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| étrolière de Statfjord dans la mer du Nord (Photo : Oyving Hagen) |
[30/03/2012 09:58:54] ABERDEEN (Royaume-Uni) (AFP) La mer du Nord n’a pas encore livré sa dernière goutte de pétrole mais, face à l’épuisement des champs existants, l’exploitation de nouvelles réserves s’avère de plus en plus complexe et coûteuse, soulignent les experts.
Alors que l’attention des médias se focalisait sur une plate-forme de Total en mer du Nord, victime d’une importante fuite de gaz, une conférence réunissait cette semaine à Aberdeen (Ecosse) une centaine de professionnels de l’énergie pour dresser les perspectives selon eux “brillantes” des hydrocarbures “made in UK”.
Pourtant, les chiffres ne sont pas spécialement rassurants: la production britannique de gaz et de pétrole a chuté de 54% entre 2000 et 2010, et des projections gouvernementales tablent sur un effondrement supplémentaire de 60% d’ici à 2030…
Côté norvégien, la production d’hydrocabures n’a reculé que de 5% ces dix dernières années, mais l’essor des champs de gaz peine de plus en plus à compenser l’effritement de la production de pétrole.
“Il y a des nuages à l’horizon, mais les perspectives restent bonnes car des découvertes majeures ont été faites ces dernières années”, a cependant avancé Nils Helge Sorgard, responsable du développement de la société énergétique Winterhall Norge.
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| étrolière de Statfjord dans la mer du Nord (Photo : Oddvar Walle Jensen) |
De fait, selon des estimations officielles, les réserves exploitables britanniques en mer du Nord représentent un potentiel d’environ 7,8 milliards de barils de pétrole et 4,2 milliards de barils équivalents-pétrole (boe) de gaz, soit 15 années au rythme actuel de production.
Oslo estime pour sa part que 60% des réserves probables en hydrocarbures dans les eaux norvégiennes restent à pomper, soit plus de 40 milliards de boe.
Cette manne n’est pas pour autant à portée de main. “Le pétrole facile, c’est terminé. Désormais, ce sont des réserves plus difficiles d’accès et donc plus coûteuses à exploiter”, a expliqué à l’AFP Tim Davies, responsable de l’exploration en mer du Nord chez Premier Oil.
A l’ouest des îles Shetland, bien au nord des côtes britanniques, une série de champs gaziers prometteurs pose “des défis colossaux”, a ainsi souligné Garry Dempster, responsable du développement chez DONG Energy.
A 200 km de tout rivage, il faut y forer à plus de 600 mètres de fond, “dans un environnement déchaîné, avec des vagues de 30 mètres de haut et des vents violents”, explique M. Dempster, dont la compagnie prépare dans cette zone le développement d’un champ de 220 millions de boe.
Sans aller jusqu’aux Shetland, “même dans les régions déjà largement explorées, on peut encore découvrir des réserves jusque-là mal estimées”, a tempéré Tim Davies. Selon lui, maintenir en fonctionnement des infrastructures vieillissantes aussi longtemps que possible afin de “maximiser la production des champs matures” est un moyen crucial de poursuivre l’exploration.
Mais qu’il s’agisse d’arracher leurs dernières gouttes de pétrole aux champs existants ou de réaliser des forages en eaux profondes, les défis technologiques entraîneront inéluctablement un net renchérissement du coût d’exploitation. Dans ce contexte, une baisse du cours du baril à 70 dollars verrait se tarir les investissements, faute de rentabilité, et accélérerait le recul de la production, estiment les experts.
Pour développer des zones comme les Shetland, où les oléoducs font cruellement défaut, “un coup de pouce du gouvernement aux investissements dans les infrastructures serait le bienvenu”, relève Garry Dempster, en assurant qu’une politique fiscale accommodante sera “décisive” pour le secteur.
Message apparemment reçu: après le coup de semonce provoqué par l’instauration d’une surtaxe en 2011, le ministre britannique des Finances George Osborne a tenté la semaine dernière d’inverser la vapeur, en annonçant des exonérations fiscales pour le développement des champs plus profonds et de taille réduite.
