« Sonatrach et ses partenaires Eni et Equinor ont procédé à la signature d’un Protocole d’Accord, traduisant la volonté des parties à consolider leur partenariat et d’étendre leur coopération par la réalisation d’un programme de travaux pour la relance des activités d’exploration, d’appréciation et de développement du potentiel des régions d’In Salah et d’In Amenas, en synergie avec les installations existantes ».
C’est ce que Sonatrach vient d’annoncer à travers un communiqué publié le 14 Mars sur son site Web. En dehors de la mention relative à l’objet de ce protocole, destiné à « définir le cadre de coopération entre les parties dans la perspective de conclure des contrats d’hydrocarbures sous l’égide de la loi pétrolière N°19-13 » au niveau des régions mentionnées, aucune précision n’a été fournie concernant les permis ou blocs concernés, ou encore le programme de recherche.
Il faut cependant souligner que les deux partenaires « Equinor et Eni » sont déjà présents en Algérie sur d’autres régions pétrolières et gazières, Eni étant le plus important partenaire de Sonatrach, y compris :
- Le bassin d’Illizi où est situé le périmètre In Amenas en cours de production de gaz dans le cadre d’un partenariat entre Sonatrach, Equinor (ex Statoil), et Eni, qui date du début des années 2000. Il faut rappeler que l’Eni a repris les actifs de BP sur In Aménas et In Salah au début de l’année 2023. Equinor était aussi associée (30%) depuis 2014 à Sonatrach (70%) sur un autre bloc au nord du bassin d’Illizi « Timissit ». Elle y a mené un programme d’exploration en géophysique et forage mais qui n’a abouti à aucune découverte.
- Le bassin de l’Ahnet-Timimoun où sont situés les 7 gisements de gaz (Teg, Reg, Krechba, Gour Mahmoud, In Salah, Garet El Befinat, et Hassi Moumène). Ces gisements ont été développés et mis en production de façon progressive depuis 2004 dans le cadre d’un contrat d’association initial entre Sonatrach et BP signé en 1998. Equinor a rejoint le partenariat en acquérant 50% des parts de BP dès 2004, tandis qu’Eni a repris les actifs restants de BP en 2023.
Les capacités de production en place sont de 9 Mds M3 dans chacun de ces périmètres, et les deux ont produit 11 Mds M3 de gaz et 12 millions de barils de condensat et GPL en 2021.
Bien qu’aucune précision n’a été publiée sur ce protocole, il faut préciser que les régions citées sont situées dans des zones où de nombreux petits gisements de gaz et pétrole au niveau du bassin d’Illizi, et de gaz sec au niveau de du bassin de l’Ahnet-Timimoun, ont été découverts au cours des dernières décennies, mais ne sont pas tous développés. Le potentiel résiduel à explorer aussi bien en gaz qu’en pétrole demeure aussi attractif dans les deux bassins, en particuliers en hydrocarbures non conventionnels (Schiste et Tights).
Le bassin d’Illizi renferme à l’heure actuelle 22% des réserves en hydrocarbures (pétrole et gaz) conventionnels prouvés tandis que les bassins de la partie Ouest du Sahara n’en renferment que 8% essentiellement en gaz sec. Par contre tous les deux sont très prospectifs en hydrocarbures non conventionnels, et les estimations selon l’EIA (2013) sont de :
- Bassins d’Illizi & Berkine : 4,4 Mds barils, et 6.800 Mds M3 de gaz techniquement récupérables.
- Bassins de l’Ahnet-Timimoun : 8.830 Mds M3 de gaz techniquement récupérables.
En 2019, l’Agence Nationale ALNAFT a confirmé ces ressources avec une légère hausse, mais la confirmation de leur exploitation demeure conditionnée par des études approfondies par une sismique de très haute résolution, de nombreux forages d’évaluation des zones susceptibles de produire (spots), et du marché gazier par rapport à l’importance des investissements à consentir. Il reste donc à confirmer si le partenariat Sonatrach-Eni-Equinor va s’engager sur le potentiel résiduel conventionnel des périmètres contractuels et tout autour, ou celui non conventionnel sur l’ensemble des bassins concernés par ce protocole d’accord. Equinor a déjà foré un puits sur le bloc Timissit qui a donné de bons indices de présence de gaz dans des couches d’argile roche mère.
Source : https://www.energymagazinedz.com/?p=3790
