Si le secteur des hydrocarbures constitue toujours la majorité des recettes d’exportation du Gabon et reste l’un des moteurs de l’économie du pays, la stagnation de la production a suscité des efforts destinés à encourager de nouvelles campagnes d’exploration, qui commencent déjà à porter leurs fruits.
Après avoir enregistré une baisse, passant d’environ 370 000 barils par jour (bj) en 1997 à 236 000 bj en 2013, la production pétrolière est restée stable l’an dernier à 236 000 bj, selon la revue statistique sur l’énergie mondiale publiée par la compagnie BP au mois de juin, et ce en dépit de la forte chute des cours du pétrole depuis mi-2014.
Le Gabon entend stabiliser sa production autour de 250 000 bj sur le court terme grâce à de nouvelles découvertes de plus petite envergure et à la mise en œuvre de techniques de récupération assistée du pétrole, puis doubler sa production d’ici 2025.
L’annonce faite par VAALCO Energy mi-septembre est donc particulièrement bienvenue. Le producteur américain a en effet déclaré avoir mis en service, avec succès, son premier puits offshore dans la formation Dentale du champ Tchibala Nord, avec une production de 3000 bj de pétrole.
Steve Guidry, le PDG du groupe, a déclaré que ces résultats « dépassaient les attentes ». Dans un communiqué publié par le groupe, il ajoutait : « Nous avons la conviction que ce champ détient des réserves considérablement plus importantes ». A la mi-octobre, VAALCO avançait sur le forage d’un deuxième puits dans la région, qui devrait être achevé d’ici fin novembre.
Dans l’objectif de faciliter une nouvelle découverte, l’Etat gabonais a finalisé l’an dernier l’attribution de 13 blocs pétroliers dans l’offshore profond, qui, selon la Banque de France, devraient générer des investissements à hauteur d’1,1 milliard de dollars. Le marché a ainsi vu l’arrivée de plusieurs nouveaux acteurs internationaux : des contrats de partage de production ont été signés avec les compagnies Impact (Royaume-Uni), Repsol (Espagne), Petronas (Malaisie), Marathon (États-Unis) et Woodside (Australie).
Le Gabon espère également lancer un nouvel appel d’offres portant sur l’attribution de blocs offshore fin 2015 une fois que des études sismiques 3D auront été réalisées, avec une date de soumission fixée pour début 2016.
Dans le but d’engendrer de nouvelles sources de revenus en provenance du secteur dans un contexte de production pétrolière moindre, mais aussi afin d’alimenter deux importantes usines d’engrais, le gouvernement souhaite promouvoir le développement des ressources gazières nationales. Cette orientation stratégique transparait dans le nouveau Code des Hydrocarbures de 2014 qui comporte des dispositions quant à un régime fiscal spécifique – celui-ci restant à déterminer – pour les activités liées au gaz.
Dans le cadre du code, il est désormais obligatoire de présenter également un projet d’exploitation si des réserves de gaz viables sur le plan commercial sont découvertes sur un permis pétrolier ; en cas de non-exploitation de la ressource gazière, l’opérateur perdrait ses droits d’exploitation.
Ce nouveau régime fait suite à une série de récentes découvertes de gisements de gaz dont la commercialisation potentielle est envisageable. Le groupe français Total, qui détient une participation de 42% dans le champ pétrolier en offshore profond de Diaba, en partenariat avec Marathon Oil et Cobalt International Energy, a annoncé la première découverte en eaux profondes dans le pré-salifère gabonais en août 2013.
En juillet 2014, la compagnie italienne Eni a révélé avoir découvert du gaz et des condensats de gaz dans la couche pré-salifère de son permis offshore de Nyonie. Les observateurs du secteur l’interprètent comme un signal positif, les estimations préliminaires suggérant des réserves allant jusqu’à 500 millions de barils équivalent pétrole – soit un chiffre comparable à 25% des réserves pétrolières prouvées du Gabon.
Cette nouvelle a été suivie en octobre 2014 par l’annonce de la découverte, par Shell, d’une colonne de gaz naturel conséquente dans un réservoir pré-salifère de son puits Leopard-1, foré à 145 km au large des côtes gabonaises, à l’ouest de Gamba, avec près de 200 mètres net de gaz.
Les récentes découvertes de gaz et de condensats de gaz par Total, Shell et Eni dans trois blocs offshore pourraient propulser le Gabon sur la scène mondiale des gros producteurs.
Le pays détient des réserves prouvées de gaz à hauteur de 28,3 milliards de mètres cubes – essentiellement sous forme de gaz associé- mais n’en fait actuellement qu’un usage limité, puisque plus de 90% de sa production se voit réinjectée dans la production de pétrole ou brûlée. Si les nouveaux projets se concrétisent et si les accords d’exploitation sont finalisés en conséquence, le secteur phare du pays pourrait continuer à jouer son rôle de moteur de croissance dans les années à venir.
While the hydrocarbons sector continues to account for the majority of Gabon’s export revenues and remains one of the economy’s key drivers, plateauing production has prompted efforts to encourage new exploration, with some early success.
After a decline in production from around 370,000 barrels per day (bpd) in 1997 to 236,000 bpd in 2013, oil production held steady last year at 236,000 bpd, according to BP’s “Statistical Review of World Energy” from June, despite the sharp fall in oil prices since mid-2014.
Gabon is seeking to stabilise production around 250,000 bpd in the short term through new smaller discoveries and enhanced oil recovery techniques, before doubling production by 2025.
As such, a recent announcement by VAALCO Energy in mid-September came as welcome news. The US producer said it had successfully brought its first offshore well in the Dentale formation of the North Tchibala field on-line, with output of 3000 bpd of oil.
According to the company’s chairman and CEO, Steve Guidry, the results “exceeded expectations”. In a press release from the company, Guidry added, “We believe this field has significant reserve upside.” As of mid-October, VAALCO was making progress on drilling a second well in the area, which is set to be completed in November.
To help facilitate a new find, the government finalised a licensing round for 13 deepwater offshore blocks last year, expected to generate some $1.1bn worth of investments, according to the Bank of France. This brought several new international players to the market, with production-sharing agreements signed with Impact (UK), Repsol (Spain), Petronas (Malaysia), Marathon (US), Noble Energy (US) and Woodside (Australia).
Gabon also expects to launch a new licensing round for offshore blocks in late 2015 once 3D seismic surveys have been conducted, with bids expected in early 2016.
To help generate new sources of revenue from the sector in the face of reduced oil output, as well as to feed two major planned fertiliser plants, the government is keen to push development of domestic gas resources. This strategic focus has been reflected in the new 2014 Hydrocarbons Law, which includes introductory provisions referring to a specific – though as yet undefined – tax regime for gas-related activities.
Under the law, a development plan must also now be submitted if commercially viable gas is discovered within a petroleum title, with failure to develop the gas resource causing the operator to lose its exploitation rights.
The new regime comes on the back of a series of recent discoveries of potential commercially feasible gas deposits. France’s Total, which has a 42% stake in the Diaba deep offshore field, in partnership with Marathon Oil and Cobalt International Energy, announced the first discovery in Gabon’s deepwater pre-salt play in August 2013.
In July 2014 Italy’s Eni disclosed that it had discovered gas and condensates in the pre-salt layer of its offshore Nyonie block. Industry observers view this as a positive signal, with preliminary estimates suggesting that the find could hold up to 500m barrels of oil equivalent – comparable to 25% of Gabon’s proven oil reserves.
This was followed in October 2014 by an announcement from Shell that its Leopard-1 well, which was drilled 145 km off the coast, west of Gamba, had encountered a substantial natural gas column in a pre-salt reservoir, with around 200 metres net gas pay.
The recent discoveries by Total, Shell and Eni of gas and gas condensate at three offshore blocks could see Gabon become a major global producer.
The country has proven gas reserves of 28.3bn cu metres – largely in associated deposits – but currently makes little use of it, with more than 90% of its production re-injected for oil production or flared. Should the new projects get off the ground and the offtake agreements finalised accordingly, the country’s flagship sector may continue to drive the economy for years to come.
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