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"Quels sont les probl�mes quand on parle de r�serves?"

Jean Laherr�re e-mail: [email protected]

site: https://www.oilcrisis.com/laherrere

Conf�rence AFTP du 31 Mars 1999 "Estimation des r�serves et r�duction de l'incertitude"

P�trole et Techniques n�423 Nov./Dec. 1999 p37-47

����������� G�n�ralit�s

Les r�serves sont la future production escompt�e avec des hypoth�ses sur les param�tres: g�ologiques, physiques, techniques, investissements (sch�ma de production), prix du brut, co�ts et fiscalit�

Les estimations internes sont nombreuses suivant les auteurs et variables avec le temps, avec pour objectif de savoir ce que l'on a d�couvert et de ce que l'on va produire.

Les publications sur l'ext�rieur ne repr�sentent pas forc�ment la meilleure estimation interne et la plus r�cente. L'objectif est de para�tre, soit riche, soit pauvre, soit performant suivant les besoins.

La confidentialit� est le pr�texte pour ne publier que ce que l'on juge le mieux pour l'image de la compagnie ou du pays (OPEP o� elle serait sans n�cessit� puisque monopole, mais les quotas conduisent � para�tre riche).

Les r�serves r�cup�rables sont un pl�onasme, car si elles ne le sont pas; elles sont des ressources et non des r�serves

Les r�serves restantes doivent �tre suivies d'une date.

Les r�serves initiales (ou globales ou ultimes) correspondent � la somme de la production cumul�e et des r�serves restantes, elles varient au cours du temps en fonction des connaissances.

D�finition

Il n'y a pas de consensus.

Les d�finitions SPE/WPC 1997 sont ambigu�s, contradictoires et incompl�tes.

Chacun garde ses pratiques, comme en France apr�s les d�finitions 1990 de la Commission Exploration du Comit� des Techniciens: la pratique Total a continu� d'�tre diff�rente de la pratique Elf.

����������� Commentaires des meilleurs experts:

"There are currently almost as many definitions for reserves as there are evaluators, oil and gas companies, securities commissions and government departments. Each one uses its own version of the definitions for its own purposes"���� DeSorcy 1993

"The resource base [of the former Soviet Union] appeared to be strongly exaggerated due to inclusion of reserves and resources that are neither reliable nor technologically nor economically viable"���� Khalimov 1993

"An industry that prides itself on its use of science, technology and frontier risk assessment finds itself in the 1990s with a reserve definition more reminiscent of the 1890s"����� "illegal addition of proved reserves" ������� �Capen 1996

"Why our reserves definition don't work anymore"�� Caldwell 1996

"Virtual reserves - and other measures designed to confuse the investing public"��� Tobin 1996

"The term "reserves" often is treated as if it were synonymous with "proved reserves". This practice completely ignores the fact that any prudent operator will have, at least internally, estimates of probable and possible reserves"�������� �� Ross 1998

Exemples de champs: UK, US et FSU

Le champ de Forties en Grande-Bretagne n'a vu augmenter ses r�serves ultimes qu'en 1987 de 2 Gb � 2.5 Gb (figure 1), alors qu'elles auraient d� �tre augment�es � 2.7 Gb d�s 1986. L'augmentation a �t� justifi�e par l'introduction d'une nouvelle technique et d'une nouvelle plateforme: ces 2 moyens suppl�mentaires n'ont pas augment� les r�serves (comme on peut le voir figure 2 sur la courbe de d�clin: production annuelle en fonction de la production cumul�e), ils ont simplement augment� la production pendant deux ans avant de retrouver le d�clin normal.

Figure 1

Figure 2

Les r�serves ultimes du plus grand champ des EU hors Alaska East Texas ont augment� de 5,1 Gb � 6 Gb de 1970 � 1991 pour ensuite descendre � 5,4 Gb (figure 3) de 1992 � actuellement. La courbe de d�clin (figure 4) �tait de 5%/a s de 1970 � 1990 pour passer � un d�clin double de 10%/a. La figure 5 montre que cette augmentation de ce d�clin est la combinaison d'un d�clin constant du nombre de puits (d'environ 20 000 en 1960 � environ 5000 actuellement) et d'un d�clin acc�l�r� de la productivit� par puits (15 b/d/w � 5 b/d/w)

Figure 3

Figure 4

Figure 5

Le champ d'huile lourde de Wilmington (Californie) est aussi instructif. Ce champ a d� �tre unitis� pour installer une injection d'eau importante pour combattre la subsidence du sol qui a atteint plus de 8 m�tres en 1970. Les r�serves ultimes (figure 6) ont mont� de 1,2 Gb � 2,6 Gb lors de l'unitisation, pour redescendre � 2,4 Gb pour un d�clin de 6%/a et pour remonter � 2,8 Gb en 1986 lors de l'introduction du steamflood. En fait cette technique n'a pas fait diminuer le d�clin, ni m�me l'apparition de puits horizontaux comme le montre la figure 7. L'estimation � 2,8 Gb aurait d� �tre donn�e d�s 1975.

Figure 6:

Figure 7

Le plus grand champ de l'ex-Urss Samotlor a eu des r�serves ultimes estim�es avec un taux de r�cup�ration maximum th�orique de 50% � 27 Gb. Le d�clin d�s 1982 a �t� de l'ordre de 6%/a (figure 8). Il faut �liminer les ann�es de 1990 � 1996 � cause des probl�mes logistiques. Les pr�visions de production par Halliburton (OGJ Nov. 30, 1998) avec plus de 4500 nouveaux puits dont 2300 horizontaux ne permettront que de revenir au d�clin initial avec des r�serves ultimes de l'ordre de 20 Gb alors que les r�serves affich�es sont encore � 24 Gb. Ce "field growth" n�gatif est � attendre de la plupart des champs de la CEI suivant les d�clarations de Khalimov (1993) sur les r�serves grossi�rement exag�r�es. Khalimov sait de quoi il parle puisqu'il avait pr�sent� cette classification au WPC 1979.

Figure 8

Le deuxi�me champ de la CEI Romashkino confirme cette diminution (figure 9). Le d�clin actuel est de 8%/a malgr� l'introduction d'EOR (utilisation de polym�res)

Figure 9:

����������������������� Publications des r�serves mondiales

-OGJ publie (en avance) les r�serves prouv�es pour la fin de l'ann�e par pays en Mb une semaine auparavant. Il n'y a pas de correction de l'ann�e pr�c�dente et ces chiffres sont repris par BP Review. Ils deviennent ainsi des valeurs quasi-officielles, prises comme la r�alit� par la plupart des �conomistes. Lynch et Alderman confondent ainsi les r�serves "Non-OPEC" avec celles de "NON-OPEC excluding FSU" car c'est ainsi qu'elles sont pr�sent�es par BPR (avec un petit ast�risque peu lisible).

-World Oil publie les r�serves prouv�es par pays en Mb en ao�t avec la correction de l'ann�e pr�c�dente.

Pour les 2 magazines (leurs valeurs tr�s diff�rentes sont reprises par USDOE/EIA dans son rapport annuel sans commentaires), les r�serves prouv�es du monde sont la somme des r�serves prouv�es par pays, ce qui est une erreur grossi�re.

-Petroconsultants commercialise le seul fichier mondial (hors Am�rique du Nord) par champ en donnant (entre autres) la valeur prouv�e+probable d�finie comme ayant une probabilit� de 50%. Les valeurs de Petroconsultants ont �t� utilis�es par USGS dans son dernier rapport sur les r�serves mondiales (97-463) avec un total des d�couvertes dans le monde (1996) �gal � 1607 Gb � comparer au rapport USGS 1994 de 1802 Gb.

La comparaison des r�serves restantes prouv�es OGJ et WO avec les r�serves restantes prouv�es+probables ramen�es � la date de d�couverte (backdating) de P�troconsultants est �difiante.

Pour la CEI (FSU) World Oil a de 1991 � 1995 ajout� les r�serves probables pour revenir aux seules r�serves prouv�es qui sont conservatrices (figure 10). Mais les valeurs officielles rapport�es par Petroconsultants comme prouv�es+probables sont trop optimistes. L'�tude des d�clins des champs les plus importants et du total global montre que les r�serves restantes moyennes sont inf�rieures � 100 Gb.

Figure 10:

Les pays comme le Venezuela (OPEC) et le Mexique ont des r�serves d�clar�es prouv�es tr�s optimistes pour influencer soit les quotas (OPEC) soit le FMI pour les pr�ts (figure 11) La valeur prouv�e+probable de Petroconsultants est de l'ordre de la moiti�.

Figure 11:

M�me les pays o� tout est suppos� public comme la Grande-Bretagne et la Norv�ge ont des r�serves publi�es par OGJ et WO tr�s diff�rentes (figure 12). Ceci montre bien l'aberration de ces r�serves dites prouv�es.

Figure 12:

Les r�serves restantes mondiales peuvent �tre extrapol�es de fa�on tr�s diff�rente suivant les sources (figure 13). L'extrapolation de OGJ est une faible augmentation, celle de WO est en diminution tr�s notable et celle de Petroconsultants une diminution moyenne.

Figure 13:

����������� Approche

L'approche d�terministe se base sur le "best estimate" et est publi�e comme satisfaisant les r�gles SEC de "reasonable certainty".

Le "reasonable certainty to exist" de la SEC ne doit pas �tre identique au "reasonable certainty of no harm" de la FDA qui autorise la vente d'un produit comestible. Les r�visions des r�serves US des 10 derni�res ann�es montre que le prouv� correspond � une probabilit� de l'ordre de 65% (soit le mode ou le plus probable).

Cette approche conduit � une seule valeur.

L'approche probabiliste correspond � une estimation des probabilit�s de chaque param�tre et � celle du champ soit par simulation de Monte-Carlo ou autre.

Cette approche conduit � fourchette de trois valeurs: minimum (ou P90), moyenne (ou mode ou m�dian), maximum (ou P10).

La valeur m�diane est la moins int�ressante, mais la plus utilis�e, car beaucoup ne comprennent pas ce que repr�sentent le mode et la moyenne (valeur esp�r�e) et pensent que c'est la m�me chose.

En Mer du Nord suivant les " UK accounting procedures" c'est la valeur prouv�e+probable correspondant � une probabilit� de 50% qui est retenue.

����������� Probabilit� subjective���������� Aversion au risque

Chaque champ est unique et il n'y a pas de m�thode pour obtenir une probabilit� vraiment objective

Chacun estime suivant son exp�rience et son aversion au risque.

-l'explorateur, est optimiste, car il est habitu� � forer des puits secs et il a le droit de se tromper au moins 8 fois sur 10.

-le producteur ou l'ing�nieur r�servoir est conservateur, car il est un expert et un expert ne doit pas se tromper.

En proposant la valeur moyenne (mean), statistiquement on ne se trompe gu�re sur le volume moyen d'un grand nombre de champs, mais on se trompe (trop optimiste) 60% des fois, situation que refusent de nombreux p�troliers.

Un champ de petite taille est g�n�ralement surestim� par peur qu'il soit rejet�.

Un champ de grande taille est g�n�ralement sous-estim� par peur de para�tre trop optimiste.

����������������������� Addition et multiplication

Les r�serves prouv�es (probabilit� �lev�e de 90%) d'un pays ne sont pas la somme des r�serves prouv�es des champs qui est une valeur sous-�valu�e.

Seule la somme des r�serves moyennes (mean = probabilit� de 40%) correspond aux r�serves moyennes du pays

Les r�serves prouv�es d'un champ ne sont pas le produit des param�tres prouv�s de ce champ qui est une valeur sur�valu�e.

Seul le produit des param�tres les plus probables (mode) d'un champ correspond aux r�serves les plus probables de ce champ

L'addition des r�serves prouv�es par pays pour donner les r�serves prouv�es du monde est pratiqu�e par tous. En fait, alors que chacun croit que prouv� correspond � 90% (r�gles SPE/WPC), le prouv� correspond � une probabilit� de l'ordre de 65% et la somme est plus repr�sentative. De plus on ajoute de nombreux champs non d�velopp�s qui risquent de le rester longtemps, ce qui compense la sous-estimation de l'addition des soi-disantes prouv�es.

���������������������������������� Domaine

Pour le produit, il y a souvent confusion entre le brut seul et les liquides qui incluent les liquides de gaz et les non-conventionnels.

BP Review donne les r�serves sans l'huile synth�tique des sables bitumineux alors que la production l'incl�t. La limite du non-conventionnel est floue et les inventaires difficiles.

Pour la zone g�ographique, la coupure par pays l'emporte. Alors que pour �valuer le potentiel, il est pr�f�rable de travailler par bassin g�ologique g�n�tique (Petroleum System) et non par bassin tectonique comme souvent pratiqu� dans le pass�.

Un champ d�couvert dans un pays et s'�tendant sur un autre pays est tr�s souvent d�clar� un nouveau champ lorsque for� sur ce pays. Le champ de gaz de South Pars (255 Tcf, 7,8 Gb condensat) en Iran est d�clar� d�couvert en 1991 alors que c'est l'extension �vidente de North Field au Qatar (350 Tcf, 10,7 Gb condensat) d�couvert en 1971. L'ann�e 1991 est ainsi gonfl�e c�t� d�couverte!

Pour les p�riodes de temps, les donn�es �tant mauvaises et difficiles � rassembler, les statistiques sont souvent donn�es sur une courte p�riode. Il faut couvrir toute la p�riode depuis le d�but des d�couvertes et de la production, sinon les comparaisons de croissance peuvent �tre trompeuses

����������������������� Contraintes financi�res et politiques

La SEC (Security & Exchange Commission) oblige toutes les compagnies enregistr�es � la bourse am�ricaine de ne d�clarer que les r�serves prouv�es. On ne doit pas d�clarer les r�serves probables. Sur le web, la quasi-totalit� des compagnies p�troli�res ne d�clare donc que les r�serves prouv�es sauf:

-Exxon qui d�clare que ses prouv�es ne repr�sentent que 30% de ses d�couvertes�

-Total 80%

-NDP et Saga 70%

La plupart des pays de l'OPEP, o� les quotas sont proportionnels aux r�serves et � la population, ont� doubl� leurs r�serves de 1987 � 1989 sans d�couvertes importantes. Ils sont pass�s d'une �valuation minimale (du temps des compagnies internationales) � une �valuation maximale.

����������������������� US contre le reste du monde

Comme pour les cartes de cr�dit, les US ont �t� longtemps � la pointe et sont maintenant � la tra�ne pour les pratiques p�troli�res, notamment � cause des r�gles SEC.

Les consultants texans, qui sont tr�s influents aupr�s de la SPE, ne travaillent qu'en pratique d�terministe, car ils ignorent les probabilit�s. C'est pour cela que les approches probabilistes ont �t� frein�es aux US.

L'obligation de ne d�clarer que les prouv�es et de n�gliger les probables fait, qu'avec le temps, certaines r�serves probables deviennent prouv�es et les r�serves croissent. Aux US l'analyse des r�serves de 1985 � 1997 montre que les r�visions + ajustements ont repr�sent� 65% des additions, les extensions 22%, les r�servoirs profonds 6% et seulement 7% de nouvelles d�couvertes.

1985-1997

moyenne annuelle

��� %

� %

 

Mb

additions

r�visions

ajustements

239

12

 

r�visions positives

2395

115

65

r�visions n�gatives

-1304

-63

35

r�visions totales

1091

53

 

extensions

460

22

 

new reservoirs in old fields

132

6

 

new fields

153

7

 

additions

2076

100

 

Cette croissance due � une mauvaise pratique (oblig�e) de l'�valuation des r�serves, par l'absence des probables et des possibles, est repr�sent�e comme le r�sultat du progr�s en mati�re de techniques! C'est un tableau flatteur qui pla�t beaucoup aux compagnies am�ricaines.

Dans le reste du monde, notamment pour la Mer du Nord les r�serves comprennent des prouv�es et des probables. Les �tudes de BP, Statoil et DTI montrent que le nombre des r�visions n�gatives et positives sont du m�me ordre, mais le total en volume est positif, car les grands champs sont souvent sous-estim�s.� L'�tude de BP indique que les champs simples sont sous-estim�s et les champs complexes surestim�s.

"Field growth" ou "reserve growth" ou "reserve appreciation"

Cas des Etats-Unis

Ce "US reserve growth" repr�sente la diff�rence entre la moyenne (mean = P≈ 40%) et le mode (P≈ 65%), l'importance du "reserve growth" est grande par rapport aux r�serves � d�couvrir.

Annual report DOE/EIA 1997

Crude Oil�

Natural Gas (Dry)

�Natural Gas Liquids

 

Gb

Tcf

Gb

Lower 48 States

     

Discovered

     

Proved Reserves (EIA, 1997)

17

157

7

Reserve Growth - conventional, onshore+State offshore (USGS,1991)

47

290

13

Reserve Growth - conventional, Federal Offshore (MMS, 1995)

2

33

NE

Unproved Reserves, Federal Offshore (MMS, 1996)

2

4

NE

Undiscovered, Technically Recoverable

0

0

 

Conventional, onshore� + State off (USGS, 1993)

22

190

6

Continuous-type - sandstone, shale, chalk

2

308

>2

Continuous-type - coalbeds

NA

50

NA

Federal Offshore - conventional (MMS, 1994).

21

142

>2

Subtotal

113

1174

NA

Les �tudes de "Field growth" ne sont pas nombreuses et les mod�les sont sommaires. DOE 1990 pr�tend un coefficient de 9 au bout de 100 ans. Le mod�le de 1 baril estim� � sa d�couverte devenant 7 barils 50 ans apr�s, est bas� sur un pass� lointain aux techniques primaires. Le dernier mod�le valable est celui de MMS pour le Golfe du Mexique OCS avec des donn�es annuelles pour 900 champs o� 1 baril devient, 47 ans plus tard, 4, 5 barils.

L'�tude 1992 pour le gaz � terre donne un coefficient de 6 � 7 apr�s 60 ans, mais dans un nuage de points gigantesque.

Ce qui est valable est l'�volution 10 ans apr�s d�couverte, avant ce ne l'est gu�re. Ce qui est tr�s discutable est la premi�re valeur � l'ann�e de d�couverte

La figure 14 montre le pourcentage de variation par ann�e (moyenne sur 5 ans) pour les 380 champs les plus importants des EU avec le pourcentage annuel moyen des champs du Golfe du Mexique (�tude MMS). On voit un nuage de points tr�s important et l'on se demande quelle est la validit� de tracer une valeur moyenne.

Figure 14

L'�tude de 200 champs US majeur (OGJ) de 1960 � 1998 (figure 15) montre que les r�serves ultimes sont croissantes avec la production cumul�e et que le ratio r�serves restantes sur production annuelle est toujours de l'ordre de 10 ans: c'est la r�gle du pouce quand on ne sait pas bien la valeur des r�serves.

Figure 15:

On peut analyser les r�serves US en prenant le mod�le tr�s simple de RR/aP=10 ans et un profil de production avec un d�clin de l'ordre de 4%/a (figurer 16). On obtient ainsi un profil de croissance proche de l'�tude US NPC sur le gaz

Figure 16:

Le mod�le de "US field growth" peut �tre repr�sent� (figure 17) par des hyperboles simples avec des asymptotes � 3, 5 (MMS GOM), 7 (US gas), 9 (USDOE)

Figure 17

L'importance du "reserve growth" sur le potentiel du Golfe du Mexique (GOM OCS) est �vidente sur la figure 18 o� sont report�es les courbes d'�cr�mage sans croissance et avec croissance.

Figure 18:

La seule �tude USGS qui donne les d�couvertes annuelles estim�es en 1990 (report 90-534) permet avec un le mod�le de croissance MMS de tracer (figure 19) les d�couvertes moyennes annuelles des EU (48 �tats) et de tracer la courbe d'Hubbert la plus proche (cal�e sur la courbe de tendance au 4e degr�). Cette courbe repr�sentant la moyenne (pic en 1937) des d�couvertes est d�cal�e de 33 ans fa�on � se placer au pic de la courbe de la production (1970) et il est �tonnant de voir combien la moyenne d�couvertes se moule sur la courbe de production de 1900 � 1970 et que le d�clin de 1985 � 1997 correspond aussi � cette courbe. On peut donc pr�dire que la production de l'huile conventionnelle des 48 �tats sera de l'ordre de 0.8 Mb/a en 2010

Figure 19:

Cas du reste du monde

Le reste du monde travaille en prouv�+probable. Les provinces canadiennes de l'Ouest restent en prouv� tr�s d�pendantes des EU, mais les provinces de l'Est sont en prouv�+probable.

Le "field growth" est alors la diff�rence entre la moyenne (mean = P ≈ 40%) et le m�dian (P = 50%)

Nous avons �tudi� la variation du fichier Petroconsultants (pr�s de 18 000 champs) pour les champs majeur (>100 Mb) de Nov. 96 � Sept. 97 et � Jan. 99.��������������������������������

variation

n�gative����

nulle�

positive

Gb�

Gb

%

%/a

1196 � 0997

70

1385

147

1298

1315

1,3

1,6

0997 � 0199

89

1258

231

1308

1327

0,8

0,6

ces champs >100 Mb repr�sentent 90% des r�serves de tous les champs.

La variation en pourcentage (figure 20) montre l� aussi un nuage de points consid�rable allant de -100% � +plusieurs centaines. La variation est moindre pour les champs avant 1950 (pour la plupart d�pl�t�s) mais sur les 20 derni�res ann�es il est difficile de tracer une tendance, si ce n'est l'horizontale!

Figure 20:

Ceci montre le "field growth" sur champs actifs, mais quid des champs en attente (huile: >40% en nombre, 5% en volume) ou suspendu? Par exemple le champ suspendu de Manifa en Arabie Saoudite est cr�dit� de 16 Gb de r�serve restante, mais certains experts consid�rent qu'il est d�pl�t�.

La variation de 97 � 99 des champs g�ants est tr�s variable suivant les continents. Ainsi pour l'huile, augmentation de 12,4 Gb au Moyen-Orient, 8,5 Gb en Am�rique Latine, 3,8 Gb en Afrique, 2,5 Gb en Europe, O en Asie et diminution de 12,6 Gb en CEI. Pour le gaz, la variation est encore plus erratique.

 

����������������� giant field growth from 0997 to 0199

       

continent

O 99-97

G 99-97

C 99-97

OGC 99-97

O Gb

G Tcf

C Gb

OGC Gboe

nb fields

 

Gb

Tcf

Gb

Gboe

0199

0199

0199

0199

 

�Africa

3,8

-9

0,2

3,1

77

235

8

109

75

% 0199

5

-4

2

3

         

�Asia

-0,1

22

0,8

4,7

56

325

6

94

71

% 0199

0

7

15

5

         

�CIS

-12,6

98

5,2

2,4

187

1945

20

402

182

% 0199

-7

5

26

1

         

�Europe

2,5

-4

0,0

4,3

35

244

4

63

44

% 0199

7

-2

-1

7

         

�LatAm

8,5

-34

-0,8

4,3

116

164

2

134

75

% 0199

7

-21

-41

3

         

�ME

12,4

113

5,8

31,5

676

1717

36

884

179

% 0199

2

7

16

4

         

Total

14,6

186

11,3

50,4

1146

4630

76

1686

626

% 0199

1

4

15

3

         

Importance du "reserve growth dans le Monde

La figure 21 trace les d�couvertes annuelles et les productions annuelles dans le monde pour les 10 derni�res ann�es. On peut voir l'effet pervers d'une mauvaise attribution: en 1991 le champ de South Pars en Iran donne un pic pour le condensat (8 Gb) et le gaz 5250 Tcf) alors que cette d�couverte est l'extension de North Field au Qatar d�couvert en 1971.

Pour l'huile+condensat, les d�couvertes moyennes sont de l'ordre de 10 Gb/a, et la production de 25 Gb/a. Si le "reserve growth" est de 1%/a, cela repr�sente 16 Gb/a et il y a remplacement.

Si le "reserve growth" est de 0,5%/a, soit 8 Gb/a, il y a d�ficit de 10 Gb/a. Nos �tudes penchent vers ce sc�nario.

Pour le gaz, les d�couvertes sont de l'ordre de 80 Tcf/a, comme la production (85 Tcf/a): pas de probl�me de remplacement, m�me sans "reserve growth".

Figure 21:

����������� R�serves diff�rentes des Ressources

Le probl�me majeur est la confusion entre r�serves et ressources. Malheureusement la production se fait � partir des r�serves et non des ressources.

Cette confusion est bien connue, notamment par DOE/EIA annual report 97: Oil and Gas Resource Base:� "Universally accepted definitions have not been developed for the many terms used by geologists, engineers, accountants and others to denote various components of overall oil and gas resources. In part, this is because most of these terms describe estimated and therefore uncertain, rather than measured, quantities. The lack of standardized terminology sometimes leads to inaccurate understanding of the meaning and/or import of estimates. Particularly common is an apparently widespread lack of understanding of the substantial difference between the terms �reserves� and �resources�, as indicated by the frequent misuse of either term in place of the other."

Un prospect repr�sente des r�serves multipli�es par un taux de succ�s. Trop souvent on oublie cette "incertitude". Ainsi on trouve des rapports contradictoires:

-Rapport AIE (IEA) 1998 sur la Caspienne page 232:

"Kazak governmeent estimates of offshore reserves are around 10 Gt. However western consortium members downplay the government claims, stressing that exploration wells have yet to be drilled. Other figures place the reserve figures between 3-8.2 billion tonnes of oil, and 2 Tcm of gas, though this may be just for the licensed blocks"

-USDOE/EIA 98 IEO: page 26: "There are estimated reserves of over 200 billion barrels in the Caspian Basin."

-Petroleum Review March 99: "IEA's estimates for Caspian reserves are fairly conservative at between 15 Gb and 40 Gb."

����������� Contraintes moyens et temps

Les ressources existantes dans le sol ne peuvent �tre transform�es en r�serves que si les moyens techniques, financiers et surtout si le temps et l'�conomie le permettent. Une asymptote n'est jamais atteinte!

Les "ultimes" sont inaccessibles.

����������� Mod�le: lequel choisir?

La Nature n'est pas lin�aire et n'a pas une solution unique. Il faut avoir toujours plusieurs mod�les et les comparer.

Distribution

Les HC se rassemblent comme les �tres humains dans des agglom�rations. L'exemple des agglom�rations urbaines aux EU a l'avantage de ne pas pr�senter d'objet cach�. La distribution des agglom�rations am�ricaines morphologiques (d�finies par la continuit� du b ti) sup�rieures � 100 000 habitants (figure 22) peut �tre mod�lis�e aussi bien par trois distributions diff�rentes : fractale lin�aire d�cal�e (Mandelbrot-Zipf), fractale parabolique et exponentielle �tir�e. Il faut alors comparer leur extrapolation � l'agglom�ration minimum (un habitant) qui donne en cumul� la population totale des EU. Le mod�le fractale parabolique semble alors le plus proche de la r�alit�.

Figure 22:

Nous avons compar� trois Syst�mes P�troliers importants: Le Golfe du Mexique OCS (bien que partiel), le Delta du Niger et le Trias Saharien. Dans le mod�le parabolique fractal (figure 23) le Trias Saharien pr�sente un habitat concentr� tr�s diff�rent de l'habitat dispers� du Golfe du Mexique et du Delta du Niger.

Figure 23:

Dans le mod�le lognormal (figure 24), le Golfe du Mexique ne semble pas �tre lognormal (� cause de l'abondance de petits champs) alors que les 2 syst�mes Delta du Niger et Trias Saharien semblent identiques (absence de petits qui sont �vit�s)

Figure 24:

Il semble �vident qu'il ne faut pas s'arr�ter � un seul mod�le et � la premi�re solution.

Courbe d'�cr�mage

La courbe d'�cr�mage (introduite par Shell) est un excellent outil et se pr�sente comme une courbe � rendements d�gressifs proche d'une hyperbole, mais on peut alors plusieurs cycles. Les d�couvertes mondiales de Shell (100%) en sont un bel exemple (figure 25)

Figure 25:

L'exemple de l'Afrique (figure 26) montre que jusqu'� tout r�cemment il n'y avait qu'une seule hyperbole, mais les d�couvertes r�centes de l'Ouest Profond, du Trias Saharien (Berkine) et Murzuk donnent une nouvelle hyperbole

Figure 26:

Profil d'activit�

Il est remarquable que toute activit� naturelle (Laherrere OGJ 1er Fev.1999), comprenant de nombreux acteurs, peut �tre d�compos�e en plusieurs cycles sym�triques (analogue � une analyse de Fourier).

On peut utiliser n'importe quelle courbe sym�trique (figure 27) mais la courbe de Hubbert (d�riv� de la courbe logistique) est le plus pratique

Figure 27

Pour les pays avec de nombreux bassins avec une activit� continue comme les EU (48 �tats) et la CEI (figure 28) la production annuelle en fonction du temps est tr�s proche d'une courbe d'Hubbert (meilleure que la courbe de Gauss) sauf pour les p�riodes � forte variation �conomique. Mais pour les pays avec moins de bassins, on trouve plusieurs cycles.

Figure 28:

����������� Solutions

-Rendre obligatoire la divulgation des r�serves par champ

-Obtenir un consensus sur des r�gles simples. On ne peut travailler en commun qu'avec des r�gles: il n'y en a peu dans le p�trole. L'inventaire p�trolier mondial laisse � d�sirer. Il y a peu de chiffres fiables. De plus pour faire respecter les r�gles, il faut un arbitre: il n'y en a pas: ni WPC, ni WEC, ni IEA.

-Convaincre les compagnies nationales qui poss�dent 90% des r�serves conventionnelles que la confidentialit� (et les incertitudes) des donn�es est n�faste au prix du brut et qu'une divulgation de fourchettes permettrait r�soudre les contradictions des chiffres uniques.

-Apprendre les probabilit�s aux consultants texans qui s'appuient sur les barils par acre-foot et. par RR=10P.

-Convaincre la SEC que leurs r�gles sont d�pass�es et qu'elles conduisent � des r�visions malsaines.

-Convaincre l'"UK accounting procedures" que la valeur prouv�e + probable � 50% n'est pas la bonne, mais que la valeur esp�r�e ou moyenne (≈ 40%) est pr�f�rable.

-Convaincre l'OPEP de ne plus baser ses quotas sur les r�serves.

-Passer d'une culture de croissance � une culture de plateau et plus tard de d�clin, en r�alisant que la culture de croissance �ternelle n'est pas r�aliste, surtout quand les pays �duqu�s ont un taux de fertilit� bien en dessous du seuil de remplacement.

����������� Conclusions

Les donn�es disponibles sont plus douteuses que les m�thodes d'estimation du potentiel.

Les donn�es de production et de r�serves sont peu fiables en absence de r�gles et d'arbitre, ou sont biais�es par des r�gles financi�res ou politiques (SEC, OPEP).

L'inventaire des HC mondiales restantes est un imp�ratif pour ne pas compromettre l'avenir de nos enfants (et de nos petits-enfants), alors que nous allons voir, dans un futur proche, le d�clin de la production du brut conventionnel.

Si les politiques sont incapables d'imposer des r�gles salutaires, car c'est la politique du court terme et des int�r�ts particuliers qui priment, les techniciens que nous sommes, devraient �uvrer pour am�liorer cet inventaire en essayant de parler tous le m�me langage de clart� et de transparence.

Nous sommes un peu trop opaques!

C'est d'abord � vous de jouer.

Je remercie Petroconsultants pour avoir autoris� l'utilisation de son fichier

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