jeanflop/post_ocr_correction2 huggingface dataset:
nouvelles zones, et en particulier de porter les efforts sur les bassins sédimentaires marins, secteurs d'intervention qui paraissent susceptibles d'accroître largement, et de diversifier, le volume des réserves toutes prouvées au niveau mondial et qui, dans ce cas, semblent constituer la dernière chance pour les grands pays industrialisés consommateurs d'accroître, à l'instar des découvertes en mer du Nord, leur potentiel de ressources propres. Cette voie est loin d'être sans espoir : déjà l'exploitation du pétrole marin des plateaux continentaux a connu de nombreux succès au cours des dernières années. Depuis 1960, la production d'hydrocarbures en mer a cessé d'être la simple continuité de l'exploitation des gisements terrestres et s'est développée sur l'ensemble des plateaux continentaux, c'est-à-dire jusqu'à des profondeurs d'eau de 200-300 mètres. Il en est résulté un accroissement rapide de la part de la production en mer dans l'approvisionnement pétrolier mondial. Celle-ci qui se situait à 10 % en 1960, atteignait 15 % en 1970 (tableaux I et II) et pourrait s'élever en 1980, avec un rythme proche de 1 000 Mt/an à environ 30 % de la production mondiale. Cette expansion sera particulièrement sensible en mer du Nord dont la production de 20 Mt en 1976 devrait décupler en dix ans pour atteindre 200 Mt en 1985. TABLEAU II Production de pétrole offshore en 1974 (en Mt/an) Arabie Saoudite 88 U.S.A. 68 Vénézuélien 62 Nigéria 32 Abu Dhabi 24 Iran 23 Zone neutre 20 Australie 19 Qatar 14 Brunei-Malaisie 12 Indonésie 12 U.R.S.S. 12 Dubaï 12 Egypte 7 Angola-Cabinda 7 Europe 4 Autres 17 Total 440 Cette croissance rapide de la production offshore correspond évidemment au fait que la recherche a abordé dans ces zones des sites entièrement vierges, mais elle traduit également cette réalité, que le plateau continental — c'est-à-dire les fonds marins situés de 0 à 200 m — comporte une importante superficie de bassins sédimentaires : 15 Mkm' à comparer aux 65 Mkm' des bassins émergés. L'importance des grands fonds On conçoit aisément dans ces conditions que l'activité pétrolière s'intéresse vivement désormais aux fonds situés plus au large sur le rebord du plateau continental, ou
en dix ans pour atteindre 200 Mt en 1985. TABLEAU II Production de pétrole offshore en 1974 (en Mt/an) Arabie Saoudite 88 U.S.A. 68 Vénézuélien 62 Nigéria 32 Abu Dhabi 24 Iran 23 Zone neutre 20 Australie 19 Qatar 14 Brunei-Malaisie 12 Indonésie 12 U.R.S.S. 12 Dubaï 12 Egypte 7 Angola-Cabinda 7 Europe 4 Autres 17 Total 440 Cette croissance rapide de la production offshore correspond évidemment au fait que la recherche a abordé dans ces zones des sites entièrement vierges, mais elle traduit également cette réalité, que le plateau continental — c'est-à-dire les fonds marins situés de 0 à 200 m — comporte une importante superficie de bassins sédimentaires : 15 Mkm' à comparer aux 65 Mkm' des bassins émergés. L'importance des grands fonds On conçoit aisément dans ces conditions que l'activité pétrolière s'intéresse vivement désormais aux fonds situés plus au large sur le rebord du plateau continental, ou « talus continental », qui, sur une largeur variant entre 20 et 100 km, décline jusqu'à des profondeurs d'eau comprises entre 2 000 et 4 000 m. Cet intérêt paraît d'autant plus justifié que les études géophysiques menées depuis une dizaine d'années, notamment à la suite des carottages effectués par le Glomar Challenger dans le cadre de la campagne JOIDES « Joint Océanographic Institution Deep Earth Sampling » organisée par l' « American National Science Foundation », ont apporté des précisions prometteuses sur la nature géologique de ces fonds et sur la relation entre océans et continents. S'il a été prouvé que les très grands fonds des parties médianes des océans ne comportaient que de minces couches de sédiments sans espoir pétrolier, en revanche les études géophysiques ont permis de montrer que les couches sédimentaires rencontrées sur les plateaux continentaux se prolongeaient fréquemment jusqu'à des profondeurs d'eau de 3 000 à 4 000 m par des bassins sédimentaires épais, riches en matières organiques nécessaires à la genèse des hydrocarbures et pourvus de réservoirs gréseux ou calcaires de dimensions importantes qui pourraient correspondre à des gisements de taille suffisante pour être exploités dans les conditions économiques de la mer profonde. Les
le Glomar Challenger dans le cadre de la campagne JOIDES « Joint Océanographic Institution Deep Earth Sampling » organisée par l' « American National Science Foundation », ont apporté des précisions prometteuses sur la nature géologique de ces fonds et sur la relation entre océans et continents. S'il a été prouvé que les très grands fonds des parties médianes des océans ne comportaient que de minces couches de sédiments sans espoir pétrolier, en revanche les études géophysiques ont permis de montrer que les couches sédimentaires rencontrées sur les plateaux continentaux se prolongeaient fréquemment jusqu'à des profondeurs d'eau de 3 000 à 4 000 m par des bassins sédimentaires épais, riches en matières organiques nécessaires à la genèse des hydrocarbures et pourvus de réservoirs gréseux ou calcaires de dimensions importantes qui pourraient correspondre à des gisements de taille suffisante pour être exploités dans les conditions économiques de la mer profonde. Les premiers forages du Glomar Challenger dans le golfe du Mexique ont même permis de déceler des indices sérieux d'hydrocarbures par plus de 3 400 m d'eau. Ceux-ci restent toutefois à confirmer car il était bien évidemment impossible à ce navire océanographique ne disposant pas d'obturateur de sécurité d'entreprendre des investigations approfondies dans des zones où le risque d'éruption n'aurait pas été négligeable. Aussi les sondages entrepris ultérieurement ont-ils été limités à des sites où la probabilité de trouver des couches imprégnées était nulle. Seuls les forages pétroliers pourront donc permettre d'apprécier les hypothèses encourageantes de certains prévisionnistes considérant que le potentiel d'hydrocarbures des bassins sédimentaires profonds serait, à volume sédimentaire égal, du même ordre de grandeur, voire plus important, que celui des bassins émergés. S'il en était effectivement ainsi, le tableau III ci-après qui indique la répartition des superficies des zones immergées et des bassins sédimentaires en fonction de la profondeur d'eau, montrerait à l'évidence l'intérêt économique de la poursuite des progrès en technologie pétrolière marine, condition indispensable à l'extension des efforts de recherche et d'exploitation vers les zones profondes. Les campagnes qui pourraient alors être entreprises permettraient d'accroître sensiblement le potentiel de réserves d'hydrocarbures accessibles, et de conduire à
approfondies dans des zones où le risque d'éruption n'aurait pas été négligeable. Aussi les sondages entrepris ultérieurement ont-ils été limités à des sites où la probabilité de trouver des couches imprégnées était nulle. Seuls les forages pétroliers pourront donc permettre d'apprécier les hypothèses encourageantes de certains prévisionnistes considérant que le potentiel d'hydrocarbures des bassins sédimentaires profonds serait, à volume sédimentaire égal, du même ordre de grandeur, voire plus important, que celui des bassins émergés. S'il en était effectivement ainsi, le tableau III ci-après qui indique la répartition des superficies des zones immergées et des bassins sédimentaires en fonction de la profondeur d'eau, montrerait à l'évidence l'intérêt économique de la poursuite des progrès en technologie pétrolière marine, condition indispensable à l'extension des efforts de recherche et d'exploitation vers les zones profondes. Les campagnes qui pourraient alors être entreprises permettraient d'accroître sensiblement le potentiel de réserves d'hydrocarbures accessibles, et de conduire à une meilleure appréciation des réserves ultimes d'hydrocarbures dont les évaluations actuelles figurent au tableau IV. TABLEAU III Superficie des zones immergées et des bassins sédimentaires en fonction de la profondeur d'eau (en millions de km2) Superficie Profondeur d'eau Superficie sédimentaire terres émergées 147 65 0 à 200 m 26 15 200 à 1 000 m 17 1 000 à 2 000 m 17 38 2 000 à 3 000 m 32 3 000 à 4 000 m 75 TABLEAU IV Réserves prouvées et réserves ultimes des 4 familles d'hydrocarbures (en milliards de tonnes d'équivalent pétrole) Réserves Réserves ultimes prouvées récupérables Pétrole 100 600 (1) Gaz naturel 70 200-300 Schistes bitumineux 50-100 (2) 400 Sables asphaltiques 30 (2) 150 (1) dont 300 milliards de tep pour l'offshore profond et pour la récupération assistée. (2) réserves compatibles avec les prix actuels du pétrole. Certes de tels développements n'auraient guère été envisageables en pratique aux anciennes conditions de prix qui prévalaient sur le marché international du pétrole. Mais il est indéniable que le défi lancé aux économies des pays industriels par le quadruplement récent du prix de l'énergie, après avoir permis le développement dans des conditions économiques équilibrées des gisements importants de la
200 à 1 000 m 17 1 000 à 2 000 m 17 38 2 000 à 3 000 m 32 3 000 à 4 000 m 75 TABLEAU IV Réserves prouvées et réserves ultimes des 4 familles d'hydrocarbures (en milliards de tonnes d'équivalent pétrole) Réserves Réserves ultimes prouvées récupérables Pétrole 100 600 (1) Gaz naturel 70 200-300 Schistes bitumineux 50-100 (2) 400 Sables asphaltiques 30 (2) 150 (1) dont 300 milliards de tep pour l'offshore profond et pour la récupération assistée. (2) réserves compatibles avec les prix actuels du pétrole. Certes de tels développements n'auraient guère été envisageables en pratique aux anciennes conditions de prix qui prévalaient sur le marché international du pétrole. Mais il est indéniable que le défi lancé aux économies des pays industriels par le quadruplement récent du prix de l'énergie, après avoir permis le développement dans des conditions économiques équilibrées des gisements importants de la mer du Nord, rend plausible des projets d'intervention en mer profonde qui étaient demeurés jusqu'alors dans le domaine des curiosités technologiques, et constitue une vive incitation à la poursuite des investissements de recherche dans cette voie. II. — LES RECHERCHES ENTREPRISES EN FRANCE A — L'organisation de la recherche technologique dans le domaine marin en France L'action entreprise par les Pouvoirs publics en vue de favoriser la diversification des approvisionnements du pays et des groupes pétroliers français s'est traduite, dès 1963, par la mise en place auprès de la direction des Carburants du Comité d'Etudes pétrolières marines (C.E.P.M.), organe consultatif associant les maîtres d'œuvre pétroliers, Elf-Aquitaine et C.F.P., des sociétés spécialisées dans les différents secteurs de la géophysique, de l'ingénierie, de la construction et du service pétrolier, ainsi que l'Institut français du Pétrole, afin d'entreprendre un programme d'études pour l'exploration et l'exploitation pétrolière en zone marine. Cette initiative qui traduisait la confiance mise dans la potentialité des fonds marins à receler de nouvelles réserves, et dans l'aptitude de la technologie française à acquérir une place de choix dans un domaine d'activité jusque-là dominé par les techniques anglo-saxonnes, se traduit, après treize années de mise en œuvre, par un bilan "extrêmement
dans le domaine marin en France L'action entreprise par les Pouvoirs publics en vue de favoriser la diversification des approvisionnements du pays et des groupes pétroliers français s'est traduite, dès 1963, par la mise en place auprès de la direction des Carburants du Comité d'Etudes pétrolières marines (C.E.P.M.), organe consultatif associant les maîtres d'œuvre pétroliers, Elf-Aquitaine et C.F.P., des sociétés spécialisées dans les différents secteurs de la géophysique, de l'ingénierie, de la construction et du service pétrolier, ainsi que l'Institut français du Pétrole, afin d'entreprendre un programme d'études pour l'exploration et l'exploitation pétrolière en zone marine. Cette initiative qui traduisait la confiance mise dans la potentialité des fonds marins à receler de nouvelles réserves, et dans l'aptitude de la technologie française à acquérir une place de choix dans un domaine d'activité jusque-là dominé par les techniques anglo-saxonnes, se traduit, après treize années de mise en œuvre, par un bilan "extrêmement positif, tant sur le plan des innovations qui ont ainsi pu voir le jour, que de la promotion des activités parapétrolières françaises. La réunion des différents secteurs industriels concernés et de l'Administration au sein du comité de direction du C.E.P.M. et de ses deux commissions techniques — exploration et production — a en effet permis de susciter et de sélectionner au mieux les différents programmes de recherche dans les divers domaines de l'activité pétrolière marine : — géophysique et prospection géologique des zones marines, technologie de forage, techniques d'exploitation des gisements, techniques d'évacuation des hydrocarbures. C'est ainsi que les groupes français disposent actuellement d'une production pétrolière marine dans le golfe de Guinée, au Proche Orient et en mer du Nord, équivalente au cinquième des besoins du marché français. Détenteurs d'une technologie et d'un savoir-faire de premier ordre, ils ont également montré qu'ils étaient bien placés pour agir comme opérateur en dehors de leur propre domaine minier pour le compte de pays producteurs qui souhaitent réaliser l'appréciation et la mise en valeur de leurs potentialités pétrolières. Parallèlement, les sociétés parapétrolières françaises ont acquis et mis en œuvre une capacité technologique qui leur permettent d'occuper une place de choix dans un domaine
— a en effet permis de susciter et de sélectionner au mieux les différents programmes de recherche dans les divers domaines de l'activité pétrolière marine : — géophysique et prospection géologique des zones marines, technologie de forage, techniques d'exploitation des gisements, techniques d'évacuation des hydrocarbures. C'est ainsi que les groupes français disposent actuellement d'une production pétrolière marine dans le golfe de Guinée, au Proche Orient et en mer du Nord, équivalente au cinquième des besoins du marché français. Détenteurs d'une technologie et d'un savoir-faire de premier ordre, ils ont également montré qu'ils étaient bien placés pour agir comme opérateur en dehors de leur propre domaine minier pour le compte de pays producteurs qui souhaitent réaliser l'appréciation et la mise en valeur de leurs potentialités pétrolières. Parallèlement, les sociétés parapétrolières françaises ont acquis et mis en œuvre une capacité technologique qui leur permettent d'occuper une place de choix dans un domaine où la concurrence internationale est particulièrement vive. De tels résultats n'ont été possibles naturellement qu'au prix d'un effort financier qui pour l'ensemble des études marines est passé de 13 MF courants en 1963 à 112 MF en 1974, 162 MF en 1975 et 220 MF en 1976, marquant une accélération notable au cours des dernières années en raison notamment de l'importance prise par les expérimentations sur site. Si les dotations du fonds de soutien aux hydrocarbures décidées annuellement dans le cadre du C.E.P.M. par la direction des Carburants et par les services du ministère des Finances ont constitué un élément indispensable pour initier cet effort, le financement propre des participants sur leurs projets respectifs a progressivement atteint 70 % du montant global soit 325 MF sur 460 MF au cours du VIe Plan. Le programme technologique "mer profonde" étudié par le C.E.P.M. à la demande du directeur des Carburants conformément aux orientations définies par le conseil central de Planification de février 1975 correspondra à une accélération de cet effort. Ce programme, qui a été l'objet de premières réalisations en 1974, a été retenu parmi les priorités du VIe Plan au titre du programme d'action prioritaire « réduction de la dépendance
notable au cours des dernières années en raison notamment de l'importance prise par les expérimentations sur site. Si les dotations du fonds de soutien aux hydrocarbures décidées annuellement dans le cadre du C.E.P.M. par la direction des Carburants et par les services du ministère des Finances ont constitué un élément indispensable pour initier cet effort, le financement propre des participants sur leurs projets respectifs a progressivement atteint 70 % du montant global soit 325 MF sur 460 MF au cours du VIe Plan. Le programme technologique "mer profonde" étudié par le C.E.P.M. à la demande du directeur des Carburants conformément aux orientations définies par le conseil central de Planification de février 1975 correspondra à une accélération de cet effort. Ce programme, qui a été l'objet de premières réalisations en 1974, a été retenu parmi les priorités du VIe Plan au titre du programme d'action prioritaire « réduction de la dépendance en énergie et en matières premières » qui lui garantit un financement public, tandis que les compagnies pétrolières françaises lui accorderont une part importante dans leurs dépenses de recherche. Les travaux entrepris dans ce cadre s'orientent selon trois axes : l'élaboration de techniques de géologie et de géophysique pour la pré-reconnaissance en mer profonde, — la mise au point de procédés de forage par 1 000 mètres d'eau, les essais opérationnels devant débuter dès 1977, puis ultérieurement par 2 500-3 000 m d'eau, la réalisation de têtes de puits sous-marines et de structures de production et d'évacuation des hydrocarbures pour des profondeurs d'eau atteignant 1 000 m, avec réalisation de deux installations pilotes au cours du VIe Plan. Parallèlement devra être résolu le problème de la pose et de la réparation d'oléoducs à grande profondeur avec dans un premier temps une expérimentation semi-industrielle à 300 m. Ce programme de recherche technologique présente également un grand intérêt à l'échelle européenne pour la réalisation des objectifs de plus grande autonomie en matière d'approvisionnement, ce qui lui a valu de bénéficier de dotations dans le cadre communautaire en vertu de la décision prise en novembre 1973 par le conseil des Communautés Européennes à
pré-reconnaissance en mer profonde, — la mise au point de procédés de forage par 1 000 mètres d'eau, les essais opérationnels devant débuter dès 1977, puis ultérieurement par 2 500-3 000 m d'eau, la réalisation de têtes de puits sous-marines et de structures de production et d'évacuation des hydrocarbures pour des profondeurs d'eau atteignant 1 000 m, avec réalisation de deux installations pilotes au cours du VIe Plan. Parallèlement devra être résolu le problème de la pose et de la réparation d'oléoducs à grande profondeur avec dans un premier temps une expérimentation semi-industrielle à 300 m. Ce programme de recherche technologique présente également un grand intérêt à l'échelle européenne pour la réalisation des objectifs de plus grande autonomie en matière d'approvisionnement, ce qui lui a valu de bénéficier de dotations dans le cadre communautaire en vertu de la décision prise en novembre 1973 par le conseil des Communautés Européennes à Bruxelles d'apporter un soutien financier à des projets de recherche « présentant un intérêt primordial pour la sécurité de l'approvisionnement de l'Europe en hydrocarbures ». Ainsi les dotations à ce titre pour 1976 portaient sur 38,4 millions d'unités de compte dont 7,7 M, soit 20 %, ont été octroyés à des propositions présentées par la France. Depuis 1974, 78 M d'unités de compte ont été distribuées dont 33 M pour des opérations élaborées par des groupes de chercheurs français, ce qui est relativement important et marque la situation avancée de nos travaux dans ce domaine. Sur ce total, le G.E.R.T.H. (Groupement européen de recherches techniques sur les Hydrocarbures) associant l'Institut français du Pétrole et les groupes français a reçu depuis 1974 près de 22 M d'unités de compte. Parmi les projets retenus au cours de la dernière session il convient également de citer les propositions d'études de Bertin pour un nouveau modèle d'atténuation de houle, de Bouygues pour une nouvelle technique de pose de pipelines, de Coflexip pour la pose d'un flexible de 12 pouces sur 15 km par 550 m de fond en Méditerranée, d'O.T.P. (Omnium technique des transports par pipeline) pour un nouveau pipeline cryogénique et d'Alsthom pour
des propositions présentées par la France. Depuis 1974, 78 M d'unités de compte ont été distribuées dont 33 M pour des opérations élaborées par des groupes de chercheurs français, ce qui est relativement important et marque la situation avancée de nos travaux dans ce domaine. Sur ce total, le G.E.R.T.H. (Groupement européen de recherches techniques sur les Hydrocarbures) associant l'Institut français du Pétrole et les groupes français a reçu depuis 1974 près de 22 M d'unités de compte. Parmi les projets retenus au cours de la dernière session il convient également de citer les propositions d'études de Bertin pour un nouveau modèle d'atténuation de houle, de Bouygues pour une nouvelle technique de pose de pipelines, de Coflexip pour la pose d'un flexible de 12 pouces sur 15 km par 550 m de fond en Méditerranée, d'O.T.P. (Omnium technique des transports par pipeline) pour un nouveau pipeline cryogénique et d'Alsthom pour le développement d'une pile à combustible pour système sous-marin. B — Les principaux domaines de recherche À terre comme en mer, la mise en œuvre des ressources pétrolières fait intervenir plusieurs étapes qu'il convient de rappeler brièvement afin de situer les différents axes de recherches suivis depuis 1963 ainsi que les résultats obtenus. La première phase est celle de la prospection géophysique, essentiellement fondée sur des relevés sismiques, qui vise à mettre en évidence les structures de réservoirs susceptibles de retenir des gisements d'hydrocarbures. La deuxième phase correspond aux campagnes de forages d'exploration nécessaires pour confirmer les potentialités détectées par la géophysique. En cas de succès, cette phase se prolonge par l'exécution de forages d'appréciation qui permettent au moyen de mesures électriques à l'intérieur des puits, d'études géophysiques fines, d'essais de production, d'évaluer la capacité de production du champ et de définir les conditions d'exploitation les plus économiques. Si le gisement s'avère commercial au vu de ses caractéristiques techniques et en fonction des contraintes économiques (prix et fiscalité), la mise en production peut être décidée. Elle nécessite le forage d'un certain nombre de puits, la mise en place d'un réseau de collecte du pétrole ou du gaz sous pression depuis