produisant du pétrole "classique".

Dans ce second système, le gisements de Villafortuna (250 Mb) a été découvert dans les années 80, à une profondeur de 6000 mètres - ce fut un temps le gisement de pétrole le plus profond exploité dans le monde.

Tout au long des Appiennes (correspodnant à une jonction de plaques) on trouve des gisements petits à moyen dans la zone de subduction. A l'extrêmité sud de cette région, le Val d'Agri (en Calabre). On y trouve quatre gisements pour un total d'environ 1Gb EUR (carte). Ces gisements ont été découverts dans les années 90, l'Italie bien le seul pays d'Europe d'Europe ou des réserves onshore de cet ordre de grandeur ont été trouvées au cours des 20 dernières années. Les découvertes récentes en angleterre onshore, dans le bassin parision, en Aquitaine, en Autriche etc, ont un voire deux "zéros" de moins. Le pétrole est de bonne qualité. La colonne de pétrole dépasse les 600 mètres, les débits par puits sont importants. ENI (qui domine naturellement l'amont dans le pays) exploite 3 gisements, le 4e, Tempa Rossa avec 420 Mb, doit être mis en exploitation par total en 2011, 50 kb/j sont annoncé - il pourrait bien s'agir du dernier projet onshore de grande ampleur en europe de l'ouest. Néanmoins, la production actuelle est incomparablement plus basse que les annonces initiales (il y a dix ans, on parlait d'un objectif de 400 kb/j !), les raisons ne sont pas claires.

Dans le détroit d'Otrante, plusieurs petits gisements ont été découverts : Aquila, Giove, Medusa, Rovesti (pétrole) et Falco (gaz). Aquila est exploité depuis 1998, c'est un petit gisement (20 Mb), et c'est le gisement offshore le plus profond à être exploité en Europe (800 mètres d'eau), une équation qui fait un exploit du fait de l'avoir produit de façon rentable. Il est presque épuisé. Les autres gisements ne sont pas encore exploités, bien que connus depuis longtemps. Le play en question pourrait avoir un prolongement dans les eaux albanaise et/ou serbes (montenegro).

La sicile est une autre région importante. Ici aussi on a affaire à un bassin molassique ("d'avant pays") lié à une subduction. Ragusa (1954), Gela (1956), Véga (1981, offshore) (liste ASPO) sont les trois gisements les plus importants, totalisant 700 Mb de pétrole initiaux, mais ils sont presque totalement épuisés. Mais des découvertes sont encore faites dans la région (16 km3 de gaz récemment).

Carte de "ATI oil".


A noter que c'est au large de la Sicile que furent menés, dans les années 50, les premiers travaux d'exploration puis de production en offshore d'Europe, des années avant la Mer du Nord.

En 2007, le pays, en recoupant les données BP et EIA, a produit environ 110 kb/j de brut et condensats et 12 kb/j de LGN. A celà s'ajoute près 50 kb/j de gain de raffinage, ce qui donne une production "tous liquides" de 160 kb/j.

Au final, l'Italie est un pays pétrolier singulier, dont l'exploitation pétrolière a été freinée par le cumul d'une géologie pétrolière extrêmement complexe et de contraintes sociétales fortes. Les gisements connus totalisent quelques 1600 Mb d'EUR selon ENI source mais les informations disponibles par gisement semble donner plus de 2 Gb (si on admet 1 Gb rien que pour les 4 gisements du Val d'Agri et 700 Mb pour les 3 plus grands gisements de Sicile, il y a un problème).
Il reste un certain potentiel d'exploration, notamment dans des formations onshore très profondes, peut être aussi en mer ionienne (prolongement du système des Apiennes). Je retiens un EUR de 2.6 Gb.

La situation de la production de gaz est bien moins enviable. Elle a franchi son pic en 1996 à 18 km3 et diminué de plus de 50% depuis.

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En supposant que tempa Rossa produise comme prévu et que les gisements connus inexploités soient développés au cours de la prochaine décennies, ça donnerait ça :

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Mise à jour du scénario tenant compte de quelques nouvelles infos : pas de deepwater avant 2015, Objectif Chicontepec 600 kb/j en 2021, etc.



Ca a pas l'air comme ça, mais c'est un scénario optimiste : rien ne prouve que les réserves en "deepwater" existent, et je prend pour argent comptant les objectifs de la pemex pour Chicontepec.

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Danemark

Production cumulée : 2 Gb
Pic de production : 2004

Ce pays possède une petite par du gateau en mer du nord. Les systèmes géologiques concernés sont les mêmes que pour la pointe sud du domaine norvégien (Ekofisk) et pour la "central north sea" brittanique (Fulmar). Voir carte ici. Comme à Ekofisk, les gisements danois (à quelques exceptions près) sont logés dans des réservoirs de craie (ce qui est très rare au niveau mondial).

En 1965, les pays de la mer du nord conviennent des limites de leurs domaines maritimes via un traité, sans savoir qu'ils viennent de partager des dizaines de milliards de barrils de pétrole, même si le potentiel gazier de la mer du nord mériodonale commençait à apparaitre, après la découverte de Groningen aux pays-bas. Les découvertes commencent peu après.Comme la norvège, le pays communique de façon très transparante sur ses réserve et sa production : http://www.ens.dk/ l'ENS est l'office nationale du pétrole.

Seulement 19 gisements sont recensés dans les eaux danoises par l'ENS. En 2006, deux gisements dominaient largement la production Le rapport annuel de l'ENSfournit un tableau en deux collones de tous les gisements : production passée, réserves estimées (3 estimations, correspodnant sans doute à P90, P50, P10).

Les cinq principaux gisements sont (avec les données de l'ENS) :

Dan (Production passée, 573 Mb, réserves P50 300 Mb, situation au premier janvier 2008). comme à Ekofisk. Découvert en 1971. Pic de production en 2001. 86 kb/j en 2006, près de 30% de la production du pays.

Gorn (352 Mb produits, 52 Mb P50). Découvert en 1971, pic de production en 99. nombreuses failles.

Skjold (260 Mb produits, 44 Mb P50). Découvert en 1977, pic en 1992.

Halfdan est un cas particulier. En 2006, il produit 103 kb/j (33% du total du pays). C'est un gisement "anormal" par sa stratigraphie (il se situe non pas à la limite de deux states, mais en plein milieu du réservoir de craie, comme si le pétrole était en cours de migration). Celà explique qu'il n'ait été découvert qu'en 1999. La production est stable depuis 2005. Le gisement a produit 220 Mb et il en reste le double selon l'estimation de l'ENS.

Tyra, découvert en 1968 est le principal gisement de gaz du pays, avec aussi une fine couche de pétrole à la base.


L'exploration du pays semble très mature. Des cinq grands gisements, un seul, le très atypique Halfdan, a été découvert après 1978. La dernière découverte significative date de 2000, c'est Nini avec 45 Mb. Tous les gisements connus sont situés dans la fosse viking, et les tentatives pour trouver du pétrole ailleurs (en mer du nord plus près de la cote, en onshore, en mer baltique) n'ont rien donné malgrès quelques dizaines de puits d'exploration depusi la seconde guerre mondiale.

l'ENS donne des réserves pour l'esnemble des gisements (y compris deux petites découvertes encore inexploitées) de 1.35 Gb au premier janvier 2008. En 2007 ces réserves ont diminué de 160 Mb, plus que la production (120 Mb). Le chiffre de réserves de l'ENS est parfaitement compatible avec la linéairsiation de Deffeyes de la production historique.

L'ENS publie ce triple scénario prévisionnel :


On notera la baisse de la consommation de quasiment 50% par rapport aux années 70.

*** EDIT JANVIER 2008
Ils viennent de mettre à jour leurs prévisions :

Sacrée baisse du scénario haut ***

Le scénario bas correspond à leurs réserves prouvées et donc à la linéarisation. Le scénario moyen suppose que des "améliorations techniques" puisse doubler les réserves. Certes, le taux de récupération des gisements danois n'est que de 25% en moyenne, bien plus bas que la moyenne mondiale, du fait de la complexité des réservoirs de craie, ce qui en théorie laisse bcp de place à des améliorations techniques, mais les technologies les plus modernes sont déjà employées...
L'injection de CO2 est envisagée, mais elle reste une arlésienne en mer du nord, il y a eu bcp de bcommunication sur le sujet il y a cinq ans et aucun projet précis n'a pris forme. Néanmoins l'Europe a tellement besoin de pétrole qu'on peut supposer que ça finira par se faire, si c'est r&éalisable.
http://ie.jrc.ec.europa.eu/publications ... 1895EN.pdf Cette étude ne donnait néanmoins que 400 Mb de réserves incrémentales débloquées par le CO2 pour le danemark, alors qu'ils avaient inclus tous les gisements sans se poser de question sur la viabilité économique.

Quand à la "contribution de l'exploration", elle correspond peu ou prou à sortir deux nouveaux "halfdans" du chapeau, ce qui semble relever du voeux pieux.

Je retiens un incrément de 500 Mb par rapport aux réserves prouvées (exploration + récupération améliorée), donnant un EUR de 3.7 Gb. Si l'injection de CO2 doit êtrz appliquée, ce sera sans doute avant 2020, après il sera trop tard pour la mer du nord (l'infrastructure commencera à être démentelée). Il en va de même pour d'éventuels nouveaux gisements. C'est pour ça que je fais intervenir les 500 Mb dans le deuxième moitié de la prochaine décennie. Pour la production 2008, j'utilise les chiffres mensuels EIA.

Je suis plutôt gentil, car je pourrait remarquer que le taux de déclin de 8% ces trois dernières années correspond exactement au taux de déplétion en prenant 1350 Mb restant, et donc penser que le déclin va continuer à ce rythme.



Le pays redeviendra importateur dans trois ou quatre ans.

Notons que la longue "queue" dûe au fait de prendre un déclin exponentiel (7% par an) est peu réaliste, justement parce que l'infrastructure finira par etre démentelée. C'est une difficilté de la modélation de la production future, difficile à résoudre de façon élégante.

Le pays a également produit 150 km3 de gaz (équivalent à 900 Mb de pétrole). La production en 2007 était de 9.2 km3, en recul pour la première fois, d'un violent 11%. il reste 70 km3 selon l'ENS, le pays donc autant ou plus déplété pour le gaz que pour le pétrole.

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Belgique

Production cumulée : 0 Mb
Production future : environ 0 Mb
Année du pic de production : heu?

Y'a pas de pétrole.

Désolé y'a un moment que j'avais envie de faire ça

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Roumanie

Pic de production : 1976
Production passée : 6Gb

On peut considérer que l'histoire du peuple Roumain commence avec la latinisation des Daces. Les Roumains parlent une langue latine, très proche de l'Italien, suffisemment pour permettre une compréhension mutuelle spontannée, alors que tous leurs voisins parlent des langues slaves. La Valachie devient un état indépendant au XIIe siècle mais connaitra ensuite une histoire mouvementée, un temps unie avec la Bulgarie (dans une alliance d'égal à égal), puis sujette des Turcs, puis des Autrichiens. Le but n'étant pas ici de détailler l'histoire du pays, on retiendra deux dates pour la naissance de la Roumanie acutelle : d'abord l'union de la Valachie et de la Transsylvannie en 1856 (créant la "petite roumanie"), ensuite le rattachement au pays des provinces roumanophones des empires russe et austro-hongrois en 1918. La Roumanie perd ensuite une partie de son territoire au début de la Seconde Guerre Mondiale, notamment la Bessarabie (à peu près la Moldavie actuelle).

La Roumanie revendique la plus ancienne industrie pétrolière du monde. Du pétrole y est produit industriellement à partir des années 1850 dans le centre-sud du pays (une exploitation basée sur les affleurement naturels existait depuis la renaissance). La première raffinerie du monde est crée en 1856. Le kérosène produit avec ce pétrole éclaire les rues de Bucarest, l'huile végétale ne pouvant s'aligner sur le prix. Le pétrole acompagne ensuite l'histoire du pays. La Roumanie sera alliée de l'Allemagne pendant la seconde guerre mondiale, après que le roi Charles II, laché par Paris et Londres ait été contraint accepté l'accession au pouvoir des fascistes (pendant les années 30, il avait lutté contre les fascistes et les communistes par des moyens dictatoriaux). Le pétrole roumain consistue alors une contribution vitale à l'effort de guerre de l'Axe. Le premier aout 1943, les Américains détruisent la principale raffinerie du pays lors de l'Opération Tidal Wave, en lançant depuis la Lybie 173 bombardiers B-24 Liberator. 53 appareils ne reviendront pas, ce qui en fait une des opérations aériennes les plus coûteuses de la guerre. Plus tard, le fait d'être autonome en pétrole et en gaz donnera au régime orwello-burlesque (c) de Ceaucescu un peu plus de liberté d'action vis-à-vis de Moscou que les autres républiques populaires.

Il est amusant de remarquer que la Roumanie, ayant commencé à produire du pétrole à la même époque que les USA, ait aussi atteind le pic de production à peu près au même moment - 1976. Mais la roumanie n'a pas de Golfe du Mexique ou d'Alaska, on peut considérer que c'est le pays pétrolier le plus mature du monde - avec peut être des pays comme le Chili ou l'Autriche, mais ce soit des pays bien plus petits en terme d'EUR.

Il y a plusieurs bassins producteurs distints dans le pays, mais le principal, de loin, est celui désigné par l'USGS comme "Carpathian-Balkanian Basin".
Le pays possède aussi une fraction du bassin panonien, qui fournit du pétrole à la Hongrie et la Serbie, mais c'est un bassin à la productivité très modeste, les roches sources du miocène n'étant pas très riche. l'USGS s'est fait plaisir avec ces deux bassins, en les divisant en plein de système pétroliers (Total Petroleum System) et plus encore d'"Assessment Units" (ce qui correspond à ce que l'industrie appelle un "play" ou un thème géologique).
Enfin la transsylvannie possède un autre système productif, exclusivement gazier, partiellement biogénique.

Eût égard à l'histoire assez mouvementée du pays, le fit avec une courbe de Hubbert n'est pas trop mauvais (ne pas faire attention à l'étiquette de l'axe, il s'agit bien de la production de pétrole roumaine).


Les écartes entre le courbe de hubbert et la production réelle s'expliquent par l'histoire. Ainsi, l'effondrement du régime communiste a provoqué une période de sous-production au début des années 90, compensée après 2000. Le taux de déclin principal de la courbe de Hubbert est de 7.2%, sensiblement plus que pour les etats-unis.

S'agissant du gaz naturel, le pays a déjà produit quelques 1200 km3. La production a culminé à 37 km3 en 1982, pour tomber à 11.5 actuellement.

Le pays possède quelques ressources en offshore. La Mer Noire n'est qu'une province pétrolière modeste. La roumanie s'est lancé dans la construction de plate-formes de forage dans les années 70, entrant dans le club très fermé disposant de cette capacité industrielle. Quelques petits gisements ont alors été trouvé et exploités. Deux nouveaux ont été trouvés récemment par pétrom, la compagnie nationale : Torcesti et Delta 4. Ils se sont amusé à faire un site exprès : http://www.petrom-delta4.com/ pour le moins dépouillé et quasiment sans informations. Il n'y a aucune information de réserves sur ces différents gisements, mais ça semble très modeste.

Plus loin en mer, la compagnie Sterling Resources (à ne pas confondre avec Sterling Energy) est en train de développer un gisement de gaz nommé Doina, connu depuis longtemps mais pas exploité. Ils ont aussi trouvé un gisement périphérique. L'ensemble représente 3-4 km3, à peine suffisant pour justifier la construction d'un pipeline jusqu'à la cote.

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"petite" carte des gisements et des régions pétrolières en europe :

http://pubs.usgs.gov/of/1997/ofr-97-470 ... uromap.pdf

Ca permet de situer les régions. Le pb avec l'usgs, c'est qu'un gisement = un petit point, qu'il fasse un million ou un milliard de barrils, donc la carte est complètement trompeuse sur l'importance relative des régions. Par exemple, avec la carte, on a l'impression que le nord-ouest de l'allemagne a autant voire plus de gaz que les pays-bas, ce qui est complètement faux.

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Une fois n'est pas coutume, je fais aussi aparaitre le gaz, en équivalence énergétique (1 barril = 6000 pieds cubes), et l'approximation hubbert.

Ca fait ressortir un truc amusant. Les réserves ultimes de gaz et de pétrole étaient comparables (un peu plus de gaz), mais le gaz a été exploité bien plus vite (la pente de la hubbert pour le gaz est de 12%, contre 7 pour le pétrole) ce qui fait que la production de gaz n'a piqué que 6 ans après celle de pétrole, alors qu'elle a commencé bcp plus tard - la roumanie utilisait de petites quantité de gaz localement vers 1915 et a commencé à avoir un réseau de distribution dans les années 30.

Reste à savoir si c'est un phénomène roumano roumain ou si c'est une règle qui pourra s'étendre bien loin de Bucarest.



Ca devient un peu confus... Je met de plus en plus de choses sur mes graphes ils vont finir comme ceux de Lahérrère

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Autriche

Production cumulée : 830 Mb (ASPO)
Pic de production : 1955


Si l'intégration de la Roumanie pouvait encore se justifier du point de vue de sa contribution à la production non-opep, l'Autriche, avec une production de 15 kb/j, ne présente que l'intérêt d'être une étude de cas de pic pétrolier supplémentaire, sa contribution à l'approvisionnement global étant complètement négligeable.

L'Autriche possède des ressources dans deux zones : dans le bassin de Vienne d'une part, dans le bassin des Molasses, au nord de Salzbourg, d'autre part. Les ressources de cette deuxième région, placées dans la continuité des réserves bavaroises, sont minimes. En revanche le bassin de Vienne fut une région pétrolière non négligeable.

Le pétrole de la région était inconnu jusqu'au lendemain de la seconde guerre mondiale. Après-guerre, les Soviétiques qui occupaient l'est de l'Autriche explorent le bassin, ce qui est d'ailleurs assez curieux vu qu'ils avaient tout le pétrole dont ils avaient besoin dans leur pays.

Ils découvrent en 1949 le gisement de Matzen. C'est encore un épisode historique ironique : si ce gisement important avait été connu pendant la seconde guerre mondiale, il aurait apporté une contribution majeure à l'effort de guerre allemand, d'autant que, situé au coeur des territoires contrôlés par l'Axe, il aurait été plutôt difficile à bombarder pour les forces alliées.

BP ne donne bien sur pas de chiffres pour ce trop petit pays.
On trouve des données autrichiennes ici, dans la langues de Goethe bien sur
http://www.geologie.ac.at/pdf/Presseaus ... 080219.pdf
Ca couvrent toute l'histoire, mais, malheureusement, comme souvent, on n'a que le graphe, pas les chiffres... Erdöl = pétrole.
On remarquera que si le bassin molassique est marginal par rapport au bassin de Vienne pour le pétrole, il est presque aussi important que celui ci pour le gaz.

Environ 830 Mb on été produits, dont 500 dans le gisement de Matzen. Matzen est l'un des plus gros gisements onshore d'Europe, avec Tempa Rossa en Italie et Wytch Farm au sud du Royaume uni.
Les découvertes récentes sont minimes. Il y a deux ans, OMV a trouvé le plus gros gisement du pays depuis les années 70 et il ne fait que 3.5 Mb.
La production totale du pays pourrait atteindre 1 Gb.

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Allemagne

Pic de production : 1968
Production cumulée : ~2.1 Gb.

L'Allemagne produit des hydrocarbures dans 5 provinces USGS différentes. Néanmoins, presque toute la production vient du nord-ouest du pays, les quatre autres régions sont négligeables.

L'Administration allemande diffuse un rappot annuel très complet, qui a pour seul défaut d'être évidemment en allemand, langues dans laquelle mes compétances sont très basses. http://cdl.niedersachsen.de/blob/images ... 56_L20.pdf

Dans le fossé rhénan (Oberrheingraben), une vingtaine de petits gisements eixstent (il y a en a aussi du coté français - Pechelbronn !), seuls trois sont encore exploités. Le document allemand rapporte une production de 38 000 tonnes en 2007, ce qui fait environ 750 barrils/jours. La production de gaz est complètement abandonnée.

De même dans le bassin molassique (alpenvorland), en Bavière et Bade-Wurtemberg, seuls deux gisements de pétrole et un de gaz sont encore exloités. environ 800 barrils/jours sont produits et 12 millions de mètres cubes de gaz.

Dans la fosse de Thüringe, tous les puits de pétrole sont abandonnés, 26 millions de mètres cubes de gaz ont été sortis en 2007 (ce qui équivaut à 400 barrils/jours de pétrole).

Enfin dans l'est du pays, à la frontière polonaise, trois gisements produisent un total de 500 barrils/jours.

98% de la production d'hydrocarbures du pays vient donc du nord-ouest. Si l'USGS considère le bassin anglo hollandais et le bassin nord-ouest allemand comme deux provinces géologiques différentes, le système pétrolier (c'est à dire l'ensemble roches sources-roches réservoirs-roches pièges) est bien le même. Ce sont bien les mêmes strates géologiques palézoïques responsables de l'énorme gisement de gaz de Groningen au nord des pays et des ressources de la mer du nord méridionnale qui ont généré les gisements bien plus modestes en Allemagne.

Le plus important gisement de gaz du pays, au sud de ce bassin est Altmark (appelé salzwedel dans le document donné en lien). Il a produit un peu plus de 200 km3 de gaz, à peu près autant que Lacq. La production a culminé au milieu des années 80 à 12 km3 par an, mais est tombée à environ 0.5 km3 maintenant. Plutôt que d'abandonner simplement le gisement, il est envisagé de le convertir en site de stockage de CO2.

Le principal gisement de pétrole est Mittelplate, en mer du nord, juste à la limite de l'Estran au niveau de l'estuaire de l'Elbe (à la base de la péninsule du Jutland). Découvert en 1980, il fut mis en exploitation 5 ans après à l'aide d'une énorme ile artificielle en béton. Le volume de pétrole initialement en place est d'neviron 700 Mb, dont 350 à 400récupérable. Le rythme de production est très lent, en plus de 20 ans, moins de la moitié des réserves ont été extraites - mais le débit a été fortement accru en 2005, après la construction d'un oléoduc (jusque là, des barges étaient utilisées pour expédier le pétrole). Mittleplate représente maintenant quelques 90% de la production du pays, et le rythme de production actuel devrait l'épuiser d'ici une dizaine d'années.

Il pourrait exister un certain potentiel d'exploration offshore dans des eaux cotières dont l'exploration est pour l'instant interdite, mais ce serait plutôt du gaz.

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Ukraine


L'Ukraine sera la dernière étape de mon voyage européen avant de partie vers l'asie centrale. L'Ukraine produit 100 kb/j et n'est donc pas négligeable, mais le problème est que le pays est peu documenté. Notamment, les chiffres de production d'avant 1991 ne sont pas disponibles, fondus dans ceux de l'URSS.

Energyfiles donne une courbe de production remontant à 1960, comme d'habitude sans rien dire de ses sources : http://www.energyfiles.com/eurfsu/ukraine.html

Selon leurs données, la production a culminé en 1970 à près de 400 kb/j. De son coté l'aspo estime que l'Ukraine a produit 2.8 Gb (en 2006, ça donnerait donc 2.9 maintenant) sur un total de 4.5.

Les ressources se trouvent pour l'essentiel dans le bassin Dniepr-Donetsk, un ancien rift, région très mature. Des gisements modestent existent en Crimée, et près de la frontière roumaine.

L'exploration offshore a été jusqu'ici limitée à une toute petite frange cotière, et il pourrait exister un certaine potentiel, même si les ressources seraient probablement modestes, du même ordre que celles qui existent au large de la Roumanie. La compagnie Vanco a pris une vaste concession d'exploration en mer noire. Les mauvais esprits diront que c'est tout sauf une garantie, vu que les projets de Vanco récemment ont été des fiascos (en Cote d'Ivoire notamment, ou ils avaient identifié un énorme prospect foré à grand frais, qui n'a rien donné du tout).

C'est sans doute ce potentiel offshore qui justifie l'estimation relativement d'EUR par l'ASPO, alors que l'étude de la courbe de production suggère que presque tout le pétrole est épuisé. Evidemment ce potentiel échapperait à l'Ukraine si la russie venait à annexer la Crimée.

Faut d'autres informations, je retiens le chiffre de l'aspo, en suposant que les ressources offshore arrivent en production vers la fin de la prochaine décennie.