Le champ pétrolier offshore d’Ashtart, l’un des plus importants gisements de Tunisie et considéré comme la deuxième grande découverte pétrolière du pays, devrait atteindre son seuil économique maximal à l’horizon 2031, selon un rapport de l’Energy Research Unit, un centre d’analyse basé à Washington spécialisé dans les marchés de l’énergie.
Ce seuil économique correspond au moment où les revenus générés par la production ne suffisent plus à couvrir les coûts d’exploitation. Il marque une étape charnière dans la vie d’un gisement pétrolier, où sa rentabilité devient progressivement plus difficile à maintenir sans investissements supplémentaires ou solutions techniques adaptées.
Situé dans le golfe de Gabès, le champ d’Ashtart se trouve dans le bloc offshore du même nom, à environ 219 pieds sous la surface de la mer. Découvert en 1970, il est entré en production en 1974, selon les données du ministère de l’Énergie, des Mines et des Énergies renouvelables.
Aujourd’hui, la production moyenne du champ est estimée à environ 5 000 barils de pétrole par jour, soit près de 14 % de la production nationale tunisienne. Une contribution significative, malgré un contexte marqué par le vieillissement naturel du gisement.
Le rapport rappelle également le rôle historique d’Ashtart, qui, avec le champ de Borma, avait permis d’atteindre près de 70 % du pic de production nationale en 1980, avec environ 117 000 barils par jour. Une performance qui contraste avec la maturité actuelle des principaux champs pétroliers du pays.
L’exploitation est assurée par la société SEREPT, détenue à parts égales par l’Entreprise tunisienne des activités pétrolières (ETAP) et Perenco Tunisia Oil & Gas. Cette dernière avait repris en 2018 la participation de 50 % auparavant détenue par OMV.
Sur le plan technique, les défis sont de plus en plus marqués. Selon SEREPT, le réservoir présente des défaillances importantes affectant la performance des puits de production, tandis que les hydrocarbures sont qualifiés de non saturés, compliquant davantage l’extraction.
Les conditions d’exploitation sont également exigeantes : la pression au fond des puits varie entre 200 et 250 bars, pour une température d’environ 140 °C. La majorité des puits est forée jusqu’à près de 3 000 mètres de profondeur, entraînant une pression en tête de puits relativement faible, comprise entre 8 et 10 bars.
Le champ repose enfin sur un seul réservoir d’environ 70 mètres d’épaisseur et s’appuie sur cinq plateformes de production offshore. Une configuration qui a longtemps soutenu une part importante de la production nationale, mais qui illustre aujourd’hui l’entrée progressive du gisement dans une phase de maturité avancée.
R.I
