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Or Noir : le long périple du Bénin pour relancer sa production pétrolière

Publié le dimanche 15 fevrier 2026  |  Autre presse
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© aCotonou.com par DR
Le champ pétrolifère de Sèmè-Podji
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Dans le Golfe de Guinée, les producteurs de pétrole se succèdent. Au Nigeria, qui pompe son brut depuis des décennies, se sont ajoutés le Niger, le Ghana, et plus récemment la Côte d’Ivoire. Dans cette dynamique régionale, le Bénin tranche avec 26 ans d’inactivité, succédant pourtant à près de 16 années d’exportations pétrolières jusqu’en 1998. Aujourd’hui, le pays prépare la relance de sa production.
1968 : La découverte de pétrole

L’histoire s’ouvre au large des côtes béninoises, dans le Golfe de Guinée. Selon un document de la Banque mondiale publié en mars 1984, c’est en 1968 que la compagnie américaine Union Oil Company of California identifie un gisement offshore dans les eaux bordant Sèmè. Il ne s’agit encore que d’une découverte géologique, mais elle inscrit le pays parmi les territoires prospectés pour leurs ressources pétrolières. Pour le Bénin récemment indépendant, la reconnaissance officielle du champ de Sèmè ouvre la perspective d’une production pétrolière et d’un levier budgétaire.

1979 : L’accord de développement offshore

L’année 1979 marque le passage de l’exploration au développement. Un document de la Banque mondiale publié en février 1990 indique qu’après plusieurs années d’études techniques, les autorités béninoises concluent un accord avec la Norvège, alors en expansion dans l’exploitation offshore. La société Saga Petroleum est désignée pour assurer le développement du champ de Sèmè, et un contrat de service encadre la phase de production. Le Bénin amorce ainsi son entrée dans l’exploitation industrielle avec l’appui d’un opérateur expérimenté en mer du Nord.

1982 : L’entrée en production

Après plusieurs années de préparation, la phase d’exploitation proprement dite débute en 1982. Les installations du champ de Sèmè sont mises en service et les premiers volumes sont extraits. Selon les données du ministère béninois des Mines, le débit initial avoisine 8000 barils par jour. La production devient effective et génère ses premières recettes publiques, inscrivant le pays parmi les exportateurs de brut.

1985 : Rupture contractuelle et transfert à Pan Ocean Oil

En 1985, les autorités béninoises mettent fin au contrat avec Saga Petroleum. Le 27 août, un décret présidentiel acte la résiliation et transfère l’exploitation du champ de Sèmè à la société américaine Pan Ocean Oil (Panoco). Les sources contemporaines font état de différends contractuels et financiers. La transition ouvre une période de contentieux qui pèsera sur la stabilité de la production.

31 décembre 1998 : L’arrêt de la production

Selon le rapport annuel de l’U.S. Geological Survey (USGS) consacré à l’industrie minérale du Bénin en 1998, « la production pétrolière de Sèmè a cessé en décembre 1998 », et le gouvernement examinait des options pour le retrait des installations et d’éventuels développements futurs.

Ainsi, après 16 ans d’activité et une production cumulée estimée à environ 22 millions de barils entre 1982 et 1998 selon la même source, l’exploitation devient économiquement non viable. Dans un contexte de prix du brut avoisinant 14 $ le baril et face au vieillissement des infrastructures offshore, les autorités optent pour la suspension. Le Bénin sort ainsi du cercle des pays producteurs.

2004 : La tentative de relance portée par SAPETRO

Après 6 années d’interruption, le champ de Sèmè attire un opérateur régional. Selon les informations relayées le 7 décembre 2004 par la presse nigériane, le groupe South Atlantic Petroleum (SAPETRO), fondé par le général Theophilus Danjuma, ex-chef d’État-major de l'armée nigériane, obtient un contrat de partage de production pour le Bloc 1. L’accord vise le redéveloppement d’un champ arrivé à maturité, et l’opérateur annonce l’utilisation de techniques adaptées aux gisements offshore matures.

2014 : Des avancées techniques freinées par le marché

Les opérations de forage reprennent sur le Bloc 1. Selon un communiqué publié par SAPETRO en mars 2014, les travaux confirment la présence d’hydrocarbures dans des formations profondes. Mais le contexte de marché évolue défavorablement. D’après les données historiques de l’Energy Information Administration (EIA), le Brent passe d’environ 115 $ en juin 2014 à moins de 60 $ en décembre, avant de descendre sous les 30 $ début 2016. Cette contraction compromet la rentabilité d’un développement offshore aux coûts élevés. Le projet est suspendu.

2021 : Un repositionnement énergétique régional

En 2021, le Bénin s’engage dans la construction du Pipeline Niger - Bénin (PENB). Destinée à évacuer le pétrole nigérien vers le terminal de Sèmè-Kpodji pour exportation, l’infrastructure renforce le rôle logistique du pays dans les échanges pétroliers régionaux. Sans concerner directement la production nationale, elle améliore la visibilité du Bénin auprès des acteurs du secteur et crée un environnement plus favorable à une relance des activités sur le Bloc 1.

2023 : Nouvelle attribution du Bloc 1

En décembre 2023, les autorités béninoises attribuent le Bloc 1 à Akrake Petroleum, filiale du groupe Rex International. Le contrat de partage de production formalise la reprise des activités d’exploration et de redéveloppement sur le champ de Sèmè. Dans son communiqué du 22 décembre 2023, Rex International met en avant l’utilisation de technologies avancées d’imagerie satellite et d’analyse sismique destinées à améliorer l’évaluation géologique.

Août 2025 : Entrée en phase opérationnelle

En août 2025, le projet passe à la mise en œuvre opérationnelle. Les premiers équipements lourds sont mobilisés sur le Bloc 1, dans le cadre du programme piloté par Akrake Petroleum. Au port de Cotonou et sur la base logistique de Sèmè-Kpodji, les infrastructures nécessaires aux opérations offshores sont déployées, selon les comptes rendus communiqués durant cette période.

2026 : Confirmation du potentiel productif

Le 3 février 2026, Akrake Petroleum annonce le succès du forage du puits AK-2H. Sur 1405 mètres forés horizontalement, 950 mètres traversent une formation pétrolifère sans présence d’eau, selon le rapport opérationnel publié par l’entreprise.
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