C ô t e d ’ I v o i r e B i e n t ô t 1 0 0 0 0 0 b / J
Malgré les potentialités de son offshore, la production pétrolière de la Côte d’Ivoire peine a décoller. Après avoir atteint 90 000 b/j en 2006, la production du pays est passée à moins de 50 000 b/j l’an dernier (chiffres officiels). Pour remédier à cette situation et rendre le pays moins dépendant des cultures du café et du cacao, le gouvernement actuel a accordé, ces dernières années, des permis pétroliers à tour de bras. Cette politique va commencer à payer : une multitude de forages sont prévus cette année en Côte d’Ivoire.

La frontière de l’offshore profond Le russe
Lukoil et l’émirati Al-Thani ont tous les deux pris, l’an dernier, des permis dans l’offshore profond ivoirien, zone qui n’a fait l’objet de presque aucune exploration. En 1999, RoyalDutch/Shell et Ocean Energy (racheté depuis par Devon) avaient foré le puits East Grand Lahou, qui s’est avéré sec. Et depuis, plus personne ne s’est risqué au-delà de 1 500 mètres de profondeur. Al-Thani, la société de l’homme d’affaires émirati cheikh Abdullah Bin Saeed al-Thani, opère le bloc CI-105, qui couvre des profondeurs comprises entre 1 000 et 2 000 mètres. Et le groupe a prévu d’effectuer un premier forage sur son permis cette année. La compagnie Lukoil, qui a acquis l’an dernier 56 % des blocs CI-101 et CI-401 de Vanco, a quant à elle signé un contrat avec l’opérateur Transocean pour forer avec le navire Deepwater Pathfinder, spécialisé dans les forages très profonds.

Développement accéléré pour Elan et Kudu
Afren, le E&P made in Africa était le candidat préféré sur de nombreux actifs africains de Devon.
Après avoir racheté les permis du groupe au Ghana, Afren a payé la semaine dernière 205 millions
$ à Devon pour prendre le contrôle de deux permis en Côte d’ivoire : le bloc CI-11, qui produit 3 000 b/j, et le bloc CI-01 qui contient les champs Ibex (pétrole), Kudu et Elan (gaz), tous trois non encore développés. Afren envisage de produire dans les dix-huit mois à partir du bloc CI-01. Découverts dans les années 90 par United Meridian,Kudu et Elan sont à moins de 20 km du rivage : Afren a prévu de les relier à l’usine de traitement de gaz de Lion, qui opère déjà le gaz associé du bloc CI-11. Le développement d’Ibex, plus lointain, nécessitera la construction d’un oléoduc de près de 100 km pour évacuer la production du champ.

Quelles réserves pour la zone de Three Points ?
Le consortium associant Kosmos, Anadarko et Tullow a effectué l’an dernier deux découvertes
significatives sur son permis de West Cape Three Points au Ghana. Ce bloc jouxte la frontière ivoirienne et ses opérateurs considèrent que les structures pétrolières qu’ils ont mises en évidence se poursuivent en Côte d’Ivoire. Ils ont donc entamé l’an dernier des pourparlers avec Yam’s Petroleum, la société de l’homme des Réseaux et architecte Pierre Fakhoury, qui possède le bloc adjacent au leur côté ivoirien, le permis CI-100. S’ils signent avec Yam’s, les trois groupes disposeront d’un partenaire très introduit auprès du pouvoir ivoirien. Depuis l’an dernier, Yam’s vend une partie de la part du gouvernement dans la production pétrolière du pays et a engagé un ancien d’Addax, Thomas Keller, pour superviser ses opérations de trading.
Depuis la découverte des premières réserves dans le pays, le dossier pétrolier a toujours été géré de manière très passionnelle : l’ex-président Houphouët-Boigny avait baptisé l’un des premiers champs offshore Espoir… Après avoir relancé l’exploration ces deux dernières années, le gouvernement actuel a réagi aux toutes premières annonces positives en déclarant à plusieurs pétroliers que les contrats, trop avantageux pour les opérateurs, allaient très vite être renégociés. La Côte d’Ivoire veut notamment développer le rôle de sa société nationale Petroci et la doter de participations plus importantes dans l’offshore, où elle ne dispose à l’heure actuelle que de participations très minoritaires, en particulier dans les blocs producteurs.

Source : Africa Energy Intelligence