Longtemps relégué au rang de champ marginal, le gisement pétrolier offshore de Sèmè, au large des côtes du Bénin, pourrait bien opérer un retour spectaculaire sur la carte pétrolière ouest-africaine. En effet, l'entreprise énergétique basée à Singapour, à travers sa filiale Akrake Petroleum, indirectement détenue par Rex International Holding, annonce une découverte majeure estimée à 950 millions de barils de pétrole en place, susceptible de transformer en profondeur la rentabilité et le positionnement stratégique de ce bassin historique.
Cette révélation, issue des résultats du forage du puits AK-2H, marque un tournant décisif pour une industrie pétrolière offshore béninoise restée en sommeil depuis plus de deux décennies. Foré à travers 1 405 mètres de réservoir, le puits AK-2H a permis d'identifier environ 950 mètres de grès saturés en hydrocarbures, un niveau exceptionnel qui redéfinit les attentes autour du champ de Sèmè. L'utilisation d'outils de dernière génération a permis de cibler exclusivement des zones pétrolifères, limitant ainsi les risques techniques et optimisant la qualité des données.
Voir aussi - Bénin : Après près de 3 décennies d'arrêt, le champ offshore de Sèmè s'apprête à reprendre vie
Les premières analyses pétrophysiques sont particulièrement encourageantes : une porosité supérieure à 19% et une saturation en huile excédant 70%. Des indicateurs généralement associés à un potentiel commercial robuste. Ces résultats confirment que les limites du champ, longtemps sous-estimées, étaient davantage liées à des contraintes technologiques qu'à une faiblesse intrinsèque du réservoir.
Une relance industrielle appuyée par l'innovation
Pour maximiser la production et garantir la durabilité des opérations, les ingénieurs ont intégré des vannes de contrôle d'afflux autonomes (AICV) dans la conception des puits. Ces équipements permettent de gérer efficacement la production d'eau et de sable, deux défis majeurs dans les champs matures offshore. En complément, une pompe électrique submersible de fond de puits (ESP) est en cours d'installation afin d'améliorer significativement les débits. Parallèlement, les infrastructures de surface avancent : l'unité mobile de production offshore (MOPU), ainsi que l'unité flottante de stockage et de déchargement (FSO) sont en phase finale d'achèvement, ouvrant la voie à une reprise effective de la production.
Des retombées économiques attendues
Selon les estimations, la phase 1 du redéveloppement pourrait permettre une production initiale comprise entre 15 000 et 16 000 barils par jour. Un niveau modeste à l'échelle régionale, mais significatif pour un pays qui n'a enregistré aucune production pétrolière en 2024, selon les données de l'Agence d'information sur l'énergie. Les perspectives économiques sont multiples, à savoir l'augmentation de l'approvisionnement énergétique national, recettes fiscales et d'exportation supplémentaires, création d'emplois directs et indirects et dynamisation de la chaîne de valeur locale. Le projet est mené dans le cadre d'un contrat de partage de production, dans lequel Rex détient 76%, l'État béninois 15% et Octogone Trading 9%.
Mis en production pour la première fois en 1982, le champ de Sèmè avait livré environ 22 millions de barils de pétrole jusqu'en 1998, avant que la chute des prix et des difficultés techniques ne conduisent à l'arrêt de son exploitation. Sa renaissance intervient dans un contexte régional marqué par la revalorisation des champs historiques et l'essor de projets frontières, à mesure que les producteurs africains cherchent à optimiser leurs ressources existantes.
Face à des géants comme le Nigeria, premier producteur africain, le Bénin ne vise pas une compétition de volumes. Mais la relance de Sèmè, soutenue par la technologie, les capitaux internationaux et une coopération public-privé structurée, pourrait positionner le pays comme un acteur émergent mais stratégique de l'amont pétrolier, contribuant à la diversification du paysage énergétique du golfe de Guinée.
Publié le 03/02/26 17:46
Narcisse Angan