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Les importantes ressources potentielles en gaz dans la région du Levant attisent les convoitises (photo USGS)
Le Liban dénonce auprès de l'ONU les velléités de son voisin Israël après la découverte par ce dernier de deux gisements de gaz offshore. Beyrouth considère que ces champs très prometteurs empiètent sur son territoire maritime.
Le ministre libanais des Affaires étrangères vient d'en appeler, mardi 4 janvier 2011 dans un courrier, à Ban Ki-moon, secrétaire général de l'ONU. "Nous vous demandons de faire tout le possible pour garantir qu'Israël n'exploite pas les ressources d'hydrocarbures du Liban, qui se trouvent dans la zone économique du Liban telle que déterminée dans les cartes du ministère des Affaires étrangères soumises au Nations Unies en 2010" proteste Ali Chami.
L'Agence Nationale d'Information (ANI) libanaise qui répercute ces propos note aussi que le ministre a été très précis sur les incidences possibles : "toute exploitation par Israël de cette ressource est une violation flagrante de la loi internationale et une attaque contre la souveraineté libanaise."
Découverts en décembre 2010, les deux nouveaux gisements se trouvent à l'intérieur des périmètres baptisés Tamar et Léviathan, dans des zones maritimes à la territorialité contestée. Le premier disposerait de réserves de 8 milliards de m3 et le second de 450 milliards de m3. Leur potentiel est identifié depuis plus d'un an avec des premières découvertes sur Tamar en janvier 2009 par un consortium américano-israélien.
Se situant à 130 km au large du port d'Haïfa, Léviathan (du nom du monstre marin évoqué dans la Bible), le plus prometteur, permettrait à Israël de devenir exportateur gazier.
Présenté par l'américain d'Houston Nobel Energy, qui prospecte pour le compte d'Israël , comme la plus importante découverte de la décennie en décembre 2010, Leviathan renfermerait les plus grandes capacités de gaz du globe. Un titre ravi à ... Tamar.
Nobel Energy détient 39,66% des actions du gisement de Léviathan, les Israéliens du groupe Delek, Delek Drilling et Avner Oil Exploration, 22,67% chacun et Ratio Oil Exploration 15%.
Le tracé des frontières maritimes entre Israël et le Liban reste un point délicat
Les importantes ressources potentielles en gaz dans la région du Levant attisent les convoitises (photo USGS)
Tamar étant jugé assez important pour pourvoir à la consommation d'Israël pendant trente ans, Léviathan serait le viatique vers l'exportation d'ici quelques années. L'exploitation de Tamar pourrait débuter à la fin de l'année 2011 ou au début 2012.
Suite à la publication en mars 2010 d'une étude d'United States Geological Survey, la question du règlement du tracé des frontières maritimes se pose de façon encore plus accrue. Selon les scientifiques de cette institution américaine, la région du Levant disposerait d'une capacité de 1,7 milliard de barils de pétrole et de 3,4 billions de m3 de gaz . De quoi attiser bien des convoitises.
L'enjeu est de taille au moment où le Liban tente de régler un à un avec ses voisins les problèmes de tracés de frontières maritimes et donc aussi avec Israël. Pour éviter justement les conflits générés par l'inflation des explorations. Ainsi, en décembre 2010, Israël signait avec Chypre un texte pour délimiter une zone "économique exclusive entre les deux pays sur la mer Méditerranée.
L'Egypte a également paraphé un tel accord avec Chypre.
Si les relations entre Beyrouth et Nicosie sur ce dossier sensible, car touchant à de gros intérêts financiers, ont été réglé, il n'en va pas de même avec Israël. Les découvertes israéliennes n'arrivent donc pas au bon moment, en tout cas trop tôt.
Seul le Liban s'est pour l'instant lancé unilatéralement dans une tentative de fixer ses frontières maritimes avec son voisin israélien avec l'intention une fois le document prêt de le plaider auprès des Nations Unies. Les relations déjà plus que tendues entre les deux pays pourraient s'envenimer encore plus en cas de violation de frontières maritimes encore très floues.
D'autant plus que le parlement libanais a voté, le 17 août 2010, une loi autorisant le forage et l'exploitation de champs de gaz et de pétrole au large de ses côtes.
Le pays du Cèdre prévoit en effet de lancer en novembre 2011 les appels d'offres pour des contrats de prospection pétrolière et gazière au large de ses côtes et plus précisément dans un triangle constitué du Liban, d'Israël et de Chypre.
source: econostrum
L'Etude de l'United States Geological Survey
Mediterranean SeaRedSea36°E35°E34°E33°E32°E31°E30°E36°N35°N34°N33°N32°N31°N30°
N29°N050100 MILES050100
KILOMETERS EGYPT ISRAEL CYPRUS TURKEY JORDAN SYRIA LEBANON EXPLANATION :Gas fieldsOil fieldsLevant Sub-SaltReservoirsAssessment UnitPlio-PleistoceneReservoirsAssessment Unit
TURKEY EGYPT LIBYA SAUDI ARABIAMediterranean SeaRedSeaGREECEITALYLevantMarginReservoirsAssessmentUnitLevant TransformEratosthenesSeamountTartus FaultNile Delta ConeAA’ZoneLimit ofcompressionalstructuresU.S. Department of the InteriorU.S. Geological SurveyFact Sheet 2010–3014March 2010World Petroleum Resources Project
Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of theLevant Basin Province, Eastern
Introduction
As part of a programaimed at estimating the recov-erable oil and gas resourcesof priority basins around theworld, the U.S. GeologicalSurvey (USGS) estimatedthe undiscovered oil andgas resources of the LevantBasin Province. The LevantBasin Province encompassesapproximately 83,000 squarekilometers (km2) of the easternMediterranean area .
The area is bounded to the eastby the Levant Transform Zone,to the north by the Tartus Fault (Roberts and Peace, 2007), tothe northwest by the Eratosthe-nes Seamount, to the west andsouthwest by the Nile DeltaCone Province boundary, andto the south by the limit ofcompressional structures inthe Sinai. This assessment wasbased on published geologicinformation and on com-mercial data from oil and gaswells, fields, and field produc-tion. The USGS approach isto define petroleum systemsand geologic assessment unitsand to assess the potentialfor undiscovered oil and gasresources in each of the threeassessment units defined forthis study—Plio-PleistoceneReservoirs, Levant Sub-SaltReservoirs, and Levant MarginReservoirs.
Geologic cross section of the southern part of the Levant Basin Province illustrating the definition of the three assessment units (AU) in this study. The areas of the Levant Sub-Salt Reservoirs AU and the Plio-Pleistocene Reservoirs AU are coincident, and neither AU overlaps with the Levant Margin Reservoirs AU. Dashed line separates Cenozoic (above) from pre-Cenozoic rocks. Messinian-age salt (between the M and N seismic horizons) is shown in green. Location of schematic section (A-A’) shown in figure 1. A, Permian to Aalenian age; B, Bajocian to Turonian age; C, Senonian to Early Oligocene age; D, Oligocene to Late Miocene Age; E, Late Miocene (Messinian) age; F, Plio-Pleistocene age rocks. Modified from Gardosh and Druckman (2006) and Cartwright and Jackson (2008).100 MILES050
KILOMETERS0NWSE108642
BasementM HorizonN Horizon
Two-Way Time (seconds)Levant Sub-Salt Reservoirs
AULevant MarginReservoirs Assessment UnitPlio-Pleistocene Reservoirs Assessment UnitLevant BasinLevant MarginAA’JordanriftvalleyLevantTransformzoneSea levelABCDEFComposite Petroleum System and Assessment UnitsFor this assessment the Mesozoic-Cenozoic Composite Pe-troleum System was defined to include the possibility of viablepetroleum source rocks of Triassic, Jurassic, Lower Cretaceous,Upper Cretaceous, Miocene, and Plio-Pleistocene ages, all ofwhich have been suggested as potential source rocks withinthis province. This composite petroleum system was definedto encompass all petroleum fluids and mixtures of these fluidsin the Levant Basin Province because we could not completelydiscriminate between genetic families of oils or gases withavailable geochemical data.Three assessment units (AU) were defined geologicallywithin the composite petroleum system. The Levant MarginReservoirs AU encompasses all reservoirs, from basement rocksto the Pleistocene, occurring east of the pinch-out of Messinian-age salt and west of the Levant Transform (fig. 2). Reservoirsinclude Jurassic and Cretaceous shelf-margin carbonates,nearshore marine sandstones, and deep-water slope and fansandstones. The Levant Sub-Salt Reservoirs AU encompassesall reservoirs within and below continuous Messinian-age saltwest of the eastward pinch-out of the salt (fig. 2). Reservoirsare mainly Mesozoic and Paleogene sandstones ranging fromincised valley deposits to deep-water slope and fan sandstones(Gardosh and others, 2006; 2008). The Plio-Pleistocene Res-ervoirs AU includes all reservoirs younger than Messinian-agesalt west of the pinch-out of salt, and reservoirs mainly areincised channels, and deep-water slope and fan sandstones (Aaland others, 2000; Bertoni and Cartwright, 2006) (fig. 2). ThePlio-Pleistocene Reservoirs AU is thought to be sourced mainlyby biogenic gas, but this assessment includes the possibility ofthermogenic gas and oil that migrated vertically from sub-saltsource rocks. The Levant Margin Reservoirs AU contains fouroil and four gas fields, the Plio-Pleistocene Reservoirs AUincludes eight gas fields, and the Levant Sub-Salt ReservoirsAU has two discoveries (Tamar, Datil) that were used in theassessment but are so new that there is no independent refer-ence as to the size of these discoveries. For this assessment aminimum undiscovered field size of 5 million barrels of oilequivalent (MMBOE) was used for the offshore assessment anda 1 MMBOE minimum was used for the onshore assessment.Resource SummaryEstimates of volumes of undiscovered technically recover-able oil and gas resources are shown in table 1. The mean of thedistribution for undiscovered oil is about 1,689 MMBO, witha range from 483 MMBO to 3,759 MMBO. For undiscoveredgas, the total mean volume is 122,378 billion cubic feet of gas(BCFG), with a range from 50,087 BCFG to 227,430 BCFG. Of the 122,378 BCFG, 6,197 BCFG is estimated to be inthe Levant Margin Reservoirs AU, 81,437 BCFG is in the Eocene nearshore marine sandstones and limestones, Wadi Degla, northern Egypt.Table 1. Levant Basin Province assessment results.[MMBO, million barrels of oil; BCFG, billion cubic feet of gas; MMBNGL, million barrels of natural gas liquids. Results shown are fully risked estimates. For gasaccumulations, all liquids are included as NGL (natural gas liquids). Undiscovered gas resources are the sum of nonassociated and associated gas. Largest mean oilfield in MMBO; largest mean gas field in BCFG. F95 represents a 95 percent chance of at least the amount tabulated. Other fractiles are defined similarly. TPS, totalpetroleum system; AU, assessment unit. Gray shading indicates not applicable]Total PetroleumSystems (TPS) and Assessment Units(AU)FieldtypeLargestexpectedmean field sizeTotal undiscovered resourcesOil (MMBO)Gas (BCFG)NGL (MMBNGL)F95F50F5MeanF95F50F5MeanF95F50F5MeanLevant Basin Province, Mesozoic-Cenozoic Composite TPSLevant Margin Reservoirs AUOil1772787631,7658573409442,2021,0627194522Gas1,0741,6784,559 10,5945,13551142333160Levant Sub-Salt Reservoirs AUOil1841484601,2425481795691,5596794123214Gas12,23832,46274,210 150,573 80,758 1,0062,3094,7212,519Plio-Pleistocene Reservoirs AUOil130572177522846826593335115197Gas4,75615,36032,066 61,569 34,393157328633353Total ConventionalResources4831,4403,7591,689 50,087 112,613 227,430 122,378 1,2262,8155,7833,075
Levant Sub-Salt Reservoirs, and 34,744 BCFG is in the Plio-Pleistocene Reservoirs AU . These estimates representtechnically recoverable oil and gas resources; no attempt wasmade to estimate economically recoverable resources.References CitedAal, A.A., Barkooky, A.E., Gerrits, M., Meyer, H., Schwander,M., and Zaki, H., 2000, Tectonic evolution of the EasternMediterranean Basin and its significance for hydrocarbonprospectivity in the ultradeep water of the Nile Delta: TheLeading Edge, October 2000, p. 1086–1102.Bertoni, C., and Cartwright, J.A., 2006, Controls on the basin-wide architecture of late Miocene (Messinian) evaporites onthe Levant margin (Eastern Mediterranean): SedimentaryGeology, v. 188–189, p. 93–114.Cartwright, J.A., and Jackson, M.P.A., 2008, Initiation of gravi-tational collapse of an evaporate basin margin: the Messiniansaline giant, Levant Basin, eastern Mediterranean: GeologicalSociety of America Bulletin, v. 120, no. 3–4, p. 399–413.Gardosh, M., and Druckman, Y., 2006, Seismic stratigraphy,structure and tectonic evolution of the Levantine Basin, off-shore Israel, in Robertson, A.H.F., and Mountrakis, D., eds.,Tectonic development of the eastern Mediterranean Region:Geological Society of London Special Publication no. 260,p. 201–227.Gardosh, M., Druckman, Y., Buchbinder, B., and Calvo, R.,2008, The Oligo-Miocene deepwater system of the LevantBasin: Geophysical Institute of Israel Report 446/426/08 andGeological Survey of Israel Report GSI/33/2008, 73 p.Gardosh, M., Druckman, Y., Buchbinder, B., and Rybakov,M., 2006, The Levant Basin offshore Israel: stratigra-phy, structure, tectonic evolution and implications forhydrocarbon exploration: Geophysical Institute of IsraelReport 429/218/06 and Geological Survey of Israel ReportGSI/14/2006, 119 p.Roberts, G., and Peace, D., 2007, Hydrocarbon plays and prospectivity of the Levantine Basin, offshore Lebanon and Syria from modern seismic data: GeoArabia, v. 12, no. 3,p. 99–124.
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