Gaz de Guercif : Predator Oil & Gas en quête de partenaires pour sécuriser le financement de son projet en 2026
Predator Oil & Gas a dévoilé, ce 17 décembre, sa feuille de route pour l’année prochaine 2026. Au Maroc, son objectif phare reste le projet gazier de Guercif pour lequel elle opte de sécuriser les financements nécessaires pour son développement.
La compagnie britannique a indiqué qu’elle était en cours de discussion avec deux parties concernant un projet de développement, entièrement financé, de gaz naturel comprimé et/ou l’investissement dans une micro-unité de liquéfaction pour la production de gaz naturel liquéfié (semblable à Tendrara), dans la licence onshore de Guercif.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas.
« Au Maroc, nous avons atteint, à l’issue du programme de travail de 2025, une position qui nous permet désormais de tirer parti de nos découvertes de gaz pour garantir un partenariat de financement en vue d’un programme d’appréciation et d’un potentiel programme de développement », a déclaré Paul Griffiths, CEO de Predator Oil & Gas.
À cet effet, Predator prévoit de finaliser, au premier trimestre 2026, un rapport révisé sur ses ressources, intégrant les études de 2025. Selon ses nouvelles interprétations, les ressources en gaz des structures MOU-1 et MOU-3, initialement estimées à 1,7 milliard de mètres cubes, devraient être révisées à la hausse.
La hausse des ressources gazières de Guercif repose sur le forage du puits MOU-6. Initialement prévu au quatrième trimestre 2025, ce forage n’a pas encore été réalisé et permettra de valider la présence ou l’absence d’une ressource supplémentaire de l’ordre de 12 MMm3.
La mise en œuvre de ces programmes de développement, orientés vers une cession progressive, est conditionnée à la réalisation préalable d’une étude d’impact environnemental et d’une étude d’ingénierie préliminaire. Pour Predator, ces études ont pour objectif de sécuriser, d’une part, les meilleures conditions de négociation pour la monétisation du gaz découvert et, d’autre part, l’adhésion des partenaires existants à une éventuelle décision finale d’investissement (FID) et au programme de développement subséquent.
Sous réserve de la finalisation d’un accord incluant un mécanisme de financement pour son projet gazier, Predator prévoit de déposer une demande de licence d’exploitation d’ici la fin du troisième trimestre 2026.
Rappelons qu’en 2025, la compagnie britannique a foré le puits MOU-5 sans y découvrir de gaz commercial, à l’exception de quelques traces d’hélium. L’évaluation post-forage de l’entreprise indique que le réservoir cible, leTAGI (source du gaz à Tendrara et des grands champs gaziers d’Algérie), n’a pas été atteint par ce forage.
Le volume de gaz découvert précédemment par Predator était modeste et ne justifie pas d’investir dans une unité de liquéfaction. La commercialisation sous la forme de gaz naturel comprimé (GNC), adapté à des fins industrielles, qui nécessite un investissement bien moindre, a été privilégiée. Cependant, si de nouvelles ressources se confirmaient via le forage du puits Mou-6, l’investissement dans une micro-unité de liquéfaction deviendrait plus rentable, d’autant que le projet est situé plus près du gazoduc Maghreb-Europe que le champ de Tendrara.
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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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 lève de nouveaux fonds pour soutenir ses forages au Maroc
Ce financement vise à accélérer le programme de forage prévu pour 2025, précise dans un communiqué de l’entreprise de forage basée à Jersey, et notamment du puits MOU-5 dans le prospect Titanosaurus au Maroc, ainsi que d’autres projets, en accord avec sa stratégie visant à monétiser des opportunités de forage à fort rendement.
Selon la même source, « les investisseurs stratégiques reconnaissent le potentiel de rendements importants et soutiennent la vision de l’entreprise pour un forage durable et la monétisation des actifs ».
Le puits MOU-5 explore en effet des réservoirs de gaz potentiels dans des structures géologiques jurassiques, avec des ressources prospectives nettes estimées à 5,916 TCF (trillions de pieds cubes). De plus, sa localisation stratégique à proximité du gazoduc Maghreb-Europe offre un potentiel d’intégration rapide en cas de découverte commerciale.
Enfin, des indices de la présence d’hélium y avaient été détectés lors de forages précédents, ouvrant la voie à des évaluations supplémentaires.
Predator Oil & Gas dévoile ses objectifs stratégiques pour l’année 2025
Lors d’une réunion avec les investisseurs le 23 janvier, Predator Oil & Gas a annoncé ses principaux objectifs pour l’année 2025 : le forage du puits Mou-5, ciblant un important prospect de gaz naturel, la résolution des problèmes techniques du puits Mou-3, et l’étude des options de désinvestissement les plus favorables.
Le gaz naturel identifié dans la licence de Guercif par Predator est de deux sortes, avec des implications économiques distinctes :
– le gaz biogénique (zone Mou-3), moins profond et en moindre quantité, commercialisable sous forme de gaz naturel comprimé pour des usages industriels avec un traitement minimal (exemple du Gharb et Meskala) ;
– le gaz thermogénique (zone Mou-5), plus profond et plus abondant, nécessitant une liquéfaction, et donc un investissement dans une unité dédiée, plus adaptée à la production d’électricité.
Données sismiques montrant les prospects de gaz naturel pouvant piéger le gaz naturel à Guercif (d’après Predator Oil & Gas).
Actuellement, l’entreprise est en pourparlers avec Afriquia Gaz pour chercher un accord de prévente du gaz naturel biogénique et d’hélium. Tandis que l’entreprise marocaine souhaite acquérir l’intégralité du contenu, Predator préfère vendre à ce stade uniquement le gaz naturel sous forme comprimée (CNG) du prospect Mou-3 et explore des partenariats plus avantageux à l’international pour l’hélium.
« Il y a des entités du Moyen-Orient qui recherchent de l’hélium et qui ont beaucoup d’expérience dans ce domaine. Il serait bon pour nous d’avoir deux options pour l’hélium, non seulement Afriquia Gaz, mais aussi une option plus importante, si l’hélium s’avère être une option viable pour nous, car il sera très difficile à développer », estime Paul Griffiths, PDG de Predator.
Le puits Mou-5, un désinvestissement en vue
Comme annoncé dans un article précédent, l’entreprise envisage sérieusement de désinvestir, une fois les résultats de forage du puits Mou-5 connus. Elle envisage une sortie stratégique, soit par une cession d’actifs, soit par une fusion-acquisition où de la valeur peut être créée par le transfert de savoir-faire dans le cadre d’une cession de droits. Selon l’entreprise, cette opération est conditionnée par le succès du forage, à savoir la présence effective de ressources gazières dans ce puits.
Bien que surprenante au vu des ressourcespotentielles importantes (probables et non certaines) annoncées (jusqu’à 128 milliards de mètres cubes), l’entreprise l’explique par le fait que la réussite de ce puits est l’opportunité pertinente de monétiser ses actifs.
Or, ces estimations ont été revues à la baisse par une expertise externe du cabinet Scorpion Geosciences, selon lequel les ressources potentielles ne dépassent pas 4,8 milliards de mètres cubes.
Vu le potentiel estimé, la faisabilité d’alimenter une centrale électrique à turbine à gaz dépend exclusivement des résultats du forage du puits Mou-5 qui devrait déterminer avec exactitude les réserves de gaz, leur qualité et leur potentiel d’exploitation. En ce qui concerne l’hélium, l’entreprise a l’intention de conserver les droits sur l’hélium qui s’est avéré plus intrigant puisqu’il a été découvert pour la première fois à faible profondeur au sein du gaz biogénique de la zone Mou-3.
La production de gaz naturel comprimé (GNC) à Guercif, des défis techniques à surmonter
En ce qui concerne l’autre type de gaz naturel, l’entreprise est plus confiante quant à son exploitabilité sous forme de gaz naturel comprimé. Ces ressources de gaz biogénique, bien que non adaptées à la production d’électricité, pourraient trouver des applications dans l’industrie, à l’instar des projets de SDX Energy dans le Gharb.
Le développement de la production de gaz naturel comprimé à partir des ressources contingentes dans le prospect gazier Mou-3, estimées par l’entreprise à 1,7 milliard de mètres cubes, pourra alors être envisagé, à défaut de la résolution des problèmes techniques actuels. Ces estimations sont plus optimistes que celles de Scorpion Geosciences, qui évalue les ressources prospectives à 597 millions de mètres cubes, soit l’équivalent de la consommation annuelle de la centrale à gaz de Tahaddart.
L’entreprise prévoit une décision finale d’investissement d’ici la fin de 2025. 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. L’entreprise se réserve toutefois la possibilité de se désengager si des opportunités plus avantageuses se présentent.
Actuellement, la production de gaz biogénique (prospect gazier Mou-3) pose des défis techniques liés à la nature spécifique du réservoir. La minéralogie particulière de ce dernier rend difficile l’utilisation de méthodes de forage conventionnelles et complique l’interprétation des données géophysiques.
Les opérations en cours consistent à ajuster les pressions au sein du puits en réduisant la pression d’équilibre et en augmentant la pression de tirage. Ces modifications ont pour but d’optimiser le nettoyage du puits et de faciliter un éventuel écoulement de gaz, notamment grâce à l’utilisation d’un lift à l’azote. À l’issue du forage du puits Mou-5, les études d’évaluation reprendront afin de confirmer le potentiel des ressources en gaz biogénique.
Une évaluation indépendante par John Tingas, un ingénieur pétrolier spécialiste dans les réservoirs pétroliers, a conclu que les puits pourront fonctionner, mais qu’il est nécessaire d’augmenter la pression de pompage, ce qui est l’étape la plus risquée. Pour cette raison, l’entreprise prépare un dossier de sécurité, pour s’assurer que si la pression de pompage augmente, aucune éruption à la surface n’aura lieu.
« La raison pour laquelle nous devons réaliser un dossier de sécurité est que si nous augmentons trop la pression de pompage, nous pourrions avoir une éruption à la surface. Et personne ne veut cela, surtout nos assureurs. Nous devons donc faire très attention à ce que nous faisons. C’est un processus extrêmement lent. Mais cela ne m’inquiète pas parce qu’au bout du compte, je dois vendre un actif qui est dérisqué », a déclaré Paul Griffiths, PDG de Predator.
À l’issue du forage Mou-5, dont la finalisation est prévue en mars, Predator sera en mesure de prendre des décisions stratégiques concernant le développement de ses actifs. Parmi ces décisions figurent la demande d’une licence d’exploitation distincte pour Mou-3, actuellement incluse dans la licence Guercif, et, sous réserve de résultats positifs pour Mou-5, le dépôt d’une demande de licence pour ce prospect, dans le but d’assurer une monétisation plus sereine.
Ce qu’il faut penser du développement de gaz naturel à Guercif
Les ressources mises en évidence actuellement à Guercif sont superficielles, en quantités moindres ne pouvant être utilisées qu’à des fins industrielles. Il s’agit de trois cibles dans la zone Mou-3, dont la décision de FID sera finalisée à la fin de l’année 2025 pour un début de commercialisation en début d’année 2026, et ce, après la sécurisation totale du puits Mou-3. Le potentiel est estimé à au moins 597 millions de mètres cubes (estimé par Scorpion Geosciences).
Bien que les estimations des ressources de la zone Mou-5 divergent considérablement entre Predator (128 milliards de mètres cubes) et le cabinet Scorpion (4,8 milliards de mètres cubes), leur importance reste notable et nécessite un forage pour en évaluer précisément le contenu, la qualité et l’exploitabilité.
L’éventualité d’un désinvestissement de Predator dans le projet Mou-5 reste floue et soulève plusieurs points d’interrogation :
Le modèle de cette entreprise repose-t-il seulement sur la réduction des risques des projets d’exploration en vue de leur cession à un prix opportun ?
Ou bien les chiffres avancés par l’entreprise sont-ils exagérés pour surévaluer ses actifs au Maroc ?
Une autre possibilité est que le projet Mou-5 requiert inévitablement la construction d’une unité de liquéfaction de gaz naturel, un investissement considérable que la compagnie ne semble pas en mesure de financer.
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.
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.
Syrie: les Kurdes annoncent une administration autonome de transition
Ce communiqué a été publié après des discussions dans la localité de Qamishli, à majorité kurde, et quatre mois après que des dirigeants kurdes de Syrie ont annoncé leur intention de mettre en place un gouvernement provisoire. En vertu de cette décision, la région kurde de Syrie est divisée en trois zones, chacune dotée d'une assemblée locale ainsi que de représentants au sein d'un organe exécutif régional.
Le communiqué annonce la "formation d'une administration civile transitoire pour la région du Kurdistan-Occidental/Syrie." "La rencontre a réuni il y a deux jours dans la localité de Qamishli tous les groupes locaux, qui ont discuté du projet d'une administration civile transitoire auparavant avancée par le PYD" (principal parti kurde syrien), ajoute le texte.
Les premières responsabilités de l'administration de transition vont être de préparer des lois sur les élections locales et de préparer les élections générales, ainsi que des questions politiques, militaires, économiques et de sécurité dans la région et en Syrie. Les zones kurdes du nord de la Syrie sont administrées par des conseils locaux kurdes depuis que les forces gouvernementales syriennes s'en sont retirées à la mi-2012. Ce retrait avait été perçu comme tactique, destiné essentiellement à encourager les Kurdes à ne pas s'allier aux rebelles.
Plus récemment, des combats ont opposé les combattants kurdes aux jihadistes, mais en octobre, les forces kurdes ont pris le contrôle d'un poste frontalier très important à la frontière de l'Irak.
Les Kurdes représentent environ 15% de la population syrienne, et se concentrent surtout dans la partie nord du pays.
