Lundi 6 mai 2024, l’Agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) avait signé une convention avec sa partenaire Equinor Alegria B.V. Rapportée par l’Agence presse service (APS), cette convention vise une éventuelle réalisation « d’une étude sur le potentiel algérien en hydrocarbures ».
Sachant qu’une convention n’étant qu’un accord de volonté destiné à produire un effet de droit jusqu’à ce qu’il se transforme en un contrat avec des engagements fermes, ALNAFT accorde à son partenaire une période de dix-huit mois « prolongeable d’une année » pour « définir les termes et conditions selon lesquels Equinor Alegria B.V réalisera l’étude en question. (01)
Ce que nous pourrions déduire, à travers cette annonce, nonobstant les intentions des uns et des autres, c’est l’absence d’un cahier des charges pour ce genre d’étude qui existe chez ALNAFT depuis 2017 avec les étrangers et sa date de sa création en 2005 par le transfert de compétence par Sonatrach dont les géologues maîtrisent tous les bassins géologiques bien avant l’indépendance de l’Algérie.
Pourquoi bien avant l’indépendance ? Parce que de nombreux cadres algériens de souche ont été formés dans les écoles françaises par le colonisateur et ils y sont restés pour capitaliser, consolider et surtout fertiliser le savoir et le savoir-faire pétrolier et gazier de toute la chaîne, y compris l’exploration.
Que ce soit les anciens vivants ou décédés dont la liste est longue à donner, ils ont continué à contribuer pour faire de cette fertilisation une réalité qui fait qu’aujourd’hui les jeunes cadres techniques de Sonatrach maîtrisent parfaitement même la géoscience en général et sur qui, on peut y compter.
Ces modestes lignes décrivent l’historique de cette aventure de l’évaluation du potentiel des hydrocarbures conventionnels et non conventionnels y compris les intermédiaires comme le Tight, faite par ces cadres algériens, parfois même reprise à l’international.
De quelques rappels pour mémoire
Il faut reconnaître d’abord et pour éviter tout malentendu que comparé à d’autres groupes présents en Algérie, l’ancienne Statoïl a eu et a, à ce jour, une relation avec ses partenaires algériens très coopérative et n’a pas hésité de participer à la formation des ressources humaines dans le domaine de la sécurisation des sites pétroliers et la prise de participation dans le plus grand Institut algérien de pétrole (IAP).
Comparé par exemple au chinois Sinopec qui a créé des déboires à Sonatrach dans le projet Zarzaitine par ses hésitations financières dans l’avancement du projet. Ou Anadarko qui a demandé un port sec (Dry Port) dans chaque région pour l’aider dans l’exploitation dans ses gisements de gaz de schiste, donc elle a pensé plus à la logistique de ses sous-traitants éventuels qu’à la rentabilité de ses partenaires dans les projets.
On peut en citer d’autres mais ce n’est pas l’objectif du papier de remuer le couteau dans la plaie.
Tout ce qu’on pourrait remarquer, un diagnostic d’un cabinet prestigieux dépêché dans le cadre du mégaprojet 2030, a fait un constat éloquent sur le partage du risque de l’ensemble des groupes pétroliers présents en Algérie depuis 1986, avec la promulgation de la loi 86-14 sur les hydrocarbures instaurant régime de partage de production (PSC).
En effet, la majorité des découvertes par ces groupes étrangers autour de 80% est situéé près des gisements existants (Nearfield) ou les installations existantes. Ils laissent à Sonatrach les zones vierges difficiles pour prendre le risque en effort propre.
L’équipe de Sonatrach l’a confirmé devant la commission des affaires économiques, du développement, de l’industrie, du commerce et de la planification à l’Assemblée Populaire Nationale (APN) (2 et 2 bis).
En effet, on apprend par cette équipe que Sonatrach avait investi 16 milliards de dollars entre 2000 et 2015, soit en moyenne un milliard de dollars par année mais les «résultats ne reflètent pas l’important volume des investissements engagés par le groupe ». Tandis que les partenaires étrangers qui, de 1986 à 2015, ont investi 9 961 millions de dollars seulement, soit 524 millions de dollars par année, ont obtenu un résultat meilleur.
Ces partenaires, lit-on (02) ont contribué à faire passer les réserves en une décennie 1989-1999 de 3,47 milliards de tonne équivalent pétrole (Tep) à 5,12 milliards Tep soit une augmentation substantielle des réserves de près de 68%.( 03).
Ce succinct rappel a pour objectif de montrer que chaque société recherche d’abord ses propres intérêts et ceux de ses actionnaires.
C’est normal ! Statoïl est venue en 2004 pour partager la croissance des gisements d’In Salah découverts en 1957 parce que cette venue a coïncidé avec les premières goûtes du gaz de Teg, Reg et Krechba.
En 2018, cette société du Nord de l’Europe s’est redéployée comme tous les groupes pétroliers dans le monde pour devenir Equinor, c’est-à-dire Equité et Equilibre du Nord de l’Europe de toute forme d’énergie. Cette stratégie l’a réoriente progressivement vers la transition énergétique.
En s’éloignant graduellement du pétrole et du gaz, elle reconcentre ces centres de recherche ailleurs que dans ces activités d’où on peut se demander que pourrait-elle faire pour l’Algérie dans le domaine de la géoscience pour évaluer le potentiel de son domaine minier ?
Tandis que Sonatrach est restée de plain-pied dans les hydrocarbures et a développé, dans ses centres de recherche comme DLCH, IAP, vice-présidence Amont avec ses diverses structures, une expertise dans le domaine de la géoscience.
Elle dispose aussi de toutes les archives des bassins géologiques et leurs études. Conséquence : elle est mieux indiquée pour ce genre d’études sans pour autant toucher de près ou de loin la susceptibilité d’un de ses partenaires étrangers.
Ce n’est pas la première fois qu’Equinor s’implique en vain dans ce genre d’étude
En effet, le dimanche 29 septembre 2019, l’Agence nationale pour la valorisation en hydrocarbures (Alnaft) avait annoncé dans un communiqué avoir signé une convention avec le géant américain ExxonMobil portant sur la participation de cette compagnie à « l’étude d’évaluation du potentiel en hydrocarbures des bassins du domaine minier Algérien.»
C’est, lit-on dans cette annonce, la quatrième compagnie multinationale à rejoindre l’agence dans cette étude après l’italien ENI, la française TotalEnergies et la norvégienne Equinor. (04) L’objectif laisse-t-on entendre est de consolider et de compléter le travail en cours confié à Beicip-Franlab dont le contrat a été signé le 10 septembre 2017 pour obtenir un livrable définitif en octobre 2020 car l’agence a jugé ces quatre compagnies comme leaders dans ce domaine notamment l’exploitation du gaz de schiste.
Il faut souligner que la compagnie française Beicip-Franlab a fait une évaluation dans une première étape qu’elle a clôturée en juin 2019, phase qui a montré un potentiel qui place l’Algérie aux premiers rangs mondiaux en termes de ressources en hydrocarbures mais ne précise pas leur nature conventionnelle ou pas. Ce qui a été déjà identifié, selon ce communiqué, c’est l’ensemble des bassins du Sahara avec les gisements les plus prometteurs.
Les détails de ces zones sont prévus être livrés durant le premier semestre 2020 pour lancer les appels à la concurrence pour la conclusion des contrats conformément à la nouvelle loi sur les hydrocarbures dont les textes étaient, encore en cours d’élaboration.
Examinons d’abord la consistance de cette étude à cette époque
Ce contrat avec le consultant français (Beicip-Franlab) qui en a fait toute une publicité sur son site pour, certainement, attirer une clientèle, a tout révélé sauf le montant que le site e -Bourse évalue à 3,69 millions de dollars (05).
En quoi consiste cette étude exactement selon le consultant lui-même ? Il s’agit d’une mise à jour et d’une synthèse pétrolière des bassins du Sahara Algérien dans « une opportunité multi-clients » qui est intégrée en 3G géologie-géophysique – géotechnique (06) et basée sur 262 000 km de sismique 2D, 1800 puis et 70 000 km2 de sismique 3D pour livrer lit-on sur ce site 230 cartes géologiques et géophysiques, 50 résultats de modélisation du système pétrolier et « 150 cartes des risques pétroliers».
Comment procéder ? Interpréter d‘une manière exhaustive les données souterraines, faire de même pour la géologie géophysique du Cambrien au Trias, analyser et cartographier les fairways à jour enfin modéliser le système pétrolier.
Les régions concernées sont les bassins de : Tindouf/Reggane pour 34100 km, Timimoun pour 78 100 km, Ahnet /Mouydir pour 26 400 km, Oued Miya pour 16 500 km, Berkine /Illizi 804 000 km et Hassi Messaoud pour 27 300 km.
Le consultant français déclare avoir mobilisé 25 000 heures –Hommes, consacrées uniquement à l’évaluation du potentiel d‘hydrocarbures dans ce domaine.
Si tout cela existe réellement pourquoi parle-t-on d’évaluation de potentiel ? Pourquoi le confier à Equinor ? Et Où en est le 5e appel d’offres reporté d’année en année ?
Une redondance par excellence d’études réalisées par Sonatrach
Le plus curieux dans cette affaire est que le même consultant français a déjà réalisé pour le compte des différentes structures de Sonatrach les études de ces régions séparément. Il existe donc une base de données exhaustive pour que les ingénieurs de la direction exploration de Sonatrach puissent exploiter sans apport extérieur de consultations.
Il est clair et établi que ces bassins sont connus en détail par les équipes de Sonatrach. Comment peut-on concevoir que la dixième compagnie mondiale confie son domaine minier déjà étudié à un consultant français pour réorienter sa stratégie pétrolière et gazière.
Il faut souligner par ailleurs que le cambro-ordovicien renfermant les hydrocarbures conventionnels est parfaitement maitrisé par les équipes géologiques de la direction exploration de Sonatrach depuis des décennies pour ne pas dire depuis sa création.
Maintenant, en ce qui concerne le gaz de schiste ou les bassins shale gas, une équipe pluridisciplinaire sous la conduite de SH/PED (production-Engineering –développement) a été chargée en février 2011 d’évaluer le potentiel du point de vue production et économie des bassins Shale Gas en Algérie.
De manière globale, ce projet a été subdivisé en deux phases complémentaires. La première était réservée l’estimation du potentiel des basins Shale Gas en Algérie et leur évaluation économique préliminaire. La deuxième de confirmer le potentiel par région pour leur développement et exploitation éventuelle.
Ce travail a été finalisé dans les détails et qui a permis une publication par l’Agence Américaine d’Information sur l’énergie (EIA), en avril 2011, de chiffres tendant à démontrer que l’Algérie occuperait la 3éme place dans les réserves de gaz de schiste et serait l’un des pays les mieux doté dans cette ressource.
Cette agence reprend le document des équipes de Sonatrach pour donner les moindres détails par niveau producteur Dévonien / Silurien : superficie totale, celle prospectée du réservoir, la profondeur du réservoir, le Total Organic Carbon (TOC), les réserves en place et celles récupérables.
Les régions visées sont Tindouf, Reggane, Timimoun, Ahnet, Mouydir Ghadamès/Berkine et Illizi. Il est très difficile avec ces détails d’attendre ce qui vont donner ces nouvelles études conduites par cinq géants pétroliers et un cabinet de consulting qui n’a jamais quitté l’Algérie ?
Rabah Reghis, économiste pétrolier
Renvois
Article intéressant. La question qui se pose, c’est pourquoi donc les décideurs algériens de cette compagnie engagent des majors pour un travail déjà fait par eux-mêmes? Est-ce pour une mise à jour de leurs travaux à l’aune des nouvelles technologies? ?????