Un Monde Sans Pétrole

[Chitah]

Je poste ici cet article, car le sujet que je voudrais lancer est celui des aspects stratégiques, de politique etrangère, des marchés de ressources naturelles telles que le pétrole.

Il semblerait que la thèse en vogue de la fin du pétrole (peak oil, etc…) puisse pousser certains Etats à accélerer l'accaparement de ces ressources, vu qu'il n'y en aura plus pour tout le monde.

Tout d'abord, il me paraît important de poser le débat en examinant soigneusement la réalité du phénomène décrit.

D'autre part, on décrira les mouvements stratégiques en cours, notamment autour de puissances locales (Chine) ou globale (USA, et dans une moindre mesure UE).

Voici l'article, sur les prévision de réserves de pétrole dans le monde.

La technologie promet un siècle de pétrole

Les nouveaux matériaux, les techniques de visualisation et les procédés chimiques promettent d'ouvrir de nouvelles réserves d'hydrocarbures.

Dans l'immédiat, les pétroliers exploiteront les ressources conventionnelles, les plus accessibles en termes de coûts.

La pénurie d'hydrocarbures n'est pas pour demain. C'est en tout cas la thèse de l'Institut français du pétrole (IFP) qui a présenté il y a quelques jours sa vision optimiste des réserves de carburants fossiles. Selon ces spécialistes, l'arrivée de nouvelles technologies promettent de repousser d'au moins un siècle l'échéance énergétique. La prédiction dénote, quelques jours après la vision noire comme de l'huile de roche donnée par l'Aspo (Association for the Study of Peak Oil and Gas). Cette association d'experts pétroliers a sorti une étude qui pronostique un pic plus précoce que prévu, vers 2010. « Les économistes sont plus optimistes que les géologues », a tenté d'expliquer le président de l'IFP, Olivier Appert, pour qui l'Aspo ne prend pas en compte le progrès technologique : « En 1973, on nous prédisait déjà trente ans de réserve ».

Il est vrai qu'il y a encore quelques années, personne n'imaginait pouvoir forer à plus de 6.000 mètres dans les tréfonds de la croûte terrestre ou sous des colonnes d'eau de plus de 3.000 mètres de profondeur. Pourtant, un essai américain s'attaque à un véritable Everest souterrain : 8.000 mètres de carottage. Tandis qu'en mer, Shell a battu le record de production en mer profonde par 2.313 mètres. Ces nouvelles frontières du pétrole sont vierges et peu connues mais laissent fantasmer sur de nouveaux gisements. Elles posent de sérieux défis technologiques.

« Nous n'avons pas encore les matériaux suffisants pour aller si bas. Sous terre, la température atteint plus de 200 oC et des pressions de 1.500 atmosphères. On tombe aussi souvent dans des milieux salins très corrosifs. En offshore profond, nos très longues conduites en acier supportent à peine leur poids. Elles posent aussi des problèmes d'obturation car le pétrole passe de températures souterraines de 90-100 oC à quelques degrés une fois «dans l'eau», ce qui génère la formation d'hydrates solides dans les canalisations », précise Jacqueline Lecourtier, directeur scientifique de l'IFP.

Le jeu en vaut la chandelle, le simple passage à 500 mètres de profondeur avait permis de doubler le terrain de jeu, rappelle Olivier Appert. L'industrie compte donc tester des tuyaux en fibres de carbone et des solutions d'isolation. Ces initiatives montrent toutefois que le secteur pétrolier est frileux, reconnaissent ces scientifiques, tant ces technologies sont déjà banales dans d'autres industries. Cette frilosité bien connue ne les empêche pas pour autant de viser de nouvelles zones d'exploration plutôt aventureuses comme les réserves arctiques. Plusieurs responsables ont expliqué récemment vouloir tenter des forages offshore dans ces latitudes extrêmes, ce qui implique de résoudre de délicats problèmes de givrage. Les Russes sont les plus gâtés par ces réserves potentielles.

La découverte de nouveaux champs de pétrole passe aussi par une amélioration des techniques d'imagerie sismique du sous-sol. Gérard Friès, directeur du centre de résultats exploration-production de l'institut, explique qu'avec les méthodes actuelles, on découvre encore que quatre puits forés sur cinq sont secs.

Plusieurs voies de recherche

En général, les explorateurs commencent à ausculter le sol grâce à de gros camions vibreurs qui propagent des ondes sonores vers les couches géologiques. Après leur réfraction vers le haut, les signaux sont récupérés par des capteurs puis analysés en laboratoire. Le gros travail d'interprétation des données est facilité par des logiciels qui reconstituent la visualisation des réservoirs en quatre dimensions. Les chercheurs préparent maintenant le passage vers des imageries sismiques hautes résolutions.

D'autres codes de calcul tentent de reconstituer la migration des nappes dans le sous-sol pour suivre la trace des nappes qui se sont échappées d'un puits sec. Ces techniques sont d'autant plus indispensables pour s'attaquer aux champs les plus complexes, ceux que l'on trouve notamment en zone montagneuse où les plis géologiques sont intriqués.

Au-delà de nouvelles explorations, d'autres technologies promettent d'augmenter les réserves dans les gisements déjà découverts en améliorant le taux de récupération de l'or noir. Celui-ci varie suivant les gisements puisque quelques-uns offrent plus de 80 % de leur contenance tandis que d'autres réservoirs à la morphologie tourmentée ne libèrent que 10 % des nappes. En moyenne, l'utilisation de nouvelles technologies et d'injection d'eau ou de gaz sous pression a permis d'atteindre 35 %. Sur certains champs comme le site indonésien de Duri, les taux ont même été multipliés par six en quarante ans.

Les recherches actuelles visent maintenant une moyenne de récupération de 50 % d'ici à dix à quinze ans. Pour les bruts lourds difficiles à extraire à cause de leur viscosité, les chercheurs proposent un lessivage des puits pour fluidifier le pétrole avec des tensio-actifs, des molécules comparables à nos liquides vaisselle. Le coût de ces chimies devra malgré tout baisser pour être exploitable. Le chauffage des bruts par l'injection de vapeur constitue une autre voie de recherche.

Les pétroliers pensent aussi sophistiquer leurs têtes de forage pour leur permettre d'atteindre des galeries horizontales complexes en les équipant de systèmes de visualisation ou de matériaux plus résistants.

Enfin, au dernier chapitre du pétrole technologique figurent les hydrocarbures lourds comme les sables asphaltiques ou les schistes bitumineux. Plusieurs expérimentations en cours montrent la faisabilité technique de leur exploitation mais leurs coûts sont encore élevés, bien qu'ils frôlent la viabilité économique étant donné le prix actuel du baril. Les experts de l'IFP estiment que les pétroliers ne lanceront ces filières à grande échelle qu'une fois qu'ils seront assurés de la stabilité de ces cours hauts. Pour eux, on s'achemine plutôt vers une période de cinq ans de fortes fluctuations du marché. Reste à savoir s'il est encore raisonnable de s'acharner à soutirer toujours plus difficilement la ciguë de notre planète au détriment de solutions plus innovantes.

MATTHIEU QUIRET

[Sous-Commandant Marco]

[…]

Il semblerait que la thèse en vogue de la fin du pétrole (peak oil, etc…) puisse pousser certains Etats à accélerer l'accaparement de ces ressources, vu qu'il n'y en aura plus pour tout le monde.

Le "peak oil" n'est pas une thèse de la fin du pétrole. Le "peak oil" est le point de Hubbert mondial, c'est à dire le point à partir duquel la production mondiale de pétrole n'augmentera plus et commencera à décroître. Cela ne signifie nullement que nous n'aurons plus de pétrole demain. Cela veut dire que, à quelques fluctuations près, le prix du pétrole continuera à augmenter. En très résumé, la thèse de l'ASPO implique que les technologies alternatives au pétrole doivent être développées plus tôt que prévu.

L'article des Echos est basé sur une étude de l'IFP. Il faut noter que l'IFP est un organisme financé à 65% par des fonds publics. Cette information n'est présente nulle part sur leur site Web, comme s'ils en avaient honte:

http://www.senat.fr/cra/s20050504/s20050504H47.html

Avant 2003, l'institut était financé par l'affectation d'une part de la T.I.P.P. Depuis 2003, il l'est par une dotation, d'un montant de 180 millions d'euros pour l'exercice 2005, qui représente 65 % des ressources de l'établissement.

Cela signifie que l'intérêt de l'IFP n'est pas forcément au libre marché mais plutôt de caresser les politiques dans le sens du poil afin d'attirer les subventions étatiques, nécessaires au développement de nouvelles technologies coûteuses et inutiles. En comparaison, l'ASPO est une association informelle d'experts vraiment indépendants. C'est une première chose.

En second lieu, cet article m'a paru bien prospectif, notamment parce qu'il ne fait pas état de l'évolution des découvertes de pétrole depuis 1970. Or, au cours des années 80, la consommation a dépassé les nouvelles découvertes, ce qui fait que l'horizon de la fin du pétrole, au lieu de s'éloigner, a commencé à se rapprocher. La déclaration de l'expert, qui fait une comparaison avec 1973 ne tient pas, car la situation a radicalement changé entre 1973 et maintenant. D'ailleurs, j'aimerais savoir quelles sont ses sources quant aux déclarations de 1973.

Aujourd'hui, il semble que les nouvelles découvertes ne représentent même pas 50% de la consommation. Et les compagnies pétrolières n'ont pas attendu le "wishful thinking" de l'IFP pour se lancer dans la prospection, elles y consacrent déjà des budgets énormes. L'évolution technologique dans ce domaine n'est pas nouvelle. Cela veut dire qu'il faudrait faire un effort financier et technologique colossal pour, à nouveau, trouver plus de pétrole que nous en consommons.

Concernant l'évolution de la prospection et des découvertes, j'ai trouvé les articles suivants, qui sont bien moins optimistes que l'IFP:

Un article du Canada National Post, repris par Iran Daily:

http://www.iran-daily.com/1384/2265/html/energy.htm

Un article sur le Web:

http://wolf.readinglitho.co.uk/mainpages/discoveries.html

Et bien sûr, plein d'articles sur www.peakoil.net, en particulier celui-ci, compte-rendu de discussions avec un magnat du pétrole:

http://www.peakoil.net/BoonPickens.html

http://www.peakoil.net/DiscoverGap.html

[Deckard]

Encore de la docu: The Economist avait fait un dossier à ce sujet.

L'article ci-dessous est pour les abonnés, j'en reproduis donc une partie pour ceux que cela intéresse:

http://www.economist.com/PrinterFriendly.c…tory_ID=3884716

The bottomless beer mug

Apr 28th 2005

From The Economist print edition

Why the world is not running out of oil

“OIL is found in the minds of men.” So says a popular bumper sticker in America's oil patch. There is something in that. Daniel Yergin, author of “The Prize”, a Pulitzer prize-winning history of oil, argues that the history of oil is one of astonishing innovations. In 1859, Colonel Edwin Drake struck oil in Pennsylvania by drilling rather than digging, adapting the old Chinese trick of drilling for salt. That prompted the world's first oil boom, which inevitably led to bust as oil flooded the market and prices collapsed.

In 1901, another set of unlikely innovators struck oil in unpromising terrain at Spindletop, Texas. They used novel drill bits that rotated through the earth rather than merely pounding it, enabling them to reach far greater depths. This started up a ferocious gusher that spewed out nearly 1m barrels of oil in ten days. It marked the birth of the modern oil industry. Inevitably, this boom once again led to bust as oil grew ever more plentiful.

And yet, despite this history of innovation and abundance, concerns about depletion are once again clouding the industry's future. This time round, argue the doomsayers, depletion really is looming, and technology will not come to the rescue, as it has done in the past. If they are right, today's oil prices are but a harbinger of much, much worse to come.

Clearly, oil is a non-renewable resource that has to run out some day. Those who expect that day to come sooner rather than later usually point to Hubbert's peak. M. King Hubbert was a geologist at Shell who predicted in 1956 that America's oil production would peak and begin to decline in the early 1970s. In fact, oil production from the 48 contiguous states did peak around 1970. The current debate on depletion is about when the global “Hubbert's peak” will be reached.

The United States Geological Survey did a comprehensive study in 2000 and concluded that such a peak was at least two decades off. The IEA broadly concurs, arguing that oil supplies will not become constrained until after 2030, provided the necessary investments are made. However, some analysts disagree sharply.

The leading lights among the petro-pessimists are Colin Campbell and Jean Laherrère. In a much-quoted article in Scientific American in 1998, they predicted that the global Hubbert's peak would be reached around now. There has been a flood of gloomy books with such titles as “Out of Gas” and “The End of Oil”. And Mr Simmons, the petro-pessimist investment banker, is bringing out a book in May that questions the sustainability of production in Saudi Arabia.

All found?

In essence, the pessimists say that there is a fixed amount of oil in the ground to be found, and that mankind has found it already. According to Jim Meyer of the Oil Depletion Analysis Centre, a British think-tank, “Discovery clearly peaked in the 1960s. We are out of North Seas.” He argues that annual oil consumption has exceeded new discoveries since the 1980s, indicating that the world is running down its stock of “found” oil, and reckons that 18 major oil-producing countries, currently making up about 30% of world output, are now past their peak.

Given that oil companies have poked and prodded the entire Earth (save Antarctica) for over a century, goes the argument, there cannot be any more “super-giant” fields such as Saudi Arabia's Ghawar, which alone produces 5m bpd. Mr Campbell has neatly summarised this view of the problem: “Understanding depletion is simple. Think of an Irish pub. The glass starts full and ends empty. There are only so many more drinks to closing time. It's the same with oil. We have to find the bar before we can drink what's in it.”

But this argument is wrong both on a philosophical and a practical level. The philosophical problem, says Michael Lynch of EnergySEER, a consultancy, is that the pessimists treat the level of recoverable oil resources as fixed—like the amount of beer in that mug. In fact, expert estimates on the ultimate recoverable resource base have consistently grown over the past few decades, even though the world has been guzzling oil as if there was no tomorrow (see chart 5).

Peter Odell of Rotterdam's Erasmus University points out that “since 1971, over 1,500 billion barrels have been added to reserves. Over the same 35-year period, under 800 billion barrels were consumed. One can argue for a world which has been ‘running into oil' rather than ‘out of it'.”

What makes the estimates go up continuously is a combination of economics and innovation. The IEA explains the process this way: “Reserves are constantly revised in line with new discoveries, changes in prices and technological advances. These revisions invariably add to the reserve base.”

A few decades ago, the average oil recovery rate from reservoirs was 20%; thanks to remarkable advances in technology, this has risen to about 35% today. But despite this improvement, two-thirds of the oil known to exist in reservoirs is still abandoned as uneconomic, leaving room for tomorrow's discoveries or innovations to lift recovery rates and magically push the global Hubbert's peak even further towards the horizon. Pundits had predicted that fields in the British North Sea would reach their maximum output by 1990. In fact, they have only just peaked.

Dozens of similar examples from around the world added up to defy Mr Campbell's prediction of a global Hubbert's peak by now, which plainly has not materialised. Indeed, even the legendary Hubbert did not get it quite right. His forecast for the American production ignored the vast quantities of oil that lie under the deep waters of the Gulf of Mexico. That may seem an unfair critique, as he had no way of knowing about the wave of offshore drilling technologies that have become available in the past decade. But that is the point: today's pundits cannot foresee tomorrow's innovations.

Petro-optimists say the future for oil is bright. Mr Odell argues in a recent book, “Why Carbon Fuels Will Dominate the 21st Century's Global Energy Economy”, that conventional oil will not peak until nearly mid-century, and that unconventional oil resources such as Canada's tar sands will peak only at the end of this century. Morris Adelman of the Massachusetts Institute of Technology has even argued that the “amount of oil available to the market over the next 25 to 50 years is for all intents and purposes infinite.”

A new age of discovery

But there is a more practical fallacy embedded in the gloomy forecasts too. “I challenge the idea that the era of discovery is over in oil,” says Total's Mr de Margerie. Thanks to the cold war and other political constraints on western investment, much of the world has yet to be explored with the aid of the latest technologies.

Russia is a good example. When it opened up to private investment under Mr Yeltsin, it saw a huge inflow of modern technology and management talent, causing a dramatic leap in production—which has now been put in jeopardy by Mr Putin's crackdown on the sector.

Similarly, other parts of the world are still “under-rigged” and under-examined. According to Mr Fu, CNOOC's chairman, “our offshore prospects are just beginning. A promising area the size of two North Seas has yet to be explored.” When India recently liberalised its oil-exploration sector, Britain's Cairn struck oil in Rajasthan soon afterwards. V.K. Sibal, India's director-general for hydrocarbons, expects much more, “maybe even a super-giant deep offshore somewhere near the waters off Myanmar.”

The unexplored potential in the Middle East remains vast. Pete Stark of IHS Energy, a leading consultancy on exploration, says that Iraq has over 130 undrilled prospects, and expects its proven reserves to rise sharply over time. Neighbouring Saudi Arabia has about 260 billion barrels of proven oil reserves today. Mr Naimi, the oil minister, is confident that current and future technologies will help lift that figure by 100 billion barrels in the next few decades, and points to an unexplored region on the Saudi-Iraqi border which alone is the size of California.

Total's Mr de Margerie points to frontiers that will be opened up by technology: “There may not be any more glamorous Ghawar fields, at least onshore, but there is tremendous opportunity if we look at ‘deep horizons'.” He believes that there are large deposits 10,000 metres (32,800 feet) or more underground. The snag is that they are usually under very high pressure or very hot, and may be extremely acidic. But as technology improves, he thinks, “these very strange hydrocarbons” will become economic.

The industry is exploring under water at depths that were unimaginable a decade or two ago

Already, the industry is exploring under water at depths that were unimaginable a decade or two ago. In the Gulf of Mexico and elsewhere, oil rigs now float atop 3,000 metres (10,000 feet) of water. These marvels of engineering are stuffed with the latest in robotics, electronic sensors and satellite equipment. Using fancy “multilateral” wells that twist and turn in all directions, they can hit giant underwater oil pockets miles away from the rig.

In short, there are lots of frontiers left. Yet even if there is plenty of oil still available under the ground, getting it to market will pose huge problems. It will take lots of innovations, as well as courage and capital, to move it to where it is needed.

That points to the petro-pessimists' second great doubt: that the oil industry has run out of techno-fixes. They say that technological advances such as multilateral wells are a mixed blessing because they cause reservoirs to be depleted faster; that there are no more “killer applications” like 3D seismic reservoir-imaging technology left to transform the industry; and that the majors have largely abandoned the vital task of investing in upstream research and development in recent years, as part of a misguided cost-cutting drive.

Petro-pessimism

This is a more serious critique than the one about Hubbert's peak, because it cuts to the heart of what will make or break the oil majors. But Mr de Margerie challenges both strands of petro-pessimism: “The peak will come, but we can keep the plateau for a long time with technology.” So who is right?

First, consider the idea that technology could be a mixed blessing. It is true that in some fields the majors have recently found that investments in the latest technologies pushed up output and led to faster depletion. Critics argue that these technologies merely act as fatter straws, helping to suck out more liquid but ultimately emptying the glass faster too.

Roger Anderson of Columbia University has looked for this alleged “faster depletion effect” in over 40 oil and gas fields, using the latest innovations, and found no evidence for it. “The more prevalent problem”, he says, “is not that there is faster depletion, it is that oil companies desperate to get the black gold into the bank are ignoring modern asset-management techniques.” He points to firms using advanced “4D” seismic production technologies but failing to tie production of oil and gas to the market and price conditions prevailing at the time.

Besides, the underlying assumption that the recoverable reserves are fixed might be wrong in itself. A fatter straw could end up producing more oil both now and later if the resource base is dynamic. In most cases, modern techniques clearly prolong a field's life and increase the recoverable reserves.

Andrew Gould, chairman of Schlumberger, points out that 25 years ago only one-sixth of all exploration wells drilled were successful; now the figure is two-thirds. Over that period, the success rate for development wells has gone from hit-or-miss to nearly 100%. He is convinced that the future lies in embedding digital technologies such as down-hole sensors, real-time communications equipment and other kit that will make for the smart oil field of the future.

Companies already use some of these techniques when they drill wells, but he thinks they should apply them to monitoring the wells right from the start. “Progressive illumination” was the management philosophy of the past: “You learned as you went along. Now you draw a much better picture up front, and monitor the reservoir carefully from day one.” Private companies do not want to spend such money up front, at least not yet, but he speaks approvingly of Saudi Aramco's long-term thinking.

[Etienne]

Aujourd'hui, il semble que les nouvelles découvertes ne représentent même pas 50% de la consommation. Et les compagnies pétrolières n'ont pas attendu le "wishful thinking" de l'IFP pour se lancer dans la prospection, elles y consacrent déjà des budgets énormes.

<{POST_SNAPBACK}>

A ce propos d'ailleurs, les principales multinationales à qui sont déléguées ce genre de mission, de prospections et de constructions de plate-formes pétrolières, se portent très bien depuis un certain nombre d'années.

A noter par exemple :

- le français Technip : http://www.boursorama.com/profil/profil_fi…?symbole=1rPTEC (fusion en 2002 avec Coflexip, mais forte tendance haussière du CA, même sans cet élèment)

- l'américain Schlumberger : http://www.boursorama.com/profil/profil_fi…?symbole=1rPSLB (chiffres peu significations, car modifications assez importantes du périmètre d'activitè avec l'achat en 2001, puis la vente cette année de SEMA Group. Cependant, progression sensible de l'acitivité de prospection pétrolière)

EDIT : Point négatif par contre, Royal Dutch-Shell a revu en baisse de 20% ses réserves prouvées l'année dernière.

[Sous-Commandant Marco]

Dans l'ensemble, les contestations de la théorie du "Peak oil" sont fondées sur une caricature de cette dernière: "des écologistes chevelus ont prédit que nous allons d'un coup tomber à court de pétrole brut". Or la théorie de l'ASPO est beaucoup plus nuancée que cela. L'ASPO ne dit pas "demain, plus de pétrole", elle dit "demain, plus de pétrole bon marché".

Si j'en juge par la débauche technologique que tant l'IFP que l'article de The Economist nous décrit pour le futur, je ne vois rien de nature à contester sérieusement la prédiction de l'ASPO.

OK, il y a des réserves de pétrole que nous ne savons pas exploiter de façon rentable aujourd'hui et, si le prix du pétrole augmente, la technologie peut permettre d'en récupérer une bonne partie. Mais justement, cela suppose la hausse du cours du brut, et puis la technologie revient cher.

EDIT: un article du Guardian fait un bon exposé des thèses de Campbell:

http://www.guardian.co.uk/life/feature/sto…1464050,00.html

Un extrait:

He accepts there may be a big field or two left in Russia, and more in Africa, but these would have little bearing on world supplies. Unconventional deposits like tar sands and shale may only slow the production decline.

[Sous-Commandant Marco]

Je suis tombé sur un article très intéressant mais très long, au sujet du pétrole:

http://www.atimes.com/atimes/Global_Economy/GE26Dj02.html

[y/o/o/o/k]

Pour ceux que ça interesse :

http://www.oliomobile.org/

J'espere que beaucoup d'initiatuves privées de ce type verront le jour.