L’étude des productions de pétrole du champ pétrolier californien de la Kern River découvert il ya maintenant 110 ans est un cas d’école qui permet aux aficionados du peak oil de démontrer la validité de leurs prédictions mais qui permet aussi à des opinions plus progressistes de démonter la fragilité de ces démarches théoriques, dans un monde aux technologies et aux conditions économiques en perpétuelle évolution. Le cas du gisement de la Kern River est pris en exemple par Maugeri (LIRE) pour illustrer l’évolution des technologies d’exploitation pétrolières depuis 50 ans. En 1942 on estimait alors les ressources ultimes de ce pétrole à très forte viscosité aux environs de 350 millions de barils. Mais à partir de 1960 la mise en route progressive des techniques de récupérations des huiles visqueuses par des injections de vapeur d’eau a fait bondir les productions de quelques millions de barils par an à plus de 45 millions de barils par an entre 1980 et 2000. En 1986 un milliard de barils avait été extrait du sol depuis le tout début de l’exploitation et l’on estimait les réserves 2P (prouvées et probables) à un milliard de barils supplémentaires. En 2007 Chevron a annoncé que 2 milliards de barils avaient été extraits du sol, avec des réserves estimées à 600 millions de barils (FIG.I).
Ce formidable résultat montre comment durant les 50 dernières années les prévisions ont pu être fragiles et rapidement démenties par l’ingéniosité des hommes de terrain. Aujourd’hui tout le monde est d’accord sur un point: on retirera de la Kern River AU MOINS 2,5 milliards de barils. Jean Laherrère montre avec ses courbes de productions annuelles en fonction des production cumulées, que la droite tracée entre 1999 et 2007 plonge vers 2,5 milliards de barils. Voila pour la photographie instantanée prise en 2008, avec une déplétion estimée par Laherrère à 6% par an.
Mais, au delà de ces approches théoriques, il est des remarques importantes à énoncer: depuis 2007 les cours du pétrole ont été complètement chamboulés, les technologies de forages horizontaux et de fracturation ont démontré leur efficacité dans des schistes bitumineux, l’injection de CO2 va être financièrement encouragée par les autorités de l’Etat de Californie et le Gouvernement Fédéral, l’utilisation de surfactants ou de micro-organismes avec un pétrole cher sera peut-être un jour payante. En bref les technologies ne sont pas figées, Dieu soit loué, une bonne fois pour toutes et les conditions économiques doivent encourager à aller vers plus de sophistication technologique. Il est donc probable que les hommes de terrain, dans les années à venir, vont tout faire pour extraire de cette éponge le maximum de produit. Alors au lieu de regarder les productions à la louche (-6% par an!) il est intéressant de déceler les éventuels progrès observables. Sur le dernier point des productions 2008 de ce champ, publié par le Department of Conservation de Californie. Il est possible de déceler entre 2002 et 2006 une déplétion de 5,3% par an mais aussi l’amorce à partir de 2007 d’un changement de pente (FIG.II). Tiens, ne serait-ce pas l’effet de la mise en route de forages horizontaux qui permettent de mettre au plus près injection de vapeur et récupération et de mieux traverser les nappes pétrolifères. Allez donc savoir? Quoiqu’il en soit quelque chose a été modifié dans l’énoncé du problème. Zut alors!
Rejoignant la démarche intellectuelle de Maugeri, on peut estimer qu’il reste encore enfouis dans les 4 à 5 milliards de barils de pétroles de ce gisement qui devait en contenir initialement 6 à 7 milliards. En supposant que la technologie permette de retirer 50% du pétrole enfoui, ce sont donc des ressources ultimes d’au moins 3 milliards de barils qui seront envisageables à l’horizon 2030.
VOIR les courbes de Jean Laherrère sur le sujet.
Le 27 Septembre 2009
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