Avec un prix du baril quatre fois plus cher qu’en 2002 en moyenne annuelle, les techniques d’exploration et de récupération poursuivent leur montée en puissance. Conséquence : les compagnies relancent la course à l’or noir et s’intéressent à des gisements qu’elles jugeaient jusqu’à présent impossibles à exploiter. Des sables asphaltiques du grand Nord canadien aux profondeurs de l’ultra off-shore des côtes brésiliennes, voyage autour de cette nouvelle « planète pétrole ».

Face aux perspectives d’épuisement de l’or noir classique, les groupes pétroliers se ruent sur le brut « non conventionnel». Ce type de pétrole est formé par les hydrocarbures, denses et fortement visqueux, qui doivent être rendus plus fluides et plus légers pour être produits en quantités suffisantes et à des conditions économiquement rentables. À ces bruts « non conventionnels », on ajoute également les gisements situés en off-shore profond. Extraire du pétrole par plus de 2000 mètres de fond, mettre en production des champs pétroliers où la matière première ressemble davantage à du goudron qu’à un liquide noirâtre : dans un contexte où le baril brut reste encore 40 % plus cher qu’il y a un an en moyenne annuelle, et quatre fois plus élevé qu’il y a huit ans, tous les moyens sont déployés pour récupérer de l’or noir. L’exploitation de ces gisements est de nature à retarder le pic pétrolier ou Peak Oil, c’està- dire le moment où la production de pétrole commencera à décroître. Direction le Venezuela et le Canada, champions du pétrole « extra-lourd »…

150 milliards de barils seraient «récupérables» au Canada

L’appellation "extra-lourd" recouvre certaines qualités de pétroles (on parle aussi d’huiles) très denses du Venezuela, ainsi que les sables asphaltiques du Canada. La majeure partie du pétrole extra-lourd stricto sensu se situe au Venezuela, dans la "ceinture" qui borde le fleuve Orénoque. Les sables asphaltiques se trouvent principalement au Canada, dans la région de l’Athabasca (province de l’Alberta)."Ces pétroles non conventionnels sont, pour leur plus grande part, des bruts "dégradés", explique l’Institut français du pétrole (IFP). Situés à faible profondeur dans des sables non consolidés et donc très perméables, ils ont subi une altération liée à des infiltrations d’eau et de bactéries. Ce phénomène a détruit les molécules les plus légères et a enrichi artificiellement l’huile en asphaltènes et en résines. Ils contiennent, en outre, des métaux lourds, de l’azote et du soufre, qui impliquent un traitement particulier lors du raffinage."

Avec les techniques actuelles de production et un taux de récupération (c’est-à-dire la quantité de pétrole que l’on peut extraire d’un gisement) compris entre 20 et 50 %, de telles ressources permettent au Canada de revendiquer 152,2 milliards de barils de réserves récupérables¹. Ce qui classerait ce pays en deuxième position derrière l’Arabie Saoudite, qui dispose, elle, de 264,2 milliards de barils¹… Sur la base d’un taux moyen de ré cupération de 10 %, le sous-sol de l’Orénoque contient quant à lui environ 50 milliards de barils de brut extra-lourd.

L’ampleur exceptionnelle de ces accumulations d’hydrocarbures nécessite des projets industriels, des compétences et des investissements considérables. Le coût moyen de production pour les gisements en développement est de 20 à 30 dollars au Venezuela et il est supérieur à 40 dollars au Canada, contre 5 à 8 dollars maximum pour un nouveau projet d’exploitation de brut conventionnel au Moyen-Orient.

Les pétroles de l’Athabasca et de l’Orénoque sont de natures très différentes. Les huiles de l’Orénoque sont extraites à froid. Afin de faciliter la remontée du pétrole, déjà stimulée par des pompes, un produit diluant, le naphta (fraction très légère du pétrole brut), est injecté en tête et en fond de puits. Le naphta sert également à fluidifier le brut pendant le transport par pipeline jusqu’aux raffineries situées à quelque 200 kilomètres de là.

Les bruts de l’Athabasca sont presque solides et s’extraient de puits ou de mines à ciel ouvert. Bien que le formidable potentiel de cette région ait été identifié depuis des décennies par les compagnies pétrolières, l’exploitation des sables asphaltiques est assez récente : le coût de la séparation du sable et de l’huile a longtemps été un frein au développement de ces gisements, le prix de vente du brut ne couvrant pas les coûts de l’extraction. Le niveau fluctuant des cours du brut n’explique pourtant pas à lui seul l’accélération des projets au Canada. Si les sites de production de sables asphaltiques se multiplient aujourd’hui, c’est aussi parce que les compagnies peuvent enfin compter sur des procédés d’extraction qui ont fait leurs preuves.

Les sables asphaltiques sont très gourmands en eau

Essentiellement deux modes d’exploitation, en fonction de la profondeur et des caractéristiques du gisement, sont utilisés.

Il y a, tout d’abord, la technique minière classique à ciel ouvert, avec l’utilisation de gigantesques pelleteuses. Elle concerne les zones où le sable se trouve à moins de 70 mètres de profondeur. D’énormes camions, ou des tapis roulants, acheminent ensuite le sable pour un traitement à l’eau chaude, le pétrole étant récupéré par dilution dans du pétrole léger. Les deux tiers de la production canadienne sont réalisés par ce procédé, qui exige de grandes quantités d’eau, sa filtration après usage et la remise en place des sables prélevés qui ont préalablement été lavés plusieurs fois.

L’autre technique repose sur l’injection de vapeur d’eau par un puits horizontal : c’est la méthode thermique. Le pétrole ainsi fluidifié est récupéré par un autre puits. Mais cette technologie coûte très cher. Elle nécessite également d’énormes volumes d’eau, beaucoup d’énergie pour fournir la vapeur injectée dans le réservoir, et génère d’importantes émissions de gaz à effet de serre. Autant de facteurs contribuant au renchérissement des opérations. Dès lors, que dire de la contrainte environnementale, qui entre aussi dans l’économie globale des projets ?

Les taxes sur le CO₂ conduiront à renchérir le baril produit par méthode thermique. C’est pourquoi, à terme, les opérateurs devront investir pour capturer ou stocker les gaz émis.

Le pétrole marin représente un tiers de la production mondiale

Autre pétrole de l’extrême, celui que l’on trouve par plus de 1500 mètres de fond est désigné par l’expression d’« off-shore ultra-profond ». Le brut off-shore, dans son ensemble, représente aujourd’hui un quart des réserves prouvées (3 % seulement pour les grands fonds au-delà de 1500 mètres) et le tiers de la production pétrolière mondiale (0,5 % pour l’off-shore ultra-profond) selon l’IFP. Les profondeurs atteintes sont aujourd’hui huit fois plus importantes que lors des premières exploitations off-shore, passant de 312 mètres de fond en 1978 à 2540 mètres en 2007 (voir schéma). Les 2 700 mètres devraient être dépassés cette année dans cette même zone. Actuellement, une demi-douzaine de grands bassins retiennent l’attention des géologues : le golfe de Guinée, le golfe du Mexique, le Nord de la mer du Nord, les côtes du Brésil, celles de l’Australie et la mer de Chine. D’immenses progrès ont été réalisés dans l’exploration (notamment dans la recherche sismique) et la production de pétrole marin. Les supports de production ont également beaucoup évolué: les champs ont été exploités à partir de plates-formes fixes de plus en plus hautes, puis à partir d’engins flottants quand la construction d’installations fixes est devenue impossible. Au-delà de 1 500 mètres, une dizaine de gisements seulement sont exploités. Les compa gnies pétrolières utilisent la techni que des plates-formes flot tantes FPSO (Floating Production Storage and Offloading), amarrées par une série de lignes d’ancrage destinées à assurer leur stabilité au-dessus du point d’extraction malgré le vent et les courants.

Les conduites ne peuvent plus supporter leur propre poids !

Le coût technique (exploration, développement et production) de ce pétrole, qui était d’environ 10 dollars en 2000, peut atteindre aujourd’hui entre 20 et 30 dollars le baril. Il ne faudrait pas croire qu’aller chercher du pétrole aussi loin est devenu chose aisée: les projets grands fonds multiplient encore les défis qui sont liés, essentiellement, au poids des installations nécessaires et à la température de l’eau. Ainsi, au-delà de 2000 mètres, les conduites « classiques » qui relient le support de production en surface au fond de la mer où elles sont connectées sont incapables de supporter leur propre poids ! Les industriels cherchent à mettre au point des conduites dans des métaux moins lourds que l’acier, voire en matériaux composites.

Quant à la température, elle est de 4 °C seulement audessous de 1 500 mètres de profondeur, alors que le pétrole sort du soussol jusqu’à des tempé ratures de 80 ou 100 °C et doit être conservé aussi chaud que possible pour éviter le dépôt sur le tube de production de paraffine ou d’hydrates de carbone. Les conduites doivent donc en permanence être maintenues dans des conditions strictes de pression et de température. Jusqu’où est-il possible de chercher du pétrole ? D’autres défis attendent les compa - gnies pétrolières. Les nappes découvertes en grands fonds sont de tailles de plus en plus modestes, dispersées ou éloignées des côtes, et ces huiles sont de qualités variables :souvent plus lourdes et plus visqueuses, parfois sujettes aux dépôts.

Les gisements de grande profondeur: nouvelle frontière

Outre le pétrole off-shore, il y a aussi les gisements profondément enfouis sous la terre. La profondeur des champs actuellement exploités ne dépasse pas 5600 mètres. Selon de nombreux géologues, d’autres réserves de pétrole ou de gaz existent à plus grande profondeur, vers 6 000, voire 8 000 mètres, dans des configurations géologiques particulières comme le piémont de chaînes de montagne (Andes et Asie centrale), les deltas des grands fleuves (Niger, Mis sissippi, Volga, Oural), voire le sous-sol de bassins anciens (mer du Nord, Algérie, Moyen- Orient).

Les défis que posent ces gisements aux ingénieurs sont colossaux. Cette localisation entraîne une pression et une température très élevées², pour lesquelles les techniques et les outils existants sont inadaptés, voire inopérants. Au-delà de 4000 mètres, l’exploration est difficile et le forage onéreux. Des champs gaziers ont toutefois été mis en production en mer du Nord à environ 5500 mè tres de profondeur à partir du fond de la mer (Glenelg, West Franklin et Elgin-Franklin) à des températures avoisinant les 200 °C. Une prouesse, car l’électronique a une durée de vie limitée au-delà de 170 °C. Les foreurs doivent donc utiliser un matériel différent dans ces situations. Enfin, plus le gisement est profond, plus la visibilité « sismique » des couches géologiques se dégrade, car « l’imagerie » est, en quelque sorte, distordue par la distance.

Les progrès techniques ont constamment permis de repousser le Peak Oil. Bien qu’il s’agisse d’une énergie fossile dont les quantités sont limitées, la fin du pétrole n’est pas pour demain! Les ingénieurs des compagnies pétrolières cherchent quotidiennement à repousser l’échéance, faisant en sorte que le pétrole qui n’est pas encore accessible le devienne. Une nécessité pour continuer à alimenter certains secteurs qui, à l’inverse des carburants, n’ont pas encore trouvé de substituts à l’or noir industrialisables à grande échelle.

1. BP Statistical Review 2008.
2. À 4 500 mètres sous terre, la température est de l’ordre de 150 °C et la pression de 500 bars. Au-delà de 6000 mètres, la température est d’environ 300 °C et la pression comprise entre 1000 et 1500 bars.