3. Les problèmes techniques
Le Kazakhstan se heurte, pour valoriser son potentiel, à deux problèmes techniques.
a) La question du raffinage et du transport
Il
existe trois raffineries au Kazakhstan
, d'une capacité totale de
distillation estimée à 20 Mt/an. Deux raffineries sont dans
la région centrale : il s'agit de Pavlodar d'une capacité de
7,5 Mt/an (3 Mt traités en 1995) et de Chimkent d'une
capacité 6,5 Mt/an (3,7 Mt traités en 1995). A l'Ouest
(près de la principale région de production), la principale
raffinerie est Atyrau d'une capacité de 6Mt/an (4,3 Mt
traités en 1995).
De par leur situation géographique -elles sont à l'Est alors
que la production se situe à l'Ouest
- et la configuration du
réseau de pipelines, les deux plus grosses raffineries du pays doivent
être en partie alimentées par du brut russe. Au total, elles n'ont
traité en 1995 que 11 Mt de brut, dont 4 à 5 Mt de brut
russe. A partir de 1993, des litiges sont intervenus avec les Russes pour cause
de non paiement des dettes, ce qui a entraîné une forte diminution
des livraisons.
Ce différend a entraîné ainsi une réduction des
importations russes de brut produit à l'Ouest du Kazakhstan. Seule une
partie de la production Kazakhe peut être en effet traitée
à Atyrau. Le reste est transporté par pipeline sur 1.400 km
vers les raffineries russes de Samara, Novokuybyshev et Syzran, dans le cadre
d'un accord de " swap " qui prend en compte les livraisons russes aux
raffineries du centre du pays. Il faut un pipeline spécialement
isolé et des stations de chauffage tous les 100 km (brut
paraffinique). L'huile de Zhanazhol et Kenkiyak est transportée par
pipeline vers la raffinerie russe d'Orsk (province d'Orenbourg), et le
condensat de Karachaganak est transporté vers Orenbourg.
A l'Est du pays, les deux autres raffineries (Pavlodar et Chimkent) traitent
essentiellement du brut sibérien amené par une conduite de
3.050 km. Une petite partie de l'huile de Zhanazhol est depuis 1993
transportée par voie ferrée vers Chimkent, qui traite aussi
l'huile produite par le champ de Kumkol
11(
*
)
(situé à 600 km au
nord de la raffinerie, dans le bassin de Turgay). La raffinerie de Pavlodar
est, quant à elle, entièrement dépendante du brut de
Sibérie.
Cette situation a conduit le Gouvernement à lancer un projet de pipeline
trans-Kazakhstan pour relier le champ de Kenkiyak (à l'Est du Bassin
précaspien) à Kumkol. Une joint venture (Kazfen) a
été créée au premier semestre 1995 avec une
compagnie turque pour réaliser ce projet. Dans une première
phase, un tronçon (410 km) serait construit d'Atyrau à
Kenkiyak. La capacité du système devrait être de 23 Mt/an
et le coût total du projet dépasser 1 milliard de
dollars. Ce projet est néanmoins toujours bloqué car son
intérêt n'est pas démontré, du moins par rapport au
système actuel d'échange de brut avec la Russie.
Le Kazakhstan vise à doubler sa capacité de raffinage d'ici le
début du siècle prochain
. Plusieurs projets de modernisation
ou de construction de nouvelles raffineries ont été
annoncés, dont l'implantation d'une nouvelle raffinerie à Aktau
pour traiter des bruts lourds du bassin de Mangistau, la modernisation et
l'extension de la raffinerie d'Atyrau (projet d'un consortium mené par
la compagnie française Krebs Hydrocarbon), la modernisation de la
raffinerie de Chimkent et l'extension de la raffinerie de Pavlodar.
b) Les difficultés propres au site géologique de la mer Caspienne
Les
gisements les plus prometteurs de la mer Caspienne sont recouverts par une
très faible profondeur d'eau
. Cette particularité
empêche non seulement le fonctionnement d'infrastructures
utilisées habituellement lors de l'exploration et de l'exploitation
d'hydrocarbures en eaux profondes, mais aussi l'installation de
matériels traditionnellement mis en place pour l'extraction de gisements
onshore.
En outre, une des caractéristiques du bassin est la présence
d'une épaisseur considérable de sel. Dans
l'infra-salifère, seules les zones de la périphérie du
bassin, moins profondes, sont prospectives : le toit des objectifs se trouve
déjà dans ces zones entre 4.000 et 7.000 mètres. Ce
sont notamment des calcaires récifaux qui peuvent présenter
d'excellentes caractéristiques de réservoir sur des
épaisseurs considérables. Les structures peuvent y être de
très grande taille, comme l'atteste l'existence des gisements
géants, auxquels il faut ajouter celui d'Astrakhan en Russie.
Les gisements suprasalifères sont de taille plus modeste et sont
situés en général entre quelques centaines de
mètres et moins de 3.000 mètres.
Les hydrocarbures présents dans ce bassin sont de l'huile
légère (à forte teneur en gaz dissout en
général) et du gaz, souvent à condensats. Dans
l'infrasalifère, le gaz peut avoir une forte teneur en hydrogène
sulfuré (18 % à Tengiz, 26 % à Astrakhan) ; le
gaz des niveaux suprasalifères est toutefois le plus souvent
dépourvu de soufre.
L'exploitation des ressources pétrolières du bassin, qui se
trouvent pour l'essentiel dans les couches antésalifères, a
été retardée dans le passé pour diverses raisons :
problèmes d'exploitation et d'environnement liés à la
présence d'hydrogène sulfuré, grande profondeur des puits,
complexité structurale, hautes pressions et problèmes de forage
liés à la présence du sel...