Gaz de Guercif : Predator accélère les négociations pour son futur partenariat de développement
La compagnie britannique Predator Oil and Gas opte pour une levée de fonds de 4,5 millions de livres sterling par placement. Cette opération vise à financer le développement de ses activités pétrolières à Trinité-et-Tobago et de développement gazier au Maroc, annonce un communiqué de l’entreprise publié ce 20 janvier 2025.
« Nous avons saisi cette opportunité pour lever des fonds afin d’entreprendre des activités discrétionnaires additionnelles, de renforcer le bilan et de favoriser la croissance de la production », a déclaré Paul Griffiths, directeur général de Predator Oil & Gas.
Au Maroc, ce financement servira particulièrement à faire avancer les négociations avec un nouveau partenaire pour la création d’une coentreprise. Celle-ci prendra en charge l’exploitation du gisement de Guercif, une fois que Predator aura finalisé les travaux de certification.
Un montant de 100.000 livres sterling est spécifiquement alloué à cet objectif, dont 40.000 £ pour les négociations de partenariat et les accords juridiques liés à la coentreprise, et 60.000 £ pour la préparation de la demande de la licence d’exploitation.
Les négociations de partenariat progressent et visent désormais à définir les principes de financement du forage du puits MOU-6, les tests du puits ainsi que le développement gazier de la Phase 1, sous réserve du dépôt d’une demande de licence d’exploitation en 2026.
En effet, les ressources déjà certifiées de gaz naturel comprimé de Guercif sont évaluées à un volume ne dépassant pas 1,7 milliard de mètres cubes, alors que Predator pense qu’à travers le forage du puits MOU-6, des ressources gazières additionnelles de l’ordre de 12 MMm3 devront être déchiffrées.
La certification des ressources, condition sine qua non du partenariat, devrait confirmer le potentiel des ressources abritées dans la structure TGB-6, traversée par le puits MOU-3.
« Le cône TGB-6 au Maroc présente des similitudes géologiques avec les grands gisements de gaz biogénique de la Méditerranée orientale », a expliqué Paul Griffiths.
Précédemment, Predator Oil and Gas a annoncé être en négociations avec deux parties concernant le financement du projet de Guercif, dans le cadre d’une cession flexible, pour l’exploitation de gaz naturel comprimé destiné exclusivement à des fins industrielles (semblable à la production de gaz naturel au Gharb), et/ou dans une micro-unité de liquéfaction pour la production de gaz naturel liquéfié, selon un modèle semblable à celui de Tendrara, au sein de la licence onshore de Guercif.
Predator Oil and Gas prépare une cession flexible de son actif gazier de Guercif
Lors d’une présentation aux investisseurs le 16 octobre 2025, la compagnie Predator Oil & Gas a fait le point sur ses projets, notamment sur l’avancement de ses opérations au Maroc, où elle développe des ressources gazières à Guercif dont l’exploitation est actuellement difficile.
La compagnie britannique espérait précédemment demander une licence d’exploitation durant le troisième trimestre de 2025 et prendre une décision finale d’investissement avant la fin de l’année pour une vente de gaz lors de l’année 2026 sous forme de gaz comprimé semblable à celui commercialisé dans les champs gaziers du Gharb.
Au début de la réunion, Paul Griffiths, PDG de Predator, a démenti les rumeurs apparues, selon lui, depuis la tenue de l’assemblée générale de la compagnie, affirmant qu’il n’allait absolument pas laisser tomber ses projets au Maroc.
La présentation de Paul Griffiths a montré de nouveaux paramètres à comprendre pour le gaz de Guercif.
Pourquoi une cession flexible de la licence de Guercif ?
En août 2025, les tests de production sur le puits Mou-3 abritant du gaz biogénique n’ont pas été concluants pour permettre une production de gaz commerciale. La compagnie a donc décidé, à la suite de l’analyse des données obtenues, de forer un nouveau forage.
Après l’évaluation des données de ce test, Predator a renoncé à l’option d’un farm-out (cession partielle) pour privilégier une option de cession totale et flexible en raison de l’impossibilité de diviser la licence en plusieurs parcelles.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil and Gas.
De plus, Predator pense que son développement est passé de zéro ressource gazière dans la licence à une évaluation des ressources contingentes (2C) avec un potentiel de hausse selon les dernières estimations de la compagnie.
D’après la relecture des données diagraphiques, Predator a identifié deux systèmes d’éventails distincts potentiellement riches en gaz et dépourvus de traces d’eau qui peuvent être ciblés au niveau de Mou-3,
Ces ressources gazières peu profondes présentent un potentiel d’un gisement stratigraphique sur une superficie de 81 km², dont 16 km² ont été prouvés dans les prospects Mou-3 et Mou-1.
Dans le cadre de la préparation du processus de cession, Predator devrait d’abord certifier les ressources de Guercif avec un rapport technique de certification (CPR) mis à jour pour le repreneur, qui regroupera l’ensemble des découvertes réalisées par l’entreprise, dont les ressources gazières identifiées dans les quatre puits forés, ainsi que la présence prouvée d’hélium.
Priorité au forage du puits Mou-6 avant toute cession
Afin d’éviter l’endommagement des formations rencontrées dans le puits Mou-3, Predator a désigné l’emplacement d’un nouveau forage Mou-6 qui évitera ces problèmes techniques qui ne permettaient pas un flux de gaz économiquement viable et sécurisé.
Initialement prévu pour être foré avant la fin de l’année 2025, le forage du nouveau puits Mou-6 devrait être programmé au premier ou au deuxième trimestre de l’année prochaine.
Données sismiques montrant les possibles prospects de gaz naturel à Guercif (Predator Oil & Gas).
Selon la compagnie britannique, la nécessité d’importer le matériel de forage de l’étranger crée des délais imprévisibles. S’ajoute à ce délai la finalisation récente du programme de forage, lequel a défini le système de boue adapté ainsi que la conception du tubage, qui pourrait inclure un train de tubage supplémentaire pour résoudre certaines difficultés.
« Il n’y a rien de plus excitant pour un partenaire entrant, même une « supermajor » ou une grande entreprise, que d’avoir un programme de forage à venir. C’est l’élément moteur qui fait avancer le processus de cession », a déclaré Paul Griffiths, PDG de Predator.
Vu son importance, Predator Oil and Gas devrait avancer simultanément sur les deux processus de cession flexible et de forage du puits Mou-6. Ce dernier devrait débloquer l’exploitabilité du gaz de Guercif et en même temps promouvoir l’actif gazier commercialisé par Predator.
« La valeur ici ne réside pas dans la production de gaz, le débit de gaz ou le forage d’un puits. La valeur ici est la valeur holistique de l’entreprise qui a été constituée. Aucune grande entité ne va acheter dans un pays sur la base d’un puits testé, ou de deux puits testés, ou d’un puits MOU-6. Il s’agit de savoir quelle est l’opportunité pour les 20 prochaines années, quelle est l’opportunité stratégique d’être un acteur clé sur le marché marocain du gaz», a ajouté Paul Griffiths.
Sur la base des évaluations de Predator, le nouveau puits devrait débloquer des ressources gazières probables et non certifiées, allant jusqu’à 12 milliards de mètres cubes, soit six fois les ressources estimées dans le prospect Mou-3. Pour rappel, ces données ne peuvent être vérifiées qu’après le forage du puits et demeurent à ce jour des prévisions jusqu’à la découverte de son contenu réel.
Qu’en est-il du gaz thermogénique du prospect Mou-5 ?
Dans le prospect MOU-5, Predator espérait également y trouver des ressources probables estimées entre 4,8 et 11 milliards de mètres cubes de gaz naturel.
Clairement, le plan de chercher un farm-out pour MOU-5 n’est plus envisagé pour financer un nouveau puits ou une campagne de sismique 3D afin de débloquer ces ressources car il est difficile de morceler la licence. En revanche, la compagnie se concentre désormais sur le développement des ressources biogéniques avant son désengagement.
Notre lecture précédente sur l’absence de gaz naturel dans le puits Mou-5a été confirmée par Paul Griffiths. Celui-ci voit plutôt dans ce prospect une nouvelle opportunité de développement, en raison de la présence de cavernes de sel susceptibles de constituer un site de stockage de gaz naturel.
Ce qu’il faut donc retenir de la dernière communication de Predator, c’est qu’en tant que compagnie junior, son développement est désormais suffisamment avancé pour qu’un opérateur disposant de capacités financières plus importantes puisse reprendre le projet.
L’ensemble des actifs développés représente un package complet commercialisable, incluant une vaste superficie de gaz biogénique, un potentiel d’augmentation des volumes, des traces d’hélium, un site de stockage naturel et un forage programmé capable de confirmer l’exploitabilité du gisement de gaz biogénique…
Pour Predator, cette option de cession flexible, conditionnée à la réalisation d’objectifs de performance, garantit une opportunité de monétisation significative et en même temps la relance du projet gazier par un nouveau développeur.
Ce processus de cession ne devrait intervenir qu’après le forage du puits Mou-6, d’autant plus que la compagnie n’envisage pas de céder cet actif à un prix inférieur, compte tenu des opportunités déjà prouvées.
Gaz naturel. Predator mise sur d’autres solutions pour la production de gaz comprimé à Guercif
La compagnie Predator Oil & Gas a communiqué, ce 6 mai 2025, l’état de développement de ses opérations, notamment celles situées au Maroc qui visent l’exploration du gaz naturel dans la licence de Guercif.
D’une superficie de 4.301 km², la licence de Guercif est située au nord-ouest du champ de Tendrara, qui devrait entamer sa production initiale avant la fin de l’année, avec un volume estimé à 100 millions de mètres cubes (Mm3) de gaz par an. Elle se trouve également à l’est des gisements du Gharb, où une production modeste de gaz naturel est livrée aux industriels de Kénitra via des gazoducs.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas.
Dans la licence de Guercif, les travaux de développement précédents ont mis en évidence des ressources gazières sous forme de gaz biogénique (similaire au gaz du Gharb), valorisables commercialement par transport routier sous forme de gaz naturel comprimé (GNC). Predator estime ces ressources à au moins 1,7 milliard de mètres cubes (MMm3), tandis qu’une expertise du cabinet externe Scorpion Geosciences évalue les ressources prospectives à 597 Mm3, soit environ l’équivalent de la consommation annuelle de la centrale à gaz de Tahaddart.
En raison de la nature des réservoirs, l’extraction de gaz naturel biogénique Mou-3 n’est pas possible par les méthodes conventionnelles. Les opérations de test précédentes ont consisté à ajuster les pressions dans le puits, en abaissant la pression d’équilibre et en augmentant la pression de soutirage, pour un écoulement de gaz naturel, tout en s’assurant que cela ne va pas provoquer l’explosion du puits.
Une étude indépendante des solutions de test de perforation d’un horizon « Sand A » (surpressurisé) est achevée. Selon Predator, le niveau « Ma » du puits MOU-3 reste envisagé pour une campagne de tests visant à évaluer son potentiel de production gazière en conditions sécurisées. Un packer amovible isolera le réservoir « Ma » du « Sand A » sous-jacent avant le début des opérations.
Un nouveau programme devrait être lancé au deuxième trimestre 2025, après sélection de deux options stratégiques de perforation. Le choix définitif sera déterminé par la disponibilité immédiate des équipements requis.
Données sismiques montrant les possibles prospects de gaz naturel à Guercif (Predator Oil & Gas).
D’ici la fin de 2025, Predator prévoit une décision finale d’investissement. En cas de décision positive, une licence d’exploitation sera demandée pour démarrer la production du gaz naturel comprimé au début de l’année 2026.
Concernant les autres pistes de développement, les résultats du forage MOU-5 qui n’a pas permis de produire de gaz naturel malgré le potentiel non négligeable annoncé par l’entreprise (4,8 MMm3 estimés par Scorpion Geosciences), seront intégrés dans les études de modélisation par satellite ainsi que dans les analyses gravimétriques et magnétiques, qui ciblent principalement le potentiel en hélium. Comme annoncé précédemment, Predator est en pourparlers avec d’éventuels partenaires pour exploiter les ressources en hélium identifiées dans les puits MOU-5 et MOU-3.
Pour le projet de développement du gaz naturel liquéfié, Predator devrait chercher un nouveau partenaire major qui pourrait développer davantage les résultats obtenus par le forage Mou-5, qui n’a pas livré concrètement de gaz naturel, mais a montré des niveaux qui peuvent être retravaillés pour cibler de nouveaux horizons plus prometteurs et qui pourront déchiffrer le plein potentiel gazifère de cette zone.
Gaz naturel. Predator Oil & Gas débute une nouvelle phase pour développer sa licence Guercif
Dans une interview accordée à la plateforme Flagstaff, Paul Griffiths, directeur exécutif de Predator Oil & Gas, a présenté pour la première fois des explications concernant la dernière campagne de forage Mou-5 dans la licence de Guercif, dont les travaux ont été finalisés le 17 mars, ainsi que les futurs développements de ses actifs au Maroc.
D’une superficie de 7.269 km², la licence onshore de Guercif a révélé :
du gaz biogénique en faible profondeur (certifié), en quantités adaptées à une commercialisation sous forme de GNC (gaz naturel comprimé), avec des ressources contingentes [très modestes] estimées à environ 594 millions de mètres cubes ;
un potentiel important en gaz thermogénique (plus profond), estimé entre 4,8 et 18 milliards de mètres cubes (probable et non certifié), qui nécessite une liquéfaction et un investissement dans une unité dédiée, ce qui le rend plus adapté à la production d’électricité.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas.
Puits Mou-5 : l’exploration continue malgré des résultats mitigés
Selon Paul Griffiths, le puits Mou-5 a confirmé l’ensemble des concepts géologiques de ce système pétrolier et a pu traverser toutes les couches attendues, avec une présence de sel (structure pouvant piéger des hydrocarbures) qui n’était pas visible sur la sismique 2D et qui a légèrement modifié la position structurale.
Sur la base de ces résultats, Predator a déjà sélectionné un nouveau site de forage à 12 km au nord, parmi ses trois cibles prioritaires. Des études complémentaires (analyse de roche mère, réinterprétation des données sismiques et diagraphiques) seront nécessaires pour finaliser le choix définitif.
Griffiths considère que Predator a suffisamment dérisqué l’actif pour attirer l’intérêt d’un major pétrolier. Conformément aux annonces précédentes, la société prépare un appel à partenariat (farm-out) afin de réaliser une campagne de sismique 3D et un forage plus opportun de la structure jurassique, dont le potentiel géologique [les données préliminaires n’ont pas communiqué la présence du gaz] a été confirmé selon les données du Mou-5 analysées par l’entreprise.
« Je n’aurais pas nécessairement dit cela il y a un an, mais le marché a changé, toute l’industrie a changé. Nous ne pouvons pas continuer indéfiniment à porter seuls ce fardeau, à mener tous les travaux d’exploration et d’évaluation à haut risque qu’on attend normalement d’une grande entreprise. Nous avons fait notre part pour réduire les risques, et la prochaine étape nécessite un partenaire plus important », a précisé Paul Griffiths.
La recherche d’un partenaire devrait débuter en juillet 2025, après l’achèvement du programme de tests sur les réservoirs de gaz biogénique du prospect Mou-3.
Le gaz biogénique, une source potentielle de monétisation pour Predator
Bien que non explicitement annoncé, le scénario d’un forage Mou-5 négatif guide désormais la stratégie de la compagnie. Predator Oil & Gas a choisi de se concentrer sur les gaz peu profonds, adaptés à la production de gaz naturel comprimé (CNG), très demandé par les industriels (exemple de la zone industrielle de Kénitra) ainsi que sur les opportunités liées à l’exploitation de l’hélium.
« Aujourd’hui, nous pouvons nous recentrer sur l’option la plus simple, peut-être moins excitante en termes de volumes de ressources. Nous estimons ce gisement de gaz peu profond à environ 21 milliards de pieds cubes (594 millions de mètres cubes). Dans le contexte actuel, cela représente une valeur non négligeable si nous parvenons à passer au stade de la concession d’exploitation, ce qui pourrait être possible cette année en cas de succès, c’est-à-dire si nous obtenons un écoulement de gaz depuis le puits ; et nous sommes confiants quant à cette possibilité », a expliqué Paul Griffiths.
Le gaz biogénique de Guercif (Mou-3) pose des problèmes techniques d’exploitabilité, liés à la nature minéralogique des réservoirs qui rend difficile l’utilisation des méthodes de forage conventionnelles. Le prospect Mou-3 est actuellement en phase d’expérimentation de solutions pour augmenter la pression de pompage, afin de permettre un éventuel écoulement de gaz sans risque d’éruption.
Si un débit de gaz soutenu est obtenu dans ce prospect Mou-3, la cession d’une participation dans le projet de gaz peu profond à un acteur local est envisagée.
Précédemment, Griffiths a annoncé des pourparlers avec Afriquia Gaz pour un accord de prévente de gaz naturel biogénique et d’hélium. Tandis qu’Afriquia Gaz souhaite acquérir l’intégralité du contenu, Predator préfère vendre à ce stade uniquement le gaz naturel sous forme comprimée du prospect Mou-3.
Le directeur de Predator estime qu’après deux à trois ans de travail – et surtout avec le timing idéal de la Coupe du monde 2030 au Maroc –, une valeur intangible pourra se créer, alors que le marché sous-estime actuellement cette opportunité.
À l’image de SDX qui s’est retirée, Predator Oil & Gas, tout comme Sound Energy – les deux étant cotées à la Bourse de Londres –, envisage de s’introduire à la Bourse de Casablanca, où se concentrent ses activités, désormais proches de la phase de production. La faible protection des petites et moyennes entreprises, la dépréciation des actifs et les problèmes de liquidité figurent parmi les principaux facteurs ayant incité ces entreprises à se tourner vers le marché boursier marocain, annonce Acharq.
Présence d’hélium confirmée à Guercif par Predator Oil & Gas
Dans un communiqué publié le lundi 17 mars 2025, la société d’exploration Predator Oil & Gas a fait savoir qu’elle avait mené à bien, dans les délais et sans dépasser le budget prévu, sa campagne de forage du puits d’exploration MOU-5 en l’espace de 10 jours.
Bien que le communiqué n’ait pas fait état de la présence de gaz naturel, la compagnie a indiqué qu’une zone de 50 mètres fait actuellement l’objet d’analyses pétrophysiques et pétrographiques. Également, une couche de sable de bonne qualité, épaisse de 30 mètres, a été découverte sous la cible principale.
À l’instar des puits précédents, le forage du puits MOU-5 a intercepté des traces d’hélium, avec une concentration mesurée à 1.557 ppm à 16 mètres au-dessus du sommet de la cible principale. Selon Predator, cette présence pourrait s’expliquer par l’existence probable d’une faille plane reliant la zone d’activité diapirique saline à l’est du puits.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas
L’entreprise estime également que les efforts devront se concentrer sur la zone centrale de la structure d’âge domérien, au nord-ouest de la structure du MOU-5, où une étude sismique 3D est nécessaire pour caractériser le réservoir carbonaté de la licence de Guercif.
« La prochaine étape consistera à évaluer les données du puits, puis à rechercher un exploitant pour rejoindre le projet Jurassic. Le puits MOU-5 a confirmé que la grande structure MOU-5 doit faire l’objet d’études plus approfondies sur la base de nouvelles données sismiques », a déclaré Paul Griffiths, président-directeur général de Predator Oil & Gas.
Comme annoncé précédemment dans leur programme 2025, la compagnie devrait, suite à ces résultats, rechercher un opérateur pour ce projet d’exploration de gaz dans le cadre d’un processus de « Farmout« . Elle se concentrera désormais sur le développement du gaz biogénique déjà certifié dans la même zone auquel une décision d’investissement devrait aboutir à la fin de l’année 2025.
Données sismiques montrant les possibles prospects de gaz naturels à Guercif (Predator Oil & Gas)
« Nous pouvons désormais nous concentrer sur l’augmentation de notre production à Trinidad en 2025 et sur l’achèvement d’un programme de tests sans plate-forme supplémentaire pour MOU-3 pour le sable le moins profond rencontré dans le puits et non encore évalué pour une option potentielle de développement initial du gaz naturel comprimé (CNG)« , a précisé Paul Griffiths.
Rappelons que le gaz naturel estimé dans la licence de Guercif par Predator Oil & Gas correspond à deux types, avec des implications économiques différentes :
Le gaz biogénique(prouvé), moins profond et en quantité limitée, peut être commercialisé sous forme de gaz naturel comprimé (CNG) pour des usages industriels, avec un traitement minimal (comme dans les régions du Gharb et de Meskala).
Le gaz thermogénique(non prouvé à ce jour), plus profond et plus abondant, nécessite une liquéfaction et un investissement dans une unité dédiée, ce qui le rend plus adapté à la production d’électricité.
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Predator Oil & Gas démarre bientôt le forage du puits Mou-5 dans la licence onshore Guercif (Région de l’Oriental)
Dans une interview accordée à la plateforme Flagstaff, Paul Griffiths, directeur exécutif de la compagnie Predator Oil & Gas, a dévoilé les derniers détails concernant le forage du puits MOU-5, dont le démarrage, initialement prévu pour le 25 février 2025, est désormais programmé pour le lundi 3 mars 2025.
La licence de Guercif, qui s’étend sur 7.269 km², bénéficie d’une position stratégique. Elle est située au nord du champ de Tendrara et à l’est des champs gaziers du Gharb.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas
Dans l’attente de confirmation de la présence d’importantes ressources gazières
D’une durée d’environ 12 jours, les travaux de forage menés par Predator Oil & Gas permettront de confirmer la présence d’importantes ressources gazières dans un niveau plus profond dont l’estimation de ressources oscille entre 4,8 milliards de mètres cubes et jusqu’à 18 milliards de mètres cubes (scénario le plus optimiste). À ce jour, la construction du site est finalisée. La plateforme de forage est en route et plus de 100 personnes sont mobilisées pour cette mission.
Le directeur exécutif de Predator Oil & Gas estime qu’il s’agit cette fois d’une opportunité majeure dans la licence de Guercif puisque le projet cible une formation jurassique inexplorée au Maroc, présentant un potentiel révolutionnaire, si confirmé, en termes de gaz et d’hélium. De plus, le site se situe à seulement 2,5 kilomètres du gazoduc Maghreb-Europe, un atout stratégique pour une exploitation future.
Le gaz naturel estimé dans la licence de Guercif par Predator Oil & Gas se divise en deux types, avec des implications économiques différentes :
Le gaz biogénique (prouvé), moins profond et en quantité limitée, peut être commercialisé sous forme de gaz naturel comprimé pour des usages industriels, avec un traitement minimal (comme dans les régions du Gharb et de Meskala).
Le gaz thermogénique (présence à confirmer), plus profond et plus abondant, nécessite une liquéfaction et un investissement dans une unité dédiée, ce qui le rend plus adapté à la production d’électricité.
Données sismiques montrant les possibles prospects de gaz naturels à Guercif (Predator Oil & Gas)
Les scénarios possibles à la fin du forage
À la conclusion de ce forage, deux scénarios seront envisagés :
Si le forage est positif et correspond aux attentes de Predator Oil & Gas : la compagnie demandera l’octroi d’une concession et cherchera un partenaire pour développer les ressources présentes.
Si le forage est négatif : Predator Oil & Gas se concentrera désormais sur les gaz biogéniques (MOU-1, MOU-2, MOU-3), moins profonds, qui permettront de livrer du gaz naturel comprimé (GNC), prisé par les industriels (à l’image du gaz exploité dans le Gharb ou à Meskala-Essaouira), ainsi que sur les opportunités liées à l’exploitation de l’hélium.
Contrairement à l’année dernière, où plusieurs puits d’exploration d’hydrocarbures ont été forés, Predator Oil & Gas est actuellement la seule compagnie à mener des opérations de forage pour l’exploration de gaz naturel au Maroc. Si les résultats s’avèrent positifs, ils pourraient être considérés comme une opportunité inattendue pour la souveraineté gazière de notre pays.
« Nous avons perdu un an l’année dernière à cause des difficultés rencontrées lors du forage et des tests. Nous sommes la seule entreprise dans le nord du Maroc à ne pas avoir repris une licence avec une découverte existante. Nous avons tout construit à partir de zéro. Nous avons identifié deux nouveaux gisements de gaz : le gaz biogénique (déjà prouvé) et le gisement jurassique, qui pourrait être un véritable game-changer. Nos partenaires, ONHYM, reconnaissent la valeur que nous apportons, même si les market makers ne le font pas », a précisé Paul Griffiths, directeur exécutif de Predator Oil & Gas.
Paul Griffiths dispose d’une grande expérience dans le secteur d’exploration pétrolière (Libyan National Oil Corporation, Gulf Oil, Amoco, Arabian Gulf Oil Company…). Avant de rejoindre Predator en 2018, il a dirigé l’équipe de Sound Energy qui a contribué au développement du champ de Tendrara, notamment par une réévaluation des ressources et la mise en œuvre d’un programme de forage de puits couronné de succès.
Grâce au développement de Tendrara, notre pays s’apprête à lancer la production à la fin de l’année 2025, avec une première phase qui devrait permettre une production initiale de 100 millions de mètres cubes et qui sera suivie d’une seconde phase qui portera la production à 400 millions de mètres cubes par an.
La production de gaz naturel au Maroc, une progression à différentes vitesses
Alors que le Maroc s’engage résolument dans la transition énergétique, notamment en développant l’hydrogène vert, l’investissement dans le gaz naturel apparaît comme une étape intermédiaire pertinente. En effet, le gaz naturel, moins polluant que le charbon ou le fioul, permet de réduire les émissions de CO2 tout en offrant une flexibilité pour une éventuelle transition future vers l’hydrogène vert, lorsque celui-ci deviendra plus compétitif.
Le Maroc a bien compris l’enjeu et, en plus de l’intégration des énergies renouvelables, la puissance installée utilisant le gaz naturel est passée de 680 MW en 2009 à 861 MWen 2024. Cette augmentation, qui s’explique par le développement des infrastructures énergétiques et l’augmentation de la demande industrielle, s’est matérialisée par une hausse de la consommation de gaz naturel durant la même période de 575.054 à 840.751 tonnes équivalent pétrole.
À l’horizon 2030, une feuille de route pour le gaz naturel, planifiée par le ministère de la Transition énergétique, prévoit le renforcement des investissements dans les infrastructures gazières, notamment par la construction de plusieurs gazoducs et unités de liquéfaction de gaz naturel.
Cette année marque une étape historique pour le Maroc qui produira pour la première fois du gaz naturel liquéfié (GNL). Bien que cette production initiale soit modeste par rapport à la demande annuelle du pays, estimée à 1,05 milliard de mètres cubes, elle représente un premier pas encourageant. Son développement futur, soutenu par d’autres projets prometteurs en cours, pourrait permettre de couvrir une part plus significative des besoins nationaux en gaz naturel.
Champ de Tendrara : un démarrage à 100 millions m3 par an, avant une montée en puissance progressive
Dans la licence de Tendrara, la production de gaz naturel devrait débuter une fois l’unité de liquéfaction mise en service. Les premiers volumes de gaz sont attendus à l’usine de liquéfaction d’ici la fin de l’été 2025, avec une production commerciale qui débutera en décembre 2025 et devrait atteindre initialement 100 millions de mètres cubes par jour.
En 2024, les puits T6 et T7, qui livreront le gaz, ont été achevés avec succès, en attendant la mise en service de l’unité de liquéfaction de gaz naturel qui permettra sa commercialisation.
Arbre de Noël d’un des deux puits de production à Tendrara (crédit: Sound Energy).
La construction de l’unité de liquéfaction du champ de Tendrara est en phase de finalisation ( Crédit: Sound Energy).
L’entrée de ManaEnergy (nouvelle filiale du groupe Managem) vise à accélérer l’exploitation gazière au Maroc, dans le cadre de la deuxième phase du projet Tendrara, tout en étant bénéfique pour Sound Energy qui a pu honorer l’ensemble de ses dettes.
Devenu opérateur, Managem s’engagera à financer le forage de deux autres puits : BK-1 dans la licence de Grand Tendrara et M5 dans la licence d’Anoual, ainsi que la construction d’un pipeline connecté au gazoduc Maghreb-Europe sur une longueur de 120 kilomètres.
Carte de localisation montrant la limite de la licence de Tendrara avec, en couleur rouge, le premier prospect qui sera développé.
La phase 2 du projet, dont l’envergure est trois fois supérieure à la phase pilote, consiste à développer la production de gaz naturel afin d’alimenter les centrales électriques régionales. Cet accroissement de la production, estimé à un minima de 300 millions de mètres cubes supplémentaires par an, devrait générer des revenus substantiels et renforcer la sécurité énergétique de la région. Sous réserve de l’obtention des financements nécessaires, la mise en service de cette nouvelle phase nécessite une période de 18 à 24 mois.
Concernant la deuxième phase du projet, une décision d’investissement est prévue également à la fin de l’année 2025 et devrait permettre la mise en œuvre de la conception technique du projet qui a déjà été réalisée par Sound Energy.
Prospect de Guercif : Predator Oil & Gas à la recherche du jackpot
La société Predator Oil & Gas est actuellement en phase de préparation du site de forage MOU-5 qui devrait confirmer la présence de gaz naturel dans ce prospect. Les travaux de construction sont en cours et devraient permettre de lancer les opérations de forage à partir du 25 février.
Site du forage en construction (Crédit: Predator)
Le potentiel annoncé par l’entreprise est considérable, estimé entre 4,4 trillions de pieds cubes (l’équivalent de 128 milliards de m3) et 5,9 trillions de pieds cubes (l’équivalent de 167 milliards de m3) de ressources (estimées, et non pas de réserves prouvées) dans le prospect MOU-5. Cependant, ces estimations ont été revues à la baisse par une expertise externe du cabinet Scorpion Geosciences, selon lequel les ressources potentielles ne dépasseraient pas 4,8 milliards de mètres cubes.
Se trouvant à proximité du gazoduc Maghreb-Europe (GME), la faisabilité d’alimenter une centrale électrique à turbine à gaz dépend exclusivement des résultats du forage du puits MOU-5. Ce forage devrait déterminer avec précision les réserves de gaz, leur qualité ainsi que leur potentiel d’exploitation.
En attente de ces résultats, initialement prévus pour mars 2025, si le prospect MOU-5 s’avère contenir du gaz, un investissement dans une unité de liquéfaction sera nécessaire. Pour que ce projet soit rentable, le prospect MOU-5 devrait contenir des ressources supérieures aux 4,8 milliards de mètres cubes estimés par Scorpion Geosciences.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas.
En plus du gaz thermogénique, Predator Oil & Gas prévoit également d’investir dans le gaz biogénique, dont la présence a été confirmée par les puits précédents dans la licence de Guercif. Récemment, la compagnie a réussi une importante levée de fonds d’environ 2,5 millions de dollars, dont 1,8 million sera consacré au forage d’un puits dans le prospect MOU-6 pour l’exploration du gaz biogénique.
Pour l’année 2025, Predator devrait finaliser une décision d’investissement concernant le gaz biogénique compressé en vue d’une production début 2026, tout en envisageant de se désengager du prospect MOU-5, nécessitant davantage d’investissement, si les résultats s’avèrent positifs.
Probablement, la priorité donnée au gaz biogénique, malgré ses réserves plus limitées, s’explique par la volonté de générer rapidement des revenus. Ce type de gaz peut être directement utilisé par l’industrie, ne nécessitant pas d’investissements et des délais liés à la construction d’une usine de liquéfaction nécessaire pour le gaz thermogénique, plus adapté à la production d’électricité.
Champ offshore d’Anchois, une pause forcée par Energean
La compagnie d’exploration Chariot détient trois licences d’exploration d’hydrocarbures : deux en offshore, Lixus et Rissana, et une autre en onshore, la licence Loukos. En décembre 2023, Chariot a conclu un accord avec Energean, faisant de cette dernière l’opérateur des permis Lixus Offshore et Rissana Offshore, avec des participations respectives de 45 % et 37,5 %.
Crédit: Chariot Energy
En offshore, la compagnie Chariot a identifié des ressources contingentes, et non des réserves, estimées à 18 milliards de mètres cubes (soit l’équivalent de 637 milliards de pieds cubes) dans le champ Anchois, situé dans la licence de Lixus.
Grâce à l’accord avec Energean, un forage du puits Anchois-3 a été réalisé en offshore afin de déchiffrer davantage de ressources gazières. Cependant, plusieurs contraintes techniques ont été identifiées, notamment une saturation en eau.
À la suite de ces résultats, Mathios Rigas, PDG d’Energean, a déclaré que les résultats du puits d’exploration n’étaient pas satisfaisants pour sa compagnie. Il a précisé que cela ne signifiait pas l’absence de gaz, mais que le projet serait plus adapté à une compagnie d’exploration junior.
Par cette annonce, le PDG a confirmé le désengagement de son entreprise du projet. Toutefois, à ce jour, aucune action concrète n’a été entreprise, laissant le projet dans une situation de pause forcée. L’avenir du projet est à ce stade incertain tant qu’Energean n’aura pas pris de décision ferme quant à sa poursuite.
En onshore, Chariot Energy a mené des explorations de gaz biogénique avec l’objectif de développer rapidement une production de gaz comprimé et de financer ainsi le développement de son plus grand projet offshore, le champ d’Anchois. Si l’un des puits s’est avéré productif, l’autre a rencontré des difficultés techniques liées à la présence d’eau, empêchant son exploitation immédiate. Depuis ce temps, l’entreprise effectue une relecture des données afin de décider de l’avenir du développement de gaz naturel comprimé dans la licence Loukos.
Ce qu’il faut retenir de la production du gaz naturel au Maroc :
La production annuelle du Maroc atteint à peine 100 millions de mètres cubes, provenant des champs de Meskala et du Gharb. Ce gaz est commercialisé sous forme de gaz naturel comprimé, destiné principalement à l’industrie.
Récemment, la contribution de SDX dans le bassin du Gharb a été momentanément interrompue en raison de l’épuisement de ses puits. SDX, actuellement en train de réanalyser les données sismiques, prévoit de forer de nouveaux puits prochainement afin de reprendre la production de gaz biogénique destiné aux industriels de Kénitra.
Le champ de Tendrara, situé dans la région de l’Oriental, devrait produire initialement 100 millions de mètres cubes, fin de l’automne de l’année 2025. L’entrée de Managem, via sa nouvelle filiale Manaenergy, devrait accélérer la deuxième phase du projet, qui vise à terme à assurer une production minimale additionnelle de 300 millions de mètres cubes par an.
Concernant la licence de Guercif, Predator devrait confirmer la présence d’un champ gazier important d’ici fin mars 2025 (au moins de 4,18 milliards de mètres cubes). Dans l’attente de ces résultats, l’entreprise prévoit d’investir à son tour dans le gaz biogénique, sous forme de gaz naturel comprimé (CNG). Une décision d’investissement devrait être prise fin 2025 pour une production de gaz naturel comprimé prévue au début de l’année 2026.
En ce qui concerne le gaz thermogénique, plus adapté à la production d’électricité en raison des volumes disponibles, Predator pourrait, si les résultats s’avèrent positifs, se désengager du projet. Cette décision s’explique d’une part par la volonté d’assurer une monétisation rapide, et, d’autre part, par le fait qu’un tel projet nécessiterait des investissements plus importants, notamment pour la construction d’une unité de liquéfaction.
En ce qui concerne le champ d’Anchois (estimation de ressources d’environ 18 milliard de mètres cubes), situé au large de Larache, aucun développement n’est possible pour le moment, dans l’attente d’une décision d’Energean, l’opérateur du projet.
Predator Oil & Gas s’apprête à forer un nouveau puits dans sa licence onshore Guercif
Après une interruption prolongée des campagnes de forage au Maroc, Predator Oil & Gas va reprendre ses activités d’exploration en entamant le forage du puits « Mou-5 » dans la licence Guercif. Ce puits, qui permettra de vérifier la présence de gaz naturel dans le sous-sol, sera mis en œuvre dès la finalisation des infrastructures de surface qui ont été entamées il y a quelques jours.
D’une superficie de 7.269 km², la licence de Guercif dispose d’une localisation stratégique au nord du champ de Tendrara et à l’ouest des champs gaziers situés dans le Gharb. À ce jour, les travaux d’exploration menés (puits Mou-1, Mou-2 et Mou-3) ont permis de mettre en évidence du gaz biogénique à des niveaux superficiels, donc moins intéressants que des localisations profondes.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas.
Selon les estimations de l’entreprise, le gaz biogénique potentiel peut être commercialisé en tant que gaz naturel compressé, à l’image de celui qui était exploité par la compagnie SDX dans le bassin du Gharb. À cet effet, l’entreprise a avancé une éventuelle production de 20 millions de pieds cubes standard par jour (MMscf/j), pouvant être maintenue pendant 6 ans, pour récupérer un volume brut de 43,8 milliards de pieds cubes (environ 1, 2 milliards de mètres cubes) sur la base d’un minimum de 4 puits de production et en l’absence de défis technique. Tout cela est modeste, il faut le souligner.
Cependant, le gros lot reste à décrypter. Le puits d’exploration Mou-5 ciblera une zone prometteuse située entre 891 et 1.140 mètres de profondeur, une zone que le puits Mou-4 n’a fait qu’effleurer. Selon Predator Oil & Gas, cette structure présente des caractéristiques favorables à l’accumulation d’hydrocarbures : de multiples voies de migration (fractures, failles), des réservoirs potentiels (calcaires poreux) et un piégeage efficace grâce à une large fermeture structurale.
Emplacement initial du prochain forage de Predator Oil & Gas.
En attente de sa confirmation, il s’agirait d’un potentiel de ressources de gaz naturel thermogénique pouvant atteindre 169 milliards de pieds cubes (l’équivalent d’environ 4 milliards de mètres cubes), dont un potentiel dérisqué d’environ 93 milliards de pieds cubes (2,5 milliards de mètres cubes), d’après l’évaluation externe d’un cabinet d’étude géologique mandaté par la compagnie Predator Oil & Gas. Cette estimation est plus prudente que celle de Predator qui évoque un potentiel plus important pouvant atteindre 18 milliards de mètres cubes.
Initialement prévu pour avril-mai 2024, le forage du puits Mou-5 a été reporté en attendant l’approbation ministérielle d’une première extension de la licence. Le site de forage a également été déplacé de 277 mètres vers le nord-ouest afin d’éviter des infrastructures agricoles. Cette nouvelle localisation est autorisée, pour occupation temporaire, jusqu’au 6 avril 2025 pour effectuer le forage du puits Mou-5.
Hélium : Predator Oil & Gas annonce un « potentiel élevé » du prospect MOU-5 de Guercif
Dans un communiqué, la compagnie Predator Oil & Gas a annoncé l’élaboration d’un rapport statuant sur les estimations préliminaires quant au potentiel en hélium, dont une présence « significative a été prouvée durant les forages effectués par la compagnie ».
Le communiqué précise que les ressources conventionnelles prospective (P50) ont été estimées précédemment à 5,916 TCF (trillions de pieds cubes) de ressources conventionnelles. Le P50 est une estimation à prendre avec beaucoup de précaution car il s’agit de prospective, et non de réel.
En se basant sur ces estimations de ressources conventionnelles, le potentiel d’hélium en place dans le prospect MOU-5 est de :
– 2,95 milliards de mètre cubes selon le scénario moyen global de 1,298% d’hélium ;
– 16,95 milliards de mètres cubes selon un scénario de 4,066% d’hélium.
Emplacement du prochain forage de Predator Oil & Gas.
Le rapport a également comparé la structure du prospect MOU-5 à Guercif avec des analogues mondiaux connus de gisements de gaz naturel et d’hélium afin d’évaluer son potentiel et passer éventuellement à une exploitation commerciale. Le modèle géologique du bassin de Guercif suggère ainsi la possibilité de capturer de l’hélium à partir de différentes sources : le socle cristallin (analogue tanzanien), les intrusions granitiques (analogue corse) ou les sédiments radiogéniques volcanoclastiques radiogéniques (analogue américain).
« Étant donné la taille potentielle de la structure du prospect MOU-5 et son contexte géologique, ce rapport indépendant sur le potentiel d’hélium renforce l’argument en faveur de l’évaluation de la présence potentielle d’hélium dans MOU-5. Bien qu’en phase préliminaire d’évaluation, l’opportunité d’évaluer la possibilité d’ajouter de la valeur à un développement de la zone ne devrait pas être manquée », a déclaré Paul Griffiths, directeur exécutif de Predator Oil & Gas, cité par le communiqué.
Rappelons que la présence d’hélium a été détectée dans un échantillon de gaz prélevé à 1.395 mètres de profondeur lors d’un forage dans le prospect MOU-3 à proximité de failles importantes. À la suite de cette découverte, la compagnie a décidé d’évaluer le potentiel d’exploitation de ce gaz rare dans ses prochains programmes de forage.
Actuellement, la société britannique se prépare à forer un puits dans le prospect MOU-5. Ce prospect, identifié grâce au traitement de données sismiques, révèle une mégastructure d’une superficie de 172 km² d’âge jurassique, et c’est le forage qui est dans la capacité de confirmer la présence de ces ressources gazières. Ce projet de forage a été initialement reporté en attendant la finalisation des procédures réglementaires liées à l’octroi de la première prolongation de la licence d’exploration de Guercif qui était arrivée à échéance.
D’un autre côté, « plusieurs conseillers de l’entreprise ont sollicité des actions en échange de leurs services démontrant leur alignement avec la stratégie de la société concernant le forage prochain de MOU-5 et l’évaluation du potentiel d’hélium dans une grande structure géologique ». En somme, la société a émis 1.491.889 nouvelles actions à un prix de 0,0925 pence par action en lieu et place de frais de conseil totalisant 138.000 livres sterling.
« La compagnie est ravie d’avoir reçu une proposition non sollicitée de la part de conseillers visant à acquérir des actions, ce qui témoigne de la compréhension et de la confiance qui existent dans l’activité de flux d’informations à court terme de la société », a ajouté Paul Griffiths.
Ce qu’il faut en penser :
– Il s’agit d’estimations propres et non d’une certification indépendante. Cette dernière nécessite auparavant d’autres forages et tests techniques.
– La quantité supposée et estimée de ressources conventionnelles, comprenant le condensat et le gaz naturel, est de 5,9 TCF ; ce qui est représente une quantité considérable.
La découverte d’hélium à Guercif, un nouveau potentiel stratégique ?
Située dans le bassin de Guercif, la licence d’exploration de Predator Oil & Gas couvre une superficie d’environ 7.269 km², soit l’équivalent de quatre permis. Ce bassin bénéficie d’une position géographique stratégique, étant situé entre les régions du Gharb et de Tendrara, où la présence de réserves de gaz naturel a été établie. Ces champs gaziers se trouvent respectivement à 250 km à l’ouest et 180 km au nord-est du bassin de Guercif.
Le périmètre de la licence de Guercif développé par la compagnie Predator Oil & Gas.
Les travaux d’exploration menés précédemment par la compagnie britannique ont mis en évidence quatre pièges pétroliers potentiellement renfermant des ressources estimées à environ 1,5 milliard de mètres cubes de gaz dans le prospect MOU-3. Confirmées en 2024, ces ressources gazières sont de nature biogénique et composées majoritairement de méthane, ce qui les rend particulièrement adaptées à une commercialisation rapide sous forme de gaz naturel comprimé, à l’horizon 2025.
Actuellement, Predator Oil & Gas se prépare à lancer un forage profond pour mieux cerner l’existence de ressources gazières. En plus du gaz naturel, les campagnes de forage de 2024, en particulier celles menées sur le puits MOU-3, ont révélé la présence d’hélium dans les échantillons de gaz prélevés. Ces dernières font actuellement l’objet d’études afin d’évaluer leur potentiel d’exploitation.
L’hélium, une ressource rare
Contrairement à l’hydrogène, l’hélium est un gaz non renouvelable qui pourrait s’épuiser dans les prochaines décennies si des alternatives efficaces ne sont pas développées. C’est pourquoi il est classé comme ressource critique par plusieurs pays, dont ceux de l’Union européenne, le Canada et l’Australie. Ses propriétés physiques uniques – il est inerte, léger, conducteur et non toxique – en font une ressource très recherchée pour l’industrie. L’hélium est principalement extrait comme sous-produit du gaz naturel, où il se trouve en profondeur. Il peut également être extrait directement des gisements de dioxyde de carbone. Bien que sa synthèse soit théoriquement possible, elle reste complexe et économiquement non viable à l’heure actuelle.
Pour que l’extraction de l’hélium soit économiquement viable, sa teneur dans le gaz naturel doit dépasser 0,2 %. Toutefois, il est possible de le récupérer dans les unités de traitement du gaz naturel, même lorsque sa teneur est faible, notamment dans les usines de liquéfaction.
À l’échelle mondiale, ce sont naturellement les pays producteurs de gaz naturel qui dominent la production d’hélium, issu principalement du gaz naturel. En 2023, la production mondiale d’hélium a atteint 170 Mm3, avec le Qatar en tête (66 Mm3), suivis des Etats-Unis (60 Mm3) et de l’Algérie (10 Mm3).
Comment l’hélium est-il produit?
La plupart des usines produisent de l’hélium à partir du gaz de purge des usines de GNL, c’est-à-dire le gaz résiduel qui s’échappe lors du processus de liquéfaction du gaz naturel. Il est récupéré via un processus en deux étapes : la première étape récupère un concentré brut d’hélium à partir du gaz naturel, la deuxième étape purifie l’hélium pour obtenir la qualité visée. L’hélium gazeux purifié peut ensuite être liquéfié.
Le gaz naturel est refroidi par étapes jusqu’à ce que pratiquement tous ses composants, à l’exception de l’hélium, se soient condensés. La phase gazeuse résiduelle est le produit brut d’hélium. Des concentrations maximales d’hélium d’environ 99% peuvent être atteintes à des températures proches du point de fusion de l’azote. La valorisation et la purification de l’hélium impliquent une distillation cryogénique pour éliminer l’azote résiduelle.
Les coûts énergétiques de la récupération de l’hélium à partir de gaz contenant 0,35% d’hélium s’élèvent à 18 kWh/Nm³. Ils augmentent significativement pour des teneurs inférieures en hélium.
Avant la découverte d’hélium, Predator Oil & Gas envisageait simplement la construction d’une unité de production modulaire, conçue pour sécher et comprimer le gaz pour être prêt pour le transport par camions. Cependant, si l’exploitation de l’hélium s’avérait rentable et que la campagne de forage en cours révélait des réserves de gaz plus importantes que prévu, l’installation d’une unité de liquéfaction de gaz naturel pourrait s’avérer plus avantageuse.
Schéma de l’unité de compression de gaz naturel qui sera mise en place par Predator Oil & Gas.
Le potentiel économique de l’hélium
Bien plus coûteux que le gaz naturel, le prix de l’hélium s’élève à environ 14 dollars pour un mètre cube aux États-Unis et oscille entre 25 et 30 euros le m3 en Europe. Cette dernière, dépendante à 99% des importations pour satisfaire sa demande, consomme annuellement 25 Mm3 par rapport à une demande mondiale d’environ 170 Mm3 chaque année.
Selon les projections de Gazprom, le géant russe, cette demande devrait augmenter considérablement pour atteindre, en 2030, une fourchette comprise entre 238 et 312 Mm3. Or, la production, estimée entre 213 et 238 Mm3, pourrait ne pas suffire à couvrir cette demande accrue, ce qui risque de faire grimper les prix.
Cette augmentation de la demande est tout à fait logique étant donné le nombre croissant d’applications industrielles qui nécessitent de l’hélium, et ses propriétés physiques uniques le rendant difficilement remplaçable par d’autres produits.
L’hélium, bien qu’il soit connu pour gonfler les ballons, possède des applications bien plus complexes dans l’industrie. Sa commercialisation se fait en différents grades, chacun correspondant à un niveau de pureté spécifique. L’hélium de grade 6, le plus pur (99,9999%), est notamment utilisé dans la fabrication de semi-conducteurs. sa grande pureté permet d’évacuer efficacement la chaleur générée par le silicium lors de la production, évitant ainsi tout dommage et toute réaction indésirable.
Plus encore, l’industrie électronique trouve plusieurs solutions par l’utilisation de l’hélium comme c’est le cas de la fabrication des fibres optiques où il est utilisé pour la production de préformes, la consolidation du verre, le tirage en fibres, le refroidissement rapide et l’application de revêtements protecteurs.
Moins pur, l’hélium de grade A (pureté de 99,997%) est le plus couramment utilisé. Il sert notamment dans les applications cryogéniques (comme fluide de refroidissement), en tant qu’atmosphère de contrôle dans les procédés de fabrication, de gaz de protection lors du soudage, dans les mélanges respiratoires et comme gaz traceur pour la détection de fuites.
Les détecteurs de fuites à l’hélium constituent la méthode de référence pour détecter les fuites dans les systèmes sous vide à des pressions inférieures à 10−6 mbar. Leur extrême sensibilité et leur spécificité les rendent indispensables dans de nombreux domaines. En effet, l’hélium est le gaz traceur idéal grâce à ses propriétés uniques : il est inerte(ne réagit pas avec d’autres substances), non toxique, ininflammable et facilement différenciable des autres gaz, ce qui garantit des mesures fiables et précises.
L’hélium est utilisé dans d’autres applications stratégiques, notamment comme réfrigérant dans les réacteurs nucléaires. Il est également utilisé dans l’industrie spatiale et aéronautique comme gaz inerte pour purger les systèmes à hydrogène, pressuriser les systèmes de fluides au sol et en vol, et tester l’étanchéité des composants.
Ce qu’il faut retenir du potentiel en hélium au Maroc :
Bien que l’hélium soit relativement abondant, il s’agit d’une ressource stratégique soumise à d’importantes fluctuations de prix. La production actuelle peine à satisfaire une demande mondiale en constante croissance, notamment dans les secteurs industriels de pointe, dans lesquels le Maroc souhaite se développer.
La rentabilité de l’hélium de Guercif n’est pas encore confirmée. Predator Oil & Gas est en train d’évaluer le volume exact d’hélium présent dans le gaz naturel de la région, et devrait publier une première évaluation dans les prochaines semaines.
À l’image du Qatar, la taille importante du gisement de gaz naturel pourrait compenser les coûts d’extraction de l’hélium, même si sa concentration est faible (0,04 % d’hélium dans le gaz naturel qatari).
Predator Oil & Gas estime avoir découvert environ 1,5 MMm3 de gaz biogénique à Guercif, similaires aux champs exploités dans le Gharb par SDX Energy. La société s’intéresse désormais à des niveaux plus profonds, dans l’espoir de confirmer le plus grand « jackpot » de l’histoire du Maroc, mais cette perspective doit à ce stade être envisagée avec la plus grande prudence.
Découverte d’un potentiel « significatif » d’hélium à Guercif
Predator Oil & Gas Holdings Plc, spécialisé dans l’exploration pétrolière et gazière, a détecté la présence d’hélium dans le puits MOU-5 de la licence de Guercif. La société britannique a annoncé que les estimations des ressources potentielles en hélium seraient détaillées ce mois-ci (septembre 2024 ndlr).
Dans un communiqué, la société a précisé que « le modèle géologique du potentiel en hélium de la structure du puits MOU-5 a été finalisé par la société Scorpion Geoscience ».
Le forage du puits MOU-5 a pour objectif « d’évaluer à la fois le potentiel d’un projet d’exploitation de l’hélium et d’une production d’électricité à partir du gaz naturel découvert à proximité du gazoduc Maghreb-Europe ». Il s’agit d’un « puits conventionnel » qui ne nécessite pas les mêmes expertises complexes en matière de forage qu’il a fallu déployer dans le bassin du Gharb lors des campagnes de 2021 et 2023, précise Predator Oil & Gas.
L’hélium est un gaz rare, dont la production est concentrée aux USA. C’est un gaz plus léger que l’air ambiant, il a également la caractéristique d’être celui qui approche le plus du zéro absolu et d’avoir le point d’ébullition et de gel le plus bas à la température ambiante.
Par ailleurs, la compagnie a annoncé l’extension du programme d’essais sans plate-forme pour le puits MOU-3. « Cette extension est justifiée par l’analyse initiale des données de tests sans plate-forme de 2024, menée par le Dr. John Tingas, ingénieur pétrolier et chimiste », précise la société dans son communiqué.
Pour accompagner ces opérations, Predator Oil & Gas a désigné Zenith Energy Limited, basé à Aberdeen, pour fournir un soutien en ingénierie des puits au Maroc. Cette collaboration pourrait être étendue à d’autres zones géographiques si nécessaire, conclut-on.
Guercif : Predator Oil va effectuer des tests du puits MOU-1
« Conformément aux procédures réglementaires marocaines en vigueur pour les essais de puits sans forage, la Société a annoncé par écrit à l’Office national des hydrocarbures et des mines (ONHYM) l’intention d’effectuer les essais MOU-1 », souligne un communiqué de la société pétrolière et gazière britannique.
Ce courrier, selon la même source, décrit le programme d’essai avec les intervalles à tester et les quantités d’explosifs nécessaires. Ce même courrier a été adressé au ministère de la Transition énergétique et au gouverneur de Guercif pour les informer des opérations de tests envisagées.
Après accusé de réception du courrier par l’ONHYM, la société est tenue d’adresser un courrier au directeur régional de l’Energie et des mines pour solliciter une rencontre avec la commission chargée de l’autorisation des explosifs, ajoute t-on.
Il s’agit de convenir de la date à laquelle les explosifs seront transportés sous escorte policière du bunker de Casablanca au site du puits MOU-1, et de la date à laquelle l’essai du puits sans forage aura lieu. Ceci afin que les autorités locales puissent suivre les quantités d’explosifs utilisées.
Étant donné que les opérations de perforation de puits n’ont été réalisées qu’une seule fois au cours des 51 dernières années dans la zone de l’accord pétrolier de Guercif, la société organisera également une réunion avec les autorités locales pour expliquer les procédures de perforation d’essai de puits sans forage.
« Une fois que le processus réglementaire aura été entièrement respecté, la société commencera les tests sans appareil MOU-1 dès que possible. Les options pour la mise en œuvre de la prochaine étape des opérations de forage à Guercif sont en cours de finalisation, mais il est peu probable qu’elles soient terminées avant le début des tests de puits sans forage MOU-1 », a déclaré Paul Griffiths, président exécutif de Predator Oil.
