Réserve pétrolière

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Les réserves pétrolières désignent la partie des champs de pétrole découverts qui sont exploitables avec les contraintes économique et technologique actuelles.

Le pétrole présent dans le sol se constitue « réserve » lorsqu'il est exploitable économiquement, car plus on extrait de pétrole plus son coût de récupération augmente. Le facteur de récupération est le pourcentage de pétrole présent (estimé) qui est récupérable en tenant compte d'un certain nombre de conditions.^[1]

[modifier] L'histoire

Entre 1859 et 1968, la consommation totale de pétrole fut de 200 milliards de baril (31 km³). En 2006, alors que les prix approchent les sommets records de 1980 (après modulation dû à l'inflation), la consommation mondiale approche les 30 milliards de baril par an.^[2]

Avec la montée du prix du baril de brut, un grand nombre de produits dérivés du pétrole vont être plus coûteux à produire comme par exemple le gasoil, les lubrifiants, les matières plastiques, les pneus, les enrobés, les textiles synthétiques et bien d'autres. La science n'a toujours pas trouvé d'alternative abordable à ces produits, même lorsque le prix du baril est au dessus des 50$.

[modifier] Catégories et définitions

Les réserves possibles, probables ou prouvées sont les trois catégories de réserves les plus communes. Elles sont définies selon le degré de certitude que l'on a de leur existence, en fonction des données et des interprétations géologiques et techniques, pour chaque localisation. L’autorité internationale pour les définitions des réserves est généralement la Society of Petroleum Engineers. La Securities and Exchange Commission a, ces dernières années, exigé que les compagnies pétrolières possédant des réserves listées adoptent des standards d'évaluation des réserves en accord avec la pratique industrielle. Dans un cas particulier, la compagnie, Shell a dû réévaluer les valeurs de ses réserves pétrolières pour 2001 et 2002, en application de définitions plus strictes des catégories de réserves.

Les réserves pétrolières sont essentiellement une mesure de risque géologique — de la probabilité de l'existence du pétrole et de son exploitation dans les conditions économiques et les technologies actuelles.

[modifier] Réserves prouvées

Définies par les ressources en gaz et pétrole "raisonnablement certaines" d'être produites, en utilisant les technologies actuelles, au prix actuel et selon les accords commerciaux et gouvernementaux en cours. Dans l'industrie, elles sont connues sous le nom 1P. Certains spécialistes utilisent l'appellation P90, car elles ont 90% de chance d'être mise en production.

[modifier] Réserves probables

Définies par les ressources en gaz et en pétrole "Raisonnablement probables" d'être produites, en utilisant les technologies actuelles, au prix actuel et selon les accords commerciaux et gouvernementaux en cours. Dans l'industrie, elles sont connues sous le nom 2P. Certains spécialistes utilisent l'appellation P50, car elles ont 50% de chance d'être mise en production.

[modifier] Réserves possibles

i.e., "ayant une chance d'être développées en tenant compte de circonstances favorables". Dans l'industrie, elles sont connues sous le nom 3P. Certains spécialistes utilisent l'appellation P10, car elles ont 10% de chance d'être mise en production.

[modifier] Réserves pétrolières mondiales

On a calculé qu’il y avait initialement un total de 2 050 (Colin Campbell, 2005) à 2 390 gigabarils (380 km³) de pétrole brut sur Terre, dont, selon les estimations, entre 45% et 70% ont été consommés. Selon le 2006 BP Statistical Review of World Energy, depuis les années 1965-2005 environ 917 558 609 280 barils de pétrole ont été extraits globalement.[1]

Le World Energy Resources Program de l'United States Geological Survey produit les estimations officielles des ressources mondiales de pétrole pour le Gouvernement fédéral des États-Unis. Ce programme estime que les réserves mondiales restantes sont d'environ 1 000 gigabarils, et les estimations actuelles prévoient l'épuisement de ces réserves connues dans les 50 prochaines années. Les estimations des réserves encore inconnues varient largement, de 275 à 1 469 gigabarils (44 à 234 km³). Il est à noter qu’un baril vaut 42 US gallons, ou 158,97 litres. Le Moyen-Orient possède 50% des réserves mondiales restantes connues. L’USGS estime que les réserves totales représentent environs trois fois les quantités connues.

Il y a des marges importantes d'incertitude concernant la taille réelle des réserves connues. [2] Vraisemblablement pour des raisons politiques, des nations n’ont pas autorisé des audits de la taille de leurs champs. Ceci est particulièrement vrai au Moyen-Orient, parmi les membres de l’OPEP, ainsi que dans les pays qui appartenaient à l’URSS. L’OPEP limite la production de pétrole de ses membres à une portion des réserves restantes, ce qui pousse à manipuler les données. Par exemple, en 1985 le Koweït a augmenté l'estimation de la taille de ses champs de pétrole de 50%, ce qui lui a permis d’augmenter sa production. D'autres pays membres ont rapidement suivi. La compagnie nationale saoudienne d'hydrocarbures contrôle les plus grandes réserves mondiales prouvées de pétrole.

Certaines estimations, comme l'USGS, prédisent que les réserves de pétrole deviendront économiquement inexploitables dans les années 2050. Cependant ces chiffres sont ouverts au débat puisqu'ils incluent seulement les réserves qui sont actuellement en exploitation ou actuellement considérées comme économiquement exploitables. Elles n'incluent donc pas les sables bitumeux et les bitumes, et ne tiennent pas non plus compte des productions possibles de dérivé de charbon, d'extraction de méthane depuis les déchets, du recyclage des pneumatiques, ou des plastiques. Les estimations n'incluent également aucune réserve en Antarctique, qui est protégé de l'exploration par des traités environnementaux. Bien qu'aucune de ces sources ne soient actuellement économiquement rentables, elles pourraient être utilisées pour produire des quantités significatives d'hydrocarbure dans le futur, et pourraient devenir importantes en tant qu'alternatives à la production de pétrole brut, ou si de nouvelles technologies les rendent plus facile à exploiter. Une montée du prix du pétrole brut peut aussi rendre ces sources attractives ; les industriels croient que des prix stables supérieurs à $40/bbl suffiront pour inciter et donner un retour sur investissement suffisant afin de convertir les réserves précédemment indésirables en réserves économiquement viables.

Réserves pétrolières[3]	fin 1985	fin1995	fin 2004	fin 2005
	en milliards de barils	en milliards de barils	en milliards de barils	en milliards de tonnes	en milliards de barils	% du total	Ratio R/P (année)
TOTAL MONDIAL	770,4	1027,0	1194,1	163,6	1200,7	100,0%	40,6
Parts de l'OCDE	118,6	111,3	81,8	10,6	80,6	6,7%	11,2
OPEC	535,8	785,1	897,4	123,2	902,4	75,2%	73,1
Hors OPEC et ex-URSS	172,0	179,8	175,8	23,5	175,4	14,6%	13,6
Ancienne Union soviétique	62,7	62,1	120,9	16,8	122,9	10,2%	28,4
Voir le tableau complet par pays

[modifier] Enregistrement des réserves

Les réserves de pétrole et de gaz constituent le principal actif d’une compagnie pétrolière. L'enregistrement est le procédé par lequel les réserves sont additionnées au bilan d'une companie. Cela est effectué selon une série de règles édictées par la Society of Petroleum Engineers (SPE). Les réserves de toutes les sociétés cotées au New York Stock Exchange — ce qui en pratique correspond à toutes les compagnies commerciales mondiales — doivent être déclarées à la Securities and Exchange Commission. Dans de nombreux cas ces réserves enregistrées sont vérifiées par des audits réalisés par des géologues extérieurs, bien que ce ne soit pas une obligation légale. La Securities and Exchange Commission rejette le concept de probabilité et interdit aux compagnies de ne pas mentionner les réserves probables et possibles dans leurs documents. Ainsi, les estimations officielles des réserves prouvées seront toujours à considérer en comparaison avec ce que les compagnies pétrolières pensent qu'il existe réellement. Pour des raisons pratiques, les compagnies utiliseront les réserves prouvées plus les estimations de réserves probables (2P), et pour des planifications à long termes elles se baseront principalement sur les réserves possibles (3P).

D'autres pays ont également leur propre autorité nationale concernant les réserves d'hydrocarbures (par exemple le GKZ, State reserves commission of Russie) auxquelles les compagnies présentes dans ces pays doivent se référer.

D'autres types de risques existent également : risque économique, risque technologique, et le risque politique. Le risque économique est la probabilité que le pétrole existe mais ne puisse pas être produit aux prix et coûts actuels. Il y a une grosse quantité de pétrole qui tombe sous ce risque, ce qui explique que les économistes seront toujours plus optimistes que les géologues. Le risque technologique est la probabilité que le pétrole existe mais ne puissent être exploité en utilisant les technologies actuellement disponibles. Encore une fois, une grosse quantité de pétrole tombe sous ce risque, comme par exemple les dépôts mondiaux de schiste bitumineux. Enfin, le risque politique est le risque que le pétrole existe mais ne puisse être exploité à cause de conditions politiques. Étant donné que la plus grande partie du pétrole mondial se trouve dans des pays instables politiquement, le risque politique est habituellement le risque le plus important et le plus difficile à quantifier.

Un exemple d’augmentation des réserves grâce à la technique est l’augmentation récente des réserves pétrolières canadiennes de 5 à 179 milliards de barils, plaçant le Canada à la deuxième place des réserves pétrolières mondiales. Il n’y a pas de risque géologique dans les sables bitumeux du Canada — leur existence est connue depuis des siècles. L'augmentation s'est passée grâce à la courbe d'apprentissage combinée avec le principe de technologie de rupture. En exerçant une politique de réduction des coûts importantes, les compagnies ont réduits leurs coûts de production de $30 par baril à $10 par baril. Pendant ce temps la Alberta Oil Sands Technology and Research Authority a développé un nouveau procédé de filtrage par gravité assisté par vaporisation (steam assisted gravity drainage, SAGD) pour exploiter les sables bitumeux profonds. Dans le même temps, des améliorations dans le forage directionnel rendirent les forages de puits SAGD horizontaux bien moins coûteux. Finalement, le Alberta Energy and Utilities Board (AEUB) entra ces nouveaux chiffres dans ses simulations informatiques, et en appuyant simplement sur une touche quadrupla les réserves de pétrole prouvées nord-américaines. Aucune nouvelle réserve n'avait été découverte, mais certaines réserves potentielles avaient juste franchi le seuil économique et technologique d'exploitation.

[modifier] Réserves nord et sud-américaines

[modifier] Canada

Dans les dernières années, les réserves pétrolières prouvées de l'Alberta furent relevées d'un total conventionel d’environ 5 milliards de barils, à un niveau d’environ 180 milliards de barils, qui inclut les sables bitumineux de l'Athabasca [3], plaçant le Canada en deuxième place derrière l'Arabie saoudite. D’autres estimations (BP Statistical Review of World Energy) placent les réserves de pétrole du Canada dans la zone des 17 milliards de barils, en ne comptant que la portion des sables bitumineux actuellement développés/exploités. Bien que l'Alberta accapare près de 75% des réserves pétrolières conventionnelles canadiennes, la plupart des autres provinces et territoires (spécialement la Saskatchewan et les eaux territoriales au large de Terre-Neuve) détiennent une part non-négligeable de réserves en exploitation [4].

Les estimations des réserves de sable bitumineux peuvent être trompeuses parce que les sables bitumineux contiennent un type de pétrole, le bitume, lequel se présente dans un aspect semi-solide. Companies only book oil sands as proven reserves after they finish a strip mine or thermal facility to extract them and an upgrader to convert them to pétrole brut de synthèse (syncrude). On the other hand, le gouvernement d’Alberta fonde ses estimations de réserves sur des drilling cores et wireline logs from 19 000 wells drilled in the oil sands. L’Alberta utilise le terme « bitume brut » plutôt que « pétrole brut » and refers to « réserves établies » rather than « réserves prouvées » to differentiate them from oil company estimates. Ces estimations n’attirèrent pas beaucoup d’attention jusqu’à ce que le prestigieux Oil and Gas Journal added them to its estimates of Canada's proven oil reserves, ce qui quadrupla les réserves nord-américaines at the stroke of a key. Alberta production and Canadian exports are steadily increasing en dépit du fait que les réserves de pétrole conventionnel de l’Alberta sont presque complètement épuisées.

When oil prices were low, oil sands companies such as Suncor Energy et Syncrude reduced their costs to around US $15/bbl. As a result, the oil price increases of 2004-2006 à plus de $75/bbl is high enough to cause over $100 billion worth of oil sands projects to be planned and initiated. Alberta oil sands production in 2005 was environ 0,4 milliard de barils par an. It is expected to atteindre 0,7 milliard de barils par an or 67% of Albertan production by 2010. Le Canadian Association of Petroleum Producers prédit que d’ici à 2020, la production de pétrole du Canada sera de 1,75 milliard de barils par an, dont seulement 10% will be conventional light and medium crude oil.

Les contraintes les plus sévères quant au développemt futur de cette industrie est la pénurie sans précédent de travailleurs et de logements dans la région de Fort McMurray et dans l'ensemble de l'Alberta. Selon Statistics Canada, en septembre 2006 le taux de chômage en Alberta était tombé à un seuil record, plus bas que dans n'importe quelle province canadienne ou état américain. ^[4] De même, le revenu per capita enregistra une hausse au dela du double de la moyenne canadienne. Au niveau planétaire, la croissance économique de l'Alberta arrivait tout juste derrière celle de la Chine.

[modifier] États-Unis

Les réserves pétrolières prouvées des États-Unis ont diminué à un peu moins de 21 milliards de barils fin 2004 selon the Energy Information Administration, une diminution de 46% depuis les 39 milliards de barils qu'ils avaient en 1970 lorsque les très grandes réserves de l'Alaska North Slope ('ANS') furent enregistrées. Depuis, il y a eu des millions de puits de pétrole forés aux États-Unis et il n'est nulle part laissé la place où un éléphant de la taille de l'ANS puisse rester caché. Il semble que les réserves de pétrole des États-Unis soient en permanence en baisse. Comme les champs de pétrole se rapproche de la fin de leur production, les estimations des quantités restantes deviennent plus précises. En conséquence, les chiffres états-uniens de réserves pétrolières sont très précis comparés à ceux d’autres pays.

La production de pétrole a atteint fin 1970 plus de 4 millions de barils par an, mais est descendue à 1,8 million de barils début 2006. En fait, production in the fall of 2005 a chuté à seulement 1,5 milliard de barils par an as a result of ouragans dans le golfe du Mexique — a level not seen since shortly après la Seconde Guerre mondiale. At the same time, la consommation états-unienne de produits pétroliers a dépassé les 7,3 millions de barils par an. The difference was mostly made up by imports, with the largest supplier being Canada, which increased its exports of crude oil and refined products to the US to 0,8 milliard de barils par an fin 2005. Les importations de pétrole et de produits pétroliers représentent actuellement près de la moitié du déficit commercial des États-Unis.

With the shut-in of the supergiant Prudhoe Bay oil field for pipeline repairs en août 2006, the immediate future looks even worse since Alaska production will be cut in half and total U.S. production by 8%. BP, l’exploitant de Prudhoe Bay, a refusé to predict when the pipeline will be able to resume operation.

Les États-Unis has the largest known concentration of schiste bitumineux du monde, selon le Bureau of Land Management et détiennent an estimated 800 milliards de barils of recoverable oil, assez pour satisfaire la demande en pétrole des États-Unis (si elle reste aux niveaux actuels) pendant 110 ans. Le schiste bitumineux is developable given high enough oil prices, et la technique pour transformer le schiste bitumineux en pétrole est connue depuis le Moyen Âge.

However, the main constraint on oil shale development is probably going to be that Albertan oil sands are only about half as expensive to produce, and the US has full access to oil sands production under the North American Free Trade Agreement NAFTA. In addition, there are environmental concerns about oil shale development. The oil shale areas are semi-arid, in which mine scars last for centuries, and are at the headwaters of several important rivers, notably the Powder River dans une région où water rights are very important. By contrast, the Alberta oil sands are in a largely uninhabited taïga that is periodically destroyed par des feux de forêt, et les rivières sont très grandes et se jettent dans l’océan Arctique. As a result, the oil shales are probably not going to see development until oil sands production is well underway.

[modifier] Mexique

Alors que le gouvernement du Mexique affirme que ses réserves de pétrole dépassent 100 milliards de barils en janvier 2006, le prestigieux Oil and Gas Journal estime ses réserves prouvées à seulement 12,9 milliards de barils. The reason for the discrepancy is that, while the oil may exist en théorie, en pratique, politics prevents it from being developed. La constitution du Mexique donne à la société pétrolière d’État, la PEMEX, le monopole de la production pétrolière, et le gouvernement mexicain treats Pemex as a major source of revenue, prélevant 60% of its revenues sous formes de taxes, selon Business Week du 13 décembre 2004. As a result, Pemex has insufficient capital to develop the resources on its own, and cannot take on foreign partners to supply money and technology it lacks.

Depuis 1979, le Mexique has produit most of its oil from the supergiant Cantarell Field, which is the second-biggest field in the world by production, but which has recently peaked and started a terminal production decline. En 1997, PEMEX started a massive injection d’azote project to maintain oil flow, which now consumes la moitié de l’azote produit dans le Monde, but this largely just accelerates depletion rather than adding new reserves.

As for its other fields, 40% of Mexico's remaining reserves are in the Chicontepec Field, which was found en 1926, mais which has remained undeveloped because the oil is trapped in impermeable rock. The remainder of Mexico's fields are much smaller, much more expensive to develop, and contain heavy oil dont les acheteurs ne veulent pas. As a result of concentrating on its one good oil field and ignoring everything else, les réserves prouvées du Mexique have fallen every year for more than a decade, and it has less than 10 ans worth of oil reserves aux niveaux de production actuels.

[modifier] Venezuela

Selon le Oil and Gas Journal (OGJ), le Venezuela has 77,2 milliards de barils of proven conventional oil reserves, the largest of any country in the Western Hemisphere. In addition it has non-conventional oil deposits similar in size to Canada's - at 1 200 milliards de barils approximately equal to the world's reserves of conventional oil. Environ 267 milliards de barils of this may be producible at current prices using current technology. [5] Les Orinoco tar sands du Venezuela sont moins visqueux que les sables bitumineux de l'Athabasca du Canada – meaning they can be produced by more conventional means, but are buried deeper – meaning they cannot be extracted by surface mining. In an attempt to have these extra heavy oil reserves recognized par la communauté internationale, le Venezuela has moved to add them to its conventional reserves to give nearly 350 milliards de barils de réserves pétrolières totales. This would give it the largest oil reserves in the world, even ahead of Arabie saoudite.

Venezuela’s development of its non-conventional oil reserves is mainly limited by political unrest. Fin 2002 et début 2003 une grève at the state oil company PDVSA resulted in a dramatic drop in Venezuelan oil production and the firing of most of the oil company’s workers. This has significantly limited its ability to develop and produce oil and in 2006 reports indicated that Venezuela was having to buy oil from Russie to meet its sales commitments to other countries. Venezuela claims its oil production is around 3 millions de barils par jour, but oil industry analysts and the U.S. Energy Information Administration estimate it to be closer to 2,6 millions de barils par jour. Il est difficile de vérifier la production réelle car la PDVSA a cessé filing reports to the U.S. Securities and Exchange Commission, as required as owner of the Citgo gasoline chain. [6] Malgré cela, le Venezuela demeure le deuxième ou troisième fournisseur de pétrole des États-Unis, deux tiers des ses exportations pétrolières partant vers les États-Unis.

[modifier] Réserves du Moyen-Orient

Les estimations varient sur les réserves restantes au Moyen-Orient. Plusieurs compagnies pétrolières et le Département de l'Énergie des États-Unis affirment que le Moyen-Orient possède deux tiers de toutes les réserves pétrolières mondiales. Cette part des réserves pétrolières pourrait être beaucoup plus basse que deux-tiers [7]. Le US Geological Survey affirme en effet que le Moyen-Orient ne possède qu’entre la moitié et le tiers des réserves exploitables mondiales.

[modifier] Estimations suspectes de certains pays de l'OPEP

Les pays membres de l’OPEP ont décidé en 1985 de lier leurs quotas de production à leurs réserves. Ce qui paraissait alors sage provoqua une importante hausse des estimations; afin d’augmenter leurs droits de production. Cet accroissement leur permit par ailleurs d'obtenir des emprunts plus importants à de meilleurs taux d'intérêt. C'est une raison supposée de l'augmentation des réserves de l'Irak en 1983, alors en guerre avec l’Iran.

En fait, Ali Samsam Bakhtiari, un ancien cadre dirigeant de la National Iranian Oil Company, a déclaré sans équivoque que les réserves pétrolières de l’OPEP (et particulièrement celles de l’Iran) sont largement surestimées. Dans un entretien récent [8] il affirme que la production pétrolière mondiale a atteint son pic et prédit qu’elle chutera de 32% d’ici à 2020.

Déclarations de réserves avec augmentations suspectes (en milliards de barils) d'après Colin Campbell, SunWorld, 80'-95
Année	Abou Dabi	Dubaï	Iran	Irak	Koweït	Arabie saoudite	Venezuela
1980	28,00	1,40	58,00	31,00	65,40	163,35	17,87
1981	29,00	1,40	57,50	30,00	65,90	165,00	17,95
1982	30,60	1,27	57,00	29,70	64,48	164,60	20,30
1983	30,51	1,44	55,31	41,00	64,23	162,40	21,50
1984	30,40	1,44	51,00	43,00	63,90	166,00	24,85
1985	30,50	1,44	48,50	44,50	90,00	169,00	25,85
1986	31,00	1,40	47,88	44,11	89,77	168,80	25,59
1987	31,00	1,35	48,80	47,10	91,92	166,57	25,00
1988	92,21	4,00	92,85	100,00	91,92	166,98	56,30
1989	92,20	4,00	92,85	100,00	91,92	169,97	58,08
1990	92,20	4,00	93,00	100,00	95,00	258,00	59,00
1991	92,20	4,00	93,00	100,00	94,00	258,00	59,00
1992	92,20	4,00	93,00	100,00	94,00	258,00	62,70
2004	92,20	4,00	132,00	115,00	99,00	259,00	78,00

Le total des réserves déclarées est de 701 milliards de barils, dont 317,54 sont douteux (l’année 2004 a été ajoutée plus tard).

La table suggère que, premièrement, les pays de l’OPEP déclarent que la découverte de nouveaux champs, année après année, remplace exactement ou presque exactement la quantité produite, puisque les réserves déclarées varient très peu d'une année à l'autre. Par exemple, l’Arabie saoudite extrait 3 milliards de barils par an, qui doivent diminuer les réserves d'autant. Cependant, Abou Dabi, aux Émirats arabes unis, déclare exactement 92,2 milliards de barils depuis 1988, mais en 16 ans, 14 milliards de barils ont été extraits.

Il y a aussi beaucoup de concurrence entre États. Par exemple, le Koweït a déclaré 90 milliards de barils de réserves en 1985, l’année du lien entre production et réserves. Abou Dabi et l’Iran répondirent avec des chiffres légèrement plus hauts, pour obtenir des quotas de production similaires. Saddam Hussein, craignant d’être distancé par des nations qu’il n’aimait pas, répliqua avec environ 100. Apparemment, avec une telle augmentation des réserves supposées, l’Arabie saoudite fut forcée de répondre, deux ans plus tard, avec sa propre révision.

D’autres exemples suggèrent l’inexactitude des estimations de réserves officielles :

• En janvier 2006, le magazine Petroleum Intelligence Weekly déclara que les réserves du Koweït étaient réellement seulement de 48 milliards de barils, dont seulement 24 milliards étaient « complètement prouvées », appuyant cette information sur des « fuites » de documents officiels koweïtiens. Cette estimation est la moitié de l’officielle. http://fr.wikipedia.org/w/index.php?title=R%C3%A9serve_p%C3%A9troli%C3%A8re&action=submit[9]
• La société Shell annonça le 9 janvier 2004 que 20% de ses réserves devaient être reclassées de prouvées à possibles (incertaines). Cette annonce conduisit à une chute de la valeur de l’action ; un procès tenta difficilement de prouver que la valeur de l'entreprise ait été frauduleusement surévaluée. Plus tard, Shell a révisé ses estimations des réserves trois fois, les réduisant de 10 133 millions de barils (contre 14 500 million). Le président de Shell, Phil Watts, démissionna.
• On peut voir sur le tableau que les réserves déclarées par le Koweït avant et après la guerre du Golfe sont les mêmes, 94 milliards de barils, malgré le fait que d’immenses incendies de puits de pétrole allumés par les soldats irakiens aient brûlé approximativement 6 milliards de barils.
• Pemex (state company of Mexique) en septembre 2002 decreased its reserve estimate by 53%, de 12,6 à 26,8 milliards de barils. Later the estimate was increased to 15,7 milliards.
• Il existe d’autres exemples de réserves sous-estimées. En 1993, les réserves de la Guinée équatoriale were limited to some insignificant fields; le Oil And Gas Journal les estimait à 12 millions de barils. Two giant fields and several smaller ones were discovered, but the numbers announced stayed unchanged jusqu’en 2003. En 2002, le pays still had 12 millions de barils de réserves selon le journal, alors qu’il produisait 85 millions de barils la même année. Les réserves de l’Angola s’établissaient à 5,421 milliards de barils, (trois chiffres après la virgule, ça donne l’impression d’une grande précision) de 1994 à 2003, malgré la découverte de 38 nouveaux champs de plus de 100 millions de barils chacun.

Note however that the definition of proven reserves varies from country to country. In the USA, the conservative rule is to classify as proven only the reserves that are being produced. On the other hand, l’Arabie saoudite classifies as proven reserves known fields not yet in production. Le Venezuela includes non-conventional oil (bitumes) of the Orinoco in its reserve base.

[modifier] Arabie saoudite

Avec un quart des réserves pétrolières prouvées et les coûts de production parmi les plus bas au Monde, l’Arabie saoudite produit plus de 3 milliards de barils de pétrole par an et restera probablement le principal exportateur de pétrole dans un futur prévisible. Cependant, la domination du marché pétrolier mondial par l'Arabie saoudite présente de sérieux risques politiques. En dépit d'un récent accroissement de ses revenus pétroliers, l’Arabie saoudite devra faire face à des défis à long terme considérables, parmi lesquels un taux de chômage d'au moins 13 %, un taux de croissance démographique parmi les plus élevés du monde (sa population a triplé depuis 1980), et un système politique qu'on peut qualifier de médiéval.

Selon l’Oil and Gas Journal, l’Arabie saoudite détient 262 milliards de barils de réserves de pétrole prouvées, soit à peu près un quart des réserves mondiales conventionnelles prouvées de pétrole. Bien que l'Arabie saoudite dispose d'environ 80 champs pétrolifères et gaziers, plus de la moitié de ses réserves sont dans seulement quatre champs, et plus de la moitié de sa production provient d'un seul champ, le champ Ghawar.

Un des défis pour les Saoudiens pour maintenir ou augmenter leur production est que la production de leurs champs actuels diminue de 5 à 12% par an, nécessitant donc une capacité annuelle supplémentaire équivalente. En particulier, le champ Ghawar, découvert en 1948, a produit environ la moitié de ses réserves totales, et commence à rencontrer des problèmes de production — selon certaines rumeurs, il produirait maintenant plus d'eau que de pétrole. Les autres champs pétroliers saoudiens sont non seulement plus petits, mais plus difficiles à exploiter. Historiquement, quand l’Arabie saoudite a rencontré des problèmes de production dans d'autres champs, elle les a simplement fermé et augmenté sa production à Ghawar, mais si Ghawar rencontre à son tour des problèmes il n'y aura plus de solution aussi simple.

Depuis que l’Arabie saoudite est le plus grand producteur mondial de pétrole, ses réserves sont analysées très précisément et les estimations du montant de pétrole économiquement récupérable en Arabie saoudite sont diverses. Les données brutes ne sont pas disponibles. L'Agence internationale de l'Energie a prédit que la production dé pétrole saoudienne doublera au cours des deux prochaines décennies, prévoyant une extraction de 7 milliards de barils par an en 2020, bien que cela semble peu probable, ne serait-ce que pour des raisons politiques.

Une opinion divergente sur les réserves pétrolières saoudiennes a été avancée par Matthew Simmons qui a affirmé dans son livre de 2004 Twilight in the Desert ('crépuscule dans le désert') que la production pétrolière saoudienne est en déclin, et qu'elle ne pourra excéder le niveau actuel — à peu près 4 milliards de barils par an [10]. En plus de sa croyance en un pic pétrolier saoudien, Simmons affirme aussi que les Saoudiens pourraient avoir irrémédiablement endommagé leurs principaux champs pétroliers en y injectant de l'au de mer de manière excessive pour tenter de maintenir leur pression afin de rendre plus facile l'extraction.

Depuis 1982 les Saoudiens ont cessé de publier les données sur leurs puits et des données détaillées sur leurs réserves, ne donnant ainsi aux experts étrangers aucun moyen de vérification de la dimension totale de leurs réserves et de leur production. Cependant, des experts doutent des affirmations saoudiennes attribuant les récentes baisses de leur production à une insuffisance de la demande (qu'aucun autre producteur n'a rencontré), et mettent l'accent sur un parallèle inquiétant entre le triplement des sondages en Arabie saoudite sans augmentation équivelente de la production et ce qui s'était passé au Texas quand le production des États-Unis avait atteint son pic et commencé à décliner au cours des années 1970. Ce qui pourrait signifier que de nombreux champs pétroliers saoudiens ont atteint leur pic et commencent à décliner vers la fin de leur rentabilité. Ce n'est qu'avec des données vérifiables qu'il serait possible de juger de l'augmentation ou de la diminution de la production et des réserves.

[modifier] Iran

Iran a les secondes réserves mondiales conventionnelles de pétrole brut avec approximativement 9% du pétrole mondial.

L’Iran produit en moyenne environ 1,5 milliard de barils par an, en très net retrait par rapport aux 6 milliards de barils par an qu’il produisait quand le shah d’Iran était au pouvoir. Les États-Unis interdisent l'import de pétrole iranien, ce qui limite sa dépendance, mais ne réduit pas la probabilité qu'une interruption de la production iranienne provoque une forte poussée des prix du pétrole dans le monde. Les pressions américaines sur l'Iran pour qu'il renonce au programme nucléaire iranien présentent un risque élevé de confrontation militaire, et les risques politiques sur le pétrole iranien pèsent beaucoup plus lourd que les risques géologiques.

[modifier] Irak

L’Irak dispose des quatrièmes réserves conventionnelles de pétrole du monde avec 112 milliards de barils. En dépit de ses vastes réserves et de prix de revient peu élevés, la production n'a pas récupéré depuis l'invasion de l'Irak en 2003 menée par les États-Unis. Un pillage permanent, des attaques des insurgés, et le sabotage des champs pétroliers ont limité la production à environ 0,5 milliard de barils par an au mieux. Le risque politique est ainsi la principale contrainte de la production pétrolière irakienne et le restera probablement dans le futur proche. Malheureusement, le pétrole irakien n'a pas été un facteur de progrès évident pour les Irakiens. Le pétrole a été totalement budgétisés pour les guerres au cours de l'ex-régime et, depuis 2003 et jusqu'à présent, certains dirigeants irakiens exportent ce pétrole illégalement, l'argent allant sur des comptes personnels dans des pays tels que l'Iran, la Syrie, la Jordanie, les Émirats, l’Égypte, et même les Etats-Unis.

[modifier] Émirats arabes unis et Koweït

Les Émirats arabes unis et le Koweït sont presqu'à égalité les cinquièmes plus grande réserves conventionelles de pétrole dans le monde avec 98 et 97 milliards de barils, respectivement. Les ÉAU produisent environ 0,8 milliard de barils par an et ont environ 100 ans de réserve à ce taux alors que le Koweït produit environ la même quantité et a à peu près 100 ans de réserve. Abou Dabi possède 94 % des réserves pétrolières des ÉAU alors que la plupart des réserves pétrolières du Koweït sont dans le Burgan Field, le deuxième plus grand champs de pétrole après le champ Ghawar d'Arabie Saoudite. Le Koweït espère intensifier sa production de pétrole pour atteindre une capacité de 4 millions bbl/j d'ici 2020, mais vu que le gisement Burgan a été trouvé en 1938 et devient très mature, ce sera un challenge. De plus, selon des fuites de la Kuwait Oil Company (KOC), les réserves pétrolières restantes prouvées et non prouvées du Koweït sont seulement la moitié des chiffres officiels - 48 milliards de barils.

[modifier] Prévision en 2020

L'administration US EIA (Energy Information Administration) a réduit sa prédiction pour la production de pétrole saoudien à 15,4 mb/jour en 2020 et celle des pays du Moyen-Orient membres de l'OPEP augmentant à 35,2 mb/jour d'ici à 2020, venant de 20,7 mb/jour en 2002 [International Energy Outlook 2005 tableau E1 [11]. Ces estimations ont été encore réduites dans le Annual Energy Outlook de 2006 , dans lequel la production OPEP du Moyen-Orient devrait être de 29.4/27.0/18.5 mb/jour en 2020 en supposant que le prix du pétrole soit respectivement de $34/$51/$85 [12].

[modifier] Oil supplies

The term oil supplies is sometimes used to mean the same thing as oil reserves. However, Oil reserves refer mainly to oil in the ground that can be recovered economically. Oil supply also includes the oil production and processing facilities and the oil delivery systems that provide oil to the end user. When there is a 'shortage' of supply it is more often a problem of the delivery systems than a failure of reserves. While geologists are sure the world will eventually run out of oil, economists are sure there will always be a price at which supply will meet demand, albeit possibly at a higher price than people would like to pay.

[modifier] Exploration pétrolière

Arctic basins tend to be richer in natural gas than in oil. The abundance of gas in the Arctic so far from main markets will require moving gas long distances. Problems of ensuring that oil and gas keep flowing freely in arctic subsea pipelines are virtually identical to those experienced at a depth of 8,000 feet dans le golfe du Mexique, where temperatures are at or close to the freezing point along the seafloor where hydrates can form. Technologie for moving oil from the seafloor to the shore is similar to that employed en Norvège, and may someday have application in Alaska.

Shell, one of the world's largest oil companies, believes Arcticque waters, including those of northern Alaska, hold great potential as an oil and gaz naturel frontier. Shell sees the Arctic as a very tantalizing opportunity to develop new oil and gas resources and the last remaining frontier. The company's views tend to support studies by academics and Agences that Arctic basins contain 25% of the world's remaining undiscovered resources. Most of these basins are unexplored and undeveloped. Shell recognizes how "difficult and challenging" the social, environmental, and economic aspects will be. Shell believes that technology solutions developed for other areas, such as the deepwater, will have applications in the offshore Arctic.

However, début 2006, Shell made a bold move into non-conventional oil when purchased C$465 million worth of leases in northern Canada just outside the sables bitumineux de l'Athabasca. Mysteriously, Shell did not assign the property to Shell Canada, which already has a large oil sands operation in the area, but created a new, wholly-owned subsidiary called SURE Northern Energy Ltd. (SURE Northern) to develop the leases. While the area is known to contain large oil deposits, it is not included in current Canadian oil reserves because the geology is harder and more rocky than the sand which characterizes most oilsands projects.

[modifier] Strategic oil reserves

Many countries maintain government-controlled oil reserves for both economic and national security reasons. Although there are global strategic petroleum reserves, the following highlights the strategic reserves of the top three oil consumers.

Les États-Unis maintains a réserve stratégique de pétrole at four sites dans le golfe du Mexique, d’une capacité totale de 0,727 milliard de barils de pétrole brut. The sites are enormous salt caverns that have been converted to store crude oil. La RSP états-unienne has never been filled to capacity; the largest amount reached thus far was 0,7 milliard de barils le 17 août 2005, whereafter reserves were drawn down to meet demand in the conséquence de l’ouragan Katrina. Cette réserve a été mise en place en 1975 following the 1973-1974 oil embargo, and as of 2005 it is the largest emergency petroleum supply in the world. At current US consumption rates (over 7 milliards de barils par an), the SPR would supply all normal US demand for approximately 37 jours.

La République populaire de Chine, le deuxième plus gros consommateur de pétrole après les États-Unis, has begun a plan to build strategic crude reserves as the country's demand for energy continues to grow. The size of this future Chinese strategic petroleum reserve will be in the neighborhood of approximately 0,15 milliard de barils. It has also told its three largest state oil groups to purchase foreign oil holdings to ensure adequate strategic energy supplies to power the country's rapidly growing economy. Separately, Kong Linglong, directeur du National Development and Reform Commission's Foreign Investment Department, said that le gouvernement chinois would soon move to establish a government fund aimed at helping its state oil groups purchase offshore energy assets.

Le Japon, le troisième plus gros consommateur de pétrole, has its own state controlled strategic petroleum reserve. Selon l’Agency for Natural Resources and Energy du Japon, le Japon has state reserves of petroleum for 92 jours de consommation and privately held reserves for another 78 jours de consommation, soit un total de 171 jours de consommation. Ces réserves sont particulièrement importantes pour le Japon since they have practically no domestic petroleum production et importe au moins 95% de son pétrole.

[modifier] Pays membre de l'OPEP

De nombreux pays détenteur de large réserve pétrolière sont membres de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole ou OPEP (Organization of the Petroleum Exporting Countries ou OPEC en anglais). L'OPEP représente environ deux tiers des réserves mondiales de pétrole ce qui leur accorde un rôle signifiant sur le cours mondial du pétrole brut.

[modifier] Réserves pétrolières par pays

As the amount of oil left is an estimate, not a known amount, there are many differing estimates for the amount of oil remaining in different regions of the world. Le tableau suivant lists the highest and lowest estimates for regions, and countries, with significant oil reserves en milliards de barils (10⁹ barils), as listed here [13]. The large range of some country's estimates, Canada in particular, stems from factors such as the potential future development of non-conventional oil from tar sands, oil shale, etc.

Pays/Région	Lowest estimate	Highest estimate
Amérique du Nord	50,7	222,9
Canada	16,5	178,8
États-Unis	21,3	29,3
Mexique	12,9	14,8
Amérique centrale & du Sud	76	101,1
Venezuela	52,4	361,2
Brésil	10,6	11,2
Europe de l'Ouest	16,2	17,3
Norvège	7,7	8,0
Europe de l'Est & Former USSR	79,2	121,9
Russie	60	72,4
Kazakhstan	9	39,6
Moyen-Orient	708,3	733,9
Iran	125,8	132,7
Iraq	115	115
Koweït	99	101,5
Qatar	15,2	15,2
Arabie saoudite1	261,9	264,3
UAE	69,9	97,8
Afrique	100,8	159.8
Algérie	11.4	45
Libye	33,6	39,1
Nigeria	35,3	35,9
Asie et Océanie	36,2	39,8
République populaire de Chine	15,4	16,0
Australie	1,5	4
Inde	4,9	5,6
Indonésie	4,3	4,3
Total Monde	1082	1350,7

¹This reserve number cannot be verified.

[modifier] Pays qui ont déjà atteint leur pic de production

Modèle:POV-section Note : this table is a work in progress, and not all classifications of countries are correct.

	Pétrole classique (léger, lourd, profond, polaire)				Autres réserves d'hydrocarbures				Notes
Pays	Pic des découvertes de pétrole	Pic de la production de pétrole	Mi-point de l'épuisement du pétrole		Pic du gaz naturel	Pic du charbon	Pic des sables bitumineux, shale
Amérique du Nord
Canada	1958	1973	1988		2002				Importance du pétrole extra-lourd
États-Unis	1930	1971	2003		1974				Cas d'école du peak oil, King Hubbert
Mexique	1977	2003	1999						En phase de plateau, début de déclin a priori très rapide
Amérique du Sud
Argentine	1960	1998	1994		2004
Colombie	1992	1999	1999
Venezuela 1	1941	1970	2003						Importance du pétrole extra-lourd
Chili	1960	1982	1979		~1980
Équateur ²	1969	2004	2007
Pérou	1861	1983	1988
Trinidad	1969	1978	1983
Europe
Albanie	1928	1983	1986
Autriche	1947	1955	1970
Croatie	1950	1988	1987
Danemark	1971	2002	2004
France	1958	1988	1987		1978
Allemagne	1952	1966	1977		1979
Hongrie	1964	1987	1987
Italie	1981	1997	2005		1994
Pays-Bas	1980	1987	1991		1976				Production de gaz réglementée
Norvège	1979	2003	2003
Roumanie	1857	1976	1970		1982				Fut le premier pays producteur
Ukraine	1962	1970	1984		avt 85
Royaume-Uni	1974	1999	1998		2000				Offshore, déclin très rapide
Afrique
Cameroun	1977	1986	1994
Rép. Congo	1984	2001	2000						2e pic possible grâce à l'offshore lointain
Égypte	1965	1995	2007
Gabon ²	1985	1996	1997
Libye 1	1961	1970	2011
Tunisie	1971	1981	1998
Moyen-Orient
Bahreïn	1932	1970	1977
Oman	1962	2001	2003
Qatar 1	1940	2004	1998						Immenses réserves de gaz
Syrie	1966	1995	1998
Yémen	1978	1999	2003
Eurasie et Asie centrale
Turquie	1969	1991	1992
Ouzbékistan	1992	1998	2008
Reste de l'Asie
Brunei	1929	1978	1989		2003?
Chine	1953	2003	2003
Inde	1974	2004	2003
Indonésie 1	1955	1977	1992						Pic secondaire en 1996
Malaisie	1973	2004	2002						En phase de plateau
Pakistan	1983	1992	2001
Thaïlande	1981	2005?	2008
Océanie
PNG	1987	1993	2007
Australie	1967	2000	2000						Déclin très rapide
Nlle-Zélande					2001				Pénurie de gaz, crise économique

Données issues de [14] et du rapport annuel du British Petroleum Energy.
¹ membre de l'Opep. Ces pays ont connu un pic « artificiel » avec l'établissement du quota, mais la plupart ne pourront jamais rejoindre les chiffres de production de cette époque. Il en va de même pour quelques pays non-Opep comme Brunei et Trinidad, qui eux aussi ont volontairement restreint leur production dans les années 70.
² anciens membres de l'Opep.

[modifier] Voir aussi

[modifier] Liens internes

• Ressources et consommation énergétiques mondiales
• Régions pétrolifères
• Pétrole non conventionnel
• Exploration pétrolière
• Pic pétrolier
• Réserve stratégique de pétrole
• Global strategic petroleum reserves
• Association for the Study of Peak Oil and Gas

[modifier] Références bibliographiques

• Adams Neal, Terrorism & Oil (2002, pg.66), ISBN 0-87814-863-9
• Various, The Oil Industry of the Former Soviet Union: Reserves, Extraction, Transportation (1998, pg. 24-59), ISBN 90-5699-062-4
• Robert J Art, Grand Strategy for America (2003, pg.62), ISBN 0-8014-4139-0
• Paul Roberts, "The End of Oil", (2004 p47-p52), Bloomsbury, pbk, ISBN 0-7475-7081-7

[modifier] External links

• The Life After The Oil Crash: The End Of The World As We Know It
• Society of Petroleum Engineers: Petroleum Reserves & Resources Definitions
• TrendLines' current Peak Oil Depletion Scenarios Graph
• The-end-of-oil.com by Paul Roberts
• U.S. Department of Energy Office of Fossil Energy information on managed reserves
• U.S. Department of Energy International Energy Outlook July 2005
• U.S. Department of Energy Annual Energy Outlook 2006
• Twilight in the Desert, a book by Matthew Simmons explaining how Saudi reserves are quesionable at best and discusses the possibility that the Saudis have damaged the large oil fields by pumping seawater into them.
• Discusses Peak Oil implications
• Peak Oil and Permaculture - An interview with David Holmgren
• LOGDIGI
• Oil-Gas-News.Com.
• [15]
• [16]
• [17]
• [18]
• [19]
• [20]
• [21]
• World Oil Reserves and Supply Statistics
• List of Proven Reserves of US Stock Exchange Listed Public Oil and Natural Gas Firms

[modifier] Notes