Le pétrole.

Le pétrole (en latin petroleum, du grec petra, « roche », et du latin oleum, « huile »), dit aussi naphte dans l’antiquité, est une huile minérale d’origine naturelle1 composée d’une multitude de composés organiques,  essentiellement des hydrocarbures, piégée dans des formations géologiques particulières.

L’exploitation de cette source d’énergie fossile et d’hydrocarbures est l’un des piliers de l’économie industrielle contemporaine, car le pétrole fournit la quasi-totalité des carburants liquides — fioul, gazole, kérosène, essence, GPL — tandis que le naphta produit par le raffinage est à la base de la pétrochimie, dont sont issus un très grand nombre de matériaux usuels — plastiques, textiles synthétiques, Caoutchouc (matériau) et que les fractions les plus lourdes conduisent aux bitumes, paraffines et lubrifiants. Le pétrole dans son gisement est fréquemment associé à des fractions légères qui se séparent spontanément du liquide à la pression atmosphérique, ainsi que diverses impuretés comme le dioxyde de carbone, le sulfure d’hydrogène, l’eau de formation et des traces métalliques.

Comptant pour 30,9 % de l’énergie primaire consommée en 2019, le pétrole est la source d’énergie la plus utilisée dans le monde devant le charbon (26,8 %) et le gaz naturel (23,2 %), mais sa part a fortement reculé : elle atteignait 46,2 % en 1973.

En 2020, selon BP, les réserves mondiales prouvées de pétrole atteignaient 244,4 Gt (milliards de tonnes), en progression de 5,8 % par rapport à 2010 et de 33,2 % par rapport à 2000. Elles représentaient 53,5 années de production au rythme de 2020, soit 4,16 Gt, dont 34,7 % produits par les pays membres de l’OPEP ; les trois principaux producteurs totalisaient 43,2 % de la production mondiale : États-Unis (18,6 %), Arabie saoudite (12,5 %) et Russie (12,1 %). Les principaux importateurs de pétrole sont la Chine, l’Europe, l’Inde, les États-Unis et le Japon ; les principaux exportateurs sont l’Arabie saoudite, la Russie, l’Irak, le Canada, les Émirats arabes unis et le Koweït.

L’Agence internationale de l’énergie évalue les émissions mondiales de CO2 dues au pétrole à 11 415 Mt (millions de tonnes) en 2018, en progression de 34,1 % depuis 1990 ; ces émissions représentent 33,7 % des émissions dues à l’énergie en 2019, contre 44,0 % pour le charbon et 21,6 % pour le gaz naturel ; leur part atteignait 49,9 % en 1973.


Le pétrole est connu et utilisé depuis la plus haute Antiquité. Il forme des affleurements dans les lieux où il est abondant en sous-sol ; ces affleurements ont été utilisés de nombreuses façons : calfatage des bateaux, ciment pour le pavage des rues, source de chauffage et d’éclairage, et même produit pharmaceutique. Sa distillation, décrite dès le Moyen Âge, donne un intérêt supplémentaire à ce produit pour les lampes à pétrole.

D’après le Dictionnaire général des drogues de Lemery revu et corrigé par Simon Morelot en 1807, « on se sert du pétrole en médecine, dans les maladies des muscles, la paralysie, la faiblesse des nerfs, et pour les membres gelés, en friction. On s’en sert aussi pour les ulcères des chevaux. »

À partir des années 1850, le pétrole fait l’objet d’une exploitation et d’une utilisation industrielle. Il est exploité en 1857 en Roumanie, en 1859 aux États-Unis, dans l’État de Pennsylvanie, et en 1861 à Boryslav en Ukraine. À partir de 1910, il est considéré comme une matière première stratégique, à l’origine de la géopolitique du pétrole. La période 1920-1970 est marquée par une série de grandes découvertes de gisements, particulièrement au Moyen-Orient, qui fait l’objet de toutes les convoitises. Les marchés des produits pétroliers se développent également ; outre les carburants comme l’essence, le gazole et le fioul lourd, qui accompagnent l’essor des transports dans leur ensemble, l’industrie pétrolière génère une myriade de produits dérivés, au nombre desquels les matières plastiques, les textiles et le caoutchouc artificiels, les colorants, les intermédiaires de synthèse pour la chimie et la pharmacie. Ces marchés permettent de valoriser la totalité des composants du pétrole. En 1970, la production de pétrole des États-Unis atteint un maximum, qu’avait prédit le géophysicien Marion King Hubbert.

La période 1973-1980 marque l’histoire du monde avec les premier et deuxième chocs pétroliers. À partir de 1986, le contre-choc pétrolier voit le prix du baril s’effondrer. En 2003, le prix du baril remonte, en dépit d’une production toujours assurée et d’une relative paix mondiale, à cause de la spéculation sur les matières premières en général ; quand cette spéculation s’arrêtera brutalement en 2008, le prix du baril suivra cette évolution spectaculaire. Les années 2000 voient plusieurs nouveaux géants du secteur public dans les BRICS, comme Petrobras et Petrochina, réaliser les plus grandes introductions en Bourse de l’histoire du pétrole, avec des valorisations symboles de la confiance des investisseurs dans leur croissance.


Le pétrole, tout comme le charbon, s’est formé par la décomposition de résidus d’organismes vivants qui se sont transformés en pétrole par des processus chimiques sur des millions d’années. Des scientifiques ont réussi à produire du pétrole à l’aide de certains types d’algues, sur des périodes bien plus courtes.

Le pétrole est un produit de l’histoire géologique d’une région, particulièrement de la succession de trois conditions : l’accumulation de matière organique, provenant de la décomposition d’organismes marins (principalement de plancton) accumulés dans des bassins sédimentaires, au fond des océans, des lacs et des deltas ; sa maturation en hydrocarbures ; son emprisonnement.

De grandes quantités de pétrole se sont ainsi formées il y a 20 à 350 millions d’années. Ensuite, comme un gisement de pétrole est entraîné dans la tectonique des plaques, l’histoire peut se poursuivre. Il peut être enfoui plus profondément et se pyrolyser à nouveau, donnant un gisement de gaz naturel – on parle alors de « gaz thermogénique secondaire », par opposition au « gaz thermogénique primaire » formé directement par pyrolyse du kérogène. Le gisement peut également fuir, et le pétrole migrer à nouveau, vers la surface ou un autre piège.

Il faut ainsi un concours de circonstances favorables pour que naisse un gisement de pétrole (ou de gaz), ce qui explique d’une part que seule une infime partie de la matière organique formée au cours des ères géologiques ait été transformée en énergie fossile et, d’autre part, que ces précieuses ressources soient réparties de manière très disparate dans le monde.

En règle générale, la biosphère recycle la quasi-totalité des sous-produits et débris. Cependant, une petite minorité de la matière « morte » sédimente, c’est-à-dire qu’elle s’accumule par gravité et est enfouie au sein de la matière minérale, et dès lors coupée de la biosphère. Ce phénomène  concerne des environnements particuliers, tels que les endroits confinés (milieux paraliques : lagunes, deltas…), surtout en milieu tropical et lors de périodes de réchauffement climatique intense (comme le silurien, le jurassique et le crétacé), où le volume de débris organiques excède la capacité de « recyclage » de l’écosystème local. C’est durant ces périodes que ces sédiments riches en matières organiques (surtout des lipides) s’accumulent.

Au fur et à mesure que des couches de sédiments se déposent au-dessus de cette strate riche en matières organiques, la « roche-mère » ou « roche-source », croît en température et en pression. Dans ces conditions, avec certaines bactéries anaérobies, la matière organique se transforme en kérogène, un « extrait sec » disséminé dans la roche sous forme de petits grumeaux. Si la température devient suffisante (le seuil est à au moins 50 °C, généralement plus selon la nature de la roche et du kérogène), et si le milieu est réducteur, le kérogène sera pyrolysé, extrêmement lentement.

Le kérogène produit du pétrole et/ou du « gaz naturel », qui sont des matières plus riches en hydrogène, selon sa composition et les conditions d’enfouissement. Si la pression devient suffisante, ces fluides s’échappent, ce qu’on appelle la migration primaire. En général, la roche source a plusieurs dizaines, voire centaines de millions d’années quand cette migration se produit. Le kérogène lui-même reste en place, appauvri en hydrogène.

Quant aux hydrocarbures expulsés, plus légers que l’eau, ils s’échappent en règle générale jusqu’à la surface de la Terre où ils sont oxydés, ou bio dégradés (ce dernier cas donne des sables bitumineux), mais une minime quantité est piégée : elle se retrouve dans une roche réservoir, zone perméable (généralement du sable, des carbonates ou des dolomites) d’où il ne peut s’échapper à cause d’une roche couverture couche imperméable (composée d’argile, de schiste et d’évaporites), la « roche piège » formant une structure-piège.

Il existe plusieurs types de pièges. Les plus grands gisements sont en général logés dans des pièges anticlinaux. On trouve aussi des pièges sur faille ou mixtes anticlinal-faille, des pièges formés par la traversée des couches par un dôme salin, ou encore créés par un récif corallien fossilisé.

La théorie du pétrole abiotique (aussi connue sous la dénomination anglaise de modern Russian-Ukrainian theory) fut essentiellement soutenue par les Soviétiques dans les années 1950 et 1960. Son principal promoteur, Nikolai Kudryavtsev, postulait la formation de pétrole dans le manteau terrestre à partir d’oxyde de fer II (FeO), de carbonate de calcium (CaCO3) et d’eau. Il indiquait également que cette réaction devait théoriquement se produire si la pression est supérieure à 30 kbar (correspondant aux conditions qui règnent naturellement à une profondeur supérieure à 100 km dans le manteau terrestre).

Rendue obsolète au fur et à mesure que la compréhension des phénomènes géologiques et thermodynamiques en jeu progressaient, la théorie du pétrole abiotique reste marginale au sein de la communauté scientifique. En pratique, elle n’a jamais pu être utilisée avec succès pour découvrir de nouveaux gisements.

On distingue les pétroles en fonction de leur origine et donc de leur composition chimique. Le mélange d’hydrocarbures issu de ce long processus comprend des chaînes carbonées linéaires plus ou moins longues, ainsi que des chaînes carbonées cycliques naphténiques ou aromatiques.

Il est aussi possible de distinguer les différents types de pétrole selon leur densité, leur fluidité, leur teneur en soufre et autres impuretés (vanadium, mercure et sels) et leurs proportions en différentes classes d’hydrocarbures. Le pétrole est  alors paraffinique, naphténique ou aromatique.

On classe aussi les pétroles selon leur provenance (golfe Persique, mer du Nord, Venezuela, Nigeria), car le pétrole issu de gisements voisins a souvent des propriétés proches.

Il existe des centaines de bruts de par le monde ; certains servent d’étalon pour établir le prix du pétrole d’une région donnée : les plus utilisés sont l’Arabian Light (brut de référence du Moyen-Orient), le Brent (brut de référence européen) et le West Texas Intermediate (WTI, brut de référence américain). À un moindre niveau, les pétroles produits dans les provinces de l’ouest du Canada, en particulier de l’Alberta, ont un indice de prix moyen dit ‘WCS’ pour Western Canadian Select. L’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP, ou OPEC en anglais) publie un indice de référence de prix moyen établi sur un panier de différents types de pétroles produits par ses membres, dit ORB (OPEC Reference Basket).

Selon sa provenance, le brut peut contenir du gaz dissous, de l’eau salée, du soufre et des produits sulfurés (thiols, mercaptans surtout). Il a une composition trop riche pour être décrite en détail. Il faut distinguer simplement trois catégories de brut :

  • à prédominance paraffinique : les hydrocarbures linéaires sont les plus abondants ; ces bruts sont les plus recherchés car ils donnent directement une grande proportion de produits légers comme l’essence et le gazole ;
    à prédominance naphténique : avec beaucoup d’hydrocarbures à cycle saturé ;
  • à prédominance aromatique : les hydrocarbures présentant un cycle carboné insaturé sont plus abondants.

De plus, il existe des bruts aptes à faire du bitume, ce sont des bruts très lourds de type Boscan, Tia Juana, Bachaquero ou Safaniyah. Les deux principaux critères pour classer les centaines de bruts différents qui existent sont la densité et la teneur en soufre, depuis le plus léger et le moins sulfureux (qui a la plus haute valeur commerciale) qui est du condensat, jusqu’au plus lourd et au plus sulfureux qui contient 90 % de bitume environ : c’est un brut d’Italie.

Les unités couramment utilisées pour quantifier le volume de pétrole sont les Mbbl ou Gbbl pour les réserves mondiales, les Mbbl/j pour la production, « bbl » signifiant « blue barrel », les préfixes « M » et « G » signifiant respectivement million et milliard (méga et giga). Un baril représente exactement 42 gallons (américains), soit 158,987 litres. Cette unité, bien qu’universellement utilisée pour le pétrole, n’est pas une unité légale, même aux États-Unis. Une tonne métrique de pétrole (1 000 kg) représente 7,3 barils, soit 306,6 gallons, soit 1 161 litres ; son contenu énergétique avoisine les 10 Gcal, soit à peu près 42 GJ, ou 11,6 MWh (thermiques), pour un pétrole de qualité “moyenne” ; cette quantité d’énergie permet de définir la tonne d’équivalent pétrole (tep, ou toe en anglais tonne of oil equivalent).

On trouve également des données en tonnes. Afin de permettre les comparaisons entre pétroles de pouvoir calorifique différent et avec les autres sources d’énergie, l’Agence internationale de l’énergie et nombre d’autres organismes (Eurostat, ministères de l’énergie de la plupart des pays) utilisent la tonne d’équivalent pétrole.

Pour avoir une idée des ordres de grandeur, il est possible d’examiner la capacité du plus grand réservoir connu de pétrole, Ghawar, qui est d’environ 70 Gbbl extractibles et de la comparer à la production mondiale qui est de 81 Mbbl/j. On en déduit que le plus grand réservoir connu correspond à environ deux ans et demi de la consommation mondiale totale actuelle.

En 2020, selon BP, les réserves mondiales prouvées (réserves estimées récupérables avec une certitude raisonnable dans les conditions techniques et économiques existantes) de pétrole atteignaient 244,4 Gt (milliards de tonnes), soit 1 732,4 Gbl (milliards de barils), en baisse de 0,1 % par rapport à l’année précédente, mais en hausse de 5,8 % par rapport à 2010 et de 33,2 % par rapport à 2000. Elles représentaient 53,5 années de production au rythme de 2020p 1.

Les volumes d’hydrocarbures (pétrole et gaz naturel) découverts ont chuté de 13 % en 2017 pour atteindre 11 milliards de barils, niveau le plus bas depuis les années 1990. Les dépenses d’exploration des compagnies ont chuté de 60 % depuis leur record atteint en 2014, et la taille des découvertes est de plus en plus petite.

Les réserves pétrolières désignent le volume de pétrole récupérable, à partir de champs de pétrole découverts, sur la base des contraintes économiques et techniques actuelles. Ce volume est estimé à partir de l’évaluation de la quantité de pétrole présente dans les champs déjà connus, affectée d’un coefficient minorant dépendant de la capacité des technologies existantes à extraire ce pétrole du sous-sol. Ce coefficient dépend de chaque champ, il peut varier de 10 à 50 %, avec une moyenne mondiale de l’ordre de 35 % en 2009. L’évolution des techniques tend à accroître ce coefficient (techniques de récupération assistée du pétrole).

Les réserves sont rangées dans différentes catégories, selon leur probabilité d’existence dans le sous-sol : réserves prouvées (probabilité de plus de 90 %), réserves probables (de 50 à 90 %) et réserves possibles (de 10 à 50 %).

On distingue également différentes sortes de réserves en fonction du type de pétrole : pétrole conventionnel ou pétroles non conventionnels. Les pétroles non conventionnels sont essentiellement constitués des huiles extra-lourdes, du sable bitumineux et des schistes bitumineux. La rentabilité des gisements de pétrole non conventionnels est incertaine, car la quantité d’énergie nécessaire à leur extraction est plus importante.

Jusqu’au début des années 2000, les statistiques de réserves correspondaient aux réserves prouvées de pétrole conventionnel. Mais l’intégration des réserves des sables bitumineux (Canada, Venezuela) et des schistes bitumineux (États-Unis) a fortement relevé l’estimation des réserves mondiales, qui est passée de 1 301 Gbl (milliards de barils) en 2000 à 1 637 Gbl en 2010, dont 389 Gbl de sables bitumineux (220 Gbl au Venezuela et 169,2 Gbl au Canada) ; les réserves mondiales sont passées à 1 732,4 Gbl en 2020 du fait d’une réévaluation de celles du Venezuela à 261,8 Gbl, ainsi que de l’intégration du pétrole de schiste, qui a plus que doublé les réserves des États-Unis, de 30,4 Gbl en 2000 à 68,8 Gbl en 2020p 1.

La quantité de réserves dépend d’estimations très variables dans leur qualité et leur ancienneté. Elles sont donc remises à jour chaque année, au fur et à mesure que des informations plus précises sont apportées sur les gisements déjà découverts. Toutefois, les réserves des pays de l’OPEP, qui représentent les trois quarts des réserves mondiales, ont souvent été considérées comme sujettes à caution, car d’une part elles ont été artificiellement augmentées dans les années 1980, et d’autre part, les quantités de réserves annoncées par ces pays ne varient pas depuis cette augmentation malgré l’absence de découvertes majeures. Ainsi, les réserves totales de onze pays de l’OPEP en 2003 varient entre 891 milliards de barils selon l’OPEP et 491 milliards de barils selon Colin Campbell, expert à l’ASPO.

La courbe d’évolution des réserves dépend en outre de la façon dont les mises à jour sont comptabilisées dans le temps. Si les mises à jour sont comptabilisées à la date de découverte du gisement, les réserves sont dites backdated. Selon cette méthode d’estimation, préconisée par les experts de l’ASPO, la quantité des réserves mondiales de pétrole décroît depuis l’année 1980.

Les réserves ne tiennent pas compte des régions pétrolifères non connues. En 2009, la découverte de pétrole non conventionnel dans la région de l’Orénoque au Venezuela avec une réserve de 513 milliards de barils, a permis de compenser en partie la diminution des réserves de pétrole conventionnel (voir réserves du Venezuela).

Cependant, la tendance est à une diminution des découvertes de gisements depuis 1965. Au cours des années 2000, les quantités de pétrole découvertes chaque année représentaient approximativement un tiers de la production mondiale21. Les dix premiers gisements mondiaux en termes de débit de production ont tous été découverts avant 1976.

Pour autant, selon une étude datant de juin 2012 publiée par l’université Harvard, la production de brut devrait largement augmenter les prochaines années grâce notamment au pétrole non conventionnel. L’Agence internationale de l’énergie prévoit que la production de pétrole continuera à progresser de 90 mb/j (millions de barils par jour) en 2013 à 104 mb/j en 2040.

Source : Wikipédia.

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