Faisant abstraction du fait que le pétrole et le gaz naturel sont des hydrocarbures produits de manière abiotique et en supposant une production basée sur les combustibles fossiles, Jérôme Corsi remet en question les estimations des réserves mondiales utilisées par les théoriciens du pic de production.
Il procède en analysant en détail les réserves souterraines et sous-marines profondes, dont les estimations augmentent à mesure que les techniques d’extraction progressent. Ces estimations croissantes, et non décroissantes, remettent en question les hypothèses de pic pétrolier et de pic gazier.
En lisant le résumé ci-dessous, il convient de garder à l’esprit que l’ouvrage de Corsi a été initialement publié en 2012, et que les faits et chiffres qu’il fournit datent donc de cette date.
Théories du forage en eaux profondes et des combustibles fossiles
Les progrès réalisés dans le domaine du forage en eaux profondes ont remis en question la théorie des combustibles fossiles, ce segment de l’industrie énergétique ayant connu une croissance rapide au cours des vingt dernières années, et des entreprises internationales prévoient désormais d’étendre le forage en eaux profondes dans les eaux mexicaines et cubaines, hors du contrôle des États-Unis.
Malgré le moratoire sur l’exploration et la production en eaux profondes dans le golfe du Mexique après la catastrophe de Deepwater Horizon, début 2012, quarante plateformes de forage étaient en activité dans le golfe, contre seulement vingt-cinq un an auparavant, British Petroleum exploitant cinq plateformes dans le golfe, soit le même nombre qu’avant la catastrophe.
L’Agence américaine d’information sur l’énergie (EIA) prévoit que la production pétrolière dans le golfe du Mexique passera de 1,3 million de barils par jour à 2 millions de barils par jour d’ici 2020, et sans les restrictions imposées au forage dans le golfe par l’administration Obama, les chiffres de production pétrolière seraient considérablement plus élevés.
Le forage en eaux profondes implique généralement des plateformes offshore forant sur les plateaux continentaux du monde entier dans des eaux de plusieurs milliers de pieds de profondeur, et l’avantage du forage offshore est que les plateformes pétrolières peuvent circuler librement dans l’eau avant que le forage en profondeur ne commence, permettant ainsi de forer plus profondément dans la terre avec moins de difficultés techniques et de coûts.
Le champ pétrolier de Cantarell et les théories d’impact de météorites
Le champ pétrolier de Cantarell, découvert en 1976, a largement contribué à maintenir le Mexique parmi les dix premiers pays producteurs de pétrole au monde, et sa découverte serait liée à un énorme météore qui a frappé la Terre à la fin de la période du Crétacé, il y a environ soixante-cinq millions d’années, dans le Yucatan, près de la ville de Chicxulub.
Le géophysicien Glen Penfield a établi que l’impact de la météorite avait fracturé le socle rocheux du golfe du Mexique au large des côtes du Yucatan, créant ainsi le champ pétrolier de Cantarell et ouvrant des perspectives d’exploration pétrolière dans tout le golfe. Les physiciens Luis Alvarez et son fils géologue Walter ont quant à eux suggéré qu’un impact de météorite sur Terre entre le Crétacé et le Tertiaire avait provoqué l’extinction des dinosaures.
Le cratère d’impact de Chicxulub est énorme, sa largeur étant estimée entre 160 et 240 kilomètres. Le choc sismique de la météorite a profondément fracturé le substratum rocheux sous le golfe, facilitant la circulation des liquides et des gaz provenant des profondeurs de la Terre. Les géologues ont ainsi compris que les ondes de choc intenses générées lors des impacts de météorites ont considérablement façonné la surface de la Terre, réparti sa croûte et fracturé son substratum rocheux.
L’identification de plus de 150 structures géologiques importantes à travers le monde, notamment des cratères d’impact circulaires, a conduit à l’exploration des structures d’impact de météorites comme sites potentiels de production de pétrole, Cantarell étant un exemple notable qui a stimulé l’intérêt pour ce domaine.
Découvertes en eaux profondes de Pemex au Mexique
Petróleos de Mexico, également connue sous le nom de Pemex, a découvert deux gisements pétroliers en eaux profondes, Noxol-1 et Lakach-1, au large des côtes de Veracruz dans le golfe du Mexique, avec des réserves estimées à dix milliards de barils de pétrole dans la zone de Coatzacoalcos Profundo.
Pemex a annoncé son intention de déployer deux plateformes de forage ultramodernes dans la région, l’une forant à 9 514 pieds de profondeur et l’autre à 8 316 pieds de profondeur, ce qui est considéré comme un forage en eaux ultra-profondes.
Facteurs géologiques dans la formation du pétrole saoudien
L’abondance de pétrole en Arabie saoudite, contrairement à des pays voisins comme l’Afghanistan, est attribuée à la roche-mère profondément fracturée sous les champs pétrolifères saoudiens, qui permet au pétrole de remonter du manteau terrestre à travers ces fractures.
Une étude du géologue HS Edgell, publiée en 1992, apporte la preuve que les champs pétrolifères saoudiens, y compris le champ géant de Ghawar, ont été produits par du pétrole remontant à travers des fractures de la roche-mère, composée de roches cristallines précambriennes datant de l’origine de la Terre.
Les champs pétrolifères d’Arabie saoudite sont principalement situés dans la partie nord-est du pays, y compris la zone offshore du golfe Persique, et sont caractérisés par des failles d’extension en blocs dans la zone arabique, une caractéristique géologique qui constitue le « vieux grain » de l’Arabie.
La découverte de pétrole dans ces régions a permis de mieux comprendre le rôle des structures géologiques et des fractures du substratum rocheux dans la formation des gisements pétroliers, et a des implications importantes pour l’exploration et la production de pétrole à l’avenir.
L’ère mésozoïque, qui a débuté il y a 250 millions d’années, marque l’apparition des premiers dinosaures sur Terre, soit une période significative qui la sépare de l’ère précambrienne, et cette ère est pertinente dans le cadre de la discussion sur la formation du pétrole en Arabie saoudite.
Selon l’étude de HS Edgell, l’abondance de pétrole en Arabie saoudite peut être attribuée aux failles présentes dans le socle rocheux sous-jacent, qui permettent au pétrole du manteau terrestre de remonter dans les strates sédimentaires poreuses sus-jacentes. Cette théorie est étayée par le fait que tous les gisements pétroliers connus en Arabie saoudite sont liés à quatre directions principales de failles du socle.
La conclusion d’Edgell suggère que l’origine du pétrole en Arabie saoudite n’est pas liée aux dinosaures, aux forêts anciennes, au plancton ou aux algues, mais plutôt aux mouvements tectoniques profonds du socle cristallin précambrien, qui ont entraîné la formation de structures anticlinales ou en dôme contenant tous les gisements de pétrole et de gaz connus de la région.
Débats sur les réserves pétrolières saoudiennes et le pic de production
Dans son livre « Crépuscule dans le désert », Matthew Simmons dresse un tableau sombre des perspectives pétrolières de l’Arabie saoudite, affirmant que même le gisement géant de Ghawar s’épuise et est de plus en plus inondé pour augmenter la production, ce qui contraste avec la vision plus optimiste du ministre saoudien du Pétrole et des Ressources minérales, Al-Naimi.
Al-Naimi estime que l’Arabie saoudite possède 1 200 milliards de barils de réserves pétrolières, un chiffre considéré comme prudent, et note que de nouvelles ressources sont découvertes et que de nouvelles technologies sont utilisées pour extraire davantage de pétrole des réserves existantes, ce qui est une vision plus optimiste que la prédiction de Simmons concernant un pic de production.
L’Agence d’information sur l’énergie a estimé les ressources pétrolières saoudiennes à environ 261,9 milliards de barils en 2011, soit un cinquième des réserves mondiales prouvées de pétrole, mais seulement 20 % de l’estimation d’Al-Naimi de 2004, ce qui souligne la difficulté d’obtenir des données précises sur les réserves et la production pétrolières saoudiennes.
Le manque de données fiables sur les réserves et la production pétrolières saoudiennes, notamment en ce qui concerne le champ de Ghawar, rend difficile de déterminer si l’Arabie saoudite a atteint son pic de production, et cette incertitude est exacerbée par le fait que peu de personnes, même parmi les experts en énergie, ont accès à des informations détaillées sur les performances et les paramètres de Ghawar.
Les réserves pétrolières saoudiennes sont difficiles à estimer en raison de la possibilité d’une production abiotique de pétrole, où le pétrole se forme dans le manteau terrestre et remonte à la surface, ce qui rend difficile la détermination du taux de production et de renouvellement du pétrole.
La catastrophe de Deepwater Horizon et ses conséquences
La catastrophe de la plateforme pétrolière Deepwater Horizon, survenue le 20 avril 2010 dans le golfe du Mexique, a été la plus grande marée noire de l’histoire, causant la mort de onze travailleurs et entraînant une marée noire massive qui a finalement été colmatée après quatre-vingt-six jours.
Le puits de pétrole, exploité par British Petroleum (BP), a été foré dans 4 130 pieds d’eau et s’étendait sur 30 923 pieds supplémentaires sous le fond marin, atteignant une profondeur totale de plus de six milles sous la surface du Golfe, et a trouvé du pétrole dans de multiples réservoirs de la zone géologique du Tertiaire inférieur.
Selon BP, cette découverte est importante et pourrait potentiellement rivaliser avec d’autres grands gisements du Golfe, comme le gisement de Thunder Horse, qui produisait 300 000 barils de pétrole par jour au moment de l’annonce.
La Commission nationale sur les déversements d’hydrocarbures a attribué la catastrophe à l’incapacité de la direction de BP à évaluer les facteurs de risque et à mettre en œuvre les mesures de sécurité techniques et opérationnelles nécessaires, tandis que certains environnementalistes, comme Damian Carrington, ont suggéré que la véritable cause de la catastrophe était le pic pétrolier et la nécessité d’une transition vers des sources d’énergie alternatives.
Les observateurs abiotiques du pétrole avaient une analyse différente de la situation, bien que les détails de leur point de vue ne soient pas pleinement explorés dans le livre, qui comprend des citations de personnalités notables telles que Daniel Yergin, président de Cambridge Energy Research Associates, et Daren Beaudo, porte-parole de BP.
La découverte de pétrole dans la zone géologique du Tertiaire inférieur, qui remonte à trente-huit à soixante-huit millions d’années, a été considérée comme une découverte importante, BP voyant dans la région l’une des prochaines grandes vagues de développement du golfe du Mexique, et la découverte de Kaskida par la société ayant des réserves estimées entre quatre et six milliards de barils.
L’explosion de la plateforme Deepwater Horizon suggère que les réserves de pétrole qu’elle a découvertes étaient énormes, générant peut-être une pression que la technologie actuelle ne pouvait pas supporter en toute sécurité, et que la seule solution était de boucher le puits, que BP pourrait rouvrir à l’avenir lorsque la technologie aura progressé pour gérer les pressions et les températures en jeu.
Développements pétroliers offshore et découvertes pré-salifères au Brésil
La compagnie pétrolière semi-publique brésilienne Petrobras a réalisé des progrès significatifs dans le développement de technologies permettant de forer des puits ultra-profonds en mer dans le bassin de Campos, ce qui permet au pays de réduire rapidement sa dépendance aux importations de pétrole étranger et à l’éthanol produit à partir de sucre.
Selon l’Agence d’information sur l’énergie, le Brésil a augmenté sa production pétrolière, passant de presque rien en 1980 à environ 2,1 millions de barils de pétrole brut par jour en 2011, avec un taux de croissance d’environ 9 % par an, et devrait devenir indépendant du pétrole et exportateur net de pétrole dans un avenir proche.
Le gouvernement brésilien s’est fixé pour objectif à long terme d’accroître la production pétrolière nationale, et les récentes découvertes d’importants gisements pétroliers pré-salés en mer pourraient transformer le Brésil en l’un des principaux producteurs de pétrole au monde, le pays consommant actuellement 2,2 millions de barils par jour et prévoyant d’en produire trois millions par jour d’ici 2013.
Pour développer les ressources pétrolières du bassin de Campos, Petrobras a créé une société à vocation spéciale, la Barracuda & Caratingua Leasing Company BV, qui a attribué un contrat de 2,5 milliards de dollars à la filiale Kellogg Brown & Root de Halliburton pour concevoir, se procurer, installer et construire cinquante puits offshore et deux navires flottants de production, de stockage et de déchargement.
Les gisements de Barracuda et de Caratingua devraient ajouter 30 % au taux de production actuel de la région du bassin de Campos, couvrant une superficie combinée de 230 kilomètres carrés, avec des réserves prouvées de pétrole estimées à 1,229 milliard de barils, et devraient produire 773 millions de barils de pétrole d’ici 2025, ce qui remet en question les théories de la « production maximale » et des « combustibles fossiles » qui prévoient l’épuisement des gisements pétroliers.
La découverte d’immenses gisements de pétrole dans le champ de Campos a conduit à l’exploration d’autres gisements sur le plateau continental brésilien, aboutissant à la découverte d’un deuxième immense gisement pétrolier offshore dans le bassin de Santos, connu sous le nom de champ de Tupi, dont les réserves sont estimées entre cinq et huit milliards de barils de pétrole.
Le gisement de Tupi, situé dans le bassin de Santos, est une découverte importante qui pourrait augmenter les réserves prouvées de pétrole du Brésil de 40 à 50 %, le gisement se trouvant sous 7 060 pieds d’eau, 10 000 pieds de sable et de roches et 6 600 pieds de sel, soit un total de 4,48 miles sous la surface de l’océan Atlantique.
Outre le champ de Tupi, Petrobras a annoncé la découverte du champ de Lula dans le bassin de Santos en avril 2012, ce qui pourrait rendre le bassin de Santos aussi productif que le bassin de Campos, l’Agence américaine d’information sur l’énergie estimant que la consommation mondiale de gaz naturel devrait passer de 111 billions de pieds cubes en 2008 à 169 billions de pieds cubes en 2035.
Ressources en gaz naturel des profondeurs terrestres aux États-Unis
Le rapport « Perspectives énergétiques mondiales 2011 » de l’Agence internationale de l’énergie suggère que le monde pourrait entrer dans un « âge d’or du gaz », les ressources conventionnelles récupérables de gaz naturel étant estimées équivalentes à plus de 120 ans de consommation mondiale actuelle, et les ressources totales récupérables pouvant potentiellement soutenir la production actuelle pendant plus de 250 ans.
Aux États-Unis, les ressources en pétrole et en gaz naturel sont abondantes, tant en eaux profondes qu’en profondeur, notamment à des profondeurs supérieures à 15 000 pieds. Le rapport de 2003 du Comité sur le potentiel gazier indiquait qu’il y avait plus de 2 500 puits de gaz naturel actifs produisant à ce niveau ou en dessous, puisant dans 183 réservoirs naturels situés principalement dans les bassins terrestres et maritimes des côtes du golfe du Texas et de la Louisiane.
Le département américain de l’Énergie note que plus de 70 % du gaz naturel produit aux États-Unis provient de puits situés à 5 000 pieds ou plus de profondeur, tandis que seulement 7 % provient de formations situées à plus de 15 000 pieds, et estime que 125 billions de pieds cubes de gaz naturel seraient piégés à des profondeurs supérieures à 15 000 pieds.
La société GHK en Oklahoma détient le record du monde occidental en matière d’exploration et de production de gaz naturel en puits profonds, ayant conçu et foré deux puits commerciaux de gaz naturel en Oklahoma à des profondeurs supérieures à 30 000 pieds, dont le puits Bertha Rogers n° 1-27 et le puits ER Baden n° 1-28, tous deux situés dans le bassin profond et à haute pression d’Anadarko.
La société GHK a déclaré avoir foré et exploité 193 puits, la majorité se trouvant à plus de 15 000 pieds de profondeur, et n’a connu aucune éruption depuis sa création au milieu des années 1980, atteignant un taux de réussite de 82 % pour toutes les opérations de forage de 1995 à 2005.
Une étude menée par Mark Snead, PhD, directeur du Centre de recherche économique appliquée de la Spears School of Business de l’Université de l’Oklahoma, met en lumière le succès du forage en puits profonds pour l’extraction de gaz naturel en Oklahoma, le premier puits foré à plus de 30 000 pieds à des fins de production commerciale ayant été achevé dans le comté de Beckham en 1972.
Le bassin d’Anadarko a toujours été l’une des régions productrices de gaz naturel les plus prolifiques des États-Unis, avec 20 % des forages de plus de 15 000 pieds de profondeur avant 1991 situés dans ce bassin, et 19 des 52 puits ultra-profonds existants de moins de 25 000 pieds forés dans le bassin d’Anadarko jusqu’en 1998.
Le Comité du potentiel gazier indique qu’un total de 1 221 puits profonds de production ont été forés en Oklahoma à une profondeur moyenne de 17 584 pieds, dont 775 sont actuellement actifs, ce qui démontre le succès global du forage profond des ressources en gaz naturel à travers les États-Unis.
Progrès technologiques dans le forage ultra-profond
Selon le rapport du Dr Snead, d’importantes avancées technologiques ont facilité le forage ultra-profond des puits de gaz naturel, notamment des progrès en informatique qui ont permis des avancées majeures dans la modélisation des réservoirs, permettant ainsi de meilleures estimations de la taille et de l’emplacement des gisements récupérables.
Le Bureau de l’énergie fossile du département américain de l’Énergie a mis en place un programme « Deep Trek » pour réduire les coûts et améliorer l’efficacité du forage de puits profonds commercialement productifs, reconnaissant le potentiel du forage de puits profonds de gaz naturel et la nécessité de pénétrer des structures rocheuses qui ressemblent davantage à de la roche mère qu’à des couches sédimentaires.
L’idée reçue selon laquelle le gaz naturel, comme le pétrole, est un « combustible fossile » est remise en question, et la page « Energy Kids » de l’Agence d’information sur l’énergie explique la théorie traditionnelle de la formation du gaz naturel à partir des restes de plantes et d’animaux qui se sont décomposés en matière organique il y a des millions d’années.
Le projet « Deep Trek », financé par le département américain de l’Énergie, vise à développer de nouvelles technologies, telles que le trépan en diamant polycristallin, pour exploiter les ressources en gaz naturel estimées à 125 billions de pieds cubes qui se trouvent sous le territoire continental des États-Unis à des profondeurs de 15 000 pieds ou plus, ce qui représente une tâche technologiquement ardue et coûteuse.
Défis et coûts du forage en profondeur
Le forage dans les formations profondes est extrêmement difficile en raison de la roche chaude, dure, abrasive et à haute pression, qui peut ralentir le trépan à seulement deux à quatre pieds par heure, entraînant des coûts d’exploitation élevés de plusieurs dizaines de milliers de dollars par jour pour les installations terrestres et de millions de dollars par jour pour les formations en mer profonde.
Le développement de nouvelles technologies, telles que l’approche de « liaison par diffusion » mise au point par des scientifiques des laboratoires nationaux Sandia du département de l’Énergie, contribue à améliorer l’efficacité du forage dans les formations difficiles et soutient la théorie selon laquelle l’origine du pétrole est abiotique et non organique.
Perspectives d’avenir et ressources en hydrocarbures inexplorées
Les estimations des réserves mondiales de gaz naturel ont augmenté à mesure que les géoscientifiques prennent conscience de l’abondance du gaz naturel en eaux profondes, ce qui remet en question les hypothèses de production maximale, et les estimations des réserves mondiales de gaz naturel en eaux profondes devraient augmenter considérablement à mesure que les progrès technologiques permettent l’exploration à de plus grandes profondeurs sous la surface de l’eau et à de plus grandes distances des plateaux continentaux.
L’Agence américaine d’observation océanique et atmosphérique (NOAA) estime que les océans recouvrent 71 % de la surface de la Terre et, compte tenu de l’immensité de cette zone encore inexplorée, les géoscientifiques n’ont aucun moyen d’estimer avec précision la quantité d’hydrocarbures que la Terre pourrait contenir dans ses profondeurs terrestres et sous-marines, laissant ainsi la place à de nouvelles découvertes et explorations.
Voir tous les articles de la série : Le grand complot pétrolier
Que pensez-vous de cet article ? Partagez autant que possible. L'info doit circuler.
|
Aidez Elishean à survivre. Merci |
