Classification des réserves de pétrole
Des incertitudes subsistent quant au volume des « réserves ». C’est pour cette raison que les notions de « 1P », « 2P » ou « 3P » ont été introduites.
Il existe différents types de « réserves » :
- réserves prouvées dites « 1P » qui désignent toutes les quantités de pétrole dont l’existence est établie et dont les chances de valorisation et de rentabilité(3) sont d’au moins 90 %. C’est à ces réserves que l’on fait généralement référence, notamment dans les publications statistiques. Les compagnies pétrolières utilisent cette valeur lorsqu’elles veulent être sûres de rentabiliser leurs investissements ;
- réserves dites « 2P » (prouvées + probables) qui comptent, pour un gisement identifié, les quantités de pétrole ayant une probabilité égale ou supérieure à 50 % d’être économiquement exploitables ;
- les réserves dites « 3 P » (prouvées + probables + possibles) qui désignent le volume maximum de pétrole qui pourrait être extrait d’un gisement. Cette limite supérieure inclut toutes les ressources qui ont une probabilité supérieure à 10 % d’être économiquement exploitables.
Les réserves prouvées ont un impact sur la vie économique des compagnies pétrolières car elles influencent directement leur valorisation boursière(4). Les sociétés de conseil sont payées par les compagnies pétrolières pour « certifier » leurs réserves. Certains analystes dénoncent les potentiels conflits d’intérêts induits par ce système.
Répartition des réserves pétrolières
Les cinq pays possédant les plus grandes réserves prouvées de pétrole au monde fin 2015 sont :
- le Vénézuélien avec 300,9 milliards de barils de pétrole, soit 17,7 % des réserves prouvées mondiales ;
- Arabie Saoudite avec 266,6 milliards de barils (15,7%) ;
- Canada avec 172,2 milliards de barils (10,1%) ;
- L’Iran avec 157,8 milliards de barils (9,3%) ;
- Irak avec 143,1 milliards de barils (8,4%).
Précisons cependant qu’il existe de nombreux types de pétrole (en termes de densité, de viscosité, etc.) dont les coûts d’extraction varient fortement : la grande majorité des réserves vénézuéliennes et canadiennes sont ainsi constituées d’hydrocarbures non conventionnels (pétroles extra- lourd au Venezuela, sables bitumineux au Canada) dont l’extraction est bien plus coûteuse que celle du pétrole brut « conventionnel » extrait en Arabie Saoudite.
Le Venezuela n’est que le 10e producteur mondial de pétrole. Il n’y a donc pas de relation directe entre le volume des réserves et le niveau de production (sauf dans les pays de l’OPEP lorsqu’ils fixent des plafonds de production en fonction de leurs réserves annoncées).
Répartition en pourcentage des réserves prouvées de pétrole dans le monde à fin 2015, selon les données de la BP Statistical Review (©Connaissance des Énergies)
Les réserves de pétrole dit « conventionnel » sont concentrées dans un petit nombre de gisements présentant des conditions géologiques favorables au piégeage du pétrole formé.(5)Les réserves d’hydrocarbures non conventionnels sont, quant à elles, bien mieux réparties dès lors qu’elles sont situées dans la roche mère et ne nécessitent pas de « piège à pétrole » géologique.
Estimation des réserves pétrolières
Plusieurs étapes sont nécessaires pour évaluer les réserves d’un gisement :
- l’imagerie sismique permet de définir la taille du gisement ;
- les forages d’exploration permettent de réaliser des estimations du volume d’hydrocarbures en place dans ledit gisement ;
- Les tests de production permettent d’évaluer la part de ces hydrocarbures qui peut être extraite à l’aide de capteurs positionnés dans le puits foré qui mesurent, entre autres, la pression, la température et le pH dans le gisement.
Chacun des paramètres du gisement (porosité de la roche réservoir, perméabilité, etc.) est soumis à une incertitude plus ou moins grande, ce qui explique les variations très importantes entre les réserves « 1P », « 2P » et « 3P ». Des puits supplémentaires dits de « délimitation » permettent de préciser ces paramètres avant que la décision de mise en production ne soit prise. C’est durant cette phase « go »/« no go » que les prix du pétrole sont pris en compte. En 2015 et 2016, un certain nombre de gisements ont été mis en attente, compte tenu du bas prix du pétrole.
Sur un périmètre donné, les réserves sont calculées en additionnant les réserves de tous les gisements du territoire considéré (principe « bottom up »).(6)Les réserves d’un pays ou d’une compagnie pétrolière sont recalculées chaque année en soustrayant les quantités déjà produites, en additionnant les volumes découverts par exploration et en révisant les estimations de réserves des gisements en production ou susceptibles de l’être.
Le taux de récupération du pétrole (20 à 40 % du pétrole présent dans le gisement) est aujourd’hui bien inférieur à celui du gaz (environ 60 %). Il est possible d’utiliser des techniques de récupération assistée des hydrocarbures pour augmenter ce taux (ce qui augmente le coût de production et nécessite de calculer si la production supplémentaire rentabilisera cet investissement).
Contrôle des réserves pétrolières
Actuellement, aucune organisation indépendante n’a pour mandat de contrôler l’exactitude des réserves déclarées (bien que des audits puissent être effectués par des géologues indépendants).
La Society of Petroleum Engineers (SPE) a cependant mis en place des règles communes permettant aux compagnies pétrolières de calculer leurs réserves conformément aux exigences de la SEC (Securities and Exchange Commission). Certaines compagnies pétrolières privées ont surévalué leurs réserves dans le passé afin d’ajouter de la valeur à leurs actifs. Entre 1997 et 2002, le groupe Shell a par exemple gonflé ses réserves annoncées de 23 % et a été condamné à une amende de 120 millions de dollars par la SEC.(7).
L’annonce de réserves peut être fondée sur des considérations politiques ou stratégiques.
Les sociétés d’État (qui possèdent plus ou moins de 80 % des réserves prouvées mondiales) fonctionnent uniquement sur une base déclarative. Les observateurs se méfient particulièrement des réserves des pays de l’OPEP. En effet, le système de plafond de production (établi pour chaque pays membre en fonction de ses réserves) incite ces Etats à surestimer leurs réserves. Entre 1986 et 1987, une réévaluation généralisée de 250 milliards de barils a eu lieu dans les pays de l’OPEP suite à la mise en place de quotas de production.
L’annonce de réserves peut ainsi reposer sur des considérations politiques ou stratégiques. Certains analystes soupçonnent par exemple que des pays puissent annoncer leurs réserves « 2P » tout en les faisant passer pour leurs réserves prouvées (« 1P »). A noter que les réserves de l’Arabie Saoudite sont à un niveau constant depuis plus de 20 ans malgré une production proche des 10 millions de barils par jour.
