L’âge de raison du Light Tight Oil américain ?

Xavier Coeytaux
Dec 9, 2019 · 9 min read

Modélisations personnelles d’un pic de Hubbert pour le LTO* américain
par Xavier Coeytaux, 9 décembre 2019

La production et les réserves de pétrole sont un sujet délicat à aborder du fait du rôle central que cette source d’énergie tient dans toutes les sociétés, à proportion de leur niveau d’industrialisation. Avec une production / consommation oscillant autour de 100 millions de barils par jour (Mbl/j) depuis l’automne 2018 (légèrement en baisse depuis), le flux irriguant nos sociétés est à un niveau record, malgré de nombreuses tensions et difficultés que rencontres certains pays producteurs (Venezuela, Syrie, Iran). Les données concernant les réserves sont floues ou volontairement inexactes pour trois raisons principales :

- la difficulté d’estimer la fraction de stock qui pourra être extraite d’un gisement donné peut varier dans le temps en fonction du contexte économique et technologique, sachant qu’on ne peut physiquement extraire 100% du pétrole contenu dans un gisement. Selon sa géométrie, la difficulté d’accès et le type de pétrole qu’il contient, ce chiffre varie dans une fourchette large allant de 5% à 50%.

- en tant que matière hautement stratégique économiquement parlant, l’imprécision des données est un atout à entretenir dans un contexte de compétition économique

- surestimer volontairement les réserves en place, voire la capacité de réserve (spare capacity), est essentiel pour attirer les capitaux qui seront investis dans les futures capacités de production. Ainsi les réserves déclarées par les différents pays producteurs de l’OPEP sont soit parfaitement horizontales (les réserves ne décroissent pas malgré les quantités qui en sont retirées) soit en augmentation depuis 30 ans, malgré de nouvelles découvertes de gisements de plus en plus maigres (cf http://adrastia.org/depletion-ressources-coeytaux/).

Pourtant, selon le World Energy Outlook 2018 de l’Agence International de l’Energie (AIE) la production de pétrole conventionnel « a franchi un pic en 2008 à 69 millions de barils par jour (Mb/j), et a décliné depuis d’un peu plus de 2,5 Mb/j » (https://www.lemonde.fr/blog/petrole/2019/02/04/pic-petrolier-probable-dici-a-2025-selon-lagence-internationale-de-lenergie/). Pour faire court, le pétrole conventionnel est le pétrole simple d’accès (majoritairement terrestre ou en eaux peu profondes), facile d’exploitation, et de qualité homogène, ni trop lourd (visqueux, proche du bitume), ni trop léger (proche du gaz).

Les 30 millions de barils par jour de différence pour produire le chiffre de 100, proviennent de sources diverses et variées, notamment le pétrole offshore très profond (ultra deep) à près de 10 km sous la surface des eaux, les condensats issus de l’exploitation du gaz naturel (petite fraction de gaz lourd qui condense naturellement en sortie de puits d’extraction), les sables bitumineux (pétrole visqueux dégradé par oxydation lors de sa migration en surface dont on peut encore récupérer une fraction exploitable en le chauffant) et enfin le pétrole de roche mère ou de réservoirs étanches dit Light Tight Oil ou LTO (où il faut fracturer la roche le contenant en petites gouttelettes pour pouvoir le pomper).

Ce dernier type de pétrole, très léger, et donc impropre à produire l’ensemble de l’éventail des produits pétroliers, est essentiellement exploité aux Etats-Unis depuis le début des années 2000, avec un décollage impressionnant de la production depuis 2011, et il supporte une grande partie de l’augmentation de la production mondiale depuis cette date.

La question qui se pose est dès lors d’estimer dans quelle mesure ce pétrole si particulier est en mesure de soutenir la croissance de la production mondiale dans la durée.

L’imparfait Hubbert est-il si mauvais ?

Marion King Hubbert est le premier a avoir proposé un modèle mathématique simple, basé sur les fonctions de production, permettant d’estimer un ordre de grandeur d’une réserve en cours d’exploitation, ainsi que le profil de production possible d’un gisement, si aucun rupture imprévue ne vient perturber celle-ci (accident, guerre, krash économique, etc.) (cf. https://fr.wikipedia.org/wiki/Marion_King_Hubbert).

En l’absence de boule de cristal permettant d’entrevoir les éléments imprévisibles du futur, je propose ci-après de modéliser de possibles profils de production du LTO américain, sur la base d’une linéarisation de Hubbert.

J’utilise ici les données du site Shaleprofile, qui me donnent une précision mensuelle de la production, des détails par bassin, exploitant, etc., sachant que le site ne couvre toutefois que 93% des productions de pétrole de roche mère américain. On peut montrer mathématiquement, que si ces 93% sont représentatifs du comportement de l’ensemble des puits américains, alors on peut malgré tout simplement déduire les réserves ultimes et modéliser les courbes de production sur la base de ces données parcellaires. On notera que sur la base de ces chiffres corrigés, la moyenne de production 2019, calculée sur une année partielle est jusqu’ici de 7,5 Mbl/j, et que fin août 2019, le cumul de production du LTO américain s’élevait à 13 Gbl.

A partir de cette série de données, il est alors possible d’effectuer une linéarisation de Hubbert qui permet ensuite d’estimer l’URR (Ultimate Recoverable Resource, c’est-à-dire la réserve ultime récupérable), qui n’est autre que l’abscisse à l’origine de la fonction représentant le ratio production/production cumulée en fonction de la production cumulée.

Sur la période 2013–2019, la linéarisation donne un URR de 33,3 Gbl. Sur la période restreinte allant de novembre 2018 à août 2019, on obtient un URR de 46,6 Gbl. Enfin, si on « efface » la période de crise qu’a connu le LTO américain (liée à une bataille des prix menée par certains pays de l’OPEP) allant de mars 2015 à décembre 2016, on obtient un URR de 47,6 Gbl.

Dans la suite de ce travail de modélisation, je vais donc considérer que les réserves totales de pétrole de roche mère américain récupérables, se situent dans une fourchette comprise entre 33,3 et 47,6 Gbl. Même si la différence entre ces deux extrêmes, c’est-à-dire 14,3 Gbl paraît énorme, il est à ramener aux 35 à 36 Gbl consommés annuellement autour de la planète, et nous verrons qu’il ne change pas fondamentalement l’avenir de ce secteur pétrolier particulier.

Courbe de production pour un URR de 33,3 Gbl

Deux courbes sont proposées ici, la gaussienne simple en pointillé orange qui simule une progression parfaite de la production, et la courbe violette qui intègre la cassure de rythme entre mars 2015 et décembre 2016.

Sans rupture de la progression de la loi normale, le pic aurait été atteint en juillet 2019 avec une production de 9,64 Mbl/j. Avec la rupture de rythme entre mars 2015 et décembre 2016, le pic est retardé à mai 2021 et ne peut monter aussi haut, plafonnant à 8,87 Mbl/j.

Courbe de production pour un URR de 47,6 Gbl

Deux courbes sont proposées ici, la gaussienne simple en pointillé orange qui simule une progression parfaite de la production, et la courbe violette qui intègre la cassure de rythme entre mars 2015 et décembre 2016.

Sans rupture de la progression de la loi normale, le pic serait atteint en octobre 2020 avec une production de 12,8 Mbl/j. Avec la rupture de rythme entre mars 2015 et décembre 2016, le pic est retardé à décembre 2022 et ne peut monter aussi haut, plafonnant à 11,65 Mbl/j.

Scénario médian pour un URR de 40,5 Gbl

Pour finir, voici les courbes correspondant à un URR au milieu de la fourchette étudiée.

Sans rupture de la progression de la loi normale, le pic serai atteint en avril 2020 avec une production de 11,2 Mbl/j. Avec la rupture de rythme entre mars 2015 et décembre 2016, le pic est retardé à mars 2022 et ne peut monter aussi haut, plafonnant à 10,35 Mbl/j.

Discussion

Les simulations précédentes peuvent fournir des ordres de grandeur, ainsi que des plages de dates concernant les points d’inflexion et les points de rebroussement de la courbe de production. Cependant depuis janvier 2019, il semble que l’on commence à observer une nouvelle rupture de pente dans la courbe de production, les capacités progressant plus lentement que sur la période décembre 2016-décembre 2018.

Cette rupture, probablement due à une recherche d’équilibre économique du secteur du LTO américain tendrait à démontrer que les pentes de croissance qui ont été suivies en dehors des phases de rupture, sont intenables économiquement à long terme (ce qui explique l’invariable endettement cumulatif jusqu’à fin 2018), et trouvent probablement leur explication dans le profil d’extraction atypique des puits de LTO, très asymétrique, avec une phase de croissance explosive la première année, puis une descente rapide pendant 24 à 36 mois, et enfin une queue de production relativement longue.

Source : www.shaleprofile, year of first flow 2014

Il est intéressant de regarder quelles étaient les prévisions de l’U.S. Energy Information Administration (EIA), lorsque le LTO était en pleine phase de croissance, et n’avait pas encore connu de phase de rupture dans sa courbe de production. Les prévisions du scénario « prix du pétrole élevé » étaient d’environ 7,5 Mbl/j de LTO en 2019 (la moyenne 2019 devrait probablement être très proche de ce chiffre), et un pic à 7,9 MBl/j en 2023, et enfin une décrue amortie post pic.

Source : https://www.eia.gov/analysis/petroleum/crudetypes/

Sur la base d’une étude de l’USGS (https://pubs.usgs.gov/fs/2018/3073/fs20183073.pdf) menée en 2018, les réserves de LTO ont été augmentées de 46 Gbl dits « non découverts », portant le total à près de 100 Gbl, sans que l’on sache vraiment si ces quantités pourront un jour être extraites tout en atteignant un équilibre économique long terme. On voit depuis cette réévaluation, que les projections de production du LTO rivalisent avec les records de production de l’Arabie Saoudite (même si sur des durées plus courtes) et promettent un avenir radieux pluri-décennal au LTO.

Source : https://www.artberman.com/wp-content/uploads/2019/11/LSU-NOV-22-2019_REDUCED-1.pdf

J’ai calculé qu’Art Berman estimait ici l’URR du LTO américain proche de 70 Gbl. Pourtant, ce que suggère la rupture de pente de production depuis fin 2018, c’est que tout le LTO n’est pas exploitable tout en tenant un équilibre financier (il semblerait que le secteur se dirige vers l’équilibre ou une faible rentabilité sur l’année 2019, pour la première fois depuis ses débuts), et les grandes restructurations du secteur, ainsi que l’implication croissante de poids lourds historiques du pétrole conventionnel indiquent que la rentabilité du LTO est obtenue en se concentrant uniquement sur les quelques gisements équilibrés économiquement. Ainsi, il est fort peu probable que les 100 Gbl de ressource en LTO soient un jour extraits du sol, sans que le prix du baril n’atteigne des sommets (dont on sait qu’ils sont de moins en moins supportables par l’économie mondiale sur de longues durées).

Conclusion

Pour conclure, j’ai créé un dernier scénario, possédant deux ruptures de pente de production, la première de mars 2015 à décembre 2016 (guerre des prix du pétrole), et une deuxième à partir de janvier 2019, reflétant l’âge de raison du LTO américain, c’est-à-dire une période de rentabilité économique sur la base d’une exploitation raisonnée des gisements. J’ai tracé ce scénario à partir de l’URR médian de ma fourchette d’estimation, ne pouvant pas encore estimer quel sera le nouvel URR vers lequel tendra cette nouvelle phase du LTO américain. Il est possible que l’URR et la valeur de la production au pic, soient légèrement supérieures ( 46,6 Gbl, 8,6 Mbl/j ?), mais cela ne changerait pas fondamentalement la forme de la courbe, ni la date du pic de production.

Dans ce scénario, qui me semble le plus vraisemblable (longue queue de production), le pic de production intervient mi-2022, à pratiquement 9 Mbl/j, pour un déclin d’environ 20 ans. En tout état de cause, on ne devrait donc pas pouvoir compter encore longtemps sur le LTO américain pour repousser le pic mondial de production de pétrole, puisque selon toute vraisemblance, sa capacité de production ne devrait encore augmenter que de moins de 2 Mbl/j durant les six prochaines années.

*LTO pour Light Tight Oil est un pétrole léger issu de réservoirs atypiques, étanches (les gouttelettes de pétrole ne peuvent pas migrer au sein de la roche qui les renferme), nécessitant de fracturer la roche-réservoir et maintenir les fractures ouvertes, afin d’en extraire le pétrole qu’elle contient. Pour se familiariser avec cette catégorie particulière de pétrole : https://fr.wikipedia.org/wiki/P%C3%A9trole_l%C3%A9ger_de_r%C3%A9servoirs_%C3%A9tanches

    Xavier Coeytaux

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