Pétrole-Tunisie : le seuil de rentabilité record du gisement d’Ashtart attendu dans 5 ans
Selon une récente analyse d’un centre de recherche et de conseil basé à Washington et spécialisé dans les marchés énergétiques, le gisement d’Ashtart, l’un des principaux actifs pétroliers tunisiens, devrait connaître son pic de rentabilité à l’horizon 2031. Ce seuil correspond au moment où l’écart entre les revenus prévisionnels de production et les coûts d’exploitation est le plus élevé. Passé cette étape, des interrogations sur la viabilité à long terme de l’exploitation commencent à émerger.
Découvert en 1970 à environ 70 kilomètres au large de Sfax, dans le golfe de Gabès, par 219 pieds de fond (soit près de 67 mètres), le champ d’Ashtart a démarré sa production en 1974, d’après les informations du ministère tunisien de l’Énergie, des mines et des énergies renouvelables.
D’après les dernières données citées par le rapport, la production moyenne du gisement avoisine actuellement les 5 000 barils par jour, ce qui représente environ 14 % de la production nationale totale.
Le document précise qu’en 1980, associé au champ d’El‑Borma, Ashtart a contribué à hauteur de 70 % au record de production nationale de cette année‑là, lequel atteignait près de 117 000 barils quotidiens.
L’exploitation du gisement est opérée par la société SEREPT, détenue à parts égales par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) et PERENCO Tunisia – Oil and Gas Limited. En décembre 2018, la compagnie OMV a finalisé la cession de sa participation de 50 % dans le champ au profit de Perenco.
Sur le plan technique, SEREPT a signalé d’importantes anomalies dans le réservoir, affectant les performances des puits. Les hydrocarbures y sont sous-saturés, avec des pressions allant de 200 bars (dans la partie est) à 250 bars (dans la partie ouest), et des températures de 140 degrés. La majorité des puits atteignent une profondeur de 3 000 mètres, tandis que les pressions en tête de puits (THP) sont durablement faibles, situées entre 8 et 10 bars.
Le champ ne comporte qu’un seul réservoir, dont l’épaisseur est d’environ 70 mètres. La production de pétrole se fait avec injection d’eau, et le périmètre est entouré de puits d’injection d’eau de mer.
