La production américaine de pétrole de schiste, frein pour l'Opep

Forage de pétrole de schiste à Williston, Dakota du Nord, le 6 septembre 2016
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Forage de pétrole de schiste à Williston, Dakota du Nord, le 6 septembre 2016 - © Robyn BECK

La production américaine de pétrole, notamment de schiste, repart de plus belle et menace les efforts de réduction de l'offre entrepris par l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep) afin de faire remonter les prix.

Alors que le cartel doit décider fin mai d'une possible extension, voire d'un renforcement, de ses plafonds de production, tous les voyants sont au vert pour une accélération des extractions américaines, entre un prix du baril qui s'est un peu redressé et des coûts qui ont baissé dans le schiste.

Depuis novembre le baril, relancé par l'Opep, évolue dans une fourchette comprise en 45 et 55 dollars à New York, alors qu'il était tombé jusqu'à 26 dollars en février 2016.

Cela joue particulièrement sur le pétrole de schiste, qui représente plus de la moitié des extractions américaines et tire toute la production.

"Les cycles sont plus courts car il ne faut qu'un mois pour forer et mettre en service un puits donc si les prix bougent dans un sens ou dans l'autre le secteur peut être très réactif pour y répondre", a expliqué à l'AFP Ben Shattuck de Wood Mackenzie.

Le secteur est composé d'une multitude de compagnies, forant des puits de taille modeste, ce qui rend la production de pétrole de schiste plus souple que les grands projets en pleine mer (off-shore), dont le développement prend plusieurs années.

Depuis un coup de mou en 2016, la production américaine totale a déjà repris plus de 850.000 barils par jour (bj) pour atteindre 9,305 millions de bj à la mi-mai 2017. Le record de 9,604 mb/j en plein boom du pétrole de schiste, semble désormais à portée de main.

Baisse des coûts

En plus de sa réactivité intrinsèque, le secteur du schiste américain s'est profondément transformé pendant sa traversée du désert à la suite de la dégringolade des cours du brut.

Face à une demande alors faible, les opérateurs ont drastiquement réduit leurs coûts et la productivité a augmenté, rendant l'exploitation de certaines réserves de nouveau rentable.

Les experts s'accordent à dire que le seuil de rentabilité a baissé de plus d'un tiers en deux ans selon les régions et, d'après Reed Olmstead de IHS Markit, il devrait s'établir en moyenne entre 43 et 45 dollars pour les puits forés cette année.

"On ne fore plus que les meilleures zones et on exploite des puits plus importants", a-t-il détaillé auprès de l'AFP. "Les opérateurs repoussent les limites de ce que la roche peut produire."

Les compagnies pétrolières injectent ainsi plus de sable lors de la fracturation de la roche ce qui permet d'augmenter la production.

Dans le bassin Permien, "un puits foré aujourd'hui produit environ deux fois plus que le même puits à la fin 2014", a continué Reed Olmstead.

Cette zone, à cheval sur le Texas et le Nouveau-Mexique (sud des Etats-Unis), concentre l'essentiel de ce second souffle du pétrole de schiste américain. C'est là que sont réalisés la plupart des investissements actuels et où le nombre de puits de forage augmente le plus vite.

Au niveau national, le nombre de puits en activité, un indicateur avancé de la production, a doublé sur un an, progressant à un rythme jamais vu en 30 ans.

"Les Etats-Unis sont sur la voie d'une offre en forte hausse l'an prochain, avec potentiellement un million de barils jour de plus", estime Martijn Rats de la banque Morgan Stanley dans une note récente.

A un horizon plus lointain, la production dépendra largement de l'évolution des cours du brut.

"Entre 45 et 55 dollars, pour chaque dollar de gagné sur le prix du WTI, vous débloquez environ 1,2 milliard de barils de réserves qui sont commercialement exploitables", a expliqué Ben Shattuck.

Le schiste américain pourrait par ailleurs être victime de son propre succès avec des ressources en hommes et en matériels (engins de forage notamment) limitées, l'évolution des coûts reste la grande inconnue.

La rentabilité commence déjà à souffrir d'"une progression raide des coûts de certains segments des services (pétroliers)", a indiqué Artem Abramov de Rystad Energy à l'AFP citant par exemple le prix des agents injectés lors de la fracturation hydraulique.

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