Méthodes de stimulation

La principale méthode de stimulation est l’injection d’un composé en profondeur pour augmenter ou simplement maintenir la pression au sein du réservoir. Ce composé est souvent de l’eau ou du gaz naturel produit en même temps que le pétrole. Parfois certains solvants sont ajoutés pour modifier les caractéristiques rhéologiques du pétrole. Ainsi le champ de Duri subit une injection de vapeur d’eau à plus de 150°C pour pouvoir produire dans ses 4000 puits en moyenne 5 barils par jour par puits.

Cette technique d’injection est utilisée dans tous les puits depuis les années 60. Les quantités d’eau et de gaz mises en jeu sont considérables. Voici les chiffres prévus pour le champ de Dalia en Angola (données de la compagnie Total) :

• 34 puits de production, 30 puits d’injection d’eau et trois puits d’injection de gaz, soit quasiment autant de puits d’injection que de production

• 240 000 barils de pétrole traités par jour

• 405 000 barils d’eau injectés par jour

Le constat est simple : on injecte plus d’eau qu’on ne produit de pétrole !

D’autres évolutions technologiques permis d’augmenter la production des champs de manière considérable : le champ de Ghawar, qui produit pourtant naturellement, a bénéficié de ces innovations. La productivité par puits jusqu’au début des années 70, après vingt ans de production, était de 30 000 barils par jour, valeur exceptionnelle par rapport à la production des autres champs dans le monde. Elle a progressivement baissé. Dans les années 90, les puits verticaux ont été remplacés par des puits horizontaux à simple branche, puis à multi-branches. Ce changement fut rendu nécessaire par la montée du plan de contact entre eau et pétrole et de la réduction de l’épaisseur de la roche imprégnée de pétrole, conséquences du programme d’injection d’eau depuis le début des années 60. Le champ produisait en 2003 de l’ordre de 5 millions de barils par jour avec environ 1000 puits.

Malgré tout, les compagnies pétrolières sont loin de récupérer l’intégralité du pétrole présent dans le réservoir : le taux de récupération moyen au niveau mondial n’est que de 35% ! Ceci est dû au fait qu’à partir d’un certain moment, les injections d’eau ne suffisent plus à équilibrer la baisse de pression dans le réservoir, et la production commence à baisser irrémédiablement. Deux tiers du pétrole en moyenne sont donc laissés dans le sous-sol. Une hausse du taux de récupération permettrait d’augmenter de façon considérable les réserves, et ainsi de retarder la date du « peak oil ». Notons que les valeurs du taux de récupération s’étalent de 2% à 90% en fonction des caractéristiques du champ.

Suite de la visite : impact des innovations technologiques sur la date du pic