Comment renouveler les réserves ?

 

+ Yves Mathieu, ingénieur géologue à l’IFP, répond à nos questions
+ L'IFP et les défis de la technologie pour accroître les réserves mondiales d'hydrocarbures

 

 

 

> Peut-on encore faire de nouvelles découvertes ? Y.M : Le potentiel de nouvelles découvertes en pétrole conventionnel demeure important car certaines régions restent peu ou pas explorées (Arctique, domaines terrestres et maritimes ultra profonds, zones géologiquement complexes, pièges stratigraphiques, etc.). L'amélioration des outils de prospection sismique (détection des pièges), les progrès réalisés dans la connaissance et la modélisation de bassins sédimentaires par reconstitution de l'histoire géologique et pétrolière d'un bassin (présence et nature des hydrocarbures) permettent d'envisager de nouveaux champs d'exploration. Tel est le cas par exemple des fabuleuses découvertes réalisées en 2008 au large du Brésil (Tupi, Carioca, etc.), qui n'auraient pas pu être envisagées en l'an 2000, et qui ont permis de mettre à jour plus de 30 milliards de barils équivalent pétrole par plus de 2000 m d'eau et sous 5000 mètres de couvertures sédimentaires. > Comment optimiser l'exploitation des gisements ? Y.M : Il est important de rappeler, qu'en moyenne, seul un tiers des volumes de pétrole contenu dans les réservoirs est aujourd'hui récupéré. Or un pour cent supplémentaire de récupération, sur l'ensemble des gisements, correspond à une année de consommation mondiale. Améliorer le taux de récupération constitue donc un enjeu majeur. Diverses techniques peuvent être mises en oeuvre afin de maximiser l'extraction du brut : d'une meilleure connaissance des caractéristiques du réservoir via la modélisation de son architecture et permettant une implantation optimale des puits, à l'injection de produits divers (eau, gaz , polymères, tensio actifs, etc.) permettant de favoriser la production des hydrocarbures au détriment de la production d'eau. > Quel est le potentiel des pétroles dits non conventionnels ? Y.M : 600 milliards de barils pourraient être récupérés, soit environ vingt années de consommation mondiale en plus au rythme actuel. Ce sont pour la plupart des pétroles denses et fortement visqueux qui posent de nombreux problèmes techniques pour être exploitables, tant dans le domaine de la production et du transport que du raffinage. Les recherches menées à l'IFP visent à lever ces verrous technologiques et à réduire les coûts, en veillant au respect de l'environnement, notamment sous l'angle des émissions de CO2. En effet, pour atteindre des taux de récupération importants, il est nécessaire de chauffer les huiles lourdes pour les fluidifier en injectant de la vapeur. La génération de cette vapeur entraîne de grandes quantités de CO2 qu'il est impératif de capter pour ré-injection dans le sous-sol. > En quoi l’augmentation du prix du baril peut-elle encore repousser l’échéance ? Y.M : Quand le prix du baril est élevé, le seuil de rentabilité est abaissé. Bon nombre de gisements jugés autrefois comme non rentables peuvent alors être mis en production. De même, il devient possible de prolonger la production de gisements dont les coûts redeviennent compétitifs. On peut aussi avoir recours à de nouvelles technologies plus onéreuses mais plus sophistiquées pour mettre en production mais surtout pour augmenter les taux de récupération et fournir ainsi d'importantes réserves additionnelles. L'augmentation du prix du baril permet ainsi d'augmenter les réserves par l'accès à de nouveaux gisements et par l'obtention de gains de production. > Alors, du pétrole jusqu’à quand ? Y.M : Bien que le pétrole soit exploité depuis plus de 150 ans, les ressources potentiellement exploitables sont encore considérables. Elles pourraient dépasser les 1 000 milliards de barils, voire atteindre les 2 000 milliards si on exploitait de façon optimale les pétroles conventionnels et si on produisait les pétroles non conventionnels. Néanmoins, l'exploitation de ces ressources et leur transformation en réserves dépend de nombreux paramètres : croissance de la demande, évolution du prix du baril, capacités d'investissement, contexte géopolitique, politique des pays producteurs, disponibilité des moyens techniques et humains, etc. Quoiqu'il en soit on produira et on consommera du pétrole jusqu’à la fin de ce siècle, et même au-delà. Un délai qui va permettre aux Consommateurs d'adapter leur mode de vie, aux Chercheurs, notamment à l'IFP, de préparer des solutions alternatives au pétrole, au Monde d'assurer une transition énergétique acceptable par et pour tous.»

 

+ Événement > Conférence-débat "Les pics pétrolier et gazier : conséquences et enjeux" (11 mai 2006)

 

 

 

L'IFP et les défis de la technologie pour accroître les réserves mondiales d'hydrocarbures

Pour repousser les limites des réserves actuelles d’hydrocarbures, l’IFP développe des technologies permettant de mieux exploiter les gisements déjà découverts et d'accéder à de nouvelles ressources.

 

 

 

• Améliorer le taux de succès en exploration

- Une meilleure visualisation du sous-sol
Grâce aux progrès de la géophysique et de l'informatique, la sismique 3D - qui donne une vision du sous-sol en trois dimensions - a connu un grand développement. En fournissant des images plus fiables et plus précises sur les structures du sous-sol, l'utilisation de cette méthode a permis d'améliorer l'implantation des forages d'exploration et de diminuer le risque de forages secs, en particulier dans les zones où ce que l'on observe en surface est différent de ce qu'il y a en profondeur.
L'IFP conduit des recherches sur l'amélioration de l'imagerie sismique appliquée à des zones plus profondes et plus complexes. Des progrès dans ce domaine sont essentiels pour pouvoir accéder à des ressources dans les zones géologiquement complexes de piémonts et en offshore très profond .
Au-delà de l’image structurale du sous-sol, il est souvent primordial d’avoir une bonne estimation des caractéristiques pétrophysiques des sous-sols, à savoir des porosités, perméabilités et caractéristiques des fluides. Là encore, les progrès de la sismique permettent d’avoir aujourd’hui des estimations beaucoup plus fiables, notamment grâce à l’imagerie quantitative et à l’inversion stratigraphique. L’IFP mène des programmes de recherche dans ces deux domaines stratégiques pour la caractérisation des sous-sols.

- Une meilleure anticipation du type de découvertes : la modélisation de bassin
Prédire la qualité des réservoirs, les volumes en place, la nature des hydrocarbures et des pièges est une action prioritaire pour les compagnies pétrolières. De même que la recherche de tout autre paramètre permettant de réduire les incertitudes et les risques et, par conséquent, de diminuer les coûts d'exploration. C'est le rôle de la modélisation de bassin que les opérateurs intègrent le plus souvent dans leur stratégie.
Leader dans ce domaine, l'IFP propose à l’industrie des logiciels, des équipements et de l’expertise. Par exemple, le logiciel de modélisation Dionisos développé par l'IFP reconstitue l'évolution des processus sédimentaires d'un bassin pétrolier à l'échelle des temps géologiques. Il permet de localiser les réserves potentielles et d'en construire un modèle détaillé. L'IFP développe aussi d'autres logiciels qui permettent, d'une part, de dater l'âge de la formation des hydrocarbures et donc la probabilité que les pièges en soient imprégnés et, d'autre part, d'identifier le type et la qualité des huiles que l'on va trouver.

- La définition de nouveaux concepts géologiques
On améliore sans cesse la connaissance que l'on a de la formation du pétrole et de son existence grâce aux avancées des sciences de la terre. Ce qui permet de donner de nouvelles perspectives à des zones déjà explorées ou d'explorer de nouvelles zones où l’on ne serait pas allé auparavant.
L'IFP développe également des outils permettant de mieux évaluer le potentiel pétrolier de nouvelles zones prometteuses (chaînes de montagne, certaines zones de piémont encore peu explorées) mais complexes et difficiles à appréhender par des méthodes classiques.

Ces avancées se traduisent par une nette diminution du nombre de forages secs, ce qui permet d'explorer à moindre coût et de rentabiliser des gisements de faibles volumes qui n'auraient pas pu être explorés, découverts et exploités préalablement. Le taux de succès mondial moyen des forages d'exploration a pratiquement doublé au cours des 50 dernières années. Et dans les régions où les nouvelles techniques sont appliquées et utilisées couramment, le taux de succès atteint souvent 50 %, voire 80 %.

• Améliorer la récupération du pétrole en place

Pour produire davantage de pétrole dans les gisements existants, on injecte de l'eau, de la vapeur ou du CO₂. Des travaux menés par exemple sur le champ de Duri, en Indonésie, ont permis de faire passer le taux de récupération, de 7,5 % à son démarrage, à 16 % avec de l’injection d’eau, et à 55 % avec de l’injection de vapeur. Ce sont des technologies éprouvées mais qui posent encore des problèmes de coût.

Améliorer la récupération, c'est aussi utiliser toute une panoplie de technologies (caractérisation et simulation du réservoir, logiciels de modélisation, "monitoring" de la production des gisements, etc) pour mieux connaître un réservoir de pétrole et optimiser son exploitation.
La tendance est surtout, depuis une dizaine d'années, à la mise en place de systèmes intégrés de "monitoring des gisements" avec un contrôle simultané sur le réservoir et les installations de surface. L’utilisation de capteurs permanents dans les puits et en surface, et surtout l’utilisation répétée dans le temps de la sismique 3D, permettent de suivre le déplacement des fluides à l'intérieur des gisements en cours de production et de mettre à jour le modèle géologique initial. On peut ainsi identifier les endroits où le réservoir n'a pas été drainé et décider éventuellement de placer un nouveau puits. L'IFP propose dans ce domaine des technologies avancées intégrant les connaissances géologiques, géophysiques et de réservoir.

• Rendre accessible les pétroles et gaz difficiles à exploiter

C'est réussir à produire le pétrole offshore à plus de 3 000 mètres, les bruts lourds, les pétroles très enfouis à plus de 6 000 m ou les gaz fortement acides. Réduire les coûts de production, de traitement et de transport de ces pétroles dits à haut contenu technologique est une nécessité afin de les rendre économiquement exploitables. L'IFP développe notamment des procédés de traitement des gaz très soufrés ainsi que des additifs pour améliorer la production et les conditions de transport des bruts lourds.

Télécharger : Schéma "Le forage à grande profondeur" (PDF - 1.6 Mo)

Le procédé Sprex, développé par l'IFP, Total et Prosernat, apporte une réponse intéressante au problème du traitement des gaz naturels très soufrés. Ce procédé permet en effet d'extraire jusqu'à 90 % du soufre (sous sa forme H₂S) contenu dans les gaz bruts ainsi qu'une partie du CO₂ éventuellement présent. Utilisé en pré-traitement, il conduit à une réduction significative de la taille des équipements installés en aval, des investissements et des coûts opératoires. En outre, les gaz acides sont produits à haute pression et sous forme liquide, ce qui permet de les réinjecter dans le réservoir de façon économique. La technologie Sprex offre, ainsi, une solution technique attractive permettant d'accéder à de nouvelles réserves de gaz tout en limitant la consommation d'énergie et les rejets de gaz toxiques dans l'atmosphère.
En savoir plus >> SPREX®, nouveau procédé de pré-extraction de l'H2S : une technologie innovante développée par l'IFP, Total et Prosernat

• Protéger l'environnement

Tous ces travaux n'ont de sens que s'ils prennent en compte la protection de l'environnement. Les chercheurs de l'IFP ont le souci constant de développer des technologies respectant les réglementations environnementales les plus sévères. Ainsi, tout nouveau produit ou additif développé en laboratoire fait l'objet d'une série de tests pour s'assurer qu'il n'est pas toxique et qu'il est biodégradable. L'IFP a aussi une action volontariste dans le domaine de la maîtrise des rejets issus de l'industrie pétrolière. En particulier, la production d'huile s'accompagne presque toujours d'une production d'eau salée qu'il convient de traiter. De plus, il est indispensable de vérifier sur site que cette eau rejetée est conforme à la réglementation locale. L'IFP mène des travaux pour améliorer la qualité des eaux rejetées et développe des capteurs pour mesurer, sur place, cette qualité.

 

+ Axes de recherche > Réserves prolongées

 

+ Information/Publications > Les notes de synthèse du colloque Panorama

 

+ Zoom sur : les réserves en hydrocarbures de l'Arctique (Octobre 2007)

Yves Mathieu, chef de projet, répond à nos questions.