Utiliser la technologie pour forer plus intelligemment et alimenter l’avenir

L’industrie pétrolière et gazière est l’un des plus grands secteurs au monde, évaluée à 6,10 billion de dollars en 2024 et prévue dépasser 8,79 billion de dollars d’ici 2034. Le secteur a également généré plus de $4,2 billion de revenus mondiaux estimés l’année dernière.

Powering everything from our morning commute to the factories that make our stuff, oil is the backbone of modern society. It heats our buildings, generates electricity, and keeps industries humming. Beyond energy, oil serves as a raw material for products we rely on daily. Medicines that keep us healthy, plastics in everything we touch, and chemicals that make countless products possible all trace back to oil. Oil literally moves the world.

Oil, however, is a non-renewable fossil fuel that has a significant environmental impact, including greenhouse gas (GHG) emissions and climate change. It also présente des défis géopolitiques due to the concentration of oil reserves in a few countries, thus threatening global energy security.

Le pétrole est fini : ce que cela signifie pour la production et les prix

Étant une ressource non renouvelable, le pétrole brut ne peut pas être remplacé naturellement au rythme auquel il est consommé. Cela est dû au fait que la ressource finie et rapidement épuisée se forme sur des millions d’années à partir de la décomposition de matière organique, de plantes et d’animaux, sous une chaleur et une pression extrêmes.

C’est une ressource hydrocarbonée, ce qui signifie un composé organique composé exclusivement de carbone et d’hydrogène. Les hydrocarbures constituent la base du pétrole, du gaz naturel et du charbon, qui sont des substances naturellement présentes dans les roches de la croûte terrestre. 

La quantité totale de pétrole sur Terre est limitée. Et à mesure que le pétrole est extrait et utilisé, la réserve disponible diminue, suscitant des inquiétudes quant à l’approvisionnement futur.

Sans parler du fait que tout le pétrole d’un réservoir n’est pas pompé. Un réservoir récupère généralement entre quelques pourcents et plus de 50 % de son pétrole, selon la pression du réservoir, la quantité de gaz dissous, les propriétés de la roche comme la porosité et la perméabilité, et les techniques de récupération employées.

La récupération primaire, qui est l’extraction initiale, ne donne souvent qu’environ 20 % du pétrole. Les méthodes de récupération améliorée comme l’inondation d’eau ou l’injection de gaz peuvent augmenter considérablement le rendement total. Les entreprises utilisent des simulations informatiques pour modéliser le comportement du réservoir, évaluer différents scénarios de production, concevoir des stratégies d’injection et estimer la récupération du pétrole au fil du temps.

Bien que limitées, de nouvelles réserves sont également découvertes et extraites en permanence grâce à des technologies nouvelles et améliorées qui permettent de récupérer davantage de pétrole à partir des champs existants.

Pour extraire le pétrole brut, les techniques de forage et de pompage le font remonter des réservoirs souterrains à la surface. D’abord, des outils sont utilisés pour localiser et évaluer les réservoirs. Une fois qu’un réservoir viable est trouvé, les techniques de forage créent un puits d’où le pétrole est pompé, souvent à l’aide de structures comme des plateformes pétrolières.

Les plateformes pétrolières forent des trous profonds dans la terre pour créer des puits qui extraient le pétrole. Cependant, lorsque le forage révèle des hydrocarbures insuffisants pour être rentables pour l’opérateur, on parle d’un puits à sec.

Il est intéressant de noter qu’un puits de pétrole peut s’assécher même lorsque les mesures indiquent qu’il reste encore du pétrole. Pour déterminer si un puits contient du pétrole, plusieurs méthodes sont employées, allant des enquêtes régionales à grande échelle aux échantillonnages directs sur le site de forage. 

Avant de commencer tout forage, les opérateurs utilisent des études géologiques et géophysiques pour identifier les zones susceptibles de contenir des hydrocarbures. Les géologues étudient les caractéristiques de surface, la structure souterraine et les types de roches afin de localiser les réserves potentielles de pétrole et de gaz.

D’autres techniques comprennent les levés gravimétriques, qui mesurent les variations subtiles de la gravité terrestre, et les levés magnétiques, qui mesurent les anomalies magnétiques. Les géologues analysent également les sols de surface et la végétation pour détecter des traces d’hydrocarbures pouvant remonter des réservoirs plus profonds.

Parmi ces méthodes, les levés sismiques sont particulièrement importants. Ils utilisent des ondes sonores qui traversent la Terre pour révéler l’emplacement des gisements de pétrole et fournir des estimations de la taille approximative d’un réservoir.

Cependant, il est assez courant qu’un puits de pétrole devienne à sec juste après qu’une partie du pétrole prévu a été extraite. 

Pourquoi les puits à sec se produisent — et comment le sismique 4D le résout

Trouver du pétrole, une ressource critique et limitée, est complexe. De plus, l’impact environnemental négatif de l’extraction du pétrole et du gaz ajoute une couche supplémentaire d’urgence : le forage doit être plus intelligent et plus efficace. Cela nécessite des mesures plus précises de la quantité de pétrole réellement contenue dans un réservoir.

Un groupe de chercheurs de l’Université Penn State a développé des calculs plus précis de la quantité de pétrole qu’un puits donné produira réellement. Leur travail répond à une question clé : pourquoi un puits devient-il à sec même lorsque les scans sismiques indiquent qu’il reste du pétrole sous terre ?

“Nous avons réellement testé … des données de la mer du Nord. Vous savez, ils ont commencé à forer en 2008 et, d’après leurs estimations … ils pouvaient produire du pétrole pendant 20 ans, 30 ans. Mais malheureusement, après deux ans, il n’y avait rien. Leur puits est à sec. Ils se sont simplement trompés. Où est le pétrole ? Disparu ? Le vrai problème est en fait la complexité de la géologie du réservoir.”

– Auteur de l’étude Tieyuan Zhu, géophysicien de Penn State

Ainsi, Zhu, avec ses étudiants et ses boursiers postdoctoraux, a décidé d’étudier plus en détail les données provenant des mesures sonores que celles utilisées auparavant.

Cela signifiait que l’équipe avait besoin de plus de puissance de calcul ainsi que d’une grande mémoire pour stocker des parties du problème dans les processeurs de l’ordinateur, évitant ainsi des allers-retours chronophages et coûteux vers le stockage de données.

La solution était le superordinateur phare de PSC, Bridges-2, financé par la National Science Foundation, qui permet la recherche intensive en données en intégrant de nouvelles technologies pour le calcul haute performance convergent et évolutif, l’apprentissage automatique et l’analyse de données.

Il possède plus d’un millier de CPU puissants répartis sur des centaines de nœuds de mémoire standard qui offrent la vitesse nécessaire aux calculs à usage général et à l’analyse de données. Le superordinateur peut également fournir la mémoire, chaque nœud CPU contenant de 256 Go à 512 Go de RAM, soit 8 à 16 fois plus qu’un ordinateur portable de jeu avancé.

De plus, il dispose de nœuds de Mémoire Extrême (EM), offrant 4 To de mémoire partagée, et de nœuds GPU pour des performances exceptionnelles et une évolutivité adaptée à l’apprentissage profond et au calcul accéléré.

Grâce à cette puissance de calcul, les chercheurs ont utilisé Bridges-2 pour ajouter une dimension temporelle aux mesures sismiques et analyser comment le pétrole atténue l’intensité du son qui le traverse.

L’analyse initiale de l’équipe a découvert que des structures rocheuses cachées dans les réserves de pétrole étaient responsables d’empêcher l’extraction de tout le pétrole qu’elles contiennent. Pour s’attaquer à des champs pétroliers pratiques et de grande taille, les chercheurs travaillent actuellement à l’extension de leur système.

Les chercheurs ont d’abord rapporté¹ leurs résultats dans la revue Geophysics l’année dernière, puis de nouveau cette année avec des résultats plus étendus².

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Structures souterraines cachées : la vraie raison des performances insuffisantes des puits

Le pétrole ne repose pas simplement dans des poches souterraines, prêtes à être extraites. Il s’infiltre en réalité dans les roches sédimentaires poreuses puis migre à travers elles vers la surface de la Terre. Mais lorsque le pétrole est piégé sous une roche de couverture moins poreuse, un réservoir se forme.

C’est là que le son entre en jeu. La roche solide transmet le son à une vitesse plus élevée que la roche saturée de pétrole. En mesurant combien le pétrole ralentit le son lorsqu’il traverse les roches, les experts peuvent identifier les réserves de pétrole.

Ces méthodes sismiques créent des images 3D de l’emplacement de la roche imprégnée de pétrole, à l’instar d’une échographie médicale de vos muscles et organes internes.

Malgré ces capacités, les puits forés sur la base de ces images sophistiquées produisent souvent moins de pétrole que prévu. Cela s’explique par le fait que l’imagerie 3D ne capture pas l’ensemble du tableau. Des informations clés manquent.

L’équipe de recherche suppose que l’imagerie des mêmes réserves à différents moments produirait une animation 4D offrant une image plus précise. L’utilisation de davantage d’aspects des données sismiques dans leur analyse fournirait également une meilleure compréhension de la situation.

Auparavant, les réserves de pétrole étaient détectées en fonction du temps plus long que mettait le son à les traverser. Maintenant, les chercheurs ont ajouté l’amplitude du signal, la façon dont le pétrole atténue l’intensité, aux données temporelles.

Pour effectuer tous les calculs rapidement et stocker temporairement les différentes composantes du problème dans sa mémoire, l’équipe a utilisé Bridges-2.

Le superordinateur a été utilisé en deux phases. La première phase a consisté à paralléliser le code de recherche et à le rendre plus pratique. La deuxième phase a consisté à implémenter le code dans les données de terrain.

“PSC m’a garanti cent mille heures de calcul, ainsi que la mémoire pour stocker mes données, mes données de terrain … Cela ne peut tout simplement pas être réalisé avec nos ressources locales.”

– Zhu

Toute cette analyse approfondie et ces mesures répétées ont porté leurs fruits. Les scientifiques de Penn State ont constaté que lorsqu’on ne cartographie qu’en fonction du temps, lors d’une seule mesure, les images ne capturaient pas les structures à l’intérieur du réservoir de pétrole.

Cela s’explique par le fait que certaines de ces structures, comme une couche de roche plus solide à l’intérieur du réservoir, n’affecteraient pas suffisamment la vitesse du son pour être détectées, mais elles empêcheraient l’extraction du pétrole situé en dessous.

Dans certains cas, forer un peu plus profondément peut résoudre ce problème et accéder au reste du pétrole du puits.

Cependant, les chercheurs ont appliqué leur approche à une zone géologique assez limitée, d’environ 9 miles carrés. À ce stade, le travail des scientifiques de Penn State n’est qu’une preuve de concept. L’équipe se concentre maintenant sur l’extension de leurs calculs à davantage de nœuds, ce qui leur permettra de créer des cartes précises pour des zones beaucoup plus vastes.

L’équipe a une autre option pour étendre son travail, qu’elle pourrait explorer, à savoir l’utilisation des nœuds de mémoire extrême de Bridges-2, qui disposent chacun de 4 000 gigaoctets (Go) de RAM.

Des puits épuisés au stockage d’énergie : CAES et géothermie

Le pétrole a été une source d’énergie dominante pendant plus d’un siècle. Cependant, le monde se tourne désormais des combustibles fossiles vers des sources d’énergie renouvelable comme l’éolien et le solaire, motivé par les préoccupations liées au changement climatique, à la pollution de l’air et de l’eau, et à la destruction des habitats causée par les ressources non renouvelables.

Sources d’énergie renouvelable sont intermittentes par nature et nécessitent de meilleures méthodes de stockage de l’énergie pour une utilisation ultérieure. Fait intéressant, les puits de pétrole et de gaz épuisés peuvent offrir une solution à ce défi.

Ces puits sont en réalité une source importante de chaleur géothermique naturelle, et une étude menée par des chercheurs de Penn State plus tôt cette année a montré que cette chaleur peut être utilisée pour augmenter l’efficacité du stockage d’énergie par air comprimé (CAES) de 9,5 %, permettant de récupérer davantage d’énergie stockée et de la transformer en électricité.

“Cette amélioration de l’efficacité peut être un facteur décisif pour justifier l’économie des projets de stockage d’énergie par air comprimé. De plus, nous pourrions éviter de manière significative les coûts initiaux en utilisant les puits de pétrole et de gaz existants qui ne sont plus en production. Cela pourrait être une situation gagnant‑gagnant.”

– Co‑auteur de l’étude Arash Dahi Taleghani

La reconversion des puits de pétrole et de gaz épuisés peut également aider à réduire les impacts négatifs des puits orphelins. Ce sont des puits qui ne sont plus entretenus par leurs propriétaires parce qu’ils ne sont pas économiquement viables.

Sans surveillance, ces têtes de puits peuvent fuir des substances toxiques comme le méthane, dont l’impact de réchauffement est 84 fois supérieur à celui du CO₂ sur une période de 20 ans. Elles libèrent également des substances telles que le sulfure d’hydrogène, l’arsenic et le benzène qui s’infiltrent dans l’air, l’eau et le sol locaux, créant d’importants problèmes de pollution.

Il existe au moins 29 millions de puits abandonnés à l’échelle internationale, selon une estimation de 2020 de Reuters.

Un rapport publié plus tôt cette année, quant à lui, estime le nombre total de puits de pétrole et de gaz abandonnés (AOG) à 4 499 000, dont 3 557 000 aux États‑Unis. De plus, ils estiment que les émissions de méthane provenant de près de 4,5 million de puits dans le monde ont totalisé environ 0,4 million de tonnes (Mt) en 2022, ce qui équivaut à 10,5 Mt de CO₂ sur une période de 100 ans.

Cependant, toutes les puits orphelins ne sont pas documentées. En fait, beaucoup ne figurent même pas dans les registres officiels et n’ont aucun opérateur connu.

Pour résoudre ce problème, des chercheurs du Lawrence Berkeley National Laboratory du Département de l’Énergie ont utilisé des outils modernes, notamment des capteurs, l’imagerie laser, des drones et l’IA, pour localiser ces puits orphelins non documentés (UOW).

“Bien que l’IA soit une technologie contemporaine et en évolution rapide, elle ne doit pas être exclusivement associée aux sources de données modernes. L’IA peut améliorer notre compréhension du passé en extrayant des informations à partir de données historiques à une échelle qui était inatteignable il y a seulement quelques années. Plus nous avançons dans le futur, plus vous pouvez également exploiter le passé.”

Dans leurs recherches, ils ont passé au crible quatre comtés d’intérêt qui avaient une forte production pétrolière ancienne et ont trouvé environ 1 300 puits orphelins potentiels. Vingt‑neuf ont été vérifiés à l’aide d’images satellites, tandis que des enquêtes de terrain ont confirmé 15 autres.

Ce travail de cartographie et de vérification piloté par l’IA fait partie d’une initiative plus large visant à traiter les puits orphelins non documentés. Le programme Consortium Advancing Technology for Assessment of Lost Oil & Gas Wells (CATALOG) est une collaboration visant à améliorer les méthodes de localisation des puits, de détection et de mesure du méthane, de dépistage de l’état des puits, de priorisation des puits à boucher et de création d’outils peu coûteux à usage large.

“Il est désormais nécessaire de quantifier les émissions avant et après le colmatage d’un puits de pétrole et de gaz. À la fois parce que vous voulez vous assurer que le colmatage est correctement effectué, et parce que vous souhaitez quantifier l’impact du programme lui‑même sur nos stratégies d’atténuation climatique – en particulier pour les émissions de méthane, qui peuvent provoquer des effets de réchauffement climatique plus rapidement que le dioxyde de carbone.”

– Scientifique Sébastien Biraud, qui dirige le projet CATALOG au Berkeley Lab

Investir dans l’exploration énergétique intelligente

En matière de forage intelligent, Baker Hughes (BKR ) est reconnu pour la direction des services technologiques énergétiques. L’entreprise utilise des capteurs avancés, le cloud computing, des jumeaux numériques et l’IA pour optimiser le forage. Elle propose également des technologies de détection du méthane et de réduction des émissions.

Baker Hughes (BKR )

Avec une capitalisation boursière de 47,8 milliards de dollars, les actions BKR s’échangent à 48,50 $, en hausse de 18,24 % jusqu’à présent cette année. L’entreprise affiche un BPA (TTM) de 2,93 et un PER (TTM) de 16,58. Baker Hughes verse un rendement du dividende de 1,90 %.

En ce qui concerne sa situation financière, l’entreprise a déclaré un chiffre d’affaires de 6,9 milliards de dollars pour le deuxième trimestre 2025. Le résultat net attribuable était de 701 millions de dollars. Le BPA dilué GAAP pour le trimestre était de 0,71 $, et le BPA dilué ajusté était de 0,63 $.

“Nous avons livré de solides résultats du deuxième trimestre, avec des marges EBITDA ajustées totales en hausse de 170 points de base d’une année sur l’autre pour atteindre 17,5 % malgré une légère baisse du chiffre d’affaires. Cette performance reflète les bénéfices des améliorations structurelles des coûts et le déploiement continu de notre système d’exploitation, qui génère une productivité accrue, un effet de levier opérationnel plus fort et des bénéfices plus durables à travers l’entreprise.”

– PDG Lorenzo Simonelli

Au cours de cette période, l’entreprise a déclaré un carnet de commandes record de 3,5 milliards de dollars pour son secteur Industrial & Energy Technology (IET) qui fournit des services pour les applications de production d’énergie dans l’ensemble de l’industrie énergétique.

Elle a également généré 510 millions de dollars de flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles, tandis que le flux de trésorerie disponible était de 239 millions de dollars. Baker Hughes a retourné 423 millions de dollars à ses actionnaires au 2T25, dont 196 millions de dollars via des rachats d’actions.

Dernières actualités et développements des actions Baker Hughes (BKR)

Conclusion

Le pétrole brut demeure l’une des sources d’énergie les plus importantes au monde, constituant une part significative de l’économie mondiale. Cependant, c’est une ressource finie, ce qui pourrait poser des défis pour l’avenir.

Et à mesure que le pétrole facilement accessible s’épuise, les entreprises forent plus profondément que jamais, et seules des technologies très avancées peuvent briser cet impasse. Cela nécessite du calcul haute performance, de l’analyse sismique avancée, des capteurs, la science des données et l’IA. Ces outils transforment notre façon de trouver le pétrole, de l’extraire et même de reconvertir les anciens puits.

Ainsi, l’objectif n’est pas seulement d’extraire davantage de pétrole du sol ; il s’agit également de le faire avec moins de dommages environnementaux. Et dans certains cas, ces mêmes technologies peuvent aider à transformer les puits épuisés en solutions de stockage d’énergie propre.

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Références

<sup>1. Xing, G., & Zhu, T. (2024). Avancement de l’estimation de l’atténuation par l’intégration du hessien dans l’inversion de forme d’onde viscoacoustique multiparamètre. Geophysics, 89(5), r429. Publié le 1 septembre 2024. https://doi.org/10.1190/geo2023-0634.1
2. Kim, D., & Zhu, T. (2025). Pourquoi les modèles d’atténuation sismique améliorent-ils l’imagerie en temps réel ? Étude de cas d’inversion de forme d’onde viscoacoustique 2D du champ Volve. Geophysics, 90(4), b193. Publié le 1 juillet 2025. https://doi.org/10.1190/geo2024-0793.1
3. Zhang, Q., Taleghani, A. D., & Elsworth, D. (2025). Stockage d’énergie souterrain utilisant des puits de pétrole et de gaz abandonnés assistés par la géothermie. Journal of Energy Storage, 60, 115317. Publié le 8 janvier 2025. https://doi.org/10.1016/j.est.2025.115317
4. Lei, T., Chen, X., Ma, S., Jing, L., & Guan, D. (2025). Un inventaire mondial des émissions de méthane provenant des puits de pétrole et de gaz abandonnés et des voies d’atténuation possibles. National Science Review, 12(7), nwaf184. Publié juillet 2025. https://doi.org/10.1093/nsr/nwaf184
5. Ciulla, F., Santos, A., Jordan, P., Kneafsey, T., Biraud, S. C., & Varadharajan, C. (2024). Cadre basé sur l’apprentissage profond pour identifier les puits de pétrole et de gaz orphelins non documentés à partir de cartes historiques : étude de cas pour la Californie et l’Oklahoma. Environmental Science & Technology, 58(50). Publié décembre 2024. https://doi.org/10.1021/acs.est.4c04413</sup>