Le cycle de vie du gisement d’hydrocarbures
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La durée de vie d'un , c’est-à-dire la période durant laquelle on extrait les hydrocarbures qu’il renferme, varie généralement de 15 à 30 ans. Pour les très gros gisements, elle peut se prolonger jusqu'à 50 ans et plus. Les gisements situés en mer profonde sont exploités durant 5 à 10 ans seulement, en raison de coûts d'extraction très élevés.
© PASCAL LAURENT - TOTAL - Plate-forme AGM-N et rig de forage SETTY au large de Port Gentil, Gabon
La phase préparatoire
La phase d’exploration a permis de localiser et d’évaluer les hydrocarbures présents dans le gisement. Avant de commencer l’exploitation elle-même, les pétroliers établissent le plan de développement du gisement :
- ils effectuent des calculs de rentabilité, pour déterminer si les ventes futures du pétrole et du gaz couvriront les coûts engendrés pendant toute la durée de vie de l’exploitation ;
- ils évaluent le nombre de forages nécessaires et choisissent les installations les plus adaptées pour les différentes étapes de la production (méthodes d’extraction, traitement des produits ramenés à la surface, stockage provisoire, expédition) ;
- ils définissent le profil de production, c’est-à-dire une simulation qui prévoit les volumes de production du gisement, année par année, du début à la fin de l'exploitation.
Il faudra enfin préparer le site, l’aplanir, le déboiser, construire les routes servant à acheminer le matériel nécessaire, construire les locaux techniques et d’habitation. En , il faut acheminer ou construire la plateforme.
Le cycle de vie du gisement de pétrole comprend trois phases :
- le démarrage (2 à 3 ans). Pendant cette période, la production d'hydrocarbures augmente progressivement, au fur et à mesure que l'on fore les puits ;
- la période de palier (ou plateau) pendant laquelle la production est stable. Ce palier de production dure également 2 à 3 ans, parfois davantage pour les réservoirs de grande taille ;
- la période de décroissance, durant laquelle la production décline de 1 à 10 % par an. À la fin de l'exploitation, d'importantes quantités de pétrole et de gaz demeurent encore dans le sous-sol. Les pétroliers cherchent sans cesse comment améliorer les taux de récupération des gisements, en utilisant les techniques de . Les taux de récupération d’un gisement de varient de 5 à 50 %. L'exploitation des gisements de gaz seul est plus efficace parce que le gaz est moins dense et beaucoup plus mobile que le pétrole : le taux de récupération peut atteindre 60 à 80 %.
Les aléas de la production
Il arrive que la production ne se déroule pas comme prévu. Le réservoir peut produire plus (jusqu’à 10 ou 20 % de pétrole supplémentaire par rapport aux estimations réalisées) ou, à l'inverse, la productivité des puits peut être très inférieure aux prévisions.
Les causes de cette incertitude sont diverses. Tous les gisements contiennent de l'eau résiduelle qui remonte à travers le puits en même temps que les hydrocarbures. Après un certain temps, il peut y avoir davantage d'eau et moins d'hydrocarbures. Le coût de l'extraction et de la séparation de l'eau peut alors rendre l'exploitation déficitaire. Sur certains sites, le gaz naturel extrait n'est pas destiné à la commercialisation. Or, la production du gaz augmente parfois brutalement sur ces gisements, au détriment de la production pétrolière.
Le contexte économique international entre également en jeu : si le cours du de pétrole chute durablement, certains gisements peuvent être abandonnés plus tôt que prévu ; à l’inverse, si ce cours augmente, les gisements pourront être exploités plus longtemps.
Ces aléas compromettent la rentabilité finale et il arrive alors que la compagnie soit obligée de stopper prématurément la production. Dans ce cas, elle perd presque entièrement les sommes considérables investies au départ. C'est pourquoi, pendant toute la vie du gisement pétrolier, les ingénieurs effectuent des réévaluations régulières.
La fin de l’exploitation
Lorsque les compagnies pétrolières abandonnent l’exploitation du gisement, celui-ci peut être racheté par une autre société privée, plus petite, dont les frais de production moindres demandent une rentabilité inférieure. Il peut aussi être repris par la compagnie d'État du pays où il se trouve.
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