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par Philippe » 17 févr. 2010, 14:03
Merci à energy_isere pour le lien de l’USGS.
Il n’y a pas grand-chose à garder dans l’étude de l’ISGS, sinon la bibliographie. Il y a de nombreuses approximations à signaler.
La première concerne les volumes en place. PDVSA a publié deux chiffres, 1 180 millions de barils en 1987, puis 1 300 millions de barils en 2001. Ce sont des valeurs dites déterministes. PDVSA ne donne, en effet, pas la fourchette de valeurs habituelles (mini, médian, maxi), ou du moins l’USGS ne la reprend pas. Dans tous les cas, il y a une incohérence à afficher, simultanément, dans la table 1, des fourchettes de variation très grandes de porosité et d’épaisseur, alors que ces données sont déjà prises en compte pour le calcul des volumes en place, d’une part, et une fourchette aussi étroite des volumes en place d’autre part (le volume en place au kilomètre carré est le produit de l’épaisseur, de la porosité, de la saturation en hydrocarbures (le complément à 100% de la saturation en eau), et de l’inverse du « formation volume factor », le tout multiplié par le kilomètre carré en question). J’ai fait sur Excel un petit modèle probabiliste ultrasimple, en supposant une distribution triangulaire des 4 paramètres pour lesquels des valeurs mini, médianes et maxi sont données. J’arrive à la fourchette suivante, pour le volume en place dans un kilomètre carré :
Mini (P95) : 13 millions de barils
Médian (P50) : 65 millions de barils
Maxi (P95): 151 millions de barils
On voit qu’il y a un facteur 12 entre le cas mini et le cas maxi. On voit donc mal comment les volumes d’huile en place, dans la totalité du bassin de la Ceinture de l’Orénoque, pourraient être connus à 50% près, sachant que les incertitudes sur les superficies s’ajoutent aux incertitudes sur les conditions de gisement en sous-sol.
Tout aussi grave, le choix des taux de récupération. L’USGS écrit d’ailleurs que : « no attempt was made in this study to estimate either economically recoverable resources or reserves within the Orinoco Oil Belt AU. Most important, these results do not imply anything about rates of heavy oil production or about the likelihood of heavy oil recovery ». Un taux de récupération, sans considération de l’économie du projet (voire de l’EROEI global), n’a pas grand sens. L’USGS admet, en outre, implicitement, que son calcul est sans intérêt pratique puisque cet organisme ne se prononce pas sur la plausibilité des taux de récupération annoncés.
Le calcul probabiliste de l’USGS se limite, en fait, aux deux premiers paramètres : le volume en place, dont on voit qu’il varie dans une plage somme toute assez réduite, et le taux de récupération qui varie dans une plage énorme. Si le volume en place était connu avec précision (P5 = P50 = P95), le calcul probabiliste ne porterait que sur le taux de récupération, et on aurait (avec un calcul vite fait sur Excel) :
Taux de récupération mini (P95) : 17,8 %
Taux de récupération médian (P50) : 45,3%
Taux de récupération maxi (P5) : 67,9%
On voit que c’est le choix de taux de récupération très élevés qui fausse le résultat.
Le taux de récupération de 15%, annoncé comme un minimum, apparaît déjà extrêmement ambitieux. L’expérience californienne des huiles lourdes ne peut pas être transposée au Venezuela : le gisement de Kern River, dont la superficie est de 43 km², a été exploité par plus de 9 000 puits, soit une densité de 200 puits au kilomètre carré (un puits par terrain de rugby !). Quant aux taux de récupération de 45%, et encore plus de 70%, on est en plein fantasme.