Le champ d’Ashtart atteindra son pic économique en 2031

Le pic économique du champ pétrolier « Ashtart », l’un des plus importants de Tunisie et deuxième plus grande découverte pétrolière du pays, devrait être atteint en 2031, selon un rapport de l’Unité de recherche sur l’énergie, un centre d’analyse et de conseil spécialisé dans les marchés énergétiques, basé à Washington.

Le « pic économique » désigne le moment à partir duquel les revenus générés par la production ne permettent plus de couvrir les coûts d’exploitation, ce qui soulève des enjeux majeurs quant à la rentabilité et à la durabilité de l’exploitation à long terme.

Situé dans le bloc offshore d’Ashtart, dans le golfe de Gabès, à environ 219 pieds sous la surface de la mer, le champ a été découvert en 1970 et mis en production en 1974, selon les données du ministère tunisien de l’Énergie, des Mines et des Énergies renouvelables.

D’après les dernières données du rapport, la production moyenne s’élève à environ 5 000 barils de pétrole par jour, soit près de 14% de la production nationale.

Le document rappelle que ce champ, avec celui d’El Borma, a contribué à hauteur de 70% au pic de production nationale, atteint en 1980, estimé à environ 117 000 barils par jour.

L’exploitation est assurée par la société SEREPT, détenue à parts égales par l’Entreprise tunisienne des activités pétrolières (ETAP) et Perenco Tunisia Oil & Gas. En décembre 2018, OMV a finalisé la cession de sa participation de 50% à Perenco.

Sur le plan technique, SEREPT souligne que le réservoir présente d’importantes contraintes géologiques affectant les performances des puits, notamment des hydrocarbures non saturés. La pression au fond des puits varie entre 200 et 250 bars, tandis que la température atteint environ 140 °C.

Par ailleurs, la majorité des puits est forée jusqu’à environ 3 000 mètres de profondeur, entraînant une faible pression en tête de puits, comprise entre 8 et 10 bars.

Enfin, le champ repose sur un unique réservoir d’environ 70 mètres d’épaisseur et comprend cinq plateformes de production offshore.

Avec TAP