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Jean LAHERRÈRE
Le prix du brut a donc peu d’influence sur la production des champs offshore. Par
contre, sur les puits terrestres à faible productivité comme les 500 000 strippers des
Etats-Unis, le prix du brut est très important et fait varier l’estimation des réserves
en fin d’année (d’après les règles de la SEC avec le prix au 31 décembre et non du
prix moyen annuel).
Le développement de l’Orénoque par Total (Sincor) a été décidé en 1988, alors que
le prix du brut était de $10/b. Toutefois, comme ce projet prévoit une production
avec un plateau de 35 ans, bien que son point neutre fut supérieur à $10/b, ce projet a été lancé avec l’hypothèse que sur sa durée, le prix lui serait bien supérieur.
Ce pari semble avoir été gagné.
8.12. CROISSANCE DES RÉSERVES
La pratique américaine de ne pas déclarer les réserves probables (règles de la SEC)
donnent une estimation tellement médiocre que l’addition des réserves dites prouvées (probabilité supposée de 90%) de pétrole des Etats-Unis est faite à 90% par
la révision des estimations des anciennes découvertes, montrant bien qu’elles
étaient mauvaises. Mais les décisions de développement ne sont pas prises sur
les réserves dites prouvées, notamment en offshore où sous-évaluer la taille du
champ est très pénalisante (de même que la surestimation), la décision est prise
sur la valeur espérée qui est la moyenne (mean value avec une probabilité d’environ
40%). Les compagnies pétrolières ont plusieurs inventaires des réserves, c’est-àdire les réserves techniques internes confidentielles et les réserves pour la SEC ou
les analystes financiers.
Mais l’USGS, qui travaille sur les réserves dites prouvées, constate donc une croissance des réserves, mais s’il travaillait sur les réserves moyennes estimées aujourd’hui et ramenées à la date de la découverte, il verrait que l’image est très différente. Le plus grand champ des Etats-Unis hors Alaska, East Texas, a vu ses réserves diminuer de 10%. Mais le champ d’huile lourde de Midway-Sunset, découvert
en Californie en 1897, n’a pas encore atteint son pic, 100 ans après le début de
production, car ce champ classé non-conventionnel pour certains a une production
qui dépend du nombre de puits producteurs, actuellement en progression autour
de 10 000. L’USGS utilise ce champ centenaire comme exemple de croissance
des réserves et veut appliquer sa croissance aux champs nouveaux découverts en
offshore profond du Golfe du Mexique, ainsi qu’au reste du monde, avec le fichier
Petroconsultants qui utilise une toute autre définition puisque ses réserves correspondent à prouvé + probable ou probabilité de 50%.
L’USGS fait davantage de la politique (USDoI) que de la science [Laherrère, 2000].
Professeur de géologie de Princeton, DEFFEYES (Hubbert’s peak: the impending
world oil shortage, 2001), considère les estimations de l’USGS comme hautement
improbables.
Jean LAHERRÈRE
Le prix du brut a donc peu d’influence sur la production des champs offshore. Par
contre, sur les puits terrestres à faible productivité comme les 500 000 strippers des
Etats-Unis, le prix du brut est très important et fait varier l’estimation des réserves
en fin d’année (d’après les règles de la SEC avec le prix au 31 décembre et non du
prix moyen annuel).
Le développement de l’Orénoque par Total (Sincor) a été décidé en 1988, alors que
le prix du brut était de $10/b. Toutefois, comme ce projet prévoit une production
avec un plateau de 35 ans, bien que son point neutre fut supérieur à $10/b, ce projet a été lancé avec l’hypothèse que sur sa durée, le prix lui serait bien supérieur.
Ce pari semble avoir été gagné.
8.12. CROISSANCE DES RÉSERVES
La pratique américaine de ne pas déclarer les réserves probables (règles de la SEC)
donnent une estimation tellement médiocre que l’addition des réserves dites prouvées (probabilité supposée de 90%) de pétrole des Etats-Unis est faite à 90% par
la révision des estimations des anciennes découvertes, montrant bien qu’elles
étaient mauvaises. Mais les décisions de développement ne sont pas prises sur
les réserves dites prouvées, notamment en offshore où sous-évaluer la taille du
champ est très pénalisante (de même que la surestimation), la décision est prise
sur la valeur espérée qui est la moyenne (mean value avec une probabilité d’environ
40%). Les compagnies pétrolières ont plusieurs inventaires des réserves, c’est-àdire les réserves techniques internes confidentielles et les réserves pour la SEC ou
les analystes financiers.
Mais l’USGS, qui travaille sur les réserves dites prouvées, constate donc une croissance des réserves, mais s’il travaillait sur les réserves moyennes estimées aujourd’hui et ramenées à la date de la découverte, il verrait que l’image est très différente. Le plus grand champ des Etats-Unis hors Alaska, East Texas, a vu ses réserves diminuer de 10%. Mais le champ d’huile lourde de Midway-Sunset, découvert
en Californie en 1897, n’a pas encore atteint son pic, 100 ans après le début de
production, car ce champ classé non-conventionnel pour certains a une production
qui dépend du nombre de puits producteurs, actuellement en progression autour
de 10 000. L’USGS utilise ce champ centenaire comme exemple de croissance
des réserves et veut appliquer sa croissance aux champs nouveaux découverts en
offshore profond du Golfe du Mexique, ainsi qu’au reste du monde, avec le fichier
Petroconsultants qui utilise une toute autre définition puisque ses réserves correspondent à prouvé + probable ou probabilité de 50%.
L’USGS fait davantage de la politique (USDoI) que de la science [Laherrère, 2000].
Professeur de géologie de Princeton, DEFFEYES (Hubbert’s peak: the impending
world oil shortage, 2001), considère les estimations de l’USGS comme hautement
improbables.