La vérité sur les réserves d’hydrocarbures

La Sonatrach n’arrive plus à renouveler ses réserves, il advint que dans peu de temps le prix de revient du baril de pétrole à la tête du puits sera égal ou plus cher que celui coté à la Bourse. Malgré les directives du gouvernement d'intensifier l'effort d'exploration, aucune découverte n’a été annoncée en 2003, 2005 et  2010, pour les autres années depuis 2000 les résultats sont insatisfaisants, insignifiantes et plutôt dramatiques. Durant ces 11 années on a produit 2408,3 millions de TEP et on a renouvelé par 1116, 49 millions de TEP, ce manquement sur le rajeunissement des réserves vient de rapprocher le jour "J", ce qui nous laisse comprendre que la fin du pétrole en Algérie aura lieu "6 ans plus tôt que prévu", suite au retard sur les découvertes.

L’Algérie est un important acteur au sein de  l’OPEP exportateur d’hydrocarbures liquides et beaucoup plus gazeux, avec ses réserves modestes, mais mal exploitées. Les 3/5 de son sous-sol en terre ferme ne sont encore explorés, la totalité de ses périmètres marins off-shore ne sont pas du tout explorés.

Les réserves d’hydrocarbures algériennes par les chiffres

L'Algérie se classe au 10ème rang des pays de l'OPEP et 12ème  en termes de réserves, dépassant le Qatar et l'Indonésie. Selon IHS, l'Algérie a des réserves restantes de 12,87 Bbbl. Cela se compare à un chiffre de 12,2 Bbbl dans BP Statistical Review. Cumulativement Algérie a produit légèrement en dessous de la moitié de sa récupération finale - 12,44 Bbbl, c’est tout juste au dessous du "peak-oil". L'exploration et production étrolière et gazière en Algérie a commencé dans les années 1950 lorsque Cie Française de Pétrole a découvert Hassi Messaod. PCP était le prédécesseur de Total. Étonnamment, les Français ont réussi à tenir sur les concessions longtemps après l'indépendance algérienne jusqu'au début des années 1980. Les débuts des années 1980 et au milieu des années 1970 ont été marquées par le nationalisme et la diminution des investissements, le climat s'est amélioré à fin des années 1980.

La production de l'Algérie vient du nord du désert du Sahara - au sud de l'Atlas. Contrairement à l'Egypte, la Libye et la Tunisie, il n'y a pas de composante de la production méditerranéenne offshore en Algérie. Les bassins de Berkine et d'Illizi sédimentaires Centre-Est de l'Algérie sont productifs. Le bassin de Berkine se poursuit dans le sud de la Tunisie et de la Libye occidentale, où il est appelé le bassin de Ghadamès. La production de l'Algérie, en s'appuyant sur la production de Hassi Messaoud et les champs vieillissants dans le bassin d'Illizi, était moribonde jusqu'à fin des années 80 quand Anadarko fait des supplications pour entrer dans le pays. Anadarko et Maersk partenaires et Lasmo (acquis depuis par ENI /AGIP) sont responsables de l'ouverture du bassin de Berkine avec une série de succès d'exploration dans les années 1990. Anadarko a développé une technique de traitement de données sismiques (en particulier une correction statique révisée) qui a permis à l'imagerie. Le centre du bassin de Berkine possède certaines des dunes de sable plus importants au monde, l'énergie sismique est généralement dissipée dans le sable non consolidé dans la mesure où l'imagerie ci-dessous est impossi ble. Anadarko et partenaires ont trouvé un moyen de contourner cela et apporté un renouveau dans le secteur pétrolier algérien - 4 des 10 principaux domaines sont dans le bassin de Berkine. À quelques exceptions près, la production dans le bassin de Berkine provient du Trias chenaux tressés. Les conditions financières pour les opérateurs étrangers en Algérie ne sont pas des plus sympathiques, mais Anadarko fonctionne à 500.000 barils/jour de production dans le pays! 

La production de gaz est dominé par Hassi R'mel, un champ de grès du Trias qui se trouve sur une grande structurel entre l'Oued Mya et bassins sédimentaires de Timimoun. Hassi R'mel dispose de 71 billions de pieds cubes de réserves (2100 milliards de m3) restantes. Pendant longtemps, l'Algérie était  le 2ème  exportateur mondial  de GNL avant d'être dépassé par la Malaisie, le Qatar et éventuellement le Nigeria. Hassi R'mel a représenté 85% de la production cumulative de gaz de l'Algérie. 

Pendant longtemps, l'Algérie est le plus grand quota-buster de l'OPEP. Algérie produit un grand volume de condensat de gaz qui est exempté de quota de l'OPEP. Au mois de février  2007, le quota de l'Algérie est de 0,81 millions de barils/j. Selon l'Association internationale de l'énergie, 2007 T1 production de liquides était de 1,33 millions de barils/j. La compagnie pétrolière nationale Sonatrach est. Voici le top 10 des domaines en Algérie pour les réserves restantes. Ils représentent exactement 2/3 de la base de l'Algérie réserve restante de 12,87 Bbbl. ( Bbbl : milliard de barils de pétrole)

1) Hassi Messaoud, 4,0 Bbbl.

Hassi Messaoud a produit 61% de sa production finale. Sonatrach opérateur. Le "supergéant" champ pétrolifère de Hassi Messaoud se trouve sur une grande structurelle entre les bassins sédimentaires. Hassi Messaoud produit à partir d'un réservoir de grès du Cambrien et a représenté 51% de la production cumulative de pétrole de l'Algérie. La production a atteint un sommet dans les années 1970 à 600.000  barils/j et a diminué lentement à 400.000 barils/j. Naturellement, cela ne suffit pas pour Sonatrach, qui a annoncé des plans pour augmenter la production de 50% avec un programme de forage horizontal vaste ! (Tous partie de campagne orchestrée de l'OPEP de maintenir leur part de marché en faisant peur à ses concurrents du marché avec la prétention qu'ils peuvent stimuler la production par des millions de barils en un clin d'œil). 

2) Ourhoud, 1,77 Bbbl.

Ourhoud a été mis en production en 2002 et a produit 11% de sa récupération finale. "Opérateur" Sonatrach, mais Anadarko, Maersk, Total, ConocoPhillips (par le biais Burlington) et Talisman sont tous des partenaires.Production actuellement au pic de 225.000 barils/jour. 

3) Hassi Berkine Sud, 0,64 Bbbl. Hassi Berkine a mis en production en 1998 et a produit 20% de sa récupération ultime. Hassi Berkine est opéré par Anadarko. Production au pic de 220.000 barils/jour. 

4) Rhourde El Baguel, 0,61 Bbbl.

Rhourde El Baguel a été découvert dans les années 1960 et a produit environ 50% de sa récupération finale. Il est exploité par BP, qui a acquis les actifs pétroliers/gaziers en Algérie à partir de l'ARCO. La production a atteint un sommet en 1971 de 96.000 bbl/j actuellement 35.000 barils/j. Rhourde El Baguel a été un fiasco pour ARCO, le groupe a entrepris une campagne agressive de réaménagement qui a échoué à répondre aux attentes. ARCO a prévu 125.000 barils/j, et n'a obtenu 45 000 b/j. Arco a appris que les inondations de gaz miscibles sont douteuses dans des réservoirs fracturés fortement! BP a dû prendre une dépréciation significative sur Rhourde El Baguel. Je soupçonne les réserves de Rhourde El Baguel sont sensiblement surestimée. 

5) Zarzaitine, 0,36 Bbbl.

Zarzaitine a été découvert dans les années 1960 et est actuellement exploité par Sinopec. Il a produit 73% de sa récupération finale. La production a atteint un sommet en 1962 de 155000 baril/j, maintenant en bas à 27.000 barils/j. Zarzaitine est le seul plein champ injection d'eau en Algérie. On suppose qu'il est difficile d'obtenir de l'eau dans le Sahara. Il est dit ici la capacité d'injection est de 250.000 b /j et Sinopec a pour but de stimuler la production à 40.000 barils/jour. 

6) Hassi Berkine, 0,30 Bbbl.

Hassi Berkine est entré en service en 2002 et est également opéré par Anadarko de 75.000 bbl/j. 

7) El Gassi, 0,24 Bbbl.

Actuellement en cours de réaménagement par l'opérateur Hess. Il a été découvert en 1959, mais Sonatrach ne pouvait pas le faire fonctionner. Hess a stimulé la production à 50.000 barils/j à partir de trois domaines dont El Gassi est la plus grande, à l'aide de gaz miscible et d'injection d'eau. 

8) Alrar, 0,24 Bbbl.

Découvert dans les années 1960 et exploité par Sonatrach, mais pas de production pour le moment. Remise. Il s'agit d'un champ de gaz qui produit certains des condensats. Aucune mention d'une jante huile! 

9) Ben Kahla, 0,24 Bbbl.

Découvert dans les années 1960 et a également géré par Sonatrach sans production cumulative. Aspirations à une injection d'eau.

10) ROD-BSFN-B RSE (Rhourde Ouled Djemma, Sif Fatima Nord Est, Sud Est Bir Rebaa!), 0,23 Bbbl. BHP opérateur.

Entré en ligne en 2004, actuellement 75.000 baril /j. Trois domaines combinés en un seul développement. 

Un autre domaine est célèbre Tin Fouyé-Tabankort, qui est fortement appauvri. Il a des réserves restantes de 0,19 Bbbl d'une récupération finale de 0,84 Bbbl. Total en est l'opérateur. Tin Fouyé-Tabankort est célèbre pour avoir une oblique huile / eau de contact résultant d'un aquifère très stong la base de la colonne d'huile.

Tout compte fait, l'Algérie probablement 3 milliards de barils domaines sur la base de la récupération finale - Hassi Messaoud, Ourhoud et Zarzaitine. On soupçonne que Rhourde El Baguel ne dépassera pas le seuil de 1 Bbbl. Il est une source de préoccupation avec les réserves algériennes. On dirait que plus d'un milliard de barils (~ 10%) sont à risque avec les deux exploités par Sonatrach non-actifs productifs (# 8 et # 9) et ¾ de Zarzaitine et Rhourde El Baguel améliorée /récupération assistée. Production terriblement faible compte tenu des "réserves" dans le sol. Hassi Messaoud a une histoire longue de production pour justifier ses réserves restantes qui sont de 39% de la récupération finale. On est moins préoccupé par Hassi Messaoud. En Algérie, vous ne voyez pas la tendance constante des volumes de réserves révisées vers le haut que vous voyez dans les autres pays de l'OPEP. Ce qui en Algérie sont des domaines où des révisions à la baisse ne se produit pas lorsque les données de production indiquent clairement la complexité domaine.

Donc en conclusion les réserves prouvées restantes sont : le gaz 2100 milliards de m3 ; le pétrole brut  12 ,87 milliards de barils ; la production de brut est de  465 millions de barils/an, sur 26 ans ; la production de gaz est de  91milliards de m3/an, sur 23 ans

Conclusion

Suite à notre constat, on retient qu’aucun projet de développement des gisements d’hydrocarbures initié par le gouvernement algérien n’a vu le jour, c’est un fiasco sur toute la ligne. Théoriquement nos réserves prouvées peuvent tenir en moyenne 24 ans, celles récupérables sont de 2/3, pour une durée de vie de 16 ans, en déduisant les 6 années de déficit du au non renouvellement des réserves, il ne restera que 10 ans à tenir au rythme de production actuelle. Quant à la rentabilité des gisements vieillissants, dans très peu de temps, le prix de revient du baril à la tête du puits sera égal ou supérieur à celui coté en bourse. Ceci veut dire que dans très peu de temps, nous allons acheter notre pétrole au prix fort.  

Y. Mérabet

Journaliste indépendant

Expert en Energie

(Algerian Société For International Relations)