Les pétroliers de l'Okrug autonome de Khantys-Mansis retournent aux anciens puits ⚡️

En 2025, environ 60% de la production pétrolière russe provenait de gisements épuisés et de réserves difficiles à récupérer. Le métrage de forage de production a chuté à 29,1 millions de mètres, un minimum en trois ans.

🔡Fourchette des débits
Le débit moyen du parc actif en Iougra est de 8,1 t/j, pour les nouveaux puits de 26,2 t/j. Le taux d'humidité dans la région est de 90%, soit 2 milliards de tonnes d'eau pompées pour 203 millions de tonnes de pétrole. La part de l'Okrug autonome de Khantys-Mansis dans la production nationale se maintient autour de 40%, et la baisse de 0,9% en 2025 est expliquée par les obligations de l'OPEP+, non par l'état du parc.

🔡L'exploration se contracte plus vite que la production
Le forage d'exploration dans le district est passé de plus d'un million de mètres en 2001 à 300 000 mètres en 2025. Les services pétroliers de Iougra ont perdu 13,3% sur l'année, le pire résultat parmi tous les secteurs de la région. Il reste 700 millions de tonnes de réserves non distribuées sur un total de 11,4 milliards de tonnes, presque tout le territoire est sous licence.

🔡Comment compenser la baisse
Par le forage de production, qui a augmenté de 2,5 fois en 20 ans, et par des méthodes de récupération assistée du pétrole. L'efficacité de ces méthodes a diminué en moyenne de deux à trois fois sur la même période, la baisse étant compensée par le nombre d'opérations : fracturation hydraulique, forages latéraux, resserrement du maillage, transferts depuis des objets épuisés. Le facteur de récupération du pétrole projeté est passé de 51% au début de l'exploitation de la Sibérie occidentale à 35% aujourd'hui.

🔡Pourquoi choisir les gisements en exploitation
Infrastructure prête et cycle de retour sur investissement court. Le taux directeur de 16–18% au second semestre 2025 et la décote de l'Urals ont rendu un nouveau projet plus coûteux et plus risqué qu'une opération supplémentaire de récupération assistée sur un site existant. Selon le suivi sectoriel, les compagnies pétrolières intégrées déplacent leurs programmes vers des zones à fort débit et en exploitation, et abandonnent les puits avec un débit inférieur à 5 t/j et une humidité supérieure à 80%. L'analyste Dmitri Adamidov, dans un commentaire à Muksun.fm, le formule plus directement : « Il faut comprendre que nous ne lancerons pas un nouveau Samotlor, il n'existe tout simplement pas. Et des choses locales comme la relance d'anciens gisements sont une pratique normale dans les conditions actuelles, car il n'est pas rentable d'explorer une nouvelle province. En revanche, il est possible de faire de l'exploration supplémentaire et de forer davantage ».

C'est pourquoi le prix d'un actif aujourd'hui ne réside pas dans ses réserves, mais dans le coût de leur extraction.

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