Réserves 2018

L’eia étasunienne nous apprend que les réserves prouvées en hydrocarbures[1] des 116 compagnies qui produisent des états financiers avec leurs réserves[2] ont augmenté de 10,3 milliards de bep[3] entre 2017 et 2018.

D’une année sur l’autre, les changements sont classés en révisions des réserves existantes, extensions et découvertes[4]. Le schéma sous-jacent est celui d’un champ. La découverte est jugée commerciale, et le développement décidé, sur la base des réserves probables, meilleure vision des techniciens. Si on raisonne en probabilité[5], les réserves probables correspondent à 50%, autant de chance qu’il y en ait plus que moins. Pour la comptabilisation des réserves les compagnies doivent présenter leurs réserves prouvées, celles dont elles sont quasiment certaines qu’elles seront productibles depuis le champ. En probabilité, on parle de 90% ou 95%. La décote entre probable et prouvé est arbitraire. Des compagnies partenaires tombées d’accord sur les réserves probables pour un champ peuvent avoir pour ce champ des réserves prouvées allant du simple au double[6].

Avant la mise en production, les données pour calculer les réserves sont statiques. Elles servent à construire un simulateur. Après la mise en production, des données dynamiques (production, pression, pourcentage de gaz et d’eau, …) améliorent le modèle. Les réserves prouvées se rapprochent des probables. C’est le volet révision.

On peut aussi s’apercevoir que des parties du champ ne sont pas drainées par les puits existants. C’est le volet extension, qui exige un investissement additionnel.

Le volet découverte provient des puits d’exploration positifs de la période.

Cette idéalisation technique explose devant les hydrocarbures non conventionnels. Il n’y a plus de champ, plus d’appréciation. On fore; si on trouve un hydrocarbure, on a une découverte, donc des réserves, même si le puits n’est pas immédiatement fracké et mis en production.

Combien de réserves peut-on enregistrer pour un tel puits?

Quand on connaît le débit initial du puits, on utilise le plus souvent une formule d’Arp. Si on n’a pas fracké, on estime le débit initial probable en fonction de la hauteur de la couche contenant des hydrocarbures[7]. C’est impossible de savoir si les compagnies appliquent une décote entre les réserves ainsi calculées (probables) et celles qu’elles rentrent dans leurs réserves prouvées. Vraisemblablement, cette décote n’existe pas dans la plupart des cas.

Dans tous les cas, les réserves sont classées en découvertes, développées si le puits est mis en production, non développées dans le cas contraire. Quand on fracke, les réserves prouvées ne changent pas, elles passent simplement de non développées à développées.

La révision des réserves d’hydrocarbures non conventionnels intervient à l’occasion d’un changement de prix. Un prix plus haut augmente les réserves. Le puits non conventionnel décline vite. On le ferme quand le cash-flow ne suffit plus à payer les charges opérationnelles liées. Une augmentation du puits allonge la durée de production. A l’inverse, une diminution du prix devrait réduire les réserves, ce que l’on ne constate pas toujours. Les compagnies rationalisent en expliquant que la baisse du prix entraine une baisse des charges.

https://shaleprofile.com/ montre que les puits à huile disparaissent des statistiques autour de 20 b/j. Dans le permien, les puits mis en production avant 2010 n’apparaissent plus dès 2013. Ceux mis en production en 2010 ne sont plus là à fin 2016.   

Selon le rapport de l’eia, le coût de découverte est également orienté à la baisse. Traditionnellement, le coût de découverte est calculé sur une moyenne glissante de trois ans. La justification est le temps passé entre l’investissement dans le puits de découverte[8] et la déclaration de commercialité[9]. Ici encore, les hydrocarbures non conventionnels remettent en question cette manière de calculer, puisque l’investissement dans le puits et la comptabilisation des réserves sont simultanés. 


[1] Pétrole, gaz, condensats, GPL, 

[2] Informations complémentaires sur l’activité d’hydrocarbures (non auditées). . Ceci est obligatoire si elles sont cotées aux Etats-Unis ou à Oslo. Certaines compagnies rendent publique cette information par choix:

Gazprom Neft, ex Sibneft, coté à Londres donne ses réserves, alors que Gazprom ne le fait pas,

Galp, coté à Lisbonne

Pemex,

Rosneft coté à Moscou et à Londres

Lukoil, coté à Londres, fait auditer ses réserves par Miller et Lents.

[3] Baril équivalent pétrole. L’équivalence pour le gaz est énergétique, pas en prix de vente

[4] Également achats et ventes

[5] Ce qui est de plus en plus fréquent depuis que les méthodes de Monte-Carlo sont faciles à mettre en œuvre. Les puits de découverte et d’appréciation donnent les valeurs des paramètres (hauteur utile, porosité, saturation, …) qui suivent des lois normales. La distribution de probabilité suit alors une loi log-normale.

[6] La décote variant de 33% à 66%

[7] Hydrocarbon bearing layer; le terme de réservoir ne s’applique pas.

[8] Qui figure au numérateur du rapport

[9] Qui conduit à enregistrer les réserves, au dénominateur

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