L’Azerbaïdjan a conclu une série d’accords d’exploration pétrolière et gazière avec plusieurs sociétés internationales, dont ExxonMobil, BP, TPAO, MOL et Gran Tierra Energy, dans le cadre du forum de la Baku Energy Week qui s’est tenu du 3 au 5 juin. Ces partenariats s’inscrivent dans le prolongement du premier appel d’offres lancé par le pays en 2023, auquel 11 sociétés ont répondu sur les 23 sollicitées.
L’objectif déclaré est de stimuler l’activité exploratoire à l’heure où la production de l’Azeri-Chirag-Gunashli (ACG), principal gisement du pays, amorce une baisse structurelle. Malgré la mise en service en 2024 d’une plateforme de 6 milliards $ sur l’ACG, les autorités azerbaïdjanaises anticipent un recul progressif des volumes de pétrole léger de type Azeri Light.
Un nouveau dispositif pour l’exploration
La compagnie nationale State Oil Company of the Azerbaijan Republic (Socar) a mis en place une nouvelle filiale dédiée, Caspian Geophysical, dotée de capacités avancées de traitement de données et de technologies aéroportées de gravimétrie tensorielle. Il s’agit d’une première dans la région, selon les représentants de l’entreprise.
L’accent est mis sur les zones terrestres encore peu explorées. Socar produit actuellement 120 000 barils par jour (b/j) à partir de ses opérations terrestres et en eaux peu profondes. Un protocole d’accord a été signé avec ExxonMobil pour explorer une zone du centre-ouest du pays, le corridor Ganja-Yevlakh-Aghjabadi, en appliquant des techniques développées pour les schistes américains.
Intérêt croissant pour les ressources onshore
Gran Tierra Energy, actif en Colombie et en Équateur, a signé un protocole concernant la région de Guba-Caspienne, dans le nord du pays. MOL, déjà présent au sein de l’ACG et du pipeline Bakou-Tbilissi-Ceyhan, a quant à lui élargi un accord existant pour l’exploration de la zone de Shamakhi-Gobustan. En parallèle, le groupe indépendant GL a lancé en avril le premier forage horizontal terrestre du pays, dans le bassin de Kura.
Kamran Zahid, directeur de Caspian Geophysical, a indiqué qu’aucune campagne sismique complète n’avait été menée sur les zones onshore depuis plus de 20 ans. Les nouvelles données géophysiques sont censées permettre d’identifier des structures jusqu’ici négligées.
Accords offshore et réévaluation du potentiel
Côté offshore, BP a signé un accord avec TPAO et Socar pour évaluer le gisement gazier de Shafag-Asiman, situé à plus de 7 200 mètres sous le fond marin. Par ailleurs, BP a rejoint le contrat de partage de production d’Ashrafi-Dan Ulduzu-Aypara pour explorer des formations géologiques de type Miocène.
BP mène également un programme sismique de cinq ans à ACG, d’un montant de 370 millions $, afin d’identifier des hydrocarbures résiduels. La production de l’ACG n’a baissé que de 2 % au premier trimestre 2025, atteignant 331 000 b/j. Gary Jones, président régional de BP, a indiqué que d’autres forages et injections de gaz sont encore prévus pour stabiliser la production.
L’Agence américaine d’information sur l’énergie (US Energy Information Administration) estime que les réserves de l’Azerbaïdjan s’élevaient à 7 milliards de barils de pétrole et 60 000 milliards de pieds cubes (Tcf) de gaz en janvier 2025.
