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

À la fin de 2025, environ 60% de la production russe provenait de gisements épuisés et de réserves difficiles à récupérer. Le métrage en 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%, c'est-à-dire que pour 203 millions de tonnes de pétrole, on pompe 2 milliards de tonnes d'eau. La part de l'Okrug autonome de Khantys-Mansis dans la production du pays se maintient autour de 40%, et la baisse de 0,9% en 2025 dans le département des ressources minérales de la région s'explique par les obligations liées à l'OPEP+, et 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. Le secteur des services pétroliers de Iougra a 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 bilan 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 d'augmentation de la récupération du pétrole. L'efficacité de ces méthodes a diminué en moyenne de deux à trois fois au cours des 20 dernières années, la baisse étant compensée par le nombre d'opérations : fracturation hydraulique, recoupes de puits, 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 stimulation sur un groupe de puits 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 de vieux gisements, c'est une pratique normale dans les conditions actuelles, car il n'est pas rentable d'explorer une nouvelle province maintenant. Autre chose est de faire de l'exploration supplémentaire et de forer ».

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

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