Socialnetlink Dr Samb a essayé de démontrer la limite des réserves de brut découvertes dans le bloc de Sangomar en raison des mouvements tectoniques survenus, il y a des dizaines et centaines de millions d’années dans notre bassin sédimentaire et ayant engendré des horsts (soulèvement = plateau) et grabens (abaissement = vallée) séparés par des failles. Ce qu’il faut préciser ici c’est que les failles font partie des systèmes pétroliers en ce sens qu’elles participent au piégeage des hydrocarbures.
Mais la présence du pétrole et du gaz dans les Bassins sédimentaires résulte de la maturation de la matière organique dans des conditions de pressions et de températures élevées. Les hydrocarbures générés migrent à travers des roches poreuses et perméables. Ils sont stoppés par une couche de roches imperméables et s’accumulent dans des pièges structuraux (en présence d’un anticlinal ou d’une faille) ou de changement de faciès (nature des roches). Ce sont des roches poreuses et perméables qui contiennent les hydrocarbures pris dans ces pièges.
Le problème c’est de savoir si ces mouvements tectoniques ont eu lieu avant la maturation des hydrocarbures ou après. Mais dans tous les cas, ils ne peuvent pas réduire le volume des réserves d’hydrocarbures. Tout au plus, les failles divisent celles-ci en différents compartiments. Les réserves restent donc en place jusqu’à ce qu’on les découvre grâce à des méthodes d’investigation comme la sismique qui, à travers une radiographie du sous-sol, permet d’identifier des prospects pétroliers, c’est-à-dire des pièges qui sont des cibles de forages.
Pour rappel, les champs de Gaz de GTA, Teranga et Yakaar des blocs de Saint-Louis offshore et Cayar offshore profonds, avec celui de Sangomar constituent des réserves de 950 Milliards (Mrds) de m3, soit l’équivalent de 6,3 Milliards de barils de pétrole.
Dans les blocs de Sangomar et de Rufisque offshore profond, les réserves de SNE et FAN se chiffrent à 1,030 Milliards de barils. De telles découvertes de gaz et de pétrole sont qualifiées de « Classe mondiale ». En effet, un champ de pétrole est considéré comme un champ géant lorsque ses réserves atteignent le volume de 500 millions de barils.
Or, le seul champ de SNE Sud dispose de 630 millions de barils de pétrole récupérables, SNE Nord et les 2 FAN totalisant 400 millions de barils.
Le champ pétrolier de SNE sera développé en 2 phases à un coût de 4,2 Milliards de Dollars US. Le développement du champ d’une superficie fermée de 400 km2, après la FID (Décision Finale d’Investissement), approuvée en Janvier 2020, nécessitera la réalisation de 23 forages dont 11 de production, 10 d’injection d’eau et 2 d’injection de gaz. La colonne d’eau du champ de Sangomar varie entre 700 et 1 400 m. C’est-à-dire, nous sommes ici en eaux profondes et non pas en eaux très profondes comme les champs de GTA et de Yakaar.
Parlant de la technologie, la production d’un tel champ est des plus banales pour l’industrie pétrolière. Le système nécessitera un FPSO (Floating, Production, Storage, Ofloading ou Unité Flottante de Production, de Stockage et de Déchargement) qui aura une capacité de stockage de 1,5 millions de barils. Le champ de SNE produira autour de 100 000 barils/jour, soit en moyenne, 9 000 barils/jour par puits.
Les 110 millions de m3 de gaz associés de Sangomar ne seront pas torchés (brulés) mais envoyés à Dakar pour le Gas-to-Power C’est-à-dire la production d’électricité.
Last but not least, tous ces investissements de développement sont essentiellement des dettes contractées au niveau des banques. Et vous pensez sérieusement si le projet de Sangomar n’était pas rentable, l’Opérateur WOODSIDE, la première compagnie pétrolière australienne, risquerait un endettement de 3 Milliards de Dollars américains pour produire SNE ?
Certes, le marché n’est plus ce qu’il était en 2018 (le COVID est passé par là) mais les stimulations économiques et financières faites jusqu’ici par les acteurs, ont tablé sur le cours évoluant entre 60 et 65 Dollars US. Il est vrai qu’à la même période, il y a un an, vous pouviez enlever le pétrole aux USA et au lieu de payer, vous êtes payé en retour pour cause d’indisponibilité de structures de stockage. A 73,7 USD le baril de Brent aujourd’hui, nous sommes dans un scénario favorable au projet.
Birame Diouf, ingénieur géologue, géophysicien,
Gestion des entreprises, négociation des contrats,
Ancien DG de MIFERSO, membre de « Ofshore One »
Avec Abdou Diouf Junior
