Ecofin Hebdo) – En 2018, le secteur de l’exploration du pétrole et du gaz a été dynamisé par la remontée au-delà de la barre des 60 dollars du prix du baril. Cela a favorisé un regain d’activité exploratoire notamment en Afrique où, depuis la mi-2014, date du début de la dégringolade des prix du pétrole, les investisseurs ont été très peu actifs dans l’amont. Si cette année le continent n’a pas révélé de gisements gigantesques du type Zohr, 2018 aura tout de même été marquée par d’importantes découvertes de pétrole. Contre toute attente, des pays comme le Gabon et le Niger se sont bien illustrés dans ce domaine.
Les découvertes qui se retrouvent dans cette liste ont été sélectionnées en fonction de nombreux critères comme la qualité du réservoir, sa taille et la position géologique des puits par rapport à certains trends qui portent plusieurs vastes gisements de pétrole et de gaz. Le caractère stratégique de la découverte par rapport à la production totale du pays a également été pris en compte en fonction des plateaux de production escomptés.
NIGER
Bushiya-1
Au Niger, le 23 avril 208, la société indépendante britannique Savannah Petroleum annonce la découverte du puits Bushiya-1 située en onshore dans le bassin d’Agadem, notamment sur la zone R3 du contrat de partage de production R3 / R4. Le gisement d’huile a été découvert dans deux intervalles différents de 3m et de 7m, selon des informations fournies par Savannah.
Les diagraphies filaires montrent que l’huile est légère et de bonne qualité. Steve Jenkins, le patron de la société explique d’ailleurs que le rendement du puits devrait être excellent étant donné qu’il a « une géologie similaire à celle des puits découverts dans la région avoisinante d’Agadem » où le chinois CNPC produit 20 000 barils par jour.
Il est prévu des tests de production pour confirmer la qualité de la découverte, mais Savannah est confiant et espère que cette découverte constituera la première étape vers l’objectif du Niger de porter sa production dans les prochaines années.
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Amdigh-1
Deuxième succès consécutif de la campagne nigérienne de Savannah Petroleum, le puits Amdigh-1 a permis d’intercepter colonne de grès longue de 22 m à travers deux réservoirs dans l’Eocène. Un communiqué annonce l’excellente qualité des réservoirs et indique l’enthousiasme de la firme britannique qui se dirige vers un succès retentissant au Niger. « Les deux découvertes de nos deux premiers puits d’exploration sont clairement encourageantes pour l’avenir de notre projet au Niger», s’est ravi Andrew Knott, l’un des dirigeants de Savannah.
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Eridal-1
Après une troisième découverte consécutive (Kunama-1) dont les propriétés sont semblables à celles du puits Amdigh-1, Savannah a mis la main sur le puits Eridal-1, sur le même contrat de partage de production. Ici, l’huile a été découverte dans une colonne d’environ 13,6 m de grès net dans l’Eocène après un forage qui a atteint 2542 m, toujours en offshore. Des tests de production sont prévus pour confirmer les qualités montrées par les premiers rapports post-forage.
En octobre, Savannah signe une cinquième découverte de taille sur le puits Zomo-1 de la même licence. La colonne de grès est longue de 5,4 mètres. La société pense qu’il existe une rémunération d’hydrocarbures supplémentaire dans le puits. Mais pour la saisir, il faudra une évaluation technique et/ou des tests supplémentaires, ce qui est prévu dans le cadre d’une campagne qui démarrera en 2019.
La société et ses partenaires pensent que ces découvertes et celles qui viendront probablement dans la cadre de la campagne de 2019 permettront au Niger d’atteindre ses objectifs dans le secteur.
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GABON
DTM-2H
Au Gabon, après plusieurs années de recul de la production et d’arrivée à maturité de plusieurs champs producteurs, la découverte du puits DTM-2 en avril est apparue comme le début d’une nouvelle ère pour le secteur. C’est la première découverte de BW Offshore sur le champ offshore Tortue.
BW annonce avoir rencontré « une longue section saturée d’huile ». La société s’est dite très satisfaite du gisement en place sans mentionner les chiffres liés aux premières conclusions des diagraphies filaires. Peu de temps après, le puits d’évaluation DTM-3 situé sur la même licence a rencontré le même succès.
A la suite de quoi, BW a indiqué qu’il permettra d’évaluer le potentiel des réservoirs de Gamba et de Dentale, situés dans la partie Nord-Ouest de Tortue. Il faut noter que le champ Tortue constitue l’une des quatre découvertes pétrolières existantes dans la zone d’exploitation exclusive de Dussafu : Ruche, Moubenga et Walt Whitman.
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Ruche Nord-Est
Début août, la découverte de puits Ruche Nord-Est (DRNEM-1), situé sur le contrat de partage de production Dussafu Marin va confirmer le potentiel des formations pré-salifères de Gamba et Dentale. Les activités de forage y ont permis de signaler deux réservoirs de bonne qualité : l’un de 15 mètres dans la formation de Gamba et un autre réservoir de 25 mètres de pétrole dans des réservoirs empilés au niveau de Dentale.
C’est à partir de cette découverte que BW et son partenaire Panoro commencent à se préparer pour la deuxième phase du développement de l’huile de Tortue. «Il s’agit d’une autre découverte passionnante du pétrole à Dussafu, où depuis 2011, nous avons eu un taux de réussite exceptionnel en matière de forage avec 9 pénétrations de puits consécutives pour trouver du pétrole. Nous sommes heureux de ce résultat positif et nous allons maintenant de l’avant avec le programme d’évaluation.», s’est ravi John Hamilton, PDG de Panoro.
Quelques semaines plus tard le 31 août, Panoro Energy a signalé la découverte puits Ruche North East Marin-1 (DRNEM-1) dans le champ Dussafu Marin. Ce puits a été foré pour identifier des ressources pétrolières supplémentaires dans les formations pré-salifères de Gamba et Dentale dans la région du grand Ruche.
«Les données de pression et les échantillons de fluides indiquent qu’environ 15 mètres de pétrole de bonne qualité ont été trouvés dans la formation de Gamba et 25 mètres de pétrole ont été trouvés dans des réservoirs empilés dans la formation Dentale», explique Panoro dans un communiqué.
La décision finale d’investissement en ce qui concerne la phase 2 du développement de l’huile de Tortue a été récemment prise. La phase 1 permet de générer aujourd’hui, environ 12 500 barils par jour à partir des deux puits horizontaux DTM-2H et DTM-3H.
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Boudji-1
En mars, le producteur malaisien Petronas a signalé une importante découverte de pétrole et de gaz dans les réservoirs de son puits Boudji-1, situé sur le bloc en eaux profondes F14 encore dénommé Likualé, dans l’offshore gabonais.
Le forage a atteint 2800 mètres avec un réservoir principal de 90 mètres de sables pré salifères riche en hydrocarbures.
Petronas détient 70% des participations sur le bloc F-14 ainsi que le statut d’opérateur. Le reste des parts est contrôlé par l’Australien Woodside.
Grâce à la taille de ces découvertes, le Gabon a été classé neuvième parmi les 10 pays qui ont enregistré les plus importantes découvertes de pétrole conventionnel en termes de volume, sur l’année. Le classement a été publié le 17 septembre dernier par le cabinet de consultation norvégien Rystad Energy. On estime à environ 205 millions de barils récupérables la taille de l’ensemble des gisements découverts au Gabon cette année.
EGYPTE
Yunus-1X
En Egypte, l’explorateur britannique SDX a découvert, début avril, un important gisement de gaz conventionnel dans sa concession de South Disouq. La découverte est logée dans une colonne longue de 30,72 mètres et le réservoir présente une porosité moyenne de 28,5%. Sur la licence, les autres découvertes SD-3X et SD-4X seront annoncés comme des puits à gros potentiel qui permettront une large exploitation sur la concession dont la production est susceptible d’apporter une puissance importante au réseau national de distribution.
L
Rabul 4
Rabul 4 est un gisement de pétrole léger découvert par SDX Energy, sur le permis onshore West Gharib, du Golfe de Suez.
Selon un communiqué de la direction de SDX, le puits Rabul 4 a été foré à une profondeur de 5250 pieds et est entré en contact avec un réservoir d’environ 43 pieds de pétrole brut net dans les formations de Yusr et Bakr, avec une porosité moyenne de 16%. Une évaluation est en cours pour tester les performances du puits. «Nous sommes satisfaits du résultat de Rabul 4, qui vient compléter le développement initial de la structure Rabul que nous avons découverte en octobre 2017. Les quatre puits forés à ce jour dans la structure Rabul contribueront de manière significative à l’amélioration de nos volumes de production », a commenté Paul Welch, le patron de SDX.
Lire aussi : 24/04/2018 – En Egypte, SDX annonce une nouvelle découverte de pétrole sur West Gharib
MAROC
ONZ-7
Le puits ONZ-7 est la première découverte de l’année pour SDX au Maroc. Elle s’inscrit dans le cadre d’un programme de forages de neuf puits sur les permis Sebou, Gharb Center et Lalla Mimouna. Il est logé sur le permis Sebou et a permis d’atteindre une colonne de 5 mètres de gaz dans la formation de Hoot. La qualité du réservoir a dépassé les attentes initiales de SDX avec une porosité de 35,3%.
Les tests du puits ont d’ailleurs montré un écoulement quotidien de 10 millions de pieds cubes.
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LNB-1
Découvert en avril, le puits LNB-1 est situé sur le permis de Lalla Mimouna. Il a permis de mettre en exergue deux formations d’hydrocarbures. La première est une colonne de 300 mètres dans la séquence de Lafkerena. A ce niveau, la charge de gaz obtenue a montré une porosité de plus de 20% avec, dans des sections multiples, une porosité supérieure à 50%, explique SDX. Le gaz dans cette colonne a démontré des composants hydrocarbonés plus lourds que ceux trouvés depuis le début de la campagne, ce qui révèle la présence d’une roche source d’hydrocarbure thermogénique. Cela a conduit la société britannique à conclure que les travaux lui ont permis d’atteindre un nouveau système pétrolier. Selon la direction de SDX, le volume préliminaire moyen non compromis de gaz en présence est de 10,2 Bscf et de 55 000 barils de condensat.
Dans la deuxième séquence, celle de l’Upper Dlalha, SDX a intercepté 2,6 mètres de sable conventionnel net avec une porosité moyenne de 33%.
Ces découvertes sont inscrites dans le lot de plusieurs autres réalisées par SDX cette année et qui serviront à développer l’offre locale de gaz pour l’industrie gas-to-power.
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L’offshore africain est de plus en plus convoité ces dernières années.
Hors Afrique, les grandes découvertes de l’année : le Guyana (environ 2 milliards de barils), la Russie (1,336 milliards de barils), les Etats-Unis (746 millions de barils), Chypre (672 millions de barils), le Sultanat d’Oman (671 millions de barils), la Norvège (498 millions de barils), l’Australie (350 millions de barils), le Royaume-Uni (305 millions de barils) et la Malaisie (194 millions de barils).
Pour l’année prochaine, les analystes tablent sur de plus importants investissements dans la recherche d’hydrocarbures. L’offshore africain, de plus en plus convoité ces dernières années, a vu la signature de nombreux accords de partage de production. Cela devrait conduire à un regain de l’activité dans le Golfe de Guinée par exemple, où Kosmos Energy et Tullow Oil, entre autres, chercheront à maximiser leurs volumes exploitables en forant davantage. D’autres pays de la zone dont l’Angola et ceux du bassin MSGBC (Mauritanie , Sénégal , Guinée, Guinée Bissau et Gambie) aussi verront les changements annoncés.
Olivier de Souza
