Shell : il faut 4 Arabies Saoudites en plus d’ici dix ans !

J'ai d'abord cru qu'il y avait une énorme coquille dans cet article du Financial Times du 21 septembre. Mais non. Son auteur, Ed Crooks, chef du service industrie aux Etats-Unis, m'a fait part de son propre effarement. Pas d'erreur, son papier contient bien une très grosse bombe, sans doute à fragmentation.

Bien entendu, Shell ne fournit pas la moindre précision pour étayer cette surenchère... cataclysmique. Peter Voser se contente de rappeler qu'il faut « entre six à huit ans » pour développer tout nouveau projet pétrolier ou gazier important. Tout ça afin de poser que « nous allons vers une grande volatilité inévitable (...) des prix de l'énergie en général. » Peter, tu donnes l'heure.

Et M. Voser d'enfoncer le clou :« Nous allons très probablement voir apparaître des difficultés dans l'équilibre offre-demande, et donc une hausse des prix de l'énergie sur le long terme. Je crois qu'il faut nous y faire. » Là, las, le clou n'est qu'à moitié enfoncé : le patron de Shell ne donne certainement pas la pleine mesure de ce que risque d'imposer le besoin de remplacer... quatre Arabies Saoudites en dix ans !

Le discours des compagnies pétrolières occidentales devient vraiment étrange et inquiétant. A croire qu'après avoir feint pendant des années d'ignorer le sérieux du problème posé par le pic pétrolier, plusieurs majors jouent maintenant à qui sera la plus alarmiste.

Pourquoi un tel revirement ?

Les grandes compagnies occidentales sont désormais en manque chronique de réserves fraîches de pétrole. Y compris les firmes américaines, puisque la production des Etats-Unis, ancien premier exportateur et aujourd'hui premier importateur mondial, décroît depuis plus de quarante ans.

Pic pétrolier : Laherrère répond à Yergin [tribune]
Jean Laherrère, co-fondateur de l'Association pour l'étude du pic pétrolier et ancien expert de Total, désosse la dernière analyse du champion des "optimistes", l'Américain Daniel Yergin.

Dans l'état des lieux qu'il présente, le vice-président d'IHS omet de rappeler un fait essentiel : le pic absolu franchi en 2006 par la production de pétrole conventionnel(le pétrole liquide classique, soit 80 % de l'offre actuelle de brut). Cette date de 2006, Colin Campbell et Jean Laherrère, les deux pétrogéologues qui ont fait naître l'ASPO, l'avaient prédite dès 1998.

J'ai donc demandé à Jean Laherrère, ancien patron des techniques d'exploration du groupe Total, de réagir aux affirmations clés contenues dans l'analyse optimiste fournie par Daniel Yergin.

Daniel Yergin : « Rien qu'au cours des années 2007 à 2009, pour chaque baril produit dans le monde, 1,6 baril de découvertes nouvelles a été ajouté. »

Jean Laherrère - Daniel Yergin fait appel aux chiffres politiques et déclaratifs publiés par le Oil & Gas Journal et par BP. D'après ces données, les réserves mondiales étaient de 1253 milliards de barils (Gb) en 2007 et de 1333 Gb en 2009, en intégrant l'ajout de 72 Gb de pétrole extra-lourd de l'Orénoque découverts au Venezuela... à fin des années trente. Ce qui est, disons, étonnant, c'est que M. Yergin ignore les chiffres de sa propre société, IHS.

Ces chiffres, les voici (ils sont censés être confidentiels, mais nous autres pétrogéologues les faisons bien sûr circuler entre nous). On notera qu'ils ne tiennent pas compte du pétrole extra-lourd :

==tableau de chiffres==

La réalité, c'est donc que pour 1 baril produit, on a découvert moins de 0,5 baril et non 1,6 ! Le pétrole continue à être consommé plus vite qu'il n'est découvert. Une situation qui perdure maintenant depuis un quart de siècle...

Daniel Yergin : « Exemple [de technologie révolutionnaire] : le "champ pétrolier numérique", qui utilise des capteurs disséminés à l'intérieur du champ, afin d'améliorer les données et la communication entre celui-ci et les centres technologiques d'une compagnie. Si elle était largement répandue, cette technique pourrait aider à exploiter une quantité énorme de pétrole supplémentaire partout à travers le monde – d'après une estimation, cela représenterait 125 milliards de barils de réserves en plus, l'équivalent de l'estimation actuelle des réserves de l'Irak. »

Jean Laherrère - Il est aujourd'hui très à la mode de parler de « champ pétrolier numérique » pour impressionner les actionnaires. Mais à ce jour, à ma connaissance, aucun champ parvenu à maturité n'a vu ses extractions augmenter de façon significative par cette technique. Prétendre accroître les réserves de 125 Mb grâce à elle n'est rien de plus qu'un voeu pieux, auquel ne correspond pas la moindre étude sérieuse.

Comment fait-on pour augmenter la taille des réserves récupérables des champs ? Il y a d'abord la récupération dite « secondaire » : il s'agit de recourir à l'injection d'eau ou de gaz pour maintenir la pression du champ. C'est la pratique actuellement utilisées dès le départ dans tous les nouveaux champs.

La « récupération tertiaire » (en anglais EOR, pour « enhanced oil recovery ») fait quant à elle appel à des techniques qui modifient les propriétés des fluides : techniques thermiques (vapeur), chimiques ou recourant à l'injection de gaz miscibles tels que le CO2. C'est aux Etats-Unis que l'activité EOR est la plus développée. Pourtant le nombre de projets EOR est passé là-bas de près de cinq cents en 1986 à seulement deux cents en 2010. Leurs extractions étaient de 600 000 barils par jour (b/j) en 1986. De 1992 à 2000, elles se sont maintenues sur un plateau d'environ 750 000 b/j. En 2010, elles ne fournissaient plus que 650 000 b/d, et ce malgré le prix élevé du pétrole et le généreux assouplissement des réglementations environnementales durant l'ère Bush.

La technologie ne peut en rien modifier la géologie d'un réservoir ! Elle permet simplement de produire plus vite, accélérant d'autant le déclin des champs matures... Un exemple : le ralentissement désormais très prononcé des extractions du champ géant mexicain de Cantarell, pour lequel on a eu recours une injection massive d'azote.

Le taux de récupération des champs dépend avant tout des propriétés du réservoir et du fluide qu'il contient. Ce taux peut atteindre 80 % pour un grès ou un calcaire très poreux, et ne dépasse pas 1 % pour un réservoir compact et fracturé.

il rejoint notamment la surconsommation d'or noir pour rien (fruits et légumes qui viennent du bout du monde alors qu'ils pourraient être produits sur place, etc...)

A 3,4 puis 5 euros le litre, il y aura aussi des boulots qui seront perdus mécaniquement, petit à petit, car ces emplois demandent de plus en plus de mobilité.

Ou comment on redécouvre un principe incroyablement simple: c'est celui qui utilise qui paye (dingue, non?).