Le champ pétrolier offshore d’Ashtart, deuxième plus grande découverte pétrolière de l’histoire de la Tunisie, atteindra son pic économique en 2031, selon un rapport de l’Energy Research Unit, centre de conseil spécialisé dans les marchés énergétiques et basé à Washington. Cependant, les recettes tirées de l’exploitation ne suffiront plus à absorber les charges opérationnelles, posant la question de la viabilité à long terme d’un gisement qui assure encore près de 14% de la production nationale.
La Société de Recherches et d’Exploitation des Pétroles en Tunisie (SEREPT) signale la présence d’hydrocarbures non saturés et des contraintes géologiques significatives qui dégradent les performances des puits avec une pression au fond de ces derniers oscille entre 200 et 250 bars, dans un environnement où la température avoisine 140 °C. Par ailleurs, la quasi-totalité des puits est forée à une profondeur d’environ 3 000 mètres, ce qui génère une pression en tête de puits particulièrement basse, comprise entre 8 et 10 bars seulement. L’infrastructure repose sur un réservoir unique, d’une épaisseur d’environ 70 mètres, réparti entre cinq plateformes de production offshore.
Localisé dans le golfe de Gabès, au sein du bloc offshore éponyme, à environ 219 pieds de profondeur, le gisement d’Ashtart a été mis au jour en 1970 et a démarré sa production commerciale en 1974, selon les données officielles du ministère tunisien de l’Énergie, des Mines et des Énergies renouvelables. Cinquante ans après son entrée en exploitation, ce champ produit en moyenne 5 000 barils de pétrole par jour, un volume qui représente environ 14% de l’extraction pétrolière nationale.
Aux côtés du champ d’El Borma, Ashtart a pesé à hauteur de 70% dans la formation du pic de production nationale de 1980, évalué à quelque 117 000 barils par jour. Deux décennies plus tard, la trajectoire de déclin du secteur est bien engagée, et l’échéance de 2031 identifiée par l’Energy Research Unit vient confirmer l’érosion progressive de la base productive du pays.
L’exploitation du champ est aujourd’hui assurée par SEREPT, détenue à 50% par l’Entreprise tunisienne des activités pétrolières (ETAP) et 50% par Perenco Tunisia Oil & Gas, une configuration actionnariale résulte de la cession, finalisée en décembre 2018, par le groupe autrichien OMV de sa participation de 50% au profit de Perenco.
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