REPRISE DE LA PRODUCTION PETROLIERE AU BENIN

 

 

REPRISE DE LA PRODUCTION PETROLIERE AU BENIN PAR AKRAKE PETROLEUM
La reprise de la production pétrolière sur le champ offshore de Sèmè au Bénin, menée par Akrake Petroleum (filiale de Rex International), a franchi une étape technique majeure avec le forage réussi du puits AK-2H. Le Bénin s'apprête en effet à commercialiser sa première cargaison de 250 000 barils de pétrole brut en octobre 2026, marquant son retour parmi les pays producteurs après des décennies d'arrêt.
📈 Les points clés du projet Gisement : Champ offshore de Sèmè (Bloc 1), situé dans le sud-est du pays.
Opérateur : Akrake Petroleum Benin (filiale de Rex International Holding).
Production initiale : Environ 3 000 barils par jour, avec une hausse prévue à 5 000 ou 6 000 barils quotidiens.
Portée économique : Renforcement des recettes publiques et de la souveraineté énergétique
Avancées Techniques et Opérationnelles Forage du puits AK-2H : Terminé avec succès dans le réservoir H6, ce puits a traversé une zone riche en hydrocarbures confirmant un potentiel significatif. Équipements en place : L'unité mobile de production offshore (MOPU) Stella Energy 1 et l'unité de stockage et de déchargement (FSO) Kristina sont positionnées sur le site. Sécurisation du flux : Des vannes de contrôle et une pompe submersible sont en cours d'installation pour optimiser l'extraction future.
Prochaines Étapes Raccordement final : Finalisation de la connexion technique entre le puits de production et les unités flottantes en mer. Calendrier en suspens : Aucune nouvelle date officielle de mise en service n'a été communiquée par l'opérateur après le report de l'échéance initiale. Toutefois une cargaison de 250.000 barils de brut est prévue pour être commercialisée bientôt. Objectif de volume : Un plateau de production d'environ 15 000 barils par jour est visé une fois les activités pleinement lancées.
Équipements de la plateforme Stella Energy 1 : L'unité mobile de production en mer (MOPU - Mobile Offshore Production Unit) positionnée sur le site. Kristina : L'unité flottante de stockage et de déchargement (FSO). Borr Gerd : La plateforme autoélévatrice (jack-up) employée pour les campagnes de forage des puits
État actuel et perspectives d'exploitation Démarrage récent : Les opérations de production commerciale ont été recalées pour débuter à la fin janvier 2026, suite à la finalisation du puits horizontal clé AK-2H. Potentiel majeur découvert : Le forage de ce puits a mis en évidence une découverte majeure estimée à 950 millions de barils de pétrole en place. Cela pourrait significativement augmenter les projections à moyen terme. Deuxième phase de forage : Une nouvelle campagne est programmée plus tard au cours de l'année 2026 avec une autre plateforme pour ajouter des puits de production supplémentaires.
Répartition des parts du projet (Bloc 1) 76 % pour Akrake Petroleum (filiale de Rex International). 15 % pour l'État béninois. 9 % pour la société locale Octogone Trading.
L'impact économique attendu par le Bénin repose sur une restructuration majeure de son modèle budgétaire et industriel, transformant le pays de simple importateur à producteur d'hydrocarbures. 1. Accélération des recettes budgétaires de l'État Dividendes directs : L'État capte directement les bénéfices liés à ses 15 % de parts gratuites et portées dans le Bloc 1. Redevances et taxes : Le mécanisme de partage de production (Production Sharing Contract) garantit un impôt sur les sociétés et des redevances minières proportionnels aux volumes extraits. Effet de levier souverain : Ces ressources financières neuves sécurisent le financement du Programme d'Action du Gouvernement (PAG) sans alourdir la dette publique. 2. Souveraineté énergétique et balance commerciale Allègement du déficit : La production locale réduit la facture des importations de produits pétroliers, qui pèse lourdement sur la balance commerciale béninoise. Entrée de devises : L'exportation du brut extrait du champ de Sèmè génère un flux constant de devises étrangères (dollars), renforçant les réserves de change. 3. Développement industriel et contenu local Emplois qualifiés : Les opérations offshores (forage, maintenance, logistique maritime) imposent le recrutement et la formation d'ingénieurs et techniciens béninois. Secteur privé dynamique : L'implication obligatoire de sous-traitants locaux pour la logistique portuaire et l'approvisionnement des plateformes stimule les PME nationales. Ancrage régional : La présence de la société béninoise Octogone Trading (9 %) favorise le transfert de compétences critiques dans le trading pétrolier international. 4. Attractivité géologique globale Aimant à investissements : La confirmation d'un gisement de près de 950 millions de barils valide le potentiel pétrolier du bassin sédimentaire béninois. Nouvelles explorations : Ce succès pousse d'autres compagnies internationales à soumissionner pour les blocs d'exploration adjacents encore disponibles.
Les données géologiques et pétro physiques issues du forage du puits de production horizontal AK-2H confirment le très haut potentiel du gisement offshore de Sèmè exploité par Akrake Petroleum.
Caractéristiques géologiques du réservoir Formation d'Abeokuta : Le réservoir de grès appartient à la formation géologique d'Abeokuta, datant de l'époque du Crétacé supérieur (système pétrolier du Turonien). Zone H6 : C'est le nom informel donné à la couche spécifique de grès ciblée par cette phase de production. Extension latérale : Le forage horizontal a traversé une section totale de réservoir de 1 405 mètres, dont 950 mètres constitués exclusivement de grès purement gorgés de pétrole (le reste étant du schiste argileux non réservoir).
Propriétés pétro physiques de la roche Porosité moyenne élevée (> 19 %) : L'espace vide à l'intérieur du grès est supérieur à 19 %, ce qui démontre une excellente capacité de la roche à stocker de grands volumes d'hydrocarbures. Saturation en huile exceptionnelle (> 70 %) : Plus de 70 % de l'espace poreux de la roche est directement saturé par du pétrole brut. Absence d'aquifère actif : Le forage n'a rencontré aucune trace de sable aquifère (sable contenant de l'eau). Cela écarte le risque d'une contamination précoce par l'eau pendant les premiers mois de pompage
Technologies de complétion utilisées Géo-guidage (LWD) : Le puits a été dirigé en temps réel grâce à des outils de diagraphie en cours de forage (Logging While Drilling), permettant de maintenir la trajectoire uniquement dans les grès pétrolifères. Contrôle du sable (Screens) : Des crépines ont été déployées pour stabiliser les parois horizontales et empêcher le sable meuble du réservoir de s'infiltrer dans le puits. Vannes AICV (Autonomous Inflow Control Valves) : Le puits est équipé de vannes de contrôle d'afflux autonomes. Elles bloquent automatiquement l'intrusion future d'eau ou de gaz tout en maximisant la récupération de l'huile. Activation par pompe ESP : Une pompe submersible électrique (Electrical Submersible Pump) est positionnée au fond pour dynamiser la remontée mécanique du brut vers la plateforme en surface.
Le pétrole brut extrait du champ offshore de Sèmè par Akrake Petroleum possède des caractéristiques physico-chimiques spécifiques qui dictent sa valeur sur le marché mondial. Caractéristiques du brut de Sèmè Densité API : Il s'agit d'un pétrole de type léger à moyen (généralement estimé entre 22° et 32° API). Cette densité facilite son extraction mécanique et son transport par pipeline. Teneur en soufre : Le brut est classé comme brut doux (sweet crude), affichant une très faible concentration en soufre. Avantage environnemental : Sa faible teneur en soufre réduit les coûts de raffinage et rend le produit hautement conforme aux normes environnementales internationales strictes (comme la réglementation IMO pour les carburants maritimes).
Valorisation et raffinage Rendement élevé : Le raffinage de ce type de brut donne une proportion importante de produits à forte valeur ajoutée, notamment du gazole (diesel), du kérosène (carburant aviation) et de l'essence. Attractivité commerciale : En raison de sa faible viscosité et de sa pureté, ce pétrole se négocie généralement avec une prime ou une décote très faible par rapport au prix de référence du Brent de la mer du Nord.
Le Contrat de Partage de Production (CPP) (ou Production Sharing Contract) signé entre l'État béninois, Akrake Petroleum et Octogone Trading est le modèle contractuel dominant du Code pétrolier béninois. Contrairement à un régime de concession classique, la propriété des hydrocarbures sous terre reste intégralement à l'État. La compagnie pétrolière agit comme un prestataire technique qui finance les opérations à ses propres risques et se rémunère directement en pétrole physique selon des règles strictes.
1. Le principe du "Risque Exclusif" pour l'opérateur Aucun frais pour l'État : Akrake Petroleum assume 100 % des risques financiers et techniques liés au développement et au forage. Zéro remboursement en cas d'échec : Si aucun volume commercialisable n'est extrait, la compagnie ne peut réclamer aucune compensation financière au gouvernement béninois.
2. Le remboursement des investissements (Cost Oil) Dès que la production commerciale démarre, les barils de brut extraits chaque jour sont divisés en plusieurs parts virtuelles. La première sert au remboursement. Le pétrole de coût : Un pourcentage maximum de la production quotidienne (par exemple 60 % ou 70 %) est alloué en priorité à Akrake Petroleum. But : Amortir les dépenses massives engagées pour l'acquisition de la plateforme Borr Gerd, du terminal Kristina et le forage du puits horizontal.
3. Le partage des bénéfices (Profit Oil) Une fois le plafond du Cost Oil déduit, le volume de pétrole restant constitue le pétrole de profit (Profit Oil). C'est ce volume net qui est partagé entre les partenaires selon une clé de répartition progressive. La clé de répartition : Elle évolue généralement selon des paliers de production ou des taux de rentabilité. Plus le champ produit de barils (par exemple en atteignant le plateau de 15 000 barils/jour), plus la part revenant à l'État augmente. Intégration des intérêts (Bloc 1) : La part du consortium privé est ensuite divisée au prorata de leurs intérêts d'origine, soit 76 % pour Akrake Petroleum et 9 % pour Octogone Trading. L'État récupère de son côté sa part de profit globale, enrichie par ses 15 % de participation directe.
4. Le rôle de la Société Nationale des Hydrocarbures (SNH-Bénin) Contrôle budgétaire : L'État, via le ministère de l'Énergie et la SNH-Bénin, valide en amont chaque année les programmes de travail et les budgets d'Akrake. Cela évite le gonflement artificiel des coûts qui retarderait le partage du Profit Oil. Commercialisation : La SNH-Bénin est chargée d'enlever physiquement la part de brut qui revient à l'État au terminal flottant pour la vendre directement sur le marché international.


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