La Maison Blanche de Donald Trump n’a pas caché que l’objectif principal de la récente attaque contre le Venezuela est le contrôle des ressources pétrolières de ce pays sud-américain, qui sont le plus abondant au monde avec environ 300 milliards de barils. À cet égard, l’administration américaine a déclaré que le Venezuela livrerait 30 à 50 millions de barils de pétrole au gouvernement américain. La question du pétrole vénézuélien est cependant beaucoup plus complexe qu’il n’y paraît à première vue, impliquant des facteurs géologiques et géopolitiques qui en réalité ces réserves sont plus sur le papier que dans la pratique: la matière première est là, mais l’exode des compagnies pétrolières étrangères après la nationalisation souhaitée par le président vénézuélien de l’époque Hugo Chávez provoqué une forte baisse de la production. Une partie du plan américain serait précisément augmenter la production pétrolière du Venezuela afin que vous puissiez en bénéficier économiquement.
Pourquoi le Venezuela est si riche en pétrole
Le Venezuela se situe dans un contexte tectonique dans lequel la plaque caribéenne, en entrant en collision avec la plaque sud-américaine, a créé une chaîne de montagnes qui a permis au formation d’un système pétrolier. Il y a entre 120 et 90 millions d’années, une grande partie du nord du pays était recouverte de mers chaudes et peu profondesriche en plancton et autres organismes qui se sont accumulés sur le fond marin, formant des couches de sédiments riches en matière organique qui au fil des millions d’années s’est transformé en hydrocarbures et donc en pétrole. La tectonique a fait le reste : l’interaction entre les deux plaques l’a créé anticlinaux (on peut les comprendre comme des plis dans la croûte terrestre) capables d’accumuler le pétrole formé dans les roches poreuses et de le piéger dans une limite de roches imperméables.
Où trouve-t-on du pétrole au Venezuela et que signifie « lourd » ?
Au Venezuela, il y a principalement deux grandes zones pétrolières: Le Bassin de Maracaiboà l’ouest du pays, avec des gisements profonds (jusqu’à 5000 mètres de profondeur) de huile légère. Cependant, à l’est, il y a le Ceinture de l’Orénoqueune immense étendue de plusieurs centaines de kilomètres de long qui héberge des quantités colossales de pétrole à des profondeurs relativement faibles, cette fois extra-lourd.
Léger et lourd indiquent le densité et viscosité d’huile. Contrairement au Moyen-Orient, le Venezuela est riche en pétrole lourd : épais, visqueux, riche en soufre et en impuretés. En effet, l’interaction avec l’eau et les bactéries a réduit les fractions les plus légères du pétrole brut, laissant un mélange plus lourd.
Précisément parce qu’il est dense et visqueux, le pétrole lourd est beaucoup plus difficile à extrairemême s’il se trouve à moindre profondeur : il faut recourir à des injections de vapeur à haute pression ou à des solvants qui fluidifient le pétrole brut pour pouvoir l’extraire plus facilement. Cela demande beaucoup d’énergie et d’entretien. Pour cette raison, la ceinture de l’Orénoque a une facteur de récupération très faiblec’est-à-dire le pourcentage de pétrole récupérable : parlons-en 3-5%.
Histoire de l’industrie pétrolière vénézuélienne et « éclatement » de 2007
Depuis les premières décennies du XXe siècle, le Venezuela a connu une grande activité d’extraction, notamment dans le bassin de Maracaibo, où le pétrole est léger. La production a augmenté au fil des décennies, notamment grâce à l’intervention de diverses compagnies pétrolières étrangères opérant dans le pays. Dans les années 70, ils produisaient davantage 3,5 millions de barils par jour; en 1975, le PDVSA (Petróleos de Venezuela, SA), la compagnie pétrolière nationale vénézuélienne, qui devient l’une des plus prestigieuses au monde grâce à ses compétences et ses ressources technologiques.
L’année de la rupture est 2007dans lequel le président du Venezuela de l’époque Hugo Chávez nationalise la production pétrolière dans la très riche ceinture de l’Orénoque, où opéraient des sociétés étrangères. Avec l’opération Plena Soberania Petrolera (« pleine souveraineté pétrolière »), Chavez pose un ultimatum aux entreprises occidentales : devenir actionnaires minoritaires ou abandonner leurs activités extractives. Sans les compétences opérationnelles, les technologies et les capitaux des entreprises étrangères, PDVSA n’aurait pas été en mesure de gérer seule l’extraction complexe et coûteuse du pétrole extra-lourd dans la ceinture de l’Orénoque. Chávez décide ainsi que l’exploitation des joint-ventures sur le territoire est autorisée, mais PDVSA aurait eu au moins le 60% des parts et contrôle opérationnel de l’activité extraction.
Certaines entreprises, comme ExxonMobil Et ConocoPhillipsrejetez l’accord et poursuivez le Venezuela pour expropriation illégale. D’autres sociétés (Chevron, Repsol, Eni, Total, Statoil Et PA) acceptent, mais réduisent fortement les activités et réduisent drastiquement les investissements.
Symboliquement et politiquement, c’est une victoire pour le Venezuela. Mais d’un point de vue technique et industriel, avec le recul, c’est le début d’un déclin structurel.
En effet, PDVSA ne dispose pas du savoir-faire en matière d’extraction de pétrole extra-lourd acquis au fil des décennies par Exxon et Conoco. Dans le même temps, les entreprises restantes cessent d’investir des capitaux car la confiance dans le cadre politique et contractuel est désormais compromise.
Le résultat est que la maintenance diminue, les systèmes se dégradent et la production commence lentement mais sûrement à s’effondrer. Au fil du temps, d’environ trois millions de barils par jour au cours de ces années-là, il est tombé à moins d’un million. Sans un système industriel solide, sans une chaîne d’approvisionnement qui fonctionne du début à la fin, même la plus grande réserve de la planète ne reste qu’un potentiel inexploité.
Ce qu’il faut pour augmenter la production du Venezuela
Pour augmenter la production dans la région de l’Orénoque, des technologies sont nécessaires, savoir commentpersonnel et surtout des investissements solides. Combien? Selon un rapport de 2021, 7 à 9 milliards de dollars initiaux dans 2-3 ans pour ramener la production à 2 millions de barils par jour, auxquels d’autres pourront s’ajouter 20 milliards de dollars dans les 2-3 prochaines années pour développer des champs offshore et des projets onshore. Il serait ainsi possible d’atteindre 2,5 millions de barils produits par jour au cours des 20 à 30 prochaines années.