[Raminagrobis] Synthèse de la production pays par pays.

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Timan Péchora
Carte de Balckbourn
USGS

Cette région se situé à l'extrême nord de la partie européenne de la russie, dans deux régions (République des Komi et Okroug autonome des Nenets) partiellement en offshore dans la mer de Péchora (cf carte blackbourn). C'est la 3e région pétrolier russe, elle est bcp moins mature que les deux premières. Environ un tiers du bassin est au-delà du cercle polaire arctique.

Quelques petits gisements de la république des komis sont connus depuis les années 30, l'exploration systématique moderne de la région a commencé dans les années 60. Néanmoins, seulement quelques gisements ont été mis en production. On trouve quelques informations dans cette présentation de Lukoil.

Un premier pic à 405 kb/j a été atteint en 1984, suivi d'un déclin drastique et d'un creux à 138 kb/j en 1995.
En 1994 il y eu un désastre écologique, avec la rupture d'un pipeline près d'Usinsk. 730 000 barrils furent perdus dans la nature.
Peu après LUKOIL investit beaucoup dans la région et rénova toute l'infrastructure. La production repartit à la hausse grace au développement d'autres gisements. En 2007, elle atteind 565 kb/j dont 280 kb/j dans les champs gérés par Lukoil - la production de Lukoil a augmenté de 30% depuis 2004.
Le deuxième producteur dans la région, la filiale Severnaya Neft de Rosneft exploite 17 gisements dans la république de Komi, pour un milliard de barrils de réserves 3P, et 112 kb/j de production. Dans l'okroug des Nenets, "Polar Ligths", joint-venture de Rosneft et Conoco-Philips, produit 23 kb/j.
Par ailleurs, TOTAL exploite le gisement Kharyaga et en sort 30 kb/j.

Lukoil a un mégaprojet dans la région, Yuzhno-Khilchuyu, avec environ 500 Mb (l'un des plus grands gisements du coin), a commencé à produire cette année et doit atteindre 150 kb/j.

Par ailleurs, Prirazlomnoye en offshore sera débveloppé par gazprom, qui annonce 610 Mb de réserves 2P. Ce sera le premier grand projet offshore dans l'arctique russe. La production doit commencer en 2011 (une plate forme venant de la mer du nord a été réaménagée, c'est la plate forme flottante qui servait sur le gisement britannique Hutton) et atteindre au final (après 4 ou 5 ans) 130 kb/j.

La production cumulée à ce jour est d'environ 2 milliards de barrils. Il reste encore pas mal de gisements inexploités, comme Titova avec 400 Mb. il est assez difficile de connaitre les réserves du coin :
* Mäkivierikko parle de 10 Gb EUR
* Lukoil, quii controle la moitié de la production, ne revendique de 3.3 Gb de réserves. Severnaya Neft annonce 1 Gb
* l'USGS donne des réserves découvertes de 12 Gb, 18 avec la mythique "reserve growth".

Je compte un EUR de 15 Gb :
2 Gb déjà produits
6 Gb dans les champs en production
7 Gb dans les gisements qui ne produisent pas encore (dont ceux restant à découvrir).

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Et voilà le travail !

Je n'attribue pas de réserves aux mers arctiques (sauf la mer de péchora) car ces régions ne semblent offrir que du gaz.

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Le dernier pays et j'aurais fini de passer en revue la production non-opep!

Brésil

Après l'expédition de Christophe Colomb, l'Espagne et le Portugal, les deux grandes puissances maritimes de l'époque, se retrouvent bien vite en compétition pour l'accès au nouveau monde. Le Pape Alexandre VI, soucieux d'éviter un conflit entre deux grandes puissance catholiques, cherche à établir un partage pacifique et propose que toutes les Terres Barbares (c'est à dire n'appartenant pas à un état chrétien) situées à l'ouest d'un méridien passant à 100 lieues à l'ouest de Cap-Vert reviennent à l'Espagne, le reste au Portugal. Ce partage avantageait clairement l'Espagne (le fait qu'Alexandre VI était espagnol y est peut être pour quelque chose), et après des négociations entre les deux pays, la limite fut décallée vert l'ouest (370 lieues, soit 1770 km, à l'ouest de cap-vert). Cet accord fut enterriné par le traité de Tordesillas puis par une nouvelle bulle papale. La terre se retrouvait ainsi coupée en deux, le méridien se prolongeant bien sur en Asie.

Cet accord avait deux faiblesses. La première est que, si l'on savait depuis bien longtemps mesurer précisément les lattitudes à l'aide d'un sextant, les mesures de longitudes restaient assez imprécise, il n'était donc pas évident de partager les terres à découvrir (surtout en asie) sans risquer des conflits. La deuxième, bien plus grave, était que l'accord interdisait toute expansion coloniale des autres puissances maritimes européennes, notamment l'Angleterre, les Pays-Bas (alors détenus par les ducs de Bourgogne), le France et la Bretagne (encore indépendante jusqu'en 1531). On peut s'ailleurs y voir l'une des raisons pour lesquels l'Angleterre et les Pays-Bas embrasseront la réforme protestante, s'affranchissant ainsi de l'autorité papale et donc de l'obéissant à cette directive.

Il reste néanmoins remarquable que par le fait d'une bulle papale remontant à un demi millénaire, on parle aujourd'hui espagnol à Buenos Aires et portugais à Rio de Janeiro.

Même si les Espagnols furent les premiers à acoster dans ce qui actuellement le Brésil, ils respectèrent le traité et laissèrent les Portugais s'y installer. Ceux ci dépêchèrent le navigateur d'origine italienne (comme l'étaient Christophe Colomb et John Cabot...) Amerigo espucci, qui proffita de l'occasion pour, en toute modestie, baptiser de son prénom l'ensemble du nouveau monde.

La première ressource exploitée dans le pays sera le bois, et le pays doit son nom au bois de brasil, terme dont on désignait les bois rouges. Par la suite se développa la culture de la cane à sucre, pour laquelle furent déportés des millions d'esclaves africains, puis l'exploitation des mines d'or. Les 50 premières années de colonisation furent assez laborieuses. Les Français firent deux incursions : la première ne leur permis que de détenir très brièvement (1555-1560) la baie de Rio, mais la deuxième fut plus frutueuse, puisqu'il y a encore une Guyane Française.

L'indépendance du Brésil doit, indirectement à Napoléon. Le régent du Portugal se réfugia au Brésil en 1807 , son pays étant occupé par les Français. Il ne regagne la métropole qu'en 1821, et laisse son fils Pierre derrière lui comme administrateur. L'année d'après, il veut le rappeler à l'ordre car il prenait trop de libertés, mais le fils, soutenu par la population euro-brésilienne inspirée par l'exemple de l'indépendance des états-unis, proclame l'indépendance du pays et s'attribue le titre ronflant d'Empereur. Son fils lui succéda sous le nom de Pierre II, avant d'être renversé par les militaires en 1889, qui proclamèrent les Etats-Unis du Brésil (le nom officiel changea en République Fédérale du Brésil en 1971). La consistution (en fait il y en a eu six depuis 1891, mais similaires dans les grandes lignes) est très inspirée de celles des USA : président élu pour 4 ans, structure fédérale (avec un distric fédéral pour la capitale), parlement bicaméral (sénat où chaque état a le même nombre de représentants, chambre basse ou la représentation est proportionnelle à la population)...

Néanmoins, comme la plupart des pays d'amérique du sud, le Brésil connu une histoire politique assez erratique, marquée par plusieurs période de régime militaire autoritaire.

Actuellement, le pays compte 190 millions d'habitants, 5e population du monde (incidemment, c'est aussi le 5e pays par sa superficie), avec une densité très raisonnable de 22 habitants au km². La population est d'origine très variée, européenne, africaine, améridienne, mais aussi japonaise et arabe. Le Brésil possède une économie moderne et diversifiée, et malgrès de fortes inégalités, les indicateurs de développement humains sont bons; l'espérance de vie, par exemple, est à peine inférieure à celle des pays européens.

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Brésil : pétrole onshore



La première découverte de pétrole au brésil date de 1939, dans le bassin de Reconcavo. Les différents bassins intracratoniques, explorés par la pétrobras naissante dans les années 50 et 60, n'ont offert que des réserves très modestes. Leurs roches sources remontant à l'ère primaire sont plutôt maigres. en effet, le sol brésilien est pour l'essentiel granitique, les bassins sédimentaires sont localisés et assez peu importants.

Il y a eu un peu plus de succès dans les bassins côtiers. Ceux ci correspondent au premier stade de l'ouverture du rift atlantique, au crétacé, quand des lacs commençaient à emplir le fossé naissant. Les quelques découvertes dans ces bassins ont encouragé le Brésil à se tourner par la suite vers l'offshore, donc vers des phases postérieures du même rift.

La production onshore, selon les données de petrobras (ici) vaut actuellement un peu moins de 200 kb/j (brut+ condensats, sans liquides de gaz naturel). Elle n'a jamais été très importante, culminant à 221 kb/j en 2003. La production cumulée à ce jour est de 2.9 Gb depuis environ 200 gisements globalement petits.

Le plus important gisement onshore, Carmopolis dans le Sergipe (à la fois : l'état de Sergipe, et le bassin de Sergipe-Alagoas), a produit plus de 10% du total onshore, 300 Mb, jusqu'ici (depuis 963) sur un OOIP de 1300 Mb. Il produit encore 25b/j et a donc une chance de dépasser 500 Mb au total, se qualifiant ainsi comme "géant".
Le bassin de reconvaro, berceau de l'industrie pétrolière du Brésil, a produit 1.5 Gb, presque la moitié du total onshore. Comme ce bassin est très peu étendu (10 000 km²), celà donne un total par km² proche de celui du delta du Niger ou du Golfe Persique!
La part de l'onshore dans la production de pétrole du Brésil diminue d'année en année, elle est maintenant d'environ 11-11.5%. notons qu'il y a quelques projets de réhabilitation de vieux gisements offshore, qui tablent sur une augmentation de quelques points du taux de récupération. Le gisement de Miranga va recevoir dès 2009 une injection de CO2 (premier effort de CO2-EOR et de séquestration du CO2 au brésil).

S'agissant du gaz, la production onshore s'établit en 2007 à 5.8 Gm3 (équivalent à 94 kb/j), en net recul (7 Gm3 en 2005). Le cumul est d'environ 105 Gm3. L'onshore représente encore 40% du gaz produit, mais la production de gaz offshore devrait très fortement augmenter dans quelques années.

En termes d'exploration, les bassibns onshore brésilien sont très matures. Environ 180-200 puits d'exploration (Wildcats : ceux visants des nouveaux gisements, donc sans compter ceux destinés à délimiter les gisements) ont été creusés dans le bassin de sergipe-alagoas (partie onshore), 630 dans le bssin de Reconvaro, plus de 1100 dans le bassin de Potiguar.
tous ces bassins ont des chiffres de réserves estimés très inférieurs à la production cumulée. Petrobras, qui se vante d'être la compagnie de l'offshore profond , tend à se désintéresser de ces bassins donc les opportunités ne sont plus à sa taille.
Du coup, de petites compagnies privées s'y invitent, mais elles n'auront que les miettes d'un gateau qui n'était pas bien gros.

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Brésil, offshore

De part le mode de formation d'un rift, les roches les plus anciennes se retrouvent les plus à l'extérieur. C'est ainsi que les prolongements offshore des bassins bassins brésiliens correspondent à un stade plus tardif de la séparation de l'Afrique et de l'Amérique du Sud, à la fin du crétacée.

A ce moment, l'eau salée avait commencé à envahir l'ouverture, et dès lors que le bras de mer fut ouvert au nord et au sud, un fort courant marin s'y installa. c'est lui mis en place les dépots de sable forment les réservoirs des gisements pétroliers. A vertains moments, la mer recula et déposa d'énormes quantités de sels, ce qui permet de disposer de strates "subsalt" qui ont fait la Une récemment.

Guère satisfaite des résultats onshore, petrobras (compagnie nationale crée en 1953) a vite regardé vers la mer. L'exploration fut d'abord lancé, fort naturellement, dans le prolongement offshore des bassin de Sergipe et de Potiguar, où avaient été faites les plus belles découvertes à terre.

La première vraie découverte offshore du pays est Guaricema, en 1968, par 30 mètres d'eau dans le bassin de Sergipe. ubarana dans le bassin de Potiguar fut trouvé en 1973. Ce sont des découvertes modestes, mais elles rendirent Pétrobras plus confiant sur les perspectives dans le rteste du littoral brésilien.

La compagnie se touyrna ensuite vers les bassins de Santos et Campos, dans le littoral sud-est, au large de Rio. Ces bassins-là sont totalement offshore.

bassin de campos

Garoupa, en 1974, fut le première découverte du bassin de Campos. Suivirent, jusqu'à la fin de la décennies, environ 5-6 Gb de découvertes dans les eaux peu profondes du bassin de Campos : Cherne, Linguado, bonito, Enchova...

Cette vague de sécouverte des années 70-début 80 peut être considérée comme formant une première génération de l'offshore brésilien.

7 plates formes fixes, construites au brésil étaient installées dès 1983. La production du bassin de Campos grandit régulièrement. 7 autres plates-formes sont ajoutées entre 83 et 89.

En 1990, le Brésil produit 440 000 b/j offshore, dont 405 000 dans le bassin de Campos, le reste se répartissant entre les bassins de Santos, Espirito Santo, Parana, et Sergipe.
C'est probablement à cette date qu'à piqué le production en offshore "conventionnel" (moins de 300 mètres d'eau) du Brésil. Il n'est cependant pas facile de classer les gisements du pays par profondeur d'eau : les gisements sont géographiquement étendus, et la pente du plancher océnique est forte, si bien qu'il y a souvent une très grande amplitude de profondeur océanique à la verticale d'un seul gisement.

Mais Petrobras c'était déjà tourné vers les eaux plus profondes, où les gisements sont plus gros car les pièces sont meilleurs. Cependant, quelques développements récents ont encore lieux dans la zone de faible profondeur. Devon Brésil a mis en service en 2006 le gisement Polvo, qui produit 50 kb/j, par 150 mètres d'eau. c'est le premier gisement offshore non exploité par Pétrobras (il n'aparait pas sur la carte ci-dessous, il est un peu plus au sud). En 2007 Petrobras a lancé le gisement Badejo, par 100 mètres d'eau.


(les lignes en pointillé montrent les niveaux de profondeur d'eau). Source de la carte : offshore-technology.com

Le gisement Albacora, découbert en 1984 par 230 mètres d'eau (à l'endroit de la plate forme, mais l'est du gisement dépasse 1000 mètres), fait un peu la transition entre la première et la deuxième génération. C'est un des rares gisements pour lesquels Petrobras nous fournit une courbe de production complète :



Le gisement Marlim, découvert en 1985, fit paraitre petites les découvertes antérieures. La profondeur d'eau au dessus du gisement va de 650 à 1100 mètres. L'exploration à une telle profondeur d'eau était alors un exploit, demandant des plate-formes flottante, le Brésil fut le pionniers de cette technologie, avec même une légère avance par rapport aux USA (GoMex) - nécessité est mère de génie.

Petrobras ne donne pas de courbe de production mais seulement ces deux chiffres :

Peak of Production: 586,315 bpd in 2002
2007 Average Oil Production: 353,027 bpd

Petit listing des projets pétrobras dans le bassin :

* Albacora Leste, 1986, 700 Millions de '"barrils équivalent" - probablement bcp de gaz. A produit 160 kb/j en 2007, ce qui devrait être le pic.
* Marlim Leste, découvert en 1987. Annoncé pour l'origine à 150 Mb. La production a commencé en 2008 et devrait vite atteindre son plateau (160 kbe/j, en additionnant de gaz au pétrole, une pratiqure énervante dont pétrobras est spécialiste).
* Marlim Sul, 1987. Environ 700 Mb. La profondeur d'eau va jusqu'à 2400 mètres, c'est le record dans le bassin. Petrobras donne : 2007 Average Oil Production: 162.709 bpd, Peak of Production: 287.911 bpd in 2013.
* Barracuda, 1989. La production a commencé en 2004, son pic a été atteind en 2006 (190 kb/j). C'est un gisement de près d'un Gb.
* Caratinga, 1994. Développé avec Barracuda, il a piqué en 2006 à 160 kb/j.
* Espadarte, 1994. La première phase a piqué en 2003 à 37 kb/j, le FPSO exploite aussi le petit gisement marimba. Une deuxième phase, exploite le reste du gisement, et a maintenant atteind sa capacité maximale de 80 kb/j.
* Roncador , découvert en 1996, est le plus gros gisement du bassin, avec environ 3 Gb, dépassant Marlim. La production atteind 265 kb/j en 2008, avec une troisième plate-forme elle doit atteindre un maximum de 485 kb/j en 2014.
* Jubarte, 2001. Représente au moins 600 Mb. Production limitée depuis 2002, le développement complet est prévu pour 2011.
* Cachalote, Baleia Franca, et Baleia Anã fields. Un trio de gisements (le principal, Cachalote, est évalué à 350 Mb et a été découvert en 2002) qui doit produire 100 kb/j en 2010 et 200 en 2015.
* papa-terra, découvert en 2005, avec environ 700 Mb, doit produire en 2010 ou 2011.

Ces projets sont remarquable à plusieurs titres : profondeur d'eau extrême, pétrole lourd dans la plupart des gisements, énorme productivité par puit, plate-formes gigantesques qui exploitent plusieurs gisements...

Il y a aussi un projet Chevron :
* Frade, environ 250 Mb, doit produire en 2009 (20 kb/j)

Voici l'Historique de production (le cumul est de 7 Gb) et la projection par des courbes de Hubbert de 15 à 30 Gb ultime :



Je retiens la projection à 22Gb (bleu), qui correspond à 15 Gb restant à produire. Celà donne un pic en 2014, et la hausse de production au cours des prochaines années correspond à peu près à un déclin de 15% de la base + les projets en cours.

Pour comparaison, les réserves annoncées par Pétrobras sont 10.5 Gb selon la norme SPE et 8 Gb selon la norme SEC. notons que Pétrobras atteind déjà des très bons taux de récupérations pris en compte dans ses réserves (56% à Marlim, par exemple), ce qui limite le potentiel d'extension des réserves des gisements connus.

Le bassin a clairement passé son pic de découverte vers 1990. Mais on y trouve encore de gros gisements comme papa-terra, d'où ma "marge" d'environ 5 Gb par rapport aux réserves actuellement annoncées. Contrairement au bassin de Santos, le bassin de Santos ne semble pas avoir de grand potentiel antésalifère, quelques forages ont été fait et n'ont trouvé que de petites extensions des gisements connus.

55 gisements connus sont connus dans le bassin de Campos, dont 36 au moins ont passé leur pic de production. Mais ce chiffre est un peu trompeur, car les gisements post-pic sont souvent plus petits que les gisements plus jeunes - une situation tout à fait exceptionnelle.

Le résultat le plus important à retenir est que le bassin de Campos commencera très certainement à décliner avant que les gisements géants annoncés récemment dans le bassin de Santos (Tupi, Carioca...) ne produisent en masse.

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Bassin de Santos

Ce bassin se situe un peu plus au sud que le précédent, et présente de conditions géologiques similaires.

Jusqu'en 2005, le bassin a surtout révélé du gaz, dans des gisements comme Urugua, Mexilhao, Lagosta, Tambau, qui sont actuellement en développement ou commencent à produire. Grâce à ces projects, plus quelques autres dans le bassin de Campos (gaz associé de Marlim Leste...), Petrobras compte produire environ 20 milliards de mètres cube de gaz offshore dans le sud-est en 2010, contre 6 en 2007. Celà mettra aussi en place une infrastructure (pipe-lines, usine onshore de traitement du gaz) qui pourra ensuite servir au gaz associé des gisements de pétrole. La production de LGN du pays devrait augmenter en conséquence.

Depuis 2007 d'énormes gisements antésalifèes ont été annoncé : Tupi, Carioca, Jupiter. Ces gisements se situent sous une énorme couche de sel, et à près de 7 km sous la surface , battant tous les records en matière de "deep deep" (c'est à dire : mer profonde, et grande profondeur sous le plancher océanique).

Il s'agit de pétrole léger, de gaz et de condensats. Il n'y a pas encore beaucoup d'infos sur ces gisements, mais on devrait assez vite en savoir plus car Pétrobras explore très vite - ils ont loué plus de la moitié des plate-formes de forage pour eau très profonde existant dans le mondE.

Des chiffres de l'ordre de 40-50 Gb ont été annoncé. Ce qui a priori signifie que ce play antésalifère, à lui seul, dépasserait l'EUR de la Norvège et pourrait atteindre un pic de production de quelques 4 Mb/j.
Plusieurs raisons incitent néanmoins à être plus modéré :
* Ces chiffres sont des projections sur l'ensemble de la région à partir des quelques gros gisements déjà trouvés. Ils sont donc vraissemblablements surfaits.
* Ils mélangent gaz et pétrole. A cette profondeur, il serait logique qu'il y ait bcp de gaz.
* Les coups de développement seront astronomiques. On parle de 600 milliards de dollars pour l'ensemble de la région - en période de manque de crédit !
* Le Brésil ne veut pas devenir exportateur de brut, et veut raffiner le pétrole lui même. Ce qui ajoutera aux investissement la construction des raffinerie. C'est une incitation très fiorte pour eux à avoir un long plateau de production plutôt qu'une pic aigu.

Du coup, je pense que le développement de ces gisements sera étagé, comme l'ont déjà été Roncador et Marlim.
Je tente de faire un scénario de production tenant compte de tous ces paramètres, avec un EUR provisionrement estimé à 25 Gb.

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Synthèse Brésil.

Les chiffres de production donnés par pétrobras (mais concernant tout le ^pays, même les gisements d'autres compagnies) sont inférieurs d'environ 40 kb/j à ceux de BP. C'est probablement parce que Pétrobras compte les liquides de gaz naturel en "barril équivalents pétrole" et non en volume. Même si Pétrobras a raison dans l"absolu, je corrige ça en multipliant les LGN par 1.5 pour ramener le tout en volume et avoir la même définition que pour les autres pays.

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Cette étude portait sur la production de pétrole brut, bitumes, condensats et liquides de gaz naturel des pays non membranes de l'OPEP.

Par commodité, le monde hors opep a été divisé en 14 éléments dont huit sont des pays importants traités individuellement, les 6 autres des groupements de pays.

Si les informations détaillées se trouvent dans les posts de ce fil, il me parait utile de rappeler ici quelques fgrandes idées par pays ou groupe.



1 - Les Etats-Unis Pic de production : 1971

* Producteur de pétrole dominant jusqu'à leur pic
* Onshore divisé en deux hubberts, une de base de 180 Gb (très avancée)et une de 20 Gb représentant le pétrole "technologique" (20 Gb) rendu accessible par les progrès techniques
* Onshore, Offshore proche du Gomex, et grand gisements d'Alaska très déplétés.
* Quelques opportunités restante en milieu arctique, en gomex ultra-profond et au large de la Californie.




2- Le Canada Pic de production incertain, dépend du développement des bitumes

* Le pétrole conventionnel a piqué en 1974
* Enormes ressources de bitumes, dont le développement dépend beaucoup des conditions économiques, des décisions politiques et des contraintes carbones.
* Production offshore dans l'Atlantique qui approche de la maturité.
* Quelques opportunités (incertaines) en Arctique en offshore pacifique.




3- Le Mexique pic de production en 2004

* Presque toute la production est offshore
* Gisement supergéant de Cantarell, fut un temps le 2e producteur du monde, déclin très rapide.
* Gisements offshore globalement mature.
* Exploration en offshore profond, décevante jusqu'ici
* Chicontepec : gros gisement de pétrole ultra-visqueux, très difficile à exploitation (production par puits extrêmement basse, faible taux de récupération...)




4- Brésil Pic de production : assez loin (2030?)

* Production onshore minime et en déclin
* Bassin de Campos, approche de la maturité (pic vers 2013-15)
* Enormes réserves antésalifères dans le bassin de Santos, extrêmement couteuses à développer.




5- Amérique du sud et Antilles Pic de production : 1999

* Exclus le Venezuela, l'Ecuador et le Brésil.
* Colombie : pic très aigu, réserves surexploitées.
* Argentine mature, prospects limités
* rebond à court terme au Pérou.
* Opportunités ponctuelles dans le reste du continent, évaluées à 4Gb




6- Norvège Pic de production : 2000

* Production modélisée par une Hubbert de 30 Gb.
* Correspond à la production historique, aux prévisions court-termes, à l'estimation des réserves actuelles et à la tendance des résultats de l'exploration.




7- Royaume-Uni Pic de production : 1999

* Grands gisements très matures
* Haute technologie de récupération appliquée partout
* Peu de potentiel d'exploration restant
* Déclin de base d'environ 13%/an
* Prévision basé sur 13% de déclin + nouveaux gisements + 600 Mb après 2012




8- Europe Pic de production : 2004

* Roumanie, pic en 1976, pays êxtrêmement mature
* Allemagne, presque toute la production vient d'un seul gisement
* Danemark, pic en 2004, zone pétrolière restreinte
* Quelques opportinutés en Italie
* Continent très bien exploré, peu d'opportunités restantes.




9- Moyen Orient pic de production : 2001

* Yemen modélisé par une courbe de Hubbert, EUR = 3.2Gb
* Syrie en déclin, 6%/an
* Oman en déclin, mais quelques projets de récupération assitée qui soutiendront la production court terme




10- Chine Pic de production vers 1015

* Grands gisements onshore du nord-est matures.
* Grosses découvertes à la point ouest du pays et en offshore (baie de bohai).
* Ressources très modeste en offshore en mer de Chine



11- Asie

* Développements en offshore profond en Malasie, Indonésie, Inde, Australie
* Presque tous les pays ont franchi leur pic de production
* Beaucoup de projets à court terme, permettant d'envisager un rebond temporaire
* Exploration relativement avancée



12- Afrique * Pic de production dans la prochaine décennie

* Egypte, Tunisie, Gabon et Cameroon en déclin avec peu d'opportunités de nouvelles production
* Forte croissance en Afrique de l'ouest, mais épuisement rapide des réserves
* Développements en court au Ghana, à Madagascar, et en Ouganda notamment
* Importantes zones restant à explorer.




13- Russie : Pics de production : 1988 puis 2007?

* Sibérie Occidentale, 2/3 de la production, mais mature malgrès de gros gisements récents
* Volga oural, fort déclin
* Croissance possible en Timan-Péchora, mer Caspienne, Sakhaline, Sibérie Oientale, Arctique
* Potentiel d'exploration restant important.




14- région Caspienne

* Croissance récente importante en Azerbauijan, développement d'un super-géant, mais arrêt de cette croissance en 2010
* Très grandes réserves au Kazakhstan, mais développement couteux.
* situation du Turkménistan et de l'Ouzbékistan incertaines
* Compté avec la russie avant 1985





Synthèse






* pic de la production "non opep et non ex urss" en 2003 (déclin de 4-5% depuis)
* pic de la production non opec : 2004-2010

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Un petit ajout :



Note : mon total OCDE n'est pas exact puisqu'il n'inclue par l'australie qui est dans Asie.
Selon mon analyse, vers la fin du demui siècle les sables bitumineux canadiens représenteraient la moitié au moins de la production de pétrole de l'OCDE !!
Il faudrait voir si c'est aussi envisagé par des analyses plus "officielles".

Evidemment un chiffre comme "600 barrils/jours pour la norvège en 2045" ne doit pas se prendre trop au sérieux

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Revoilà les figures

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Angola

Pour bientôt

Notes/brouillon

offshore "première ligne"

block zero (CABGOC /chevron) : début exploration 1968. Production cumulée >2 Gb. Pic 1998 500 000 b/j. Production actuelle ~ 300 000.

Block 1 redécoupé
Concession Safueiro, Agip. Gisement presque épuisé, production ~2kb/j
Reste du bloc à l'abandon. Explorations par shell dans les années 90, pas de découvertes.
block 1/06 : une partie reprise par tullow oil.

Block 2
découvertes "Essungo" 1975. "Savelha" 1990
bloc à l'abandon.

Block 3
Canuku Area, sonangol, 3 petits gisement, 12kb/j
3-85 et 3-91 (Total). Plusieurs petits gisement, 40kb/j en 2007.
sonangol A vérifier

Block 4
Kiabo sonangol
Kiame canadian natural
petits gisements maintenant presque épuisés.

Block 5
repris par vaalco en 2006. pas de gisements connus.

Block 6-13 : inactifs, pas de potentiel pétrolier connu.


offshore "deuxièmeligne"

Block 14 (CABGOC /chevron) prolongement du block 0. 11 gisements. Kuito, pic 80 kb/j en 2000, fort déclin.
Benguela, Belize, Lobito, Tomboco (BBLT), pic 200 kb/j 2008
Tombua-Landana pic 2011 100 kb/j
Negage projet 75 kb/j

Block 15 (exxon) :
Xikomba 2003, 20 kb/j.
Kizomba-A, 2004, 250 kb/j. Chocalho + Hungo + Marimba North (2007).
Kizomba-B 2005 250 kb/j Dikanza + Kissanje
Kizomba-C 2008 200 kb/j Batuque + Mondo + Saxi
Kizomba-D projet 125 bj/j
EUR bloc estimé #4.5 Gb

Block 16 (Maersk oil)
"Bloc maudit". 1996 shell 9 puits sans résultats. plusieurs opérateurs successifs. 2003 zenza (CNRL) non commercial.
1 découverte en 2009.

Block 17 (Total) profondeurs >1000m
Girassol 2001 (premier deepwater du pays) capacité 250 kb/j. Trois satellites 2003 2006 2007.
Dalia 2006, 250 kb/j
Pazflor 2011? 200 kb/j
clob 2001? 150 kb/j
découverte Gardenia 2009

Block 18 (BP)
"Greater Plutonio " Début prod 2007. Plutonio, Galio, Paladio, Cromio, Cobalto. 200 kb/j
PCC (Platino, Chumbo, Cesio) 2012 100kb/j

Block 19
Abandonné par Total.

Block 20
Abandonné par Chevron et Exxon

Block 21
Abandonné par BHP

Block 22
Abandonné par Chevron

Block 23
Bassin kwanza. Maersk oil.

Block 24
Bassin kwanza. Devon.
une découverte non commerciale en 2001 (semba)

Block 25
Abandonné par ENI

Block 26.
Petrobras.

Block 27-30.
non concédés.

offshore "troisième ligne", ultra-profond

Block 31 (BP)
PSVM (Plutão, Saturno, Vênus,Marte) démarrage 2011, pic 150 kb/j
Autres gisements (>2013) potentiellement 300 kb/j
Estimé 500-700 Mb

Block 32 (Total) 120 kb/j potentiellement, 12 découvertes

block 33 (Total). potentiel plus faible, limite de la zone prospective. Une découverte viable, calulu-1. Reste du bloc abandonné.

Block 34 sonangol


Onshore

Cabinda .
Découpé en trois blocs. Exploration active block sud (roc oil) 3 découvertes taille moyenne.
Block central et nord concédés mais inexplorés ?

Area A, Kwanza
Total. Benfica, Bento

Area B, soyo
Total. Ganda, N'Zombo, Pangala


Production gaz naturel environ 10 km3/an, 70% détruits en torchère. 2012 usine LNG valorisation gaz associé blocs 0, 14, 15, 17, 18.

[energy_isere]

Dans The Oil Drum : http://www.theoildrum.com/node/7772

the top 30 oil producers, a review

Top 30 oil producing countries (those increasing production over 2009 are shown in red).

C' est des millions de baril par jour.

[Raminagrobis]

4 ans après, voici une confrontation de mes scénarios à la réalité. Pour chaque pays, la courbe bleue c'est les données historiques BP jusqu'en 2007 (celles dont je disposait à l'époque), en rouge c'est mes prévisions, faites en 2008, pour 2008-2020, et en vert c'est des données BP des années 2008; 2009, 2010, 2011.

Sans surprise, là ou je me suis le moins planté, c'est dans les pays en déclin comme l'Argentine, la Norvège ou le Danemark, où il suffisait de prolongeait la courbe déclinante ! Un pays ou je me suis totalement planté : la Colombie, qui a surpris tout le monde avec un rebond spectaculaire.

[energy_isere]

Les 3 pays plus gros producteurs



Source worldoil.com

[energy_isere]

RÉSERVES DE PÉTROLE : OÙ EN EST-ON EXACTEMENT AVEC L’OR NOIR ?

lun 4 fév 2019 lenergeek

Le 9 janvier 2019, l’Arabie Saoudite a rendu public son rapport sur l’état de ses réserves de pétrole. Selon le document réalisé par DeGolyer and MacNaughton (D&M), le pays dispose de 268,5 milliards de barils de réserves facilement exploitables. Une bonne nouvelle pour le Royaume, tandis que son principal concurrent au sein de l’organisation reste victime de “la malédiction du pétrole“, selon Le Figaro du 4 février 2019…

Le top 10 des réserves de pétrole dans l’OPEP

Grâce aux statistiques annuelles des l’organisation des pays exportateurs de pétrole, on connaît un peu mieux les réserves d’or noir sur la planète. Le Venezuela arrive à la première place du classement de l’organisation, avec des réserves de pétrole brut estimées à 302,8 milliards de barils, soit pas moins de 24,4% du total. Il devance l’Arabie Saoudite, à la seconde place du podium avec des réserves estimées à 263,2 milliards de barils. Ce top 10 est complété L’Iran (155,6 milliards de barils), l’Irak (147,2 milliards de barils), le Koweït (101,5 milliards de barils), les Emirats Arabes Unis (87,8 milliards de barils), la Russie (80 milliards de barils) et les Etats-Unis ferment la marche à la dixième place du classement (32,8 milliards de barils).

On peut noter que deux pays africains se trouvent dans le top 10. La Libye se trouve en 8e place du classement. Avec un volume estimé à 48,4 milliards de barils, elle représente 3,3% des réserves mondiales prouvées dans le monde. Elle est suivie par le Nigeria à la 9e place, dont les réserves sont évaluées à 37,5 milliards de barils. Non seulement le Nigeria représente donc 2,55% des réserves mondiales de pétrole, mais il reste aussi le premier pays africain producteur de pétrole.

Au-delà de ce top dix, on observe aussi que deux autres pays africains sont classés dans le top 20. En effet, l’Algérie atteint la quinzième place, avec une réserve de pétrole estimée à 12,2 milliards de barils. Elle est suivie à la seizième place par l’Angola, dont les réserves sont estimées à 8,4 milliards de barils.

Le pétrole entre ressource et malédiction

Ce classement a été réalisé grâce aux informations communiquées par un rapport du ministère saoudien de l’énergie, de l’industrie et des ressources minérales. Ces nouvelles estimations ont été certifiées par un cabinet de consultants indépendant, DeGolyer and MacNaughton (D&M). Qui plus est, selon le ministre de l’Energie Khalid al-Falih, le coût d’extraction de pétrole en Arabie restait parmi le moins cher au monde à seulement quatre dollars.

Interrogé par Sputnik sur la situation au Vénézuela, le responsable a par ailleurs déclaré : “L’impact sur le marché est nul pour l’instant. Le marché du pétrole est très stable. Aucune action n’est nécessaire maintenant“. Pourtant, dans son édition du 04 février 2019, Le Figaro parle d’une “malédiction du pétrole” pour le Vénézuela. Toujours est-t-il qu’au rythme actuel, l’Arabie Saoudite dispose donc d’une réserve estimée à 70 ans d’exploitation, et le Vénézuela un peu plus.

Mais si le Venezuela peut se targuer de posséder les plus grandes réserves de pétrole du monde, il n’est en revanche que le dixième pays producteur. La raison ? Les coûts d’extraction de ses réserves pétrolières sont largement supérieurs à ceux des autres pays, notamment en comparaison avec l’Arabie Saoudite. Actuellement, il faut garder à l’esprit que l’Arabie saoudite (10,6 millions de barils par jour en 2018) est “seulement” le troisième producteur mondial de pétrole derrière les Etats-Unis (11,6 Mbj) et la Russie (11,16 Mbj).

https://lenergeek.com/2019/02/04/reserv ... venezuela/