La société pétrolière publique angolaise Sonangol, avec son partenaire d’exploration ANPG (Agência Nacional de Petróleo e Gás), a foré et testé avec succès un puits d’appréciation offshore qui a démontré un fort potentiel de réservoir pour la production de pétrole et de gaz.

Dans une annonce publiée jeudi, Sonangol et ANPG ont confirmé l’achèvement avec succès des opérations de forage et d’essais du puits d’appréciation Katambi-2, situé dans le bloc 24 du bassin de Benguela, une zone d’exploration frontalière qui a reçu relativement moins d’activité de forage que les blocs d’eau profonde matures de l’Angola dans les bassins du Bas-Congo et du Kwanza.

Le puits Katambi-2 a traversé deux intervalles productifs, confirmant des réservoirs de bonne qualité avec des indicateurs supérieurs à ceux enregistrés au puits Katambi-1, foré à l’origine par BP il y a plus d’une décennie. BP a ensuite restitué sa participation à l’État angolais, estimant à l’époque que la découverte n’était pas viable commercialement.

Sonangol et ANPG ont foré le puits d’appréciation Katambi-2 à environ 1.3 kilomètre (0.8 mile) du puits Katambi-1 d’origine. Les tests initiaux ont révélé un taux de production stabilisé de 1,160 barils par jour (bpd) de condensat, ainsi que 41 millions de pieds cubes standard par jour (MMscfd) de gaz. Aucune présence d’eau ni de sulfure d’hydrogène (H2S) n’a été détectée dans le puits, ce qui réduit la complexité du traitement et les coûts d’infrastructure et, selon les sociétés, renforce la viabilité économique du développement de la découverte et sa contribution potentielle à l’optimisation de la production nationale angolaise.

Katambi-2 a également marqué une étape importante pour l’Angola : Sonangol et ANPG y ont réalisé le premier test de débit complet (Full DST) du pays sur un réservoir de gaz non associé. Une évaluation préliminaire des résultats des tests a indiqué que le puits a le potentiel de produire plus de 100 MMscfd.

Cette appréciation réussie intervient alors que l’Angola cherche à inverser des années de baisse de sa production pétrolière et à développer ses ressources en gaz non associé. Le pays se positionne pour tirer parti de la dynamique renouvelée de l’exploration pétrolière et gazière offshore, en particulier parmi les pays producteurs dont les exportations d’énergie ne dépendent pas du passage par le détroit d’Hormuz.

À la même période l’an dernier, la production de brut de l’Angola est passée sous la barre de 1 million de bpd pour la première fois en deux ans et demi — et pour la première fois depuis que le pays, l’un des plus grands producteurs de pétrole d’Afrique, a quitté l’OPEP avec effet au janvier 2024 à la suite d’un différend sur les quotas de production que les autorités angolaises jugeaient trop restrictifs.

Ces derniers mois, toutefois, la production de brut s’est stabilisée autour de 1.1 million de bpd. Par ailleurs, la coentreprise BP-Eni Azule Energy a lancé plus tôt cette année le premier développement de gaz non associé de l’Angola, soulignant un effort national plus large visant à monétiser des ressources gazières auparavant considérées comme secondaires par rapport au pétrole brut.

Par Charles Kennedy pour Oilprice.com