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Réserves probables, prouvées

Publié le 11/03/2013

Près de 40% des réserves d'hydrocarbures dans le monde sont exploitées de manière primaire par simple pompage. Moins de 60% sont exploitées en injectant de l'eau ou du gaz (production dite secondaire) et seulement 2% utilisent des méthodes de récupération assistée dites tertiaires. Suivant ces types de production les taux de récupération d'un champ d'hydrocarbures varient de moins de 10% à plus de 70%. Le taux moyen mondial de récupération des gisements actuellement en production est estimé à 35%.
On distingue trois types de réserves. Les quantités de pétrole qui ont une probabilité de récupération supérieure ou égale à 90% grâce aux techniques et aux conditions économiques du moment sont dites "1P" ou "réserves prouvées". Les quantités de pétrole plus importantes dont la probabilité de récupération atteint 50% sont les "réserves probables" ou 2P. Enfin, quand la probabilité de récupération dans un gisement descend à 10%, on parle alors de "réserves possibles" ou 3P. Ce mode de classification est contesté par certains experts.

La question de l'évaluation des réserves d'hydrocarbures, prouvées et probables, est l'objet de débats et source d'un certain nombre de divergences statistiques entre experts selon le monde auxquels ils appartiennent et aussi selon les intérêts qu'ils défendent.
Les déclarations des compagnies relatives au volume de leurs réserves sont avant tout destinées à leurs banques, à leurs actionnaires ou à leurs interlocuteurs étatiques. Elles ne sont donc pas communiquées sans arrières pensées. La Royal Dutch / Shell a fait la une des médias en 2004 pour avoir reconnu que les données communiquées sur ses réserves prouvées étaient surévaluées. La bonne foi de la compagnie était cependant possible car, il faut le reconnaître, ce n'est que lorsqu'on ferme un puits qu'on peut connaître avec certitude sa production finale !
En pratique, les réserves probables sont des réserves contiguës aux réserves prouvées dont l’existence est démontrée avec un degré raisonnable de certitude. Leur exploitation dépend alors largement d’un problème de coût : la ressource existe mais la question est de savoir combien les sociétés consommatrices sont prêtes à payer pour la récupérer et l'utiliser. L'évaluation des réserves probables évolue donc en fonction des progrès techniques et du cours des hydrocarbures. Des prix élevés peuvent justifier l'emploi de nouvelles technologies plus coûteuses d'exploration et d'exploitation qui repoussent les limites.
Au total, en 2007, les ordres de grandeur seraient les suivants :
- les réserves de pétrole dites prouvées sont estimées à environ 1 à 1,3 milliard de barils, 150 milliards de tonnes environ soit une production d'une quarantaine d'années au rythme actuel,
- en tonnes d'équivalent pétrole, les réserves gazières représentent un volume du même ordre de grandeur que celui des réserves pétrolières, mais ces quantités correspondent à un ratio réserves / production de plus de 60 ans.
Sur ces bases, la perspective du début du déclin inéluctable de la ressource, le fameux "peak oil", semble se rapprocher.