L’expert pétrolier Art Berman n’avait pas de bonnes nouvelles à annoncer aux membres du Texas Energy Council, réunis pour leur 30e symposium annuel le 10 mai dernier. Après avoir rappelé que l’exploitation du pétrole de schiste n’avait jamais été rentable et ne le serait jamais, il annoncé que le dernier secteur où la production est encore en croissance, le bassin Permien, serait épuisé beaucoup plus rapidement que ne le prévoit l’agence américaine d’information sur l’énergie (EIA).
Remettant l’importance du pétrole de schiste en perspective, Berman a d’abord rappelé que les gisements de pétrole de schiste représentaient des réserves notables, comparables à celles de nombreux pays de l’OPEP et qu’ils ont permis de produire d’importantes quantités de pétrole qui ont bouleversé les marchés pétroliers. Mais il a ajouté que ce boom n’a été rendu possible que par une forte infusion de capitaux extérieurs et des taux d’intérêt très bas.
Le boom a parfois été attribué à une technologie plus efficace. Art Berman s’oppose à cette idée et montre que l’amélioration technologique n’explique que 10 % de la baisse des coûts. Le reste découle du fait que l’industrie du forage a sabré dans ses prix pendant la période de vaches maigres de 2015-2016. Le prix moyen des forages a augmenté de 8 % en 2017 lorsque l’activité a repris.
Mais l’expert s’est surtout concentré sur le niveau de production à venir des deux principaux secteurs de pétrole de schiste du Texas, Eagle Ford et le Bassin Permien. Eagle Ford est en lent déclin depuis son sommet en 2015, tandis que le Bassin Permien est toujours en croissance.
En ce qui concerne Eagle Ford, l’EIA estime que la production, actuellement de l’ordre de 1,1 million de barils par jour, devrait remonter à 1,3 million bpj en 2022 avant de lentement retomber à 1,2 mbj en 2050. Si c’était vrai, la production cumulée en 2050 serait de l’ordre de 16 milliards de barils. Or, les réserves sont estimées à 4 milliards de barils et n’ont pas été révisées depuis des années. Au taux de production actuel, les réserves connues seront épuisées dès 2025.
Dans le cas du Bassin Permien, l’EIA prévoit que la production passera à 2,2 mbj en 2022, puis à 3,5 en 2044, avant de retomber à 3,4 en 2050. Ceci correspond à une production cumulée de 40 milliards de barils en 2050, alors que les réserves connues sont de 5 milliards de barils seulement. Art Berman, après examen des données, pense que les réserves réelles pourraient plutôt être un peu plus élevées, de l’ordre de 6,3 milliards de barils. Au rythme d’exploitation prévu, les réserves seraient épuisées en quatre ans (2022) si elles sont de 5 milliards de barils et en sept ans (2025) si elles atteignent en réalité de 6,3 milliards de barils comme le pense l’expert.
Art Berman s’intéresse aussi au gaz naturel produit dans ces secteurs. Les statistiques des producteurs pétroliers comptent le baril de liquides de gaz naturel (propane, butane…) comme l’équivalent d’un baril de pétrole. C’est vrai en volume, mais ni en énergie ni en valeur commerciale. Ce baril contient six fois moins d’énergie que le baril de brut et se vend 14 fois moins cher. Cette disparité entre le nombre de barils « d’équivalent pétrole » rapporté et leur valeur réelle serait à l’origine de plusieurs erreurs concernant la productivité supposée des puits de pétrole de schiste.
Sources :
- Art Berman, Permian Basin & Eagle Ford Shale from a Global Perspective
- Philippe Gauthier, Rentabilité du pétrole de schiste : le cas d’Eagle Ford
Énergie et environnement 
Merci pour vos articles toujours très intéressants. Mais comment se fait-il qu’il n’ y ait pas plus d’informations sur les réserves de l’Arabie Saoudite. C’est quand meme un sujet majeur.
En mettant sur le marché des parts d’Aramco, ils ont du dévoilé des éléments sur les réserves. Ce devrait permettre d’avancer pour savoir si celles-ci sont celles qui sont annoncées.
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J’aimerais écrire sur le sujet, mais je n’ai pas eu accès à des informations fiables. Les quelques éléments qui viennent d’Aramco ne m’inspirent pas tellement confiance. Mais je vais refaire un peu de recherche à temps perdu.
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La notion de réserve prouvée est une donnée fiscale qui dépend des cours actuels du pétrole. Elle varie donc avec ces cours et les moyens financiers raisonnables à consacrer à l’extraction de ce pétrole.
Par exemple en ce mois de Mai 2018, qui voit les cours en dollar du pétrole brut se valoriser, les réserves prouvées des Groupes Pétroliers s’accroissent.
Pour prendre en référence ces valeurs de réserve prouvée avec un semblant de rigueur, il faut donc préciser la valeur en dollar du baril de pétrole du moment et estimer la rigueur comptable des opérateurs.
Un paramètre me semble plus pertinent pour parler des extractions de condensats de gaz de schistes: c’est la teneur en condensats (en baril) par million de pied cube de gaz extrait qui caractérise l’épuisement des extractions les plus riches en condensats, les plus rentables. Pour l’instant ces valeurs des champs du Texas et du Nouveau Mexique sont stables ou en légère croissance comme dans le Permien. Elles sont par contre en forte décroissance dans le gisement de Bakken, dans le North-Dakota, non étudié ici.
Quand à la rentabilité, ce sont aux banques régionales qui financent ces opérations de s’en préoccuper, pour l’instant, elles suivent.
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Oui, la notion de réserve «économiquement exploitable» dépend en partie du prix, mais pas tant que cela. Loin des «sweet spots», la ressource est trop diffuse pour être exploitable, quel que soit le prix. En général, les économistes croient beaucoup à la croissance des réserves en fonction du prix (ce qui justifie un peu les projections élevées de l’EIA) mais les géologues pétroliers n’en tiennent pas énormément compte.
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