Bénin

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Bénin : la production pétrolière repoussée en raison de problèmes techniques

Agence Ecofin 03 janv 2026

Après 27 ans d’inactivité, le Bénin avait relancé, en août 2025, la campagne de forage sur le champ pétrolier de Sèmè, situé au large des côtes du pays. Selon les prévisions des parties prenantes, la production pétrolière sur le site devait démarrer avant fin 2025.

Le démarrage attendu de la production pétrolière sur le champ de Sèmè, au large du Bénin, ne se fera pas dans les délais initialement envisagés. Selon des informations relayées lundi 29 décembre 2025 par Upstream Online, des difficultés techniques ont affecté l’exécution des opérations de forage sur le site.

La campagne de forage lancée en août 2025, censée permettre une reprise de la production avant la fin de l’année, a été ralentie par des contraintes techniques liées notamment aux performances des équipements mobilisés et aux conditions d’exécution des travaux, selon la presse spécialisée. Les causes précises de ces difficultés n’ont pas été détaillées publiquement, mais elles sont jugées suffisantes pour justifier un report du démarrage de la production commerciale.

Découvert à la fin des années 1960 par la compagnie Union Oil, le champ de Sèmè a été par la suite développé par la société norvégienne Saga Petroleum et a produit environ 22 millions de barils entre 1982 et 1998, avant l’arrêt des opérations dans un contexte de baisse des prix du pétrole. Après plus de deux décennies d’inactivité, le site fait aujourd’hui l’objet d’un projet de redéveloppement visant à relancer la production.

Le projet de redéveloppement du champ de Sèmè est opéré par Akrake Petroleum, filiale de Lime Petroleum contrôlée par Rex International. L’opérateur détient 76 % des parts, aux côtés de l’État béninois (15 %) et du partenaire local Octogone Trading (9 %).

Le schéma de développement prévoit le forage de trois puits, dont deux puits horizontaux de production et un puits d’évaluation, ainsi que l’installation d’une unité mobile de production offshore (MOPU) et d’une unité de stockage et de déchargement flottante (FSO). La production cible était estimée entre 15 000 et 16 000 barils par jour, avant que les difficultés techniques rencontrées ne viennent retarder le calendrier initial.

À ce stade, ni l’opérateur ni les autorités béninoises n’ont communiqué de nouvelle échéance pour le démarrage de la production. La poursuite du projet reste conditionnée à la résolution des contraintes techniques identifiées et à l’avancement effectif des opérations de forage.

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problèmes techniques

Espérons que ce soit un problème bénin !

Supertomate

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Outre le jeu de mots, en matière de technologie pétrolière même un problème ''bénin'' peut couter des millions de $ et prendre des semaines à traiter.

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Bénin : Akrake annonce officiellement un démarrage de la production pétrolière fin janvier 2026

Agence Ecofin 13 janvier 2026

Après plusieurs semaines d’incertitude, le calendrier du projet pétrolier offshore de Sèmè se précise. Akrake Petroleum annonce désormais un démarrage de la production à la fin janvier 2026.

Akrake Petroleum, filiale indirecte de Rex International, prévoit de lancer la production sur le champ de Sèmè, au large du Bénin, à la fin janvier 2026. L’annonce a été faite lundi 12 janvier et marque un tournant après le report du calendrier initial, qui visait un démarrage avant la fin de l’année 2025.

La mise en production reste conditionnée à l’achèvement du forage du puits de production AK-2H. Les travaux doivent, selon le communiqué de la société, être entamés au début de la semaine du 12 janvier. Selon l’opérateur, les principales installations sont déjà prêtes. L’unité mobile de production offshore Stella Energy 1 et l’unité flottante de stockage et de déchargement Kristina ont été positionnées sur le site, en vue du démarrage des opérations.

La campagne de forage comprend un puits d’exploration, AK-1P, destiné à améliorer la connaissance de réservoirs plus profonds non encore exploités, ainsi que deux puits horizontaux de production, AK-1H et AK-2H, ciblant le réservoir H6.

La société explique que les opérations ont été ralenties par des difficultés géomécaniques dans les couches de schistes instables situées au-dessus du réservoir, provoquant plusieurs incidents techniques et des reprises de forage. Akrake indique que l’exploitation de nouvelles données géomécaniques collectées au cours des travaux a permis d’ajuster les paramètres de forage et de franchir ces zones complexes lors du forage du puits AK-2H.

Cette communication intervient dans un contexte de forte attente des autorités béninoises et des partenaires du projet. Fin décembre, les difficultés techniques avaient été relayées, sans qu’un nouveau calendrier ne soit alors précisé. En fixant désormais une date, l’opérateur cherche à redonner de la visibilité au projet et à signaler que les principaux obstacles opérationnels ont été identifiés et partiellement résolus.

Le respect de l’échéance de fin janvier dépendra de la finalisation du forage du puits AK-2H sans nouvel incident majeur. Le premier plateau de production devrait être d’environ 15 000 barils par jour. Les données issues du puits d’exploration AK-1P doivent également permettre d’évaluer le potentiel de couches plus profondes, susceptibles de prolonger la durée d’exploitation du champ et d’augmenter la production à moyen terme.

Akrake détient une participation de 76 % dans ce bloc, tandis que le gouvernement béninois possède 15 % et la société pétrolière locale Octogone Trading détient 9 %.

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