Memoire Online - Les couts de recherche et de developpement des hydrocarbures: prise en compte, amortissement et evaluation

En 1970, les réserves de pétrole, publiées par les compagnies pétrolières, permettaient de couvrir 30 ans de consommation, laquelle était de l'ordre de 2,4 milliards de tonnes par an. Ces réserves se montaient donc à environ 72 milliards de tonnes de pétrole cette année-là.

En 2000, après avoir consommé du pétrole pendant 30 ans, pour environ 90 milliards de tonnes, soit plus que les réserves connues en 1970, nous disposions de 140 milliards de tonnes environ de réserves, sans compter ce que l'on appelle les réserves de pétrole "non

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conventionnel" qui viennent s'y rajouter, et dont l'estimation du potentiel est tout sauf simple⁶⁰.

Comment avons nous pu avoir cet apparent miracle, qui est que les réserves ont pu ainsi croître et multiplier au fur et à mesure que nous les consommons, alors que la Terre est finie ? Toute la réponse à cette énigme apparente tient dans la définition des réserves, qui n'est pas une notion purement physique, mais une notion physico technico-économique, voire politique.

Les ressources mondiales en hydrocarbures sont constituées des quantités de pétrole ou de gaz naturel qui existent ou qui existaient physiquement sous la surface de la Terre. Ces ressources englobent les quantités de pétrole et de gaz naturel déjà découvertes ainsi que celles non encore découvertes. En 1995, ces ressources ont été estimées à neuf trillions de barils⁶¹.

Contrairement à une idée répandue, les ressources naturelles en hydrocarbures ne sont pas toutes récupérables. En effet, les ressources naturelles découvertes peuvent être scindées en deux catégories; les ressources récupérables et les ressources non récupérables. Les quantités de ressources récupérables sont évolutives et dépendent de facteurs techniques, physiques et économiques.

Les techniques de forages développés au cours des dernières années permettent actuellement d'atteindre et d'extraire des ressources naturelles considérées auparavant comme inexploitables. De même, au cours des trois dernières décennies, les techniques de récupération améliorées ont considérablement progressé faisant accroître le taux de récupération des ressources naturelles en place. Il est actuellement possible d'injecter de l'eau, de la vapeur ou du gaz sous pression dans une poche pour favoriser la récupération d'une fraction plus importante du pétrole qui s'y trouve. Le taux de récupération du pétrole peut

⁶⁰ Les réserves non conventionnelles correspondent aux schistes bitumineux, aux sables asphaltiques et aux pétroles extra lourds.

⁶¹ John L. Kennedy, "Oil and Gas Markets, Companies, and Technology in the 1990's and Beyond", article paru dans le Journal of Petroleum Technology, août 1995.

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énormément varier d'un champ à un autre, avec une médiane qui se situe aux alentours de 35% pour les hydrocarbures liquides et 70% pour le gaz naturel⁶².

Bien évidemment, il y a une limite à la réévaluation qui découle des progrès techniques, car les taux de récupération ne sont pas seulement fonction des méthodes employées mais aussi, et surtout, disent les géologues, des caractéristiques physiques du réservoir. Ces caractéristiques incluent l'emplacement du réservoir, son épaisseur, sa porosité, sa profondeur, sa géométrie, sa température, sa pression ainsi que la viscosité du pétrole qui y est enfermé.

Cependant, les ressources en hydrocarbures dont l'extraction est techniquement possible ne sont pas toutes économiquement ou commercialement récupérables. La récupération commerciale dépend, non seulement des ressources en place, mais aussi des prix de vente et du coût marginal de développement, de production, de transport et de vente des ressources extraites. Généralement, un tel coût a tendance à augmenter au fur et à mesure que les ressources découvertes sont épuisées. Il s'en suit que l'estimation des quantités des ressources

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commercialement récupérables est beaucoup plus complexe que l'estimation des ressources en place, techniquement récupérables.

Par exemple, si le prix de vente du pétrole est de 20 dollars le baril, il est insensé de chercher à extraire du pétrole avec un coût d'extraction de 25 dollars le baril, même si les quantités qui pourraient être extraites sont potentiellement très importantes. Par contre, si le prix de vente du baril passe à 40 dollars, les ressources dont le coût d'extraction est de 25 dollars le baril deviennent commercialement récupérables et sont prise en compte parmi les réserves, pour la fraction techniquement récupérable uniquement.

Ainsi, les réserves d'hydrocarbures peuvent être définies comme étant les quantités de pétrole qui sont prévues à être commercialement récupérables à partir d'accumulations connues et à partir d'une date donnée⁶³.

Le schéma suivant résume les différentes catégories de ressources en pétrole et en gaz naturel telles que proposées par "The Society of Petroleum Evaluation Engineers" en décembre 1998.

Ressources totales en pétrole et gaz naturel

1. non découvertes

2. découvertes:

a. Ressources non récupérables

b. Ressources récupérables:

i) Production passée cumulée

ii) Réserves (production future)

⁶³ SPE & WPC, «Quantities of petroleum which are anticipated to be commercially recovered from known accumulations from a given date forward ...», Mars 1997.

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Actuellement, il n'existe pas de consensus international, ni même national, sur la classification et la définition des différentes catégories de réserves⁶⁴. Ce désaccord est essentiellement dû à la diversité des techniques d'estimation (analogie, volumétrie, courbes de performance), des approches d'estimation (déterministe, probabiliste) ainsi qu'à la subjectivité de l'estimation de certains facteurs qui impactent directement les quantités de ressources récupérables, à savoir, coûts futurs de développement, d'exploitation, d'abandon, prix de vente futurs ...etc.

Les experts retiennent généralement trois catégories de réserves, les réserves prouvées, les réserves probables et les réserves possibles. En 1997, le WPC (World Petroleum Congress) et la SPE (Society of Petroleum Engineers) ont conjugué leurs efforts dans un projet commun visant à définir les différentes catégories de réserves dans l'industrie pétrolière. Vu l'importance de l'effort entrepris et l'endossement du document publié par plusieurs organismes à travers le monde, nous retenons, dans ce qui suit, les définitions des réserves prouvées, probables et possibles publiées conjointement par le WPC et la SPE.

Réserves prouvées (pétrole dont l'existence
est physiquement prouvée, sans
considération sur la possibilité de
récupération future

Réserves probables (pétrole dont l'existence
sous terre est considérée comme probable,
compte tenu des caractéristiques
géologiques, de réservoirs découverts à
proximité, etc).

Réserves possibles (pétrole dont l'existence
sous terre est considérée comme seulement
possible).

Taux de récupération actuel,
fonction des conditions
techniques et économiques du
moment

Taux de récupération estimé
pour le futur proche, fonction des
conditions techniques et
économiques à venir

⁶⁴ A titre d'exemple, la commission Exploration du Comité des Techniciens de la Chambre Syndicale de la Recherche et de la Production du Pétrole et du Gaz Naturel (maintenant l'Union Française de l'industrie du pétrole) regroupant tous les experts des compagnies travaillant en France, avait rédigé une première classification des réserves en 1982 (Pétrole et Techniques n·287 p5-9, Mars 82), et une deuxième en 1990. Toutefois les compagnies françaises continuent d'appliquer leurs propres définitions, légèrement différentes de celle préconisées.

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Les réserves prouvées sont définies par le WPC/SPE comme étant «les quantités d'hydrocarbures qui, par l'analyse des données géologiques et techniques, peuvent être considérées avec une certitude raisonnable comme étant commercialement récupérables, à partir d'une date donnée, à partir de réservoirs connus et compte tenu des conditions économiques, des méthodes d'exploitation et de la réglementation actuelles»⁶⁵.

En général, les réserves sont considérées comme prouvées si la productibilité commerciale du réservoir est appuyée par une production réelle ou des tests de formation concluants. La zone prouvée d'un réservoir inclut:

- la portion délinéée par des forages et définie par des contacts de fluides, le cas échéant;

- les portions non encore forées mais qui peuvent être raisonnablement considérées comme commercialement productibles sur la base des données géologiques et techniques disponibles.

Les réserves que l'on prévoit extraire grâce à l'application de techniques de récupération améliorées ne sont incluses parmi les réserves prouvées:

- qu'après la réalisation de projets pilotes concluants, ou une fois que les résultats d'un programme déjà implanté confirment que cette augmentation du taux de récupération se produira effectivement ; et

Selon l'avancement des travaux de développement, on distingue les réserves prouvées et développées et les réserves prouvées non développées.

⁶⁵ WPC-SPE, Mars 1997: «those quantities of petroleum which, by analysis of geological and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable, from a given date forward, from

known reservoirs and under current economic conditions, operating methods, and government regulations.»

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Les réserves prouvées et développées sont définies par le WPC/SPE comme étant celles que l'on prévoit récupérer à partir de puits existants⁶⁶. Les réserves récupérables à travers des méthodes de récupération améliorées sont considérées comme développées seulement après que les équipements nécessaires sont installés ou lorsque le coût de leur installation est relativement bas.

Les réserves développées peuvent être classées, à leur tour, en deux catégories, les réserves productives et les réserves non productives. Les réserves productives sont celles qui peuvent être produites à partir d'intervalles de production ouverts et en production au moment où l'estimation est faite. Les réserves non productives incluent les réserves behind-pipe et les réserves shut-in.

Les réserves behind-pipe sont des réserves qui se trouvent derrière le tubage de revêtement des puits et qui peuvent être produites à travers des intervalles non encore ouverts dans un puits déjà en production. De telles réserves nécessitent généralement un travail additionnel de complétion ou de re-complétion.

Les réserves shut-in sont celles qui peuvent être produites à partir des intervalles de production ouverts au moment de l'estimation des réserves mais qui ne sont pas productifs; généralement, pour l'une des raisons suivantes :

- le puits a été intentionnellement fermé pour des raisons économiques telles qu'une baisse temporaire des prix de vente du brut ;

- faute d'installation des équipements de production ou de pipelines, le puits n'est pas encore mis en production à partir des intervalles complétés ;

- des difficultés mécaniques non encore résolues empêchent la mise en production du puits.

⁶⁶ WPC-SPE, Mars 1997: «Developed reserves are expected to be recovered from existing wells including reserves behind pipe. Improved recovery reserves are considered developed only after the necessary equipment has been installed, or when the costs to do so are relatively minor.»

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Les réserves prouvées non développées sont définies comme étant celles que l'on prévoit extraire de nouveaux puits dans des périmètres non encore développés ou de puits existants qui nécessiteraient une dépense relativement importante pour être remis en production.

Le WPC/SPE stipule que les réserves en périmètre non développé ne peuvent être considérées comme prouvées non développées que lorsque:

- elles sont situées dans des zones situées à proximité de puits ayant montré une production commerciale à partir de la même formation;

- il est raisonnablement certains que de telles zones sont situées à l'intérieur des limites prouvées productives de la même formation;

- il est raisonnablement certain que les zones en question seront développées.

Les réserves relatives aux autres zones non développées ne peuvent être considérées comme prouvées que lorsque l'interprétation des données géologiques et techniques obtenues des puits existants indique avec une certitude raisonnable que la formation cible présente une continuité de production entre ces zones non développées et les couches productives existantes.

Le WPC/SPE identifie trois sources principales de réserves prouvées non développées. Il s'agit des :

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Le WPC/SPE définie les réserves probables comme étant des réserves non prouvées que l'analyse des données géologiques et techniques laisse croire qu'il est plus probable qu'improbable qu'elles seront récupérées⁶⁷.

Les réserves non prouvées sont estimées sur la base de données géologiques et techniques similaires à celles utilisées pour estimer les réserves prouvées mais que des incertitudes techniques, contractuelles, économiques ou réglementaires empêchent de classer comme prouvées.

A ce propos, il est important de noter que les réserves non prouvées peuvent être estimées sur la base de conditions économiques futures différentes de celles existantes au moment de l'estimation.

⁶⁷ WPC-SPE, Mars 1997: «Probable reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering data suggests are more likely than not to be recoverable.»

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(b) les caractéristiques du réservoir sont favorables pour une application commerciale,

Les réserves possibles sont des réserves non prouvées que l'analyse des données géologiques et techniques laisse croire qu'il est moins probable de les récupérer que dans le cas des réserves probables⁶⁹.

⁶⁹ WPC-SPE, Mars 1997: «Possible reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering data suggests are less likely to be recoverable than probable reserves.»

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(b) que les caractéristiques du réservoir sont telles qu'un doute existe quant à la viabilité commerciale du projet.

(5) les réserves existantes dans une zone qui est séparée de la zone prouvée par une faille géologique et que les données techniques indiquent que cette zone est structurellement inférieure à la zone prouvée.

La notion de réserve est une notion complexe liée à la connaissance géologique que l'on a des bassins pétroliers, aux performances de la technologie du moment et à des facteurs économiques et fiscaux qui évoluent en permanence. En réalité, les réserves d'un gisement pétrolier ne sont connues avec exactitude que lorsque la production est définitivement arrêtée.

Au cours des dernières décennies, les compagnies pétrolières ont développé plusieurs techniques et modèles d'estimation dont on citera, à titre d'exemple, le calcul volumétrique, la courbe de performance, la courbe d'écrémage et le modèle d'Hubert. Ces techniques, basés, pour la plupart, sur l'observation de la production passée et sur des études de corrélation, fournissent des résultats dont le moins qu'on puisse dire sont imparfaites.

En effet, pour évaluer correctement les ressources d'un champ, un certain nombre de puits d'évaluation est généralement nécessaire. Les valeurs ponctuelles obtenues sont extrapolées sur toute la surface du gisement grâce à des études géophysiques, principalement sismiques. Les caractéristiques du réservoir sont mesurées par des carottes de puits espacés de quelques hectomètres mais ne sont qu'imparfaitement connues sur toute la surface. Au fil des années, le déclin de la production fournie des données supplémentaires pour connaître les réserves, qui sont en fait le cumul des productions futures jusqu'à l'abandon du champ. Cette production dépend des techniques futures adoptées, des coûts et des prix futurs, là encore incertains.

Quelque soit la technique ou le modèle retenu, l'estimation des réserves récupérables est dite soit déterministe, soit probabiliste.

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Le déterminisme est une philosophie qui a régné au début du 19^ème siècle et qui, en la personne de Laplace⁷⁰, pensait que tout l'Univers pourrait être calculé aussi bien pour tout le passé que pour tout le futur, si on connaissait parfaitement tout ce qui se passe dans le présent.

En matière de réserves, l'approche est dite déterministe si une seule estimation, appelée best estimate, est faite en fonction des données techniques et économiques disponibles. Cette approche a été adoptée par les américains qui refusent toute approche probabiliste.

La pratique américaine consiste à calculer les réserves d'un puits en multipliant la superficie du rayon de drainage en acre par l'épaisseur de la zone productive du puits en pieds et par un coefficient de récupération des champs voisins exprimé en baril par "acre-foot".

Ensuite, pour calculer les réserves du champ, il faut multiplier les paramètres suivants: superficie, épaisseur utile, porosité, saturation en huile, inverse du facteur de volume, ce qui donne le volume en place (ou accumulation) et enfin par le taux de récupération. On prend une valeur unique (valeur moyenne, médiane ou mode) pour chacun des paramètres et on obtient un chiffre unique de réserves. Pour un champ en déclin, on extrapole la courbe de production avec un tracé unique.

Cette approche s'est heurtée évidemment à l'incertitude et surtout à une révision continuelle des réserves prouvées. Il a donc été introduit des volumes supplémentaires dits probables et possibles en appliquant des coefficients aux valeurs dites prouvées. A ce propos, et comme le précise M. J.LAHERRERE, il est étonnant de voir une approche dite déterministe, donc refusant les probabilités, introduire des valeurs dites probables⁷¹.

⁷⁰ Pierre Simon de Laplace (1749-1827): savant français qui a profondément influencé les mathématiques, l'astronomie, la physique et la philosophie des sciences de son siècle.

⁷¹ «Il est étonnant de voir une approche dite déterministe, refusant les probabilités, introduire des valeurs dites probables!», J.LAHERRERE, «Technologie et réserves», Pétrole et Techniques (bulletin Association Française des Techniciens et Professionnels du pétrole), No. 406, Janvier - Février 1997, p.10-28.

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L'approche probabiliste permet de donner une fourchette de valeurs à l'intérieur de laquelle la valeur réelle a une forte certitude de s'y trouver. La distribution de probabilité peut être décrite avec trois valeurs ; deux valeurs pour définir la fourchette avec le minimum et le maximum ; et une valeur entre les deux pour décrire la tendance, à savoir, soit le mode, le médian ou la moyenne.

Le minimum, réserves presque certaines, peut être défini par une probabilité cumulée de 95% ; le maximum peut être symétriquement défini par une probabilité cumulée de 5% ; le mode est la valeur la plus probable, c'est à dire correspondant au "best estimate" des déterministes lorsque ceux-ci estiment que la certitude raisonnable n'est pas une forte certitude.

Le problème est que l'incertitude des paramètres qui permettent de calculer les réserves ne peut être mesurée de façon objective. En fait, on ne connaît que quelques points d'observation directe par forage, la sismique ne donne que des données indirectes et l'échantillonnage est insuffisant pour avoir une approche réellement objective. L'évaluation de l'incertitude des réserves est donc subjective et varie avec les auteurs et avec le temps.

Tout ce qui peut être mesuré, c'est la performance statistique de certains auteurs. Pour ce faire, il faut que ces auteurs aient évalué de façon homogène un grand nombre de champs tout en comparant les valeurs prévues avec les valeurs réelles, valeurs qui ne sont connues avec une certaine certitude qu'une dizaine d'années après découverte.

Quelle que soit la technique ou l'approche retenue, la prévision des productions futures à travers des données incertaines et une connaissance limitée des gisements, surtout biaisées par la politique, devient une tâche presque impossible. A titre d'exemple, le géant anglo-néerlandais Shell vient de supprimer, en mai 2004, 470 millions de barils équivalent pétrole de ses réserves prouvées ; 250 ont été basculés dans la catégorie des réserves non prouvées et 220 ont été purement et simplement annulés. La précédente révision à la baisse concernait, deux mois auparavant, quatre milliards de barils équivalent pétrole, soit 20% de ses réserves.

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Publier les chiffres de production ou de réserves est un acte politique, car cela dépend de l'image que l'auteur veut donner de sa compagnie ou de son pays. Les données publiées sont différentes des données techniques, car elles sont choisies, dans une fourchette large d'incertitude, soit vers le minimum quand on veut montrer ultérieurement une croissance, soit vers le maximum quand on veut obtenir des quotas élevés (OPEP) ou justifier son développement marginal, mais c'est rarement la valeur moyenne, base des calculs économiques et des décisions de développement.

Par ailleurs, l'estimation des différentes catégories de réserves est rendue encore plus difficile par l'ambiguïté des termes utilisés par le WPC/SPE ou la SEC. Des termes comme "probables" ou "raisonnablement certains" sont généralement interprétés d'une manière subjective par chaque opérateurs en fonction des ses objectifs et intentions.

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Section 1. LES DIFFERENTES CATEGORIES DE RESERVES