Bénin : Le champ pétrolier de Sèmè relancé par une découverte majeure

Une découverte majeure annoncée par Akrake Petroleum, filiale liée à Rex International Holding, pourrait remettre le champ pétrolier offshore de Sèmè sur la carte : le puits AK-2H a identifié environ 950 millions de barils de pétrole en place au large des côtes béninoises, ouvrant la possibilité d’un redéveloppement après plus de vingt ans d’inactivité.

Le forage AK-2H a traversé 1 405 mètres de réservoir et mis en évidence près de 950 mètres de grès saturés en hydrocarbures. Les premiers relevés pétrophysiques font état d’une porosité supérieure à 19 % et d’une saturation en huile dépassant 70 %, des paramètres généralement considérés comme favorables à l’exploitation commerciale. Les opérations ont bénéficié d’outils de dernière génération permettant de cibler précisément les zones pétrolifères et de réduire les incertitudes techniques.

Exploité initialement entre 1982 et 1998, le champ de Sèmè avait produit environ 22 millions de barils avant l’arrêt des activités pour des raisons économiques et techniques. Le projet actuel est conduit dans le cadre d’un contrat de partage de production où Rex détient 76 %, l’État béninois 15 % et Octogone Trading 9 %. Aucune production pétrolière n’avait été enregistrée pour le Bénin en 2024, selon l’Agence d’information sur l’énergie.

Techniques, infrastructures et perspectives immédiates

Sur le plan technique, les équipes ont intégré des vannes de contrôle d’afflux autonomes (AICV) pour gérer les problèmes classiques des champs matures, tels que la production d’eau et le transport de sable. Une pompe électrique submersible (ESP) est en cours d’installation pour soutenir les débits et stabiliser la production primaire. Ces dispositifs s’inscrivent dans une démarche de redéveloppement visant à optimiser le taux de récupération et la durabilité des puits.

Les aménagements de surface progressent également : une unité mobile de production offshore (MOPU) et une unité flottante de stockage et de déchargement (FSO) sont en phase finale d’achèvement, ce qui devrait permettre d’accueillir et d’exporter des volumes une fois les tests et homologations réalisés. La phase 1 du redéveloppement est estimée pouvoir délivrer une production initiale comprise entre 15 000 et 16 000 barils par jour.

Sur le plan économique, les promoteurs évoquent des retombées potentielles en matière de recettes fiscales, d’exportations et d’emplois directs et indirects, ainsi que des opportunités pour la chaîne de valeur locale liées aux prestations portuaires, à la logistique et aux services offshore. Les indicateurs pétrophysiques relevés renforcent l’hypothèse d’un potentiel commercial, même si le volume annoncé correspond à des ressources en place et non à des volumes immédiatement récupérables.

La relance du champ s’inscrit dans un mouvement régional de réévaluation des gisements historiques et de développement de projets frontières dans le golfe de Guinée