Du Pétrole au Gabon, quelques questions pour que chacun comprenne (Tribune libre par Aristide P. Nyamat Bantsiva)

L’aventure du pétrole gabonais commence en 1928, année au cours de laquelle la présence de cet hydrocarbure est relevé dans notre pays. Il faut toutefois attendre encore jusqu’à 1956 pour que l’exploitation soit lancée avec le champ d’Ozouri au sud de Port-Gentil. L’opérateur en est la Société des Pétroles d’Afrique Equatoriale Française (SPAEF) qui deviendra par la suite Elf-SPAEF, Elf-Gabon, puis Total-Gabon.

Pendant plusieurs décennies, cette entreprise va demeurer le principal opérateur du secteur pétrolier. Elle possédera jusqu’à 50 % des concessions, concentrées dans la région de Port-Gentil, en produisant les trois quarts du pétrole gabonais. Progressivement d’autres acteurs comme Shell-Gabon, Gulf, Mobil, Texaco, apparaissent. Parmi ceux-ci Shell va se distinguer et monter en puissance au fil des ans.

D’abord en association avec Elf et Gulf, elle opère dans la zone sud (régions de Setté-Cama et Mayumba) et exploite, les gisements de Gamba, Ivinga et Lucina. Puis, en 1985-1986, Shell finit par supplanter Elf avec la découverte du champ pétrolifère de Rabi-Kounga. Mis en production en 1989, celui-ci atteint son pic en 1997 avec 225.000 barils/jour. Mais, très vite on assiste ensuite à un déclin abrupt de la production qui est pratiquement divisée par quatre entre 1997 et 2004. C’est un coup dur pour le pays jusqu’à présent, vu que les nouveaux gisements, sont trop modestes pour compenser cette diminution. 

A l’heure actuelle, ce sont plutôt de gros nuages qui planent sur l’avenir pétrolier du Gabon au regard du déclin de la production, et des réserves estimées qui s’amenuisent. Après le pic de 1996 avec 18.3 millions de tonnes soit 370.000 barils par jour, le pays a connu, outre la baisse constante de sa production, l’effondrement des cours de l’or noir en 2014 avec les conséquences budgétaires que l’on imagine, et dernier épisode en date, les perturbations causées par la pandémie de la Covid 19.

Alors que depuis le 30 août 2023, le pays est entré dans une nouvelle ère de son histoire, et que chacun d’entre nous est sollicité pour partager sa vision du Gabon qu’il imagine, il peut être intéressant de procéder à un point d’étape autour de la question de la gestion de cette ressource précieuse qu’est le pétrole.

Est-il encore possible de tirer profit de cette activité qui présente des défis que le grand public ne soupçonne même pas ? Tel est le sens de notre démarche, à partir d’une observation tirée de notre propre expérience professionnelle et personnelle.

Dans la démarche prospective qui est la nôtre, l’inquiétude peut être le maître-mot dominant l’ensemble, et ce pour maintes raisons. Nous avons fait le choix ici d’en privilégier quatre :

1. Le déclin continu des ressources pétrolières, avec une production passée de 370.000 barils/jour en 1996, puis 254.000 barils/jour en 2012, pour descendre à environ 200.000 barils/jour aujourd’hui. Même si le Gabon demeure le quatrième producteur de pétrole d’Afrique subsaharienne, il est assez loin du Nigeria premier producteur du continent qui extrait 1,2 million de barils par jour. La déplétion des gisements et les coûts de production élevés sont des défis majeurs.

• La dépendance économique récurrente avec le pétrole qui représente encore 70 % des exportations de notre pays et plus de 65 % de ses recettes budgétaires. Malgré sa richesse en ressources naturelles, le pays peine à traduire cette richesse en une croissance durable et inclusive.

• La- nécessaire diversification de l’économique qui peine à voir le jour. Pour réduire sa dépendance au pétrole, le Gabon doit miser sur ses autres ressources comme le bois, le manganèse et autres ressources sont également importantes pour le pays. L’écotourisme et les services restent aussi à développer.

• Les dégâts sur l’environnement et leur corollaire la pollution. Les exemples sont nombreux en la matière. Citons par exemple la situation produite par le départ des majors comme Shell. Leur ont succédé, des compagnies pétrolières aux standards moins prononcés. Celles-ci sont régulièrement accusées de négligences dans la gestion de leurs infrastructures, ce qui entraîne des conséquences environnementales et économiques lourdes pour notre habitacle naturel et nos populations avoisinantes.

Pour que chacun puisse parfaitement appréhender les nombreux enjeux de cette industrie extractive, nous commencerons par donner quelques définitions toutes tirées de l’ouvrage Comprendre l’avenir – Pétrole et Gaz naturel de Pierre-René Bauquis et Emmanuelle Bauquis, de celui de René Cossé Techniques d’exploitation pétrolière – Le gisement. Nous avons également sollicité la riche et abondante documentation dont nous nous sommes servis durant les 28 années passées au sein du groupe Royal Deutch Shell.

Par la suite, nous expliquerons le cheminement menant à une découverte, avant d’indiquer les différentes techniques utilisées et, surtout, maitrisées par une main d’œuvre gabonaise ayant engrangé une expertise veille aujourd’hui de plus de 60 ans.

Qu’appelle-t-on hydrocarbures ?

Dans le langage courant, ce terme sert à désigner le pétrole et l’essence que nous consommons. Mais, il renvoie également en langage plus savant aux substances dont les molécules sont principalement constituées d’atomes d’Hydrogènes et d’atomes de Carbone, d’où leur nom ‘’hydrocarbures’’. Caractérisées par leur composition chimique, ce sont des biomasses fossiles.

La biomasse désigne l’ensemble des matières organiques pouvant se transformer en énergie. On entend par matière organique aussi bien les matières d’origine végétale (résidus alimentaires, bois, feuilles) que celles d’origine animale (cadavres d’animaux, êtres vivants du sol). La plus importantes des biomasses actuelles est le bois. Nombre de pays africains dont le Gabon, utilisent encore le bois comme source énergie. 

Les hydrocarbures se présentent sous trois formes. Des plus légers aux plus lourds, on a :

1. Sous forme gazeuse (gaz naturel, gaz de pétrole liquéfiés) ;
2. Sous forme liquide (le pétrole ; les condensats de gaz naturel) ;
3. Sous forme solide (les bitumes, les charbons, les hydrates de gaz naturel) ;

Aux yeux des chimistes, les charbons sont des hydrocarbures solides. Mais, traditionnellement, ils ne sont pas classés parmi les hydrocarbures pour deux raisons que nous comprenons tous :

1. Les techniques de production du charbon sont minières. Celles de la plupart des hydrocarbures sont des techniques par forage.
2.  Les charbons diffèrent aussi du pétrole et du gaz par leur origine : les biomasses ayant donné naissance au charbon sont essentiellement des biomasses terrestres. En revanche, les biomasses ayant donné naissance au pétrole et au gaz naturel sont essentiellement des biomasses marines, comme les algues unicellulaires et les planctons.

D’où viennent le pétrole et le gaz ?

Le pétrole et le gaz que nous utilisons quotidiennement ne sont que la face visible, d’un processus qui a pour commencement la découverte de la matière organique contenue dans certains sédiments. Ils naissent donc dans des bassins sédimentaires.

Tous les éléments arrachés aux reliefs par l’érosion vont en effet, tôt ou tard, se retrouver dans les fleuves, puis déposés au large des embouchures et estuaires. Les fleuves déposeront les boues, les sables et les roches qu’ils ont charriés tout au long de leur cours, sous forme de sédiments. Ces dépôts vont s’accumuler progressivement, donnant naissance aux bassins sédimentaires. Lesdits ont des épaisseurs très variables allant d’une centaine de mètres à une vingtaine de kilomètres ou plus.

La formation des roches mères

Le pétrole et le gaz sont produits à partir de la matière organique contenue dans certains sédiments et transformée au cours du temps. Les sédiments apportés par les cours d’eau vont se déposer dans les mers, qui connaissent une vie végétale et animale plus ou moins intense, générant de grands volumes de matière organique.

Tous ces êtres vivants, animaux ou végétaux, petits ou grands, vont donc se retrouver une fois morts dans le fond des océans, des mers ou des lagunes mêlés aux sédiments. La majorité de cette biomasse organique disparait par décomposition. Mais une partie sera préservée, en particulier lorsque ces biomasses se seront déposées dans des milieux pauvres en oxygène et pauvres en bactéries, donnant alors naissance à des dépôts sédimentaires riches en matière organique. Ces dépôts sont généralement des argiles : elles vont constituer des « roches mères » du pétrole et du gaz.

En effet, la matière organique va progressivement se transformer, sous l’effet de la pression et de la température, pour donner tout d’abord le kérogène, ancêtre du pétrole et du gaz. Ce kérogène se retrouve dans certaines roches sans avoir été transformé par exemple dans les schistes bitumineux. Lorsque les sédiments riches en kérogène vont être soumis à des pressions et des températures plus élevées, le kérogène va progressivement se transformer en pétrole et gaz : on parle alors de « cuisines » dans lesquelles se forment les hydrocarbures.

Après cette phase de formation, ils vont connaitre une phase de migration, au cours de laquelle ils circulent au sein des dépôts sédimentaires, et finissent par s’accumuler pour former desgisements. Cette accumulation se produit dans des endroits particuliers, les ‘’pièges’’ à hydrocarbures, qui formeront donc les gisements.

Ces gisements sont communément appelés « Champs de pétrole » ou « champs de gaz » lorsque les quantités sont suffisamment importantes pour être commercialement exploitables. C’est le cas par exemple du champ pétrolifère de Rabi-Kounga, situé à 2° au sud de l’Equateur dans une région du Gabon recouverte d’une épaisse forêt équatoriale. Les hydrocarbures y étaient contenus dans les sables très perméables des formations du Gamba et du Dentale qui se sont déposées dans un bassin longitudinal à l’époque du Crétacé inférieur, le Bassin Dianongo. Le piégeage était quant à lui assuré par une fermeture structurale à la base du sel d’Ezanga, d’âge Aptien. Lors de sa découverte, le champ était estimé à 1400 millions de barils (225 Mm3) de pétrole en place.

Qu’est-ce qu’un gisement ?

Un gisement est formé d’un (ou plusieurs) réservoir(s) rocheux souterrain(s) contenant des hydrocarbures liquides et /ou gazeux, et d’origine sédimentaire à de très rares exceptions près. La roche réservoir est poreuse et perméable, et la structure est limitée par des barrières imperméables qui piègent les hydrocarbures.

La disposition verticale des fluides contenus dans la structure est régie par la pesanteur.

Cela dit, un gisement reste un système physique invisible et complexe (milieu poreux), qu’il s’agit de connaitre au mieux, tout en sachant que notre compréhension en sera limitée par la pénurie d’informations.

Pourquoi étudier un gisement ?

L’étude d’un gisement a pour but, à partir de la découverte d’un réservoir productif, d’établir un projet de développementqui cherchera à optimiser la récupération des hydrocarbures dans le cadre d’une politique économique donnée. Les spécialistes gisements continueront aussi à étudier le gisement pendant toute la durée de vie du champ afin d’en tirer les informations nécessaires à l’exploitation optimale du gisement.

Pour ce faire, il convient de connaitre l’estimation des :

• Volumes d’hydrocarbures in situ (quantités en place ; quelles conclusions en tirer?)
• Réserves récupérables (estimations faites à partir de plusieurs modes d’exploitation possibles),
• Potentiels de production des puits (productivités initiales, évolutions),

Plus que tout, il faut toujours garder à l’esprit, l’exigence présente chez tous les opérateurs : la recherche de la rentabilité optimale pour un projet donné.

L’exploration pétrolière

L’Exploration est la première étape de l’aventure pétrolière. L’unité de mesure devient le milliard de francs CFA. Le puits foré en mer profonde au large de Gamba, et par lequel Shell avait découvert du gaz, se chiffrait à plus de 150 milliards de nos francs. Ces coûts particulièrement élevés excluent de facto les petits opérateurs nationaux qui ne peuvent pas disposer de tels moyens.

L’exploration (on dit aussi prospection) est l’œuvre des explorateurs. C’est sur eux que reposent les espoirs et les rêves. C’est une activité extrêmement risquée, et nécessitant de gros moyens financiers. Pire encore, trois à quatre puits d’exploration sur cinq se révèlent « secs » ou stériles.

L’exploration est une phase particulière pendant laquelle règne un contexte de grande incertitude. En effet, l’ambition est de découvrir des accumulations d’hydrocarbures situées à plusieurs milliers de mètres sous terre, donc parfaitement invisibles et intangibles. La mise en œuvre d’une campagne d’exploration nécessite d’émettre un certain nombre d’hypothèses qui seront plus ou moins rapidement confirmées, ou devront être rejetées au vu d’indices souvent ténus (à peine perceptibles). C’est l’une des rares phases de notre industrie ou la chance intervient toujours pour une part non négligeable.

A l’origine, la prospection pétrolière consistait à forer à proximité des indices naturels de surface. Ceci ne permettait de découvrir que des gisements proches de la surface, généralement de petite taille comme Ozouri ou Ntchengué. Puis, les explorateurs ont observé le rôle privilégié des anticlinaux (bombements ou plissements des couches sédimentaires) comme pièges à pétrole et ont donc développé ce que l’on a appelé l’observation géologique.

L’application de cette « théorie anticlinale » a été un premier âge d’or de la géologie pétrolière. Mais, il a fallu chercher de plus en plus profondément, ce qui donna naissance à des méthodes d’auscultation en profondeur des structures du sous-sol : ce sont les méthodes géophysiques.

Comme en médecine, les techniques ont évolué depuis l’observation des symptômes externes ou visibles à l’observation par imagerie médicale des structures du corps en profondeur.

L’exploration pétrolière combine aujourd’hui la géologie et la géophysique.

La géologie ou « science de la terre », est devenue un ensemble de sciences dites géosciences. L’ensemble des géosciences pétrolières repose sur trois grandes spécialités, la géologie, la géophysique et le réservoir, qui sont étroitement complémentaires. Leur but commun est de trouver et produire au moindre coût le plus possible de pétrole et de gaz.

A l’intérieur des géosciences, on distingue d’abord la géologie et la géophysique. Ces deux grandes disciplines recouvrent elles-mêmes chacune de multiples spécialités, et donc diverses spécialisations de métiers.

Plus tard, un troisième domaine a progressivement émergé comme une discipline particulière : l’étude des réservoirs pétroliers et gaziers, dite reservoir engineering. Elle permet d’évaluer les réserves des gisements et leurs possibilités de production au cours du temps en fonction des techniques utilisées.

Le terme géophysique signifie « physique de la terre » : cette science regroupe toutes les méthodes qui, par des mesures de paramètres physiques, permettent d’acquérir des informations sur la structure du sous-sol.

En effet, la connaissance des caractéristiques du terrain en surface n’est pas suffisante pour permettre d’extrapoler les propriétés du sous-sol. A cela s’ajoute le fait que dans les zones immergées, rien n’est visible.

C’est pourquoi on a recours aux méthodes géophysiques d’exploration. Celles-ci consistent à effectuer des mesures de grandeurs physiques fondamentales en profondeur : champ gravitationnel ou intensité locale de la pesanteur, champ magnétique ou attraction magnétique, résistance électrique ou conductivité des couches aux courants électriques, conductivité aux ondes acoustiques (vibrations) dites aussi ondes sismiques, et à en interpréter les résultats en termes géologiques.

Ces quatre paramètres physiques correspondent à quatre types de techniques physiques : la gravimétrie, la magnétométrie, les sondages électriques, la sismique, (terme bien connu dans l’Ogooué Maritime).

Dans le domaine du pétrole et du gaz, la sismique est de très loin, la méthode la plus utilisée.

Grace à la sismique, les géophysiciens tentent de déterminer les structures capables de jouer le rôle de pièges à hydrocarbures. Ils vont cartographier les roches-réservoirs potentielles et les roches pouvant jouer le rôle de couverture.

Les géophysiciens espèrent enfin déterminer avec une probabilité élevée la nature des fluides contenus dans les réservoirs des pièges ainsi localisés. S’agit-il de pétrole ? de gaz ? ou d’eau ? 

La géophysique comporte trois phases, correspondant à trois types de métiers : l’acquisition des données, leur traitement, leur interprétation.

Le forage d’exploration

Les géologues et les géophysiciens ayant défini où et à quelle profondeur pourrait se trouver un gisement d’hydrocarbures, le forage d’exploration peut enfin avoir lieu. C’est l’étape essentielle de la prospection.

C’est aussi l’opération la plus coûteuse : plusieurs fois plus chère que les études géologiques et géophysiques. Mais, surtout, c’est elle qui déterminera si les prévisions des « géosciences » étaient exactes…. ou pas, selon que le forage sera positif ou qu’il sera sec.

Le coût des forages d’exploration est très variable. Il est fonction d’une part des conditions géographiques (à terre, en mer, zones accessibles faciles, zones difficiles, zones extrêmes) et d’autre part de la profondeur à atteindre. Ainsi, il existe des forages d’exploration peu profond (1100 m à 1500 m TVD ou profondeur vertical, dans la zone de Gamba-Ivinga), réalisés en moins d’un mois si tout se passe bien, au coût inférieur à 3 millions de dollars américains, mais aussi des forages à grandes profondeurs (5000 à 7000 mètres) qui peuvent durer plus d’un an et coûter jusqu’à cent fois plus cher.

Après la découverte d’un gisement, aboutissement des efforts conjugués des géologues, des géophysiciens et des foreurs, intervient une phase d’évaluation de la découverte réalisée, qui inclut l’estimation de ses réserves potentielles. Les limites du gisement et de sa géométrie (délinéation) seront déterminées. En fonction des techniques utilisées, les débits des puits et la production du gisement au cours du temps seront estimées. Une fois la délinéation et ces études de réservoirs achevées, la suite des opérations est prise en main par les producteurs ou ingénieurs de production :

• Déterminer l’emplacement et le nombre de puits.
• Définir le type de puits à forer et aussi la taille des installations de surface nécessaires pour collecter et traiter les effluents qui sortiront des puits.
• Bref, développer un champ de pétrole.

Le développement des champs pourrait faire l’objet d’un article à part entière.

En guise de conclusion, nous dirons que l’industrie pétrolière est une affaire de gros sous, voire de très gros sous. C’est également un environnement à très hauts risques, et pour diversifier ceux-ci, la plupart des développements lourds en investissements sont réalisés par le biais d’associations regroupant plusieurs entreprises. Les participations y font d’ailleurs assez souvent l’objet d’échanges entre compagnies, pour répondre à des objectifs stratégiques de développement ou de retrait de certaines zones, pour bénéficier de synergies avec d’autres projets, ou pour des raisons d’optimisation fiscale. Un exemple marquant nous est donné en 2017 par Shell, avec l’accord de cession de ses actifs onshore à Assala.

Les actionnaires des compagnies pétrolières attendent une certaine rentabilité pour compenser le risque de leurs activités. Pour se recentrer sur leurs métiers de base, les opérateurs pétroliers ont augmenté au fil du temps leur appel à la sous-traitance. C’est le cas notamment des sociétés de service ou parapétrolières qui effectuent les travaux de géophysique, de forage, de pose de conduite de transport, de construction et de mise en place des installations en mer ou sur terre. Dans un souci d’optimisation, ces « grands » parapétroliers ont à leur tour recours à des sociétés de location de personnel. Indispensables partenaires dans l’aventure pétrolière, ils occupent tous les maillons de la chaine des services qui entoure l’exploitation d’un champ de pétrole. Cela va de l’entretien des routes sur chantier onshore à la restauration du personnel « on board », ce qui ne manque pas de soulever d’autres difficultés inextricables parfois, au regard de la législation du travail. Sur le site de Rabi, nous avions, entre 2009 et 2013, un POB ( nombre de personnes sur site) de l’ordre de 720 personnes et 120 nationalités différentes.  

Entre champs matures et champs marginaux, il devrait y avoir de la place pour tout le monde, et on peut imaginer des nationaux se lançant également dans les activités décrites plus haut. Mais, du fait des moyens colossaux à mobiliser, la difficulté est souvent grande pour des pays comme le Gabon qui aimerait opérer dans ces activités avec pour ambition d’améliorer ce qui est convenu d’appeler « le Contenu local ». Mais avec les contraintes environnementales de plus en plus exigeantes, il se dégage un sentiment amer que le chemin reste encore long pour que nous devenions nous aussi des acteurs majeurs dans l’exploitation du pétrole de notre sous-sol.

Aristide P. Nyamat Bantsiva, Ingénieur Génie Civil (EPM-USTM), Ingénieur spécialiste en Mécanique des Fluides industriels (ENSHMG-INPG), Ancien Directeur de l’Amélioration des Performances de Shell Gabon.