Intervention de Michael Borrell

Très souvent, à l'exception de la mer du Nord où les gisements sont exploités dans le cadre de concessions. En effet, un PSA est un contrat privé conclu entre les entreprises partenaires du projet et l'État ou la société nationale. Il comporte notamment des clauses spécifiques concernant l'arbitrage international, qui est destiné à protéger les deux parties en cas de changement de régime ou de gouvernement par exemple. Nous utilisons ce cadre juridique, qui permet le cas échéant de recourir à un arbitrage pour interpréter les clauses contractuelles, dans de nombreux pays, du Kazakhstan et de l'Angola à l'Indonésie et au Nigéria.

Pour ce qui concerne Apchéron, nous avons conclu un premier PSA en 1997 en prenant une participation de 20 %, Chevron étant l'opérateur principal. En 2001, nous avons foré un premier puits sur la structure d'Apchéron, un bel objet dont les lignes sismiques nous révèlent la surface et dans lequel nous espérions trouver du gaz ou du pétrole. Ce puits, foré à une profondeur de cinq cents mètres environ sous le niveau de la mer, était sec : nous y avons décelé quelques traces de gaz, mais surtout de l'eau. L'existence du système pétrolier ne fait pas de doute, puisqu'il y a du gaz au Sud et du pétrole au Nord, mais il reste à trouver l'endroit où le gaz se trouve piégé. Après avoir déclaré le puits sec, nous avons donc rendu la licence et les différents partenaires se sont retirés. Nos géologues ont pourtant été intrigués par l'absence de découverte d'un gisement et ont poursuivi leurs études. La structure, orientée du Nord-Ouest vers le Sud-Est et longue d'une trentaine de kilomètres pour environ cinq kilomètres de large, comporte une faille centrale. En étudiant le bassin pétrolier, nos géologues ont émis l'hypothèse d'un mouvement hydrodynamique allant du Sud vers le Nord qui pourrait se traduire par un plan d'eau incliné, voire séparé en deux niveaux par la faille. Nous avons donc décidé en 2009 de reprendre le bloc avec SOCAR puis Engie, et de forer un nouveau puits entre 2010 et 2011, cette fois-ci de l'autre côté de la faille, à près de cinq kilomètres du premier site de forage ; c'est alors que nous avons découvert le gisement. C'est une remarquable histoire pétrolière pour les géologues ! Depuis 2011, nous envisageons les moyens de développer cette découverte.

Je précise que ces puits sont très difficiles à forer : la profondeur d'eau atteint cinq cents mètres et les puits sont forés jusqu'à sept mille mètres, dans des conditions de très haute pression. La haute pression est souvent liée à une haute température, mais ce n'est pas le cas à Apchéron, parce que ce bassin géologique est relativement récent, de l'ordre d'un million d'années seulement ; les hautes températures ne sont donc pas encore remontées. Quoi qu'il en soit, ces forages sont techniquement délicats : en l'espèce, il nous a fallu plus de douze mois pour forer ce puits.

Nous avons programmé le forage de quatre puits de développement dont un puits avec un double objectif de production et d'appréciation. La production devait avoisiner les 5 milliards de mètres cubes par an, c'est-à-dire la moitié de la consommation de l'Azerbaïdjan, pour un investissement d'environ 6 à 7 milliards de dollars. Cependant, la chute du prix du brut a complètement remis en cause l'économie de ce projet et les coûts qui lui étaient associés.