Le champ pétrolier offshore de Sèmè, au large des côtes béninoises, pourrait connaître un redéveloppement majeur après plus de deux décennies d’inactivité. Akrake Petroleum, filiale liée à Rex International Holding, a annoncé que le puits AK-2H a permis d’identifier environ 950 millions de barils de pétrole en place, une découverte susceptible de repositionner le Bénin sur la carte pétrolière régionale.
Le forage du puits AK-2H a traversé 1 405 mètres de réservoir, révélant près de 950 mètres de grès saturés en hydrocarbures. Les premières analyses pétrophysiques indiquent une porosité supérieure à 19 % et une saturation en huile dépassant 70 %, des niveaux généralement considérés comme favorables à une exploitation commerciale. Les opérations ont été réalisées à l’aide de technologies de dernière génération, permettant une meilleure précision dans l’identification des zones productives et une réduction des risques techniques.
Découvert et exploité entre 1982 et 1998, le champ de Sèmè avait produit environ 22 millions de barils avant l’arrêt des activités, en raison de contraintes économiques et techniques. Le projet actuel s’inscrit dans le cadre d’un contrat de partage de production attribuant 76 % à Rex, 15 % à l’État béninois et 9 % à Octogone Trading. Selon l’Agence d’information sur l’énergie, aucune production pétrolière n’a été enregistrée au Bénin en 2024.
Sur le plan technique, le redéveloppement intègre des vannes de contrôle d’afflux autonomes (AICV), destinées à limiter les problèmes courants des champs matures, notamment la production excessive d’eau et le transport de sable. Une pompe électrique submersible (ESP) est également en cours d’installation afin de soutenir les débits et de stabiliser la production initiale. L’objectif affiché est d’optimiser le taux de récupération tout en assurant la durabilité des puits.
Les infrastructures de surface avancent parallèlement. Une unité mobile de production offshore (MOPU) ainsi qu’une unité flottante de stockage et de déchargement (FSO) sont en phase finale d’achèvement. Ces installations devraient permettre d’accueillir, de traiter et d’exporter le pétrole une fois les tests et homologations achevés. La première phase du projet vise une production initiale estimée entre 15 000 et 16 000 barils par jour.
Sur le plan économique, les promoteurs du projet mettent en avant des retombées potentielles en termes de recettes fiscales, d’exportations et de création d’emplois directs et indirects. Des opportunités pourraient également émerger pour la chaîne de valeur locale, notamment dans les domaines portuaires, logistiques et des services offshore. Toutefois, les volumes annoncés correspondent à des ressources pétrolières en place et non à des réserves immédiatement récupérables, un élément qui invite à la prudence quant aux perspectives à long terme.
