Amérique du Nord

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Introduction au pétrole nord américain

  1. Canada
    1. Histoire
    2. Canada, troisième ressource pétrolière au monde
    3. Régions pétrolifères
    4. Production
    5. Coût d’exploitation des sables bitumineux
  2. Etats-Unis
    1. Réserves
    2. Production
    3. Régions pétrolifères
    4. Texas
    5. Golfe du Mexique
    6. Alaska
    7. Importations
    8. Etats-Unis, prochaine source pétrolière
    9. Schistes bitumineux
    10. Réserves de schistes bitumineux
    11. Traitement des schistes bitumineux
  3. Mexique
    1. Histoire
    2. Complexe de Cantarell
    3. PEMEX
    4. Bassin de Chicontepec
    5. Chiffres


Canada

Histoire:

L’industrie pétrolière fait ses débuts au Canada en 1857, lorsque James Miller Williams découvre du pétrole dans un puits du canton d’Enniskillen, près d’une ville qui deviendra Oil Springs. Ce puits, appelé Williams N°1, est à l’origine d’un boom de la prospection pétrolière, grâce auquel le Sud-Ouest de l’Ontario devient une importante région productrice de pétrole à la fin du XIXe siècle. En 1880, 16 compagnies de production et de raffinage forment la Compagnie Pétrolière Impériale.

En 1898, le Standard Oil Trust, propriété de John D. Rockefeller, prend le contrôle de l’Impériale pour la somme de 350 000 dollars. L’Impériale demeure une filiale de la Standard Oil of New Jersey jusqu’à la dissolution du trust par les autorités américaines en 1911. La Standard of New Jersey, qui deviendra plus tard Exxon, est encore la pétrolière la plus importante au monde et possède toujours 69% des actions de l’Impériale.

Le 13 février 1947, la découverte par l’Impériale d’un important champ de pétrole à Leduc, en Alberta, marque le début de l’ère moderne de la production pétrolière dans l’Ouest canadien.

C’est alors que, de 1950 à 1970, les sociétés étrangères multinationales prennent la main sur les compagnies pétrolières canadiennes. Au début des années 70, plus de la moitié de l’industrie pétrolière canadienne appartient à des filiales des sept grandes multinationales, les ”sept soeurs” : Exxon, Royal Dutch Shell, British Petroleum, Mobil, Texaco, Gulf et Standard Oil of California.

En 1973, les sociétés étrangères encaissent environ 90% des revenus pétroliers au Canada.

Ces sociétés ont permit au développement de la production du pétrole canadien grâce à leurs apports financiers, notamment aux besoins technologiques requis pour le traitement des sables bitumineux. Ces sociétés déboursent encore une grande partie des sommes consacrées à la recherche et au développement ; coûts qui s’avèrerait trop coûteux pour le seul état canadien.

Le Canada, première ressource de pétrole au monde :

De nos jours, le Canada, et plus particulièrement la région de l’Alberta, est entrain de devenir le nouvel émirat pétrolier du XXIe siècle. En effet, au nord de cette province a été découvert le deuxième plus grand gisement pétrolier au monde après celui de l’Arabie Saoudite.

Les réserves pétrolières prouvées de l’Alberta furent relevées d’un total conventionnel d’environ 5 milliards de barils à un niveau d’environ 178,2 milliards de barils (incluant alors les sables bitumineux) plaçant le Canada en première place devant l’Arabie Saoudite en terme de ressources prouvées.

Bien que l’Alberta accapare près de 75% des réserves pétrolières conventionnelles canadiennes, la plupart des autres provinces et territoires (spécialement la Saskatchewan et les eaux territoriales au large de Terre-Neuve) détiennent une part non-négligeable de réserves en exploitation.

Régions pétrolifères :

Les ressources pétrolières canadiennes se trouvent dans les sept principaux bassins sédimentaires du pays. Le bassin qui produit le plus de pétrole est donc le Bassin sédimentaire de l’Ouest du Canada (BSOC) qui s’étend du Bouclier canadien aux Rocheuses en passant par le Manitoba, la Saskatchewan, l’Alberta et le nord-est de la Colombie-Britannique. Cette région est fortement riche en sables bitumineux, qui sont éparpillés sur 77 000 kilomètres carrés dans le nord de l’Alberta sur 3 régions majeures : Peace River au nord-ouest, Athabasca au nord-est et Cold Lake au sud-ouest de la région d’Athabasca.

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D’autres bassins produisent aussi du pétrole ; le sud de l’Ontario, le large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador et le Plateau néo-écossais (régions situées à l’est du pays ; côte atlantique). On estime à 30% les réserves de pétrole conventionnel qui se trouvent à l’est du Canada.

Production pétrolière :

En 2010, le Canada a produit un total d’environ 3,5 millions de barils de pétrole par jour.

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La première région de production pétrolière canadienne est l’Alberta, avec environ 65% de la production nationale. Dans cette province, 42 % de toute la production de pétrole brut était extraite des riches réserves de sables bitumineux.

La Saskatchewan s’est classée au deuxième rang, loin derrière, avec un apport d’environ 18 % de toute la production canadienne de pétrole brut.

Nous retrouvons au troisième rang les installations de forage pétrolier en mer de Terre-Neuve-et-Labrador. À 386 kilomètres au large du littoral sud-est de Terre-Neuve-et-Labrador, le champ pétrolifère Hibernia a produit 3,8 millions de mètres cubes de pétrole au cours de sa première année entière d’exploitation, en 1997. À cette époque, la province produisait 3,2 % seulement de toute la production de pétrole brut nationale. Les plates-formes de forage pétrolier en mer Terra Nova et White Rose se sont ajoutées respectivement en 2003 et vers la fin de 2005, ce qui permet maintenant à cette province de produire annuellement près de 20 millions de mètres cubes de pétrole brut, soit 13,0 % de l’ensemble de la production canadienne.

Complétant la production canadienne, l’Ontario, le Manitoba, la Colombie-Britannique et les Territoires du Nord-Ouest ont, ensemble, contribué pour environ 5 millions de mètres cubes de pétrole brut soit 5% % de la production nationale.

L’Alberta est donc la plus grande région productrice de pétrole brut suivie par la Saskatchewan et Terre-Neuve-et-Labrador. Ces trois provinces exportent la majorité de son pétrole brut aux États-Unis.

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Le coût d’exploitation des sables bitumineux :

Une particularité géologique : les sables bitumineux.

Les sables bitumineux sont un mélange de bitume brut, qui est une forme semi-solide de pétrole brut, de sable, d’argile minéral et d’eau. En d’autres termes, c’est un sable enrobé d’une couche d’eau sur laquelle se dépose la pellicule de bitume.

Il faut 4 tonnes de sable pour produire un baril de brut (soit 25 kg de sable par litre) ; le procédé est de mettre dans de grandes cuves d’eau bouillante le sable bitumineux de sorte à ce que le pétrole se sépare du sable. Ceci est pour les gisements peu profonds. Cependant, seulement 20 % des gisements de pétrole non-conventionnel de l’Alberta peuvent être extraits au moyen des techniques d’exploitation minière de surface. Le reste est enfoui trop profondément sous la surface pour être exploité à ciel ouvert, donc le pétrole doit être récupéré à l’aide de techniques in situ. À l’aide de la technologie de perforation, il faut injecter de la vapeur directement dans le gisement afin de chauffer les sables bitumineux et par conséquent, réduire la viscosité du bitume de façon à ce qu’il remonte à la surface.

Le bitume des sables pétrolifères doit soit être valorisé à pétrole léger soit être traité par des installations de haute conversion conçues spécialement pour le bitume ou le pétrole lourd conventionnel. La plupart des raffineries trouvent difficile de traiter le bitume parce qu’il est épais et circule difficilement dans les pipelines à moins qu’il ne soit dilué avec des condensats. Le bitume des sables pétrolifères est habituellement extrait et valorisé ou dilué près du site lui-même (tel est le cas pour la région de l’Athabasca) puis envoyé par pipeline.

Le Canada recèle donc de 173 milliards de barils de pétrole sous forme de sables bitumineux, exploitables sur 141 000 kilomètres carrés de forêt boréale.

Le brut de l’Alberta, intimement mêlé au sable, revient cher à produire : 15 à 20 dollars le baril, contre 5 pour le pétrole saoudien. Mais, les améliorations techniques ont fait baisser les prix : en 1984, il fallait dépenser 32 dollars pour extraire un baril de pétrole.

Alors qu’auparavant, l’exploitation de ces sables bitumineux n’était pas assez rentable du faite des lourds traitements à établir pour obtenir du pétrole brut, l’augmentation du prix du pétrole de 2004 à 2006 à plus de $75/bbl fut suffisante pour permettre la planification et le démarrage de projets d’exploitation des sables bitumineux de plus 100 milliards de dollars. La production de sables bitumineux de l’Alberta en 2005 était d’environ 0,4 milliard de barils par an. En 2010, elle fut de 0,7 milliard de barils par an soit 67% de la production canadienne. La Canadian Association of Petroleum Producers prédit que d’ici à 2020, la production de pétrole du Canada sera de 1,75 milliard de barils par an, dont seulement 10% seront du pétrole brut conventionnel léger ou moyen.

Cela fait donc environ 10 ans que les sable bitumineux sont exploités dans le grand nord canadien. Toutes les majors de la planète (Exxon, Chevron, Shell, BP, Total, et même les Chinois de CNOC et Sinopec) ont débarqué, à l’affût de nouvelles concessions. Par exemple, Total a prévu d’investir 7 à 10 milliards d’euros d’ici à dix ans afin de produire 250 000 barils de brut par jour (soit 10% de la production totale du groupe) à horizon 2020. En 2010, près de 20 milliards y ont été investis ; et la tendance est à la hausse.

Les sociétés pétrolières produisent maintenant plus d’un million de barils de pétrole par jour à partir des sables bitumineux, et cette production s’accroît constamment.

Au cours des deux prochaines décennies, il est prévu que la production des sables pétrolifères augmente de 1,5 à 3,5 millions de barils par jour produits dans le monde (essentiellement au Canada et au Venezuela).

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Au niveau mondial, les schistes bitumineux représentent un potentiel théorique de 2600 milliards de barils de pétrole.


Etats-Unis

Réserves :

Les réserves pétrolières prouvées des Etats-Unis sont d’environ 21 milliards de barils en 2010, soit une diminution de près de 50% par rapport aux 39 milliards de barils qu’ils avaient en 1970 lorsque les très grandes réserves de l’Alaska North Slope (ANS) furent enregistrées.

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Production :

La production de pétrole a atteint plus de 9 millions de barils par jour dans la fin des années 1970, mais est descendue à sous les 5 millions de barils par jour en 2010. La consommation américaine de produits pétroliers a dépassé les 20 millions de barils par jour.

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Régions pétrolifères :

Les réserves pétrolières situées sur le sol des Etats-Unis sont principalement au Texas et en Alaska, et dans une moindre mesure, en Californie. Il y a bien évidemment aussi une bonne partie de la production effectuée en offshore, dans le golfe du Mexique, dans les eaux territoriales des Etats-Unis, sur la côtes Texanes.

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Texas :

Au Permien, il y a environ 280 millions d’années, les Montagnes Ouachita étaient bordées par des mers intérieures à l’ouest au fond desquelles se sont déposés des micro organismes, des minéraux et des sédiments issus de l’érosion. Ces dépôts ont été par la suite recouverts par des couches sédimentaires se transformant alors en pétrole (bassin permien dans la région de Midland et Odessa).

Le 10 janvier 1901, le Texas entra dans une période de développement économique avec la découverte du premier puits de pétrole important, le Spindletop, situé au sud de Beaumont. D’autres gisements furent trouvés par la suite dans l’est et l’ouest de l’État, et sous les eaux du golfe du Mexique. À son apogée, la production moyenne était de 3 millions de barils par jour en 1972.

Le Texas possède environ un quart des réserves connues aux États-Unis. Les principales régions productrices sont le littoral du golfe du Mexique (offshore) et le bassin permien. Avec la hausse des cours, beaucoup de petits puits sont devenus rentables et ont été récemment mis en exploitation. Le pétrole texan (West Texas Intermediate, WTI) est considéré comme l’un des meilleurs d’Amérique.

Le Texas compte 27 raffineries représentant un quart de la capacité de raffinage du pays. Elles se concentrent dans les zones industrialo-portuaires de la côte. La capacité totale de raffinage de pétrole est de 4,7 millions de barils par jour. Les produits raffinés sont ensuite expédiés par conduites dans tout le pays, ou bien exportés par bateau depuis Port Arthur, Texas City, Galveston, Freeport, Port Lavaca ou Corpus Christi. Plusieurs compagnies pétrolières ont leur siège au Texas comme ExxonMobil, ConocoPhillips ou encore Halliburton.

Cet état est ainsi le leader en matière de production et de raffinage de pétrole brut du pays. La production en onshore au Texas représente environ 20% du pays.

En onshore, les principaux puits sont localisés à 10km à la ronde autour de Goldsmith, ville située à l’extrême ouest de l’Etat, près du Nouveau Mexique. Cependant, tout l’Etat est morcelé de puits comme vous le démontre la cartographie suivante :

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Golfe du Mexique :

En offshore, c’est du pareil au même, dans le Golfe du Mexique, on distingue plus d’une soixantaine de champs exploités ou en voie d’exploitation par les Etats-Unis :

Appaloosa, Auger, Baldpate, Blind Faith, Brutus, Bullwinkle, Cameron, Cantarell, Cascade & Chinook, Clipper, Consitution & Ticonderoga, Cotton Wood, Droshky, Genesis, Genghis Khan, Glider, Gyrfalcon, Hickory, Holstein, Hoover Diana, Gotcha, Great White, Horn Mountain, Independance, Jack & St. Malo, K2, King, Knotty Head, Kaskida, Ku-Maloob-Zap (KMZ), Llano, Macondo, Mad Dog, Magnolia, Manatee, Marco Polo, Mardi Gras, Mars, Matterhorn, Mensa, Morpeth, Na-Kika, Neptune, Perdido, Petronius, Phoenix & Typhoon, Puma, Ram Powell, Red Hawk, Rusa, Serrano & Oregano, Silvertip, Shenzi, Tahiti, Tahoe, Tanzanite, Telemark, Thunder Hawk, Thunder Horse, Trident, Troika, Ursa, etc.

De manière générale, ils ont pour la plupart été formés au Permien, sont situés en eaux profondes, entre 2000 et 5000m (voire en extra-profonde, allant jusqu’à plus de 7000m), sont majoritairement exploités par Chevron et BHP Billiton (ainsi que Statoil, BP, Total, Petrobras, etc), disposent de réserves situées entre 100 et 300 millions de barils équivalent pétrole, produisent de 50 à 100 000 barils par jour et sont soit d’ores et déjà en exploitation soit en vue de le devenir prochainement (échéance 2013 environ).

La production en zone offshore dans le Golfe du Mexique représente environ 30% de la production totale américaine.

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Rappelons qu’aujourd’hui dans le monde, environ 1 million de barils par jour sont extraits dans des eaux extra-profondes et que ce chiffre tend à croître avec l’amélioration de la technologie et l’augmentation du prix du baril.

Alaska :

En 1968, au nord-est de l’État, fut découvert l’énorme gisement de Prudhoe Bay de 13 milliards de barils dans la région du North Slope en Alaska. C’est alors le plus gros gisement découvert aux Etats-Unis. Le pétrole y est de plutôt bonne qualité (29°API, 1% de souffre). Cette découverte entraîna la construction d’un pipe-line long de 1 264 kilomètres reliant Prudhoe Bay, située sur la côte nord de l’Alaska, donnant sur la mer de Beaufort, à Valdez, située au sud de l’état, sur la côte donnant sur le Golfe de l’Alaska. La mise en exploitation et l’exportation via l’oléoduc trans-Alaska de ce gisement commença en 1977. La production fut développée rapidement, atteignant un plateau de 1,6 millions de barils par jour en 1980. Le gisement de Prudhoe Bay remplissait à lui seul l’oléoduc à 80 %.

trans alaska pipeline

Ce niveau de production fut maintenu jusqu’en 1988, date où commença un déclin progressif. Le gisement produit, en 2009, 400 000 barils par jour, en comptant les cinq satellites (des gisements de petite taille rattachés à son infrastructure). Il assure la moitié de la production totale de l’Alaska et 8% de la production Américaine. En 2009, il reste moins de 2 milliards de barils de réserves dans le gisement de Prudhoe Bay.

Ainsi, le pétrole en Alaska est situé dans le nord de l’Etat : dans la National Petroleum Reserve in Alaska (NPRA), exploitée, entre-autres, par plusieurs compagnies telles que British Petroleum, ExxonMobil et Arco, et en offshore dans la mer de Beaufort ; il y aurait 30 milliards de barils situés au large de l’Alaska selon l’United States Geological Survey (USGS). Il y a aussi d’importantes réserves de pétrole situées dans l’Arctic National Wildlife Refuge (ANWR), une région de l’Alaska située au nord-est, qui furent découvertes il y a déjà de ça une quarantaine d’années mais qui n’ont pas été exploitées à cause d’associations militantes pour la préservation de la biodiversité située dans cette région ; cependant, le débat est toujours d’actualité en ce début 2011.

NPRA-ANWR

L’Alaska est ainsi, derrière le Texas, le second plus important État Américain en terme de production de pétrole. Il assure à lui seul 17 % de la production américaine de pétrole, même si celle-ci est en baisse depuis les années 1970. Le revenu de cet État provient à 90% des hydrocarbures.

Importations :

La différence est essentiellement apportée par les importations, avec comme principal fournisseur, le Canada, qui a accru ses exportations de pétrole brut et de produits raffinés vers les États-Unis à plus d’un milliard de barils par an en 2010.

Les Etats-Unis, prochaine source pétrolière ?

En effet, bien que la déplétion de leurs puits ait commencée il y a déjà environ un quart de siècle, les Etats-Unis disposent de ressources pétrolières encore inexploitées. En effet, après le pétrole conventionnel (qui est loin d’être tarit), est exploité comme nous le savons le pétrole non-conventionnel, à savoir les devenus célèbres “sables bitumineux” (pour la plupart présents au Canada et au Venezuela) qui sont réellement exploités depuis 5 ans et qui connaissent un fort essor grâce au prix du baril plus élevé ainsi que des techniques d’extractions et surtout de traitement qui ont évoluées et qui évoluent encore actuellement. Cependant, dans la catégorie du pétrole non-conventionnel figure aussi les schistes bitumineux.

Les schistes bitumineux :

Les schistes bitumineux sont exploités depuis le moyen-âge comme combustible. Ce sont des roches sédimentaires granuleuses contenant des substances organiques, le kérogène, en quantité suffisante pour fournir du pétrole.

Les schistes bitumineux diffèrent des roches bitumineuses (sables bitumineux et roches réservoirs pétrolifères). Alors que les sables bitumineux proviennent de la biodégradation du pétrole, le kérogène contenu dans le schiste bitumineux n’a pas atteint une température et une pression suffisante pour être transformée en pétrole.

Le kérogène présent dans les schistes bitumineux peut être converti en pétrole à travers le processus chimique de la pyrolyse. Si l’on chauffe le schiste bitumineux à une température suffisamment élevée (450 / 500 °C) dans une enceinte privée d’air, la vapeur engendrée pourra être distillée en huile de schiste, soit une forme de pétrole non-conventionnel.

L’augmentation du prix du baril et la recherche d’indépendance par rapport aux fournisseurs extérieurs d’énergie a attiré l’attention sur le schiste bitumineux en tant que ressource énergétique. Cependant, son exploitation et sa transformation soulèvent un certain nombre de préoccupations environnementales telles que l’utilisation du sol, l’élimination des déchets, l’utilisation de l’eau, la gestion des eaux usées, les émissions de gaz à effet de serre (GES) et la pollution atmosphérique.

Actuellement, certains pays utilisent les schistes bitumineux à des fins de production d’énergie. L’exemple le plus criant étant l’Estonie, qui, via sa centrale basée à Narva, exclusivement alimentée en schistes bitumineux, produit 95% de l’électricité du pays. Cependant, d’autres pays, tels que le Brésil, la Chine ou encore la Russie utilisent les schistes bitumineux de nos jours à des fins de production d’énergie.

Les réserves de schistes bitumineux aux Etats-Unis :

Les États-Unis jouissent de la plus forte concentration de schiste bitumineux du monde. Ils détiennent, en schistes bitumineux, environ l’équivalent de 1000 milliards de barils de pétrole, soit assez pour satisfaire la demande intérieure en pétrole des États-Unis pendant 110 ans (à demande constante, au niveau actuel).

Le développement du schiste bitumineux est possible, car les prix du pétrole sont suffisamment élevés et la technique pour transformer le schiste bitumineux en pétrole est simple.

Les réserves mondiales de schiste bitumineux sont estimées entre 2 800 et 3 100 milliards de barils de pétrole. Un tiers de ces réserves étant donc aux Etats-Unis.

Cependant, le traitement des schistes bitumineux, à technologie actuelle, pour le transformer en pétrole brut revient à environ 80 dollars le baril. Autrement dit, ce n’est pas rentable tant que le cours du pétrole n’est pas plus élevé. Cependant, ce sont surtout les infrastructures à mettre en place au début de l’exploitation qui sont la raison d’un tel coût. En effet, un baril de pétrole reviendrait à environ 40$ au bout de 12 ans d’exploitation. Après le palier du milliard de barils, le coût diminuerait sous les 40$, avoisinant les 30$, et ce, toujours à technologie actuelle.

Traitement des schistes bitumineux :

bitumen shales process

Certains analystes comparent l’industrie du schiste bitumineux à celle des sables bitumineux de l’Athabasca, estimant que l’installation de première génération est la plus difficile, techniquement et économiquement.

Cependant, la principale contrainte au développement de l’exploitation du schiste bitumineux réside dans le fait que les sables bitumineux de l’Alberta, au Canada, sont moitié moins coûteux à produire, et que les États-Unis ont tout l’accès désiré à la production de sables bitumineux dans le cadre de l’Accord de Libre-Echange Nord-Américain (ALENA).

Par conséquent, les schistes bitumineux ne seront probablement pas développés avant que la production de sables bitumineux ne soit bien engagée et que le cours du baril ne soit encore plus élevé.


Mexique

Histoire :

Les champs pétrolifères du Mexique se situent principalement dans les États de Veracruz, de Tabasco, de Chipias et de Campeche (70% de l’exploitation nationale). Depuis le gouvernement du président Lazaro Cardenas qui décida la nationalisation du pétrole , la compagnie d’État Pemex a le monopole de l’exploitation, production, transport et commercialisation du pétrole sur le territoire mexicain. Le Mexique est le 5e producteur mondial de pétrole et le 9e exportateur. La quasi-totalité des exportations de pétrole mexicain vont en direction des États-Unis dont il est le troisième fournisseur. Néanmoins, le déclin du principal gisement, Cantarell, laisse présager une baisse de la production du pays dans les années à venir.

La Constitution du Mexique donne à la société pétrolière d’État, la PEMEX, le monopole de la production pétrolière, et le gouvernement mexicain l’utilise comme la source majeure des recettes, prélevant 60% de ses revenus sous formes de taxes. En conséquence, elle n’a pas assez de capital pour développer les ressources seule, et doit compter sur des partenaires étrangers pour fournir l’argent et la technologie qui lui manquent.

Depuis 1979, le Mexique a produit la plupart de son pétrole de son champ super géant de Cantarell, qui est le deuxième plus grand champ dans le monde (en terme de production), cependant, en 2005, il a atteint son pic de production et à commencé son déclin. Les regards se tournent alors désormais vers le champ de Chicontepec qui disposerait, selon le gouvernement mexicain, de près de 140 milliards de barils de brut.

Le complexe de Cantarell :

Le complexe de Cantarell désigne le plus grand champ pétrolier du Mexique. Il est situé en offshore à 80 km de la baie de Campeche. Le complexe comprend en réalité quatre grands champs : Akal, Nohocj, Chac et Kutz. Le premier champ fut découvert en 1976. À ces quatre gisements, il faut ajouter celui de Sihil découvert plus tardivement.

cantarell field complex mexico champs mexique

En 1981, le complexe produisait 1,16 millions de barils par jour. La production baissa ensuite pour atteindre 1 million de barils par jour en 1995. La PEMEX (Petroleos Mexicanos) commença à injecter de l’azote à partir de 1997, permettant ainsi à la production de remonter à 1,6 millions de barils par jour en 2002, et à 2,2 millions de barils par jour en 2004. Ainsi, il devint le deuxième plus gros producteur mondial, après le plus gros gisement au monde, Ghawar, situé comme nous le savons en Arabie Saoudite.

En mai 2006, le rendement avait diminué à 1,8 millions de barils par jour et depuis il subit une forte chute. En février 2007, la production était de 1,5 Millions de barils par jour et en 2008 elle n’était plus que de 973 000 barils par jour.

Désormais, en 2011, la production est d’à peine 400 000 barils par jour.

Il est à présent devancé par le gisement de Ku-Maloob-Zaap, situé très légèrement au nord-ouest du complexe de Cantarell.

ku maloob zaap field gisement mexique mexico gulf golfe

Le champs de Ku-Maloob-Zaap (abrégé KMZ) est actuellement, en 2011, à une production d’environ 900 000 barils par jour.

PEMEX :

La PEMEX produisait, en 2008, 2,8 millions de barils par jour.

pemex logo

En 2011, la production de la compagnie nationale mexicaine PEMEX est à peu près stable à environ 2,5 millions de barils par jour.

Les zones pétrolifères offshore du Mexique étant en générale déplétion, l’attention se tourne désormais vers le champ de Chicontepec, découvert en 1926, qui était resté jusqu’alors inexploité dû au fait que le pétrole est retenu dans une roche imperméable. Par la suite, il est resté peu développé du fait qu’il contient principalement du pétrole extra-lourd, qui était jusqu’alors non rentable.

Le prix du baril de brut ayant depuis augmenté, le bassin de Chicontepec est désormais exploitable.

Bassin de Chicontepec :

Le bassin de Chicontepec est situé au nord-est de Mexico City. Sa superficie est de 3 800 km2, il est situé sous les états de Veracruz, Puebla et Hidalgo.

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Le bassin de Chicontepec contient le plus gros champ pétrolier du Mexique (19 milliards de barils selon les sources officielles, non encore inclues dans les réserves prouvées du pays). Celui-ci est donc en majorité constitué de pétrole extra lourd ; cependant, il contient également du pétrole léger et super léger.

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En mars 2006, le Président Vicente Fox annonçait que la Pemex allait investir 37,5 milliards de dollars US sur une période de 20 ans. Il était alors pronostiqué une production d’un million de barils par jour (soit 160 000 m3 par jour).

En février 2009, la célèbre société de conseil DeGolyer and MacNaughton a certifié que le champ de Chicontepec recelait bel et bien 139 milliards de barils, ce qui positionnerait le Mexique à la quatrième place du classement des pays en terme de réserves de pétrole, derrière le Venezuela, l’Arabie Saoudite et le Canada. Cependant, le Mexique ne dispose pas de la technologie nécessaire pour extraire ce pétrole (à majorité extra-lourde). De plus, ce champs est situé sous des zones fortement peuplées.

Actuellement, début 2011, la production du bassin de Chicontepec est de 50 000 barils par jour. Selon la PEMEX, elle serait de 700 000 barils par jour d’ici 2017.

Chiffres :

Rappelons qu’il est impératif pour le Mexique que ce nouveau gisement prenne la relève du complexe de Cantarell.

Le restant des champs du Mexique sont beaucoup plus petits, beaucoup plus coûteux à développer, et contiennent principalement du pétrole brut extra-lourd.

En 2010, le Mexique produit plus de 3 millions de barils par jour, ce qui le place au 7eme rang de producteur mondial.

En terme de réserves prouvées, il atteint les 10,4 milliards de barils (ne prenant donc pas en compte le gisement de Chicontepec).

Le Mexique demeure ainsi un des plus gros acteurs pétroliers au Monde.

Son exposition à ses ressources naturelles est assez prononcée, sans pour autant être excessive : les bénéfices de l’industrie pétrolière représentent 10% du PIB mexicain.

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