vendredi 20 septembre 2019
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Pétrole de schiste : Une équation technique et économique insolvable?

Pétrole de schiste : Une équation technique et économique insolvable?

Déplétion trop rapide des puits, rentabilité problématique, raréfaction des meilleurs gisements, besoin permanent de financements et une offre qui ne correspond pas forcément à la demande… Si le marché du pétrole de schiste ne cesse de battre des records, il pourrait aussi décevoir dans les années à venir.

Mégapole texane, Houston est l’un des centres névralgiques de l’approvisionnement mondial en pétrole et en gaz, une position stratégique qui s’est encore renforcée avec le développement, depuis plus d’une décennie, de l’exploitation du pétrole de schiste dans le bassin permien récemment devenu le premier champ pétrolier au monde. Avec 4,5 millions de barils extraits par jour (bpj), contre moins d’un million en 2011, la production de ce bassin, à l’ouest du Texas, représente désormais plus d’un tiers de l’ensemble de production américaine d’or noir, qui bat elle-même record sur record, tirée par le bond des extractions de pétrole de schiste. « L’accumulation de problèmes rencontrés par l’industrie pourrait néanmoins compromettre la poursuite de l’expansion de la région » avertit Benjamin Louvet, gérant matières premières pour Ofi Asset Management dans une étude très détaillée publiée le 13 juin.

Avant de se pencher sur le marché en lui-même et les problèmes d’incompatibilité de l’offre et de la demande de pétrole, le spécialiste rappelle que la première limite du pétrole de schiste concerne son extraction.

Les puits se tarissent très vite

En effet, contrairement au pétrole dit « conventionnel », le pétrole de schiste (ou « shale oil » en anglais pour « pétrole de roche mère ») est un piégé dans une couche géologique non perméable. Il ne peut donc pas migrer au travers d’une roche poreuse pour former une poche à l’encontre d’un piège géologique (comme une faille) et reste prisonnier de sa couche géologique, en petites poches indépendantes. Alors qu’un puits de pétrole conventionnel consiste en un tube introduit dans une poche de pétrole, le pétrole de schiste requiert une approche différente. Il faut d’abord descendre à la verticale jusqu’à la couche où il est piégé, avant d’opérer un forage horizontal dans celle-ci. Puis on injecte de l’eau sous haute pression pour fracturer la roche et accéder au pétrole. Du sable et des produits chimiques sont également injectés pour faciliter l’écoulement et empêcher que les anfractuosités (des cavités profondes et irrégulières) se referment.

Intuitivement, une fois la fracturation réalisée, le pétrole s’écoule assez rapidement vers le puits, avant de se tarir, bien plus vite qu’un puits traditionnel. Les dernières études montrent que la production d’un puits de schiste diminue de 70% après 18 mois d’exploitation. On appelle cela la déplétion. Et à titre de comparaison, la déplétion naturelle d’un puis conventionnel est de l’ordre de 4 à 5% par an, en raison de la baisse de pression dans le réservoir. Pour maintenir sa production, un producteur de pétrole de schiste doit donc, en permanence, mettre de nouveaux puits en production. Sauf que « plus le temps passe, plus les meilleurs zones sont exploitées, ce qui oblige à exploiter des gisements dont la qualité diminue progressivement » note Benjamin Louvet, qui indique que « cela rend le maintien des niveaux de la production de plus en plus difficile à tenir avec le temps ».

À 65 dollars le baril, aucun producteur n’est rentable

Si les producteurs américains évoquent les gains de productivité pour compenser les investissements toujours plus importants à consentir pour augmenter la production de pétrole de schiste, « les éléments économiques ne vont pas dans ce sens » relève Benjamin Louvet. Ainsi, en 2018, malgré un prix moyen du pétrole WTI (référence nord-américaine) de plus de 65 dollars le baril sur l’année, les sociétés de pétrole de schiste dans leur ensemble se sont vu dans l’incapacité de générer un free cash flow positif.

Car si les évolutions technologiques ont déjà permis d’améliorer le taux de récupération maximum et, de ce fait, la rapidité avec laquelle le pétrole est extrait, ce même taux diminue également plus rapidement au fil des mois. Ainsi, après une dizaine de mois d’exploitation, le taux de récupération du pétrole de schiste en 2018 est passé sous celui de 2016 et de 2017. Autrement dit, on récupère le pétrole plus vite mais on n’en récupère pas forcément davantage sur la durée. Et au-delà de cette dizaine de mois, un ingénieur a calculé que les puits forés en 2018 sont moins productifs que ceux forés en 2017 ou avant.

Les problèmes techniques s’accumulent

Si les derniers puits forés sont moins productifs, ce n’est pas seulement dû aux évolutions technologiques qui permettent une extraction plus rapide mais également à cause de la raréfaction (déjà) des meilleurs gisements. Les exploitants ont intérêt à concentrer leurs recherches et à initier leur production sur les zones les plus riches en pétrole (actifs dits « Tier 1 ») mais plus le temps passe, plus ce type de localisation se raréfie, obligeant les producteurs de schiste à se reporter sur des terrains moins prometteurs. Et dans ces conditions, la productivité baisse.

Un autre problème est lié à l’augmentation de la concentration des puits, les exploitants ayant multiplié les puits dits à « direction multiple » (ou « padd drilling », où, d’un puits vertical, partent plusieurs forages horizontaux) et rapproché les puits les uns des autres pour tenter d’en optimiser l’extraction. Sauf qu’un tel rapprochement peut en réalité s’avérer contre-productif lorsque les fissures du nouveau puits rejoignent celle du forage plus ancien, faisant brusquement chuter la pression dans le nouveau puits. Une étude réalisée par des ingénieurs de Schlumberger montre que l’espace idéal entre deux puits latéraux forés dans le bassin permien est de l’ordre de 250 à 350 mètres. Or, l’espace effectivement constaté aujourd’hui est à peine supérieur à 130 mètres.

Face à cette accumulation de difficultés, le salut du secteur passera probablement par l’innovation. L’un des plus gros intervenants du bassin permien, Occidental Petroleum, a annoncé avoir fait une percée technologique qui pourrait lui permettre de pratiquement doubler son taux de récupération de chaque puits (celui-ci est aujourd’hui très faible, les ingénieurs n’étant en mesure que de récupérer entre 6 et 8% du pétrole présent dans un forage). La technologie développée permettrait de porter ce taux entre 10 et 14 %. En outre, l’impact sur le prix du pétrole serait énorme et « pourrait se traduire par un retour de l’or noir sur des niveaux de 30 à 40 dollars le baril » anticipe Benjamin Louvet. Cette technologie ne sera néanmoins pas commercialement opérationnelle avant 2023, au plus tôt.

D’importantes fuites de gaz

Une problématique connexe à la déplétion très rapide des puits de pétrole de schiste est l’accumulation de quantités de plus en plus importantes de gaz. Car du gaz remonte toujours à la surface en même temps que l’or noir. Pour des raisons techniques, plus le temps passe et plus la pression diminue dans le puits,plus la quantité de pétrole récupérée diminue et celle de gaz augmente, dégradant le ratio « Gas to Oil » (GOR).

Étant donné la nécessité de forer toujours davantage de puits pour lutter contre la déplétion rapide de ce type de gisement, la quantité de gaz augmente plus vite que la quantité de pétrole disponible. Cela aurait pu être sans conséquences s’il n’existait d’importantes contraintes liées au transport du gaz. Or le développement très rapide du bassin permien n’a pas été suivi par celui des infrastructures connexes, d’où un système de gazoducs actuellement très insuffisant.

Cette absence de solution de transport a débouché sur une situation plutôt cocasse: le prix du gaz a commencé à baisser dans le bassin permien, jusqu’à atteindre des prix… négatifs à plusieurs reprises au cours des derniers mois, les producteurs devant en effet payer pour se débarrasser de leur gaz. Alors que ce gaz cotait encore plus de 2,50 dollars par MMBtu (Million de British Thermal unit, unité de mesure spécifique) au même moment dans la région de New York, les producteurs texans dépensaient en moyenne 4 dollars par MMBtu. Les producteurs arrivent à limiter l’impact économique en brûlant une partie de ce gaz (méthode dite de « flaring » ou de « torchage ») mais le Texas n’autorise ce torchage du gaz -bonjour le bilan carbone- que pendant six mois. Le problème pourrait donc prendre de l’ampleur et contraindre certains producteurs à revoir leur programme d’investissement pour limiter la perte occasionnée par la vente du gaz à un prix négatif.

Incompatibilité de l’offre et de la demande

À tous problèmes cités précédemment s’en ajoute un autre, peut-être le plus important : existe-t-il vraiment un marché pérenne pour ce pétrole de schiste ? « La question peut paraître saugrenue dans un contexte où la question de la demande ne s’est jamais réellement posée » admet Benjamin Louvet, mais « il existe une inadéquation croissante entre le pétrole produit et le pétrole demandé » explique-t-il. En effet, tous les pétroles ne se valent pas et les caractéristiques du pétrole de schiste ne sont pas les plus recherchées. « Très léger, il n’est pas adapté aux installations de raffinage développées ces dernières décennies par les compagnies américaines, pour traiter le pétrole lourd en provenance des pays voisins, au premier rang desquels on trouve (ou on trouvait…) le Venezuela et le Canada » analyse le gérant matières premières.

Le développement du pétrole du schiste a d’ailleurs profondément remodelé l’industrie pétrolière outre-Atlantique, cet afflux nouveau de pétrole léger obligeant les États-Unis à revoir le profil de leurs importations de pétrole et à supprimer la loi interdisant l’exportation de pétrole afin de trouver des débouchés pour son or noir léger. C’est l’une des raisons pour laquelle les États-Unis n’atteindront jamais l’indépendance énergétique à laquelle ils aspirent tant, le pétrole qu’ils produisent ne correspondant pas à leurs besoins : le pays restera de fait dépendant de ses importations tant que l’outil de raffinage ne sera pas adapté.

Deux raisons principales expliquent que les raffineries n’ont pas encore entamé ce travail d’ajustement : les installations en place coûtent plusieurs milliards de dollars et une modification entraînerait une lourde perte sèche mais, surtout, le raffinage du pétrole léger comme celui de schiste permet d’obtenir principalement de l’essence. « Or, l’essentiel de la croissance attendue de la demande ne se situe pas sur ce produit, dont la demande devrait même reculer dans les différents scénarios de l’Agence Internationale à l’énergie ».

Faut-il, dès lors, compter sur le développement des pétroles de schiste pour répondre à la future demande ? La question est d’autant plus importante que, pour des raisons économiques, la production pétrolière conventionnelle ne progresse plus depuis 2008. Le pétrole de schiste étant beaucoup plus rapide à mettre en production et à arrêter, il offre plus de souplesse aux compagnies pétrolières qui ont focalisé leur développement ces dernières années sur ces actifs. Celles-ci ont de ce fait réduit leurs investissements dans le pétrole conventionnel, ce qui devrait se traduire par une baisse de la production de celui-ci dans les années à venir, alors même qu’il est indispensable à la bonne marche de l’économie…

Une industrie droguée à la dette

Comme si tout cela ne suffisait pas, l’équation économique de ce type d’extraction semble insolvable. La déplétion rapide des puits implique de renouveler sans cesse les forages, d’où un besoin permanent de financement. Les entreprises productrices ont souvent recours à la mise en place de couvertures sur les marchés à terme pétrolier pour obtenir ce type de financement, les banques voulant garantir leurs revenus futurs en fixant à l’avance le prix de vente du pétrole qui va être produit. « Aussi observe-t-on une corrélation entre les positions des producteurs sur le marché à terme, et les forages mis en production dans les mois qui suivent » indique Benjamin Louvet, qui précise que « quant les financements se font plus rares, les producteurs n’ayant plus les moyens de mettre de nouveaux puits en production cessent de se couvrir sur les marchés à terme.

Le spécialiste des matières premières d’OFI Asset Management prend pour exemple la « baisse importante des positions ouvertes sur le WTI observées à partir de la fin de l’année 2013 » avec, « dans les 18 mois qui ont suivi, une baisse sensible de la production de pétrole dans les principaux bassins de schiste ». « Or, les financements se sont fortement réduits au cours de l’année 2018, le total des financements tant en actions qu’en obligations s’inscrivant au plus bas depuis dix ans ! » constate Benjamin Louvet. Si on suit cette logique, de l’effondrement des financements et des montants de couverture mis en place sur les contrats à terme, il est même possible que non seulement la production de pétrole de schiste croisse moins vite cette année, mais même potentiellement qu’elle recule. Ce qui constituerait « une vraie surprise » pour le marché et pourrait éloigner les investisseurs du secteur.

BFM Bourse

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