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Un cas d'école: le champ pétrolier californien de la Kern River
Par Raymond Bonnaterre
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(8) Commentaires
L'étude des productions de pétrole du champ pétrolier californien de la Kern River découvert il ya maintenant 110 ans est un cas d'école qui permet aux aficionados du peak oil de démontrer la validité de leurs prédictions mais qui permet aussi à des opinions plus progressistes de démonter la fragilité de ces démarches théoriques, dans un monde aux technologies et aux conditions économiques en perpétuelle évolution. Le cas du gisement de la Kern River est pris en exemple par Maugeri (LIRE) pour illustrer l'évolution des technologies d'exploitation pétrolières depuis 50 ans. En 1942 on estimait alors les ressources ultimes de ce pétrole à très forte viscosité aux environs de 350 millions de barils. Mais à partir de 1960 la mise en route progressive des techniques de récupérations des huiles visqueuses par des injections de vapeur d'eau a fait bondir les productions de quelques millions de barils par an à plus de 45 millions de barils par an entre 1980 et 2000. En 1986 un milliard de barils avait été extrait du sol depuis le tout début de l'exploitation et l'on estimait les réserves 2P (prouvées et probables) à un milliard de barils supplémentaires. En 2007 Chevron a annoncé que 2 milliards de barils avaient été extraits du sol, avec des réserves estimées à 600 millions de barils (FIG.I).
Ce formidable résultat montre comment durant les 50 dernières années les prévisions ont pu être fragiles et rapidement démenties par l'ingéniosité des hommes de terrain. Aujourd'hui tout le monde est d'accord sur un point: on retirera de la Kern River AU MOINS 2,5 milliards de barils. Jean Laherrère montre avec ses courbes de productions annuelles en fonction des production cumulées, que la droite tracée entre 1999 et 2007 plonge vers 2,5 milliards de barils. Voila pour la photographie instantanée prise en 2008, avec une déplétion estimée par Laherrère à 6% par an.
Mais, au delà de ces approches théoriques, il est des remarques importantes à énoncer: depuis 2007 les cours du pétrole ont été complètement chamboulés, les technologies de forages horizontaux et de fracturation ont démontré leur efficacité dans des schistes bitumineux, l'injection de CO2 va être financièrement encouragée par les autorités de l'Etat de Californie et le Gouvernement Fédéral, l'utilisation de surfactants ou de micro-organismes avec un pétrole cher sera peut-être un jour payante. En bref les technologies ne sont pas figées, Dieu soit loué, une bonne fois pour toutes et les conditions économiques doivent encourager à aller vers plus de sophistication technologique. Il est donc probable que les hommes de terrain, dans les années à venir, vont tout faire pour extraire de cette éponge le maximum de produit. Alors au lieu de regarder les productions à la louche (-6% par an!) il est intéressant de déceler les éventuels progrès observables. Sur le dernier point des productions 2008 de ce champ, publié par le Department of Conservation de Californie. Il est possible de déceler entre 2002 et 2006 une déplétion de 5,3% par an mais aussi l'amorce à partir de 2007 d'un changement de pente (FIG.II). Tiens, ne serait-ce pas l'effet de la mise en route de forages horizontaux qui permettent de mettre au plus près injection de vapeur et récupération et de mieux traverser les nappes pétrolifères. Allez donc savoir? Quoiqu'il en soit quelque chose a été modifié dans l'énoncé du problème. Zut alors!
Rejoignant la démarche intellectuelle de Maugeri, on peut estimer qu'il reste encore enfouis dans les 4 à 5 milliards de barils de pétroles de ce gisement qui devait en contenir initialement 6 à 7 milliards. En supposant que la technologie permette de retirer 50% du pétrole enfoui, ce sont donc des ressources ultimes d'au moins 3 milliards de barils qui seront envisageables à l'horizon 2030.
les courbes de Jean Laherrère sur le sujet.
Le 27 Septembre 2009
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Commentaires
Rédigé par: | 27 sep 2009 18:37:18
"qui permet aux aficionados du peak oil de démontrer la validité de leurs prédictions mais qui permet aussi à des opinions plus progressistes de démonter la fragilité de ces démarches théoriques,"
lol, les "aficionados du peak oil".
Mais le peak oil est une banalité, une trivialité ma pauvre raymonde, d'un niveau mathématiques école primaire, collège tout au plus, aucune grande théorie là dedans, juste une question de date et de cout d'extraction, et si au début du pétrole 1 baril en produisait 100, c'est plutôt de l'ordre de 1 pour 2 ou 2 pour 3 dans le cas des sables bitumineux, voilà tout.
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Rédigé par: Loran | 28 sep 2009 11:50:58
Bonjour Arthur
votre propos pourrait etre interessant, il y a surement des gens tres intelligent qui ne sont pas d'accord avec le propriétaire de ce blog. Mais les insultes n'ont jamais servi d'arguments. J'aurais même tendance à penser que c'est l'inverse.
Loran (qui n'a rien a voir avec le gérant...)
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Rédigé par: | 28 sep 2009 12:39:26
"Mais les insultes n'ont jamais servi d'arguments. J'aurais même tendance à penser que c'est l'inverse."
Vous avez raison
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Rédigé par: | 28 sep 2009 12:50:44
Et mes excuses au gérant, simplement qualifier "d'opinions plus progressistes" ce qui est plus un aveuglement face à la réalité des chiffres de productions (et de déplétion quasi générale, voir Cantarell par exemple) peut porter à confusion
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Rédigé par: Berthier | 28 sep 2009 21:18:08
Oui, la production de ce champ décroît moins vite que prévue, c'est une bonne nouvelle. Il faut voir les chiffres globaux.
Yves Mathieu (IFP 2006) a fait une projection incluant les modes de productions primaires, secondaires et tertiaires: il y aura une forte proportion de récupération tertiaire aux États-Unis mais beaucoup moins ailleurs. Je ne sais pas exactement pourquoi, mais il doit il y avoir une raison : par exemple en Arabie, on maintient la pression avec injection d'eau, est-ce qu'on tout réchauffer à la vapeur après ? va-t-on injecter du CO2 ? ne risque-t-on pas plutôt de faire du Perrier plutot que de l'EOR.
Donc les EU vont faire plein de succès technologiques mais seront-ils généralisables ?
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Rédigé par: ray | 29 sep 2009 09:02:06
Par définition il est IMPOSSIBLE de réaliser une prévision puisqu'on NE CONNAIT PAS l'évolution des techniques qui seront mises en oeuvre dans 50 ans ou 100 ans, ni quelles seront les conditions économiques futures qui sont les deux paramètres clés du taux d'extraction du pétrole d'un gisement. C'est la raison pour laquelle j'aime bien la démarche intellectuelle de Maugeri qui pose la question: "où en serons nous en 2030?", en se projetant à 20 ans avec l'utilisation des technologies de pointes actuelles. Pour lui, globalement l'industrie devrait atteindre un taux supérieur à 50%, avec bien sûr d'énormes contraintes politiques qui tendront à s'opposer. Mais en 2030 il est certain qu'il faudra se poser la question sur la situation en 2050 avec un cahier des charges totalement modifié. C'est cette dynamique de progrès technique et économique qui est importante et que les peakistes les plus radicaux passent par zéro. Affirmer qu'on exploitera 2000 milliards de barils et qu'on en laissera 5000 ou 7000 milliards dans le sol ne me semble ni raisonnable, ni réaliste, dans les conditions techniques et économiques actuelles. Lorsque Campbell et Laherrère établirent leur théorie du peak oil en 1998 on venait d'un baril à 20$ en 96, à 18$ en 97 et à 12$ en 98. Tout mode sophistiqué d'exploitation semblait alors illusoire. Les conditions économiques actuelles percutent donc cette approche qui correspondait à un moment de la vie économique où l'énergie ne coûtait presque rien.
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Rédigé par: | 29 sep 2009 12:24:24
"C'est cette dynamique de progrès technique et économique qui est importante et que les peakistes les plus radicaux passent par zéro."
Non, les taux de déplétion des champs actuels sont connus, d'autre part les progrés technologiques (bien expliqués par Lahérerre), permettent le plus souvent d'améliorer la vitesse d'extraction, sans changer les taux de récupérations ultimes.
Et puis bien sûr l'EROEI, qui est ce qu'il est dans ces pétroles difficiles, voir les sables bitumineux par exemple.
Que l'on atteigne le peak avant 2030 (si ce n'est pas déjà fait), est une quasi certitude (le pic du conventionnel lui est passé, c'est clair).
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Rédigé par: | 29 sep 2009 12:59:13
C'est toujours pareil, le pic pétrolier est une notion de flux, de niveau de production, de nombres de millions de barils produits consommés par jour, et non du volume de réserves plus ou moins récupérables
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