• L’incertitude sur les propriétés de notre objet naturel est due à ce que nous ne savons pas de lui.
• Quantifier les incertitudes revient donc à chercher à savoir ce que l’on ne sait pas.
• Mais ce que nous ne savons pas n’est en rien le contraire de ce que nous savons, même si  toute recherche d’incertitude va bien se baser sur ce que nous savons.
• Et si l’on arrive à savoir ce que l’on ne sait pas… alors il n’y a plus d’incertitude.

La principale conclusion de ce petit exercice est qu’il n’y a pas de « vraie » incertitude. Il n’y a que des modèles d’incertitudes, basés sur des hypothèses et calibrés sur des données. La qualité de l’estimation des incertitudes se juge donc sur la pertinence des hypothèses et leur solidité face à nos connaissances, c’est-à-dire à la cohérence du modèle d’incertitudes.

Signalons deux entraves fréquentes à la qualité de ces modèles : une trop grande complexité qui engendre plus  d’incertitude sur la méthode que sur l’objet étudié (usines à gaz géostatistiques…) ; une mauvaise maitrise des inputs à introduire dans les modèles, comme par exemple une fourchette de porosité moyenne de réservoir trop souvent tirée du chapeau-quand elle n’est pas issue de celle des mesures carottes !- et qui ruine le plus beau des modèles. Bon sens, simplicité et communication inter-discipline sont alors bien nécessaire.

Dans un cas comme dans l’autre, il s’agira de décrire un objet naturel complexe en le simplifiant sous une forme numérique maîtrisable, pour en tirer des conclusions fiables.

L’objet à décrire (la terre dans un cas, un volume de roche sous terrain dans l’autre) sera d’abord discrétisé, c’est-à-dire décrit géométriquement par un ensemble de petites boites unitaires. Pour la planète il faudra prévoir des boites pour le sol, l’atmosphère, les océans… Si leur géométrie semble facile à définir, c’est leur taille qu’il faudra choisir convenablement. Le réservoir sous terrain aura lui une géométrie plus complexe avec des couches, des plis, des failles, devant refléter l’hétérogénéité du milieu. De plus cette géométrie n’est pas visible et devra être appréhendée à travers des observations indirectes, en particulier la géophysique.

Une fois les petites boites réalisées, on va s’attacher à définir pour chacune, un jeu de paramètres pertinent : pression, température, humidité, précipitation, évaporation… pour la planète et pression, température, porosité, perméabilité, fluide saturation… pour le réservoir. La définition de ces paramètres à un instant donné est déjà un sacré challenge. La planète est immense et il a fallu attendre l’arrivée des satellites pour disposer de mesures représentatives sur l’ensemble du globe. Le réservoir lui n’est caractérisable qu’à travers les échantillonnages très ponctuels que sont les forages. Il faudra alors toute la finesse du géologue, assisté d’outils performants comme la géostatistique, pour estimer comment ces valeurs échantillonnées évoluent en trois dimensions. Dans les deux cas, il faudra faire preuve de rigueur dans l’analyse des données: vérifier la qualité des mesures et leur représentativité. (Voir la charge récente de Claude Allègre concernant la validité du calcul d’une moyenne des températures mondiales !)

Une fois les boites et leurs paramètres définis, il reste à « faire vivre » tout cela grâce à la définition d’équations physiques traduisant le mieux possible la nature. Un puits de pétrole en production va entraîner une baisse de pression et un déplacement des fluides à travers les zones poreuses, selon des lois physiques maintenant bien connues – écoulements des fluides principalement. Les interactions entre tous les paramètres influençant le climat sont eux plus complexes et encore difficiles à mettre en équation. Les nuages et les embruns sont encore mal pris en compte et sont actuellement responsables des plus grosses divergences sur les modélisations climatiques. Dans le réservoir, les interactions chimiques entre un gaz comme le CO2 et la roche sont encore à l’étude.

Mais le modèle, une fois calé sur une période d’observation, va donc permettre de simuler des situations futures en fonction d’hypothèses : augmentation de la température atmosphérique en fonction des scénarios de rejet de CO2 , capacité de stockage sous terrain du même CO2 en fonction d’un nombre de puits donné.
Le principal point commun de ces modèles reste qu’ils doivent servir à décider : Décider de l’économie d’un projet industriel ou décider d’une action politique en réponse à un risque. Dans les deux cas, il faut bien différencier le travail scientifique, qu’il faut analyser et critiquer avec sérieux, du processus de prise de décision, toujours potentiellement pollué par les passions et les intérêts. Laissons cela aux décideurs , mais attachons nous en scientifique à mieux détailler et expliquer le travail d’analyse des données. Bref, travaillons les nuages et les embruns !

Si il est vrai que la technique doit engendrer le bon logiciel, il est aussi vrai que certains d’entre eux, parce qu’ils sont en avance et fédérateurs, arrivent en retour à faire évoluer notre technique.

Parce qu’ils brisent certaines frontières entre les métiers et les spécialités, ils nous poussent à mieux optimiser la cohérence et les workflows et donc nos taches respectives. L’explosion des géomodeleurs a considérablement rapproché le géologue de l’ingénieur réservoir et du géophysicien, alors que certains outils d’interprétation des données puits, plus rares, s’attachaient à réunir la pétrophysique à ce processus.

L’annonce faite aujourd’hui du rapprochement de deux logiciels leaders dans leur catégories respectives, Petrel© ( Schlumberger) et Techlog© (Techsia SA) devrait aller dans ce sens.

Voir Communiqué Schlumberger Acquires Techsia

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Dans le but de mieux coller aux techniques et réalités d’aujourd’hui, le calcul des réserves évolue dans le sens tracé par les grandes associations professionnelles et les administrations (Society of Petroleum Engineers, Canadian regulatory authorities) et va en particulier s’attacher aux points suivants :

• La notion de réserve prouvée évolue avec plus de flexibilité dans les méthodes ‘validantes’, en particulier pour les réserves prouvées non-développées.
• Le fameux concept de « Certitude raisonnable » se précise, avec pleine reconnaissance des méthodes probabilistes (>90% de probabilité que les hypothèses soient vérifiées…)
• Les règles économiques sont précisées, avec un prix du baril calculé maintenant sur une moyenne annuelle, et non plus sur la valeur 31 Décembre.
• Les notions de réserves probables et possibles pourront maintenant figurer dans le rapport SEC, jusque là limitées aux réserves prouvées .
• La notion de réserves d’hydrocarbures va pouvoir s’élargir aux gisements de pétrole et de gaz dits non-conventionnels (heavy oil, tight gas, coalbeds and shales gas…*).

Ces deux derniers points sont très importants et nécessitent quelques précisions:

Il va falloir expliquer les nuances et subtilités introduites dans le calcul des réserves prouvées (forées et testées avec succès), probables (calculées avec les hypothèses les plus probables) et possibles (celles que l’ on peut calculer avec un maximum d’optimisme). C’est la fameuse règle des trois P, sachant que l’on passe bien souvent du simple au double en passant d’un P à l’autre. De même il va falloir, pour les gisements d’hydrocarbures non-conventionnels, préciser les nouvelles règles d’estimation de volume et de récupération puisque par nature –c’est même leur définition !– ils ne sont pas comme les autres, c’est-à-dire ceux que l’on connait bien.

Ces règles sont applicables au 1er Janvier 2010, ce qui veut dire que d’ores et déjà il faut en 2009 commencer à préparer les données et certaines compagnies s’inquiètent déjà du travail supplémentaire généré (Journal of Petroleum Technology ; March 2009). D’autres observateurs envisagent avec inquiétude l’effet que pourra avoir la publication de chiffres, plus nombreux, plus complexes et globalement plus avantageux, sur des investisseurs peu avertis, et parlent même d’une possible instabilité du marché(Haynes and Boone Alert – 26 Januray 2009). Plus que jamais les acteurs pétroliers vont devoir faire preuve de beaucoup de pédagogie…

• désolé de ne pas pouvoir facilement traduire ces termes sur le pouce… vos propositions sont bienvenues

Pour en savoir plus:

Securities and exchange Comission : Modernisation of Oil and Gas Reporting ; Final Rule – 14 January 2009

Haynes and Boone Alert – SEC issues new reserve reporting -26 Januray 2009

Oil & gas journal – SEC reserve update reporting regulation – August 2008