Document de référence 2013

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Amérique du Sud

En 2013, la production de TOTAL en Amérique du Sud s’est élevée à 166 kbep / j, représentant 7% de la production totale du Groupe, contre 182 kbep / j en 2012 et 188 kbep / j en 2011.

En Argentine, TOTAL, présent depuis 1978, a opéré environ 30%(1) de la production de gaz du pays en 2013. La production du Groupe s’est établie à 78 kbep / j en 2013, contre 83 kbep / j en 2012 et 86 kbep / j en 2011. À partir de décembre 2012, dans le but d’encourager les investissements en Exploration-Production, le gouvernement argentin a conclu des accords sur le prix du gaz avec différents producteurs. Aux termes de ces accords, le gouvernement argentin garantit le prix du gaz pour les quantités supérieures à un niveau de production fixé, en contrepartie d’un objectif de production assorti de pénalités (Deliver or Pay). En février 2013, TOTAL a signé un accord de ce type pour une durée de cinq ans avec effet rétroactif au 1er décembre 2012.

  • En Terre de Feu, le Groupe opère notamment les champs offshore de Carina et d’Aries (37,5%). À la suite de la réévaluation des réserves du champ de Carina, trois puits supplémentaires devraient être forés à partir de la plateforme existante. Ces puits devraient permettre de maintenir le niveau de production, à partir des installations opérées par le Groupe en Terre de Feu, à environ 630 Mpc / j jusqu’à l’entrée en service prévue fin 2015 du champ de Vega Pleyade (37,5%, opérateur) dont le développement a été lancé en octobre 2013.
  • Dans le bassin du Neuquén, TOTAL a démarré en 2011 une campagne de forage sur son domaine minier afin d’en évaluer le potentiel en gaz et pétrole de schiste. Cette campagne qui a débuté sur les permis d’Aguada Pichana (27,3%, opérateur) a été étendue en 2012 et 2013 à l’ensemble des blocs opérés par le Groupe : San Roque (24,7%, opérateur), Rincón la Ceniza et La Escalonada (85%, opérateur), Aguada de Castro (42,5%, opérateur), Pampa de las Yeguas II (42,5%, opérateur) ainsi qu’aux blocs opérés par des tiers : Cerro Las Minas (40%), Cerro Partido (45%), Rincón de Aranda (45%) et Veta Escondida (45%). Les premiers résultats, tous positifs, des tests de productions réalisés sur les puits forés au cours de cette campagne permettent d’envisager différents scénarios de développement dans la région. Un développement pilote destiné à tester le potentiel de production non-conventionnelle sur le bloc d’Aguada Pichana devrait rentrer en production fin 2014.

En Bolivie, la production du Groupe, essentiellement gazière, s’est établie à 28 kbep / j en 2013, contre 27 kbep / j en 2012 et 25 kbep / j en 2011. TOTAL est présent sur sept permis : trois permis en production, San Alberto et San Antonio (15%) et bloc XX Tarija Oeste (41%), deux permis en phase de développement, Aquio et Ipati (60%, opérateur), et deux permis en phase d’exploration, Rio Hondo (50%) et Azero (50%, opérateur).

  • La production du champ de gaz à condensats d’Itaú, situé sur le bloc XX Tarija Oeste, a démarré en 2011. Elle est acheminée vers les infrastructures existantes du champ voisin de San Alberto. Fin 2013, la phase 2 du développement du champ est entrée en production.
  • Le Groupe a découvert en 2004 le gisement de gaz d’Incahuasi, situé sur le bloc d’Ipati. En 2011 et en 2013, deux puits supplémentaires ont permis de confirmer l’extension de la découverte vers le nord sur le bloc adjacent d’Aquio ainsi que vers le sud sur le permis d’Ipati. En avril 2013, TOTAL a reçu l’approbation des autorités pour lancer le développement de la phase 1 du projet incluant la connexion de trois puits déjà forés à une usine de traitement d’une capacité de 6,5 Mm3 / j. Les principaux contrats portant sur la construction de l’usine et sa connexion au réseau d’exportation ont été attribués en octobre 2013. En juillet 2013, TOTAL a cédé 20% de ses intérêts dans Aquio et Ipati, ramenant ainsi sa participation de 80% à 60%.
  • En août 2013, TOTAL a acquis une participation de 50% dans le permis d’exploration d’Azero situé dans le Piémont andin, à l’ouest des blocs d’Ipati et d’Aquio et s’étendant sur une surface de plus de 7 800 km2.

Au Brésil, le Groupe détient des participations dans quatorze permis d’exploration.

  • En octobre 2013, TOTAL a obtenu une participation de 20% dans le champ de Libra. Ce champ en phase d’appréciation, est le plus grand gisement pétrolier anté-salifère découvert à ce jour dans le bassin de Santos, au large du Brésil. Le champ est situé en eaux très profondes (2 000 mètres) à environ 170 km des côtes de Rio de Janeiro et couvre une superficie de 1 550 km Des travaux d’exploration complémentaires, comprenant les obligations contractuelles à réaliser d’ici fin 2017, et des études d’appréciation et de développement du champ ont été lancés.
  • À l’issue du onzième appel d’offres organisé par les autorités brésiliennes en mai 2013, TOTAL a acquis des participations dans dix nouveaux permis d’exploration. Le Groupe est opérateur avec une participation de 40% dans cinq blocs (FZA-M-57, FZA-M-86, FZA-M-88, FZA-M-125 et FZA-M-127) situés dans le bassin de la Foz do Amazonas et avec un intérêt de 45% dans un bloc (CE-M-661) situé dans le bassin de Ceara. TOTAL détient également une participation de 25% dans trois blocs (ES-M-669, ES-M-671 et ES-M-743) situés dans le bassin d’Espirito Santo et un intérêt de 50% dans un bloc (BAR-M-346) situé dans le bassin de Barreirinhas.
  • TOTAL possède également une participation dans le champ de Xerelete opéré par le Groupe depuis 2012, situé pour l’essentiel sur le bloc BC-2 (41,2%) et s’étendant sur le bloc BM-C-14 (50%). Le forage d’un puits ayant pour objectif des horizons antésalifères a démarré en janvier 2014.
  • Le champ de Gato Do Mato situé sur le bloc BM-S-54 (20%), découvert en 2010 dans le bassin de Santos, a fait l’objet d’un forage en 2012. Les résultats encourageants obtenus sont actuellement en cours d’analyse afin de définir les prochaines étapes de l’appréciation du champ.

En Colombie, suite à la cession en 2012 de l’une de ses filiales, TEPMA BV, qui détenait la participation dans le champ de Cusiana, TOTAL n’a plus de production. La production s’était établie à 6 kbep / j en 2012 et 11 kbep / j en 2011.

Sur le permis de Niscota (50%), après la découverte de Huron-1 en 2009 et le forage d’un deuxième puits Huron-2, testé positivement en avril 2013, un troisième puits Huron-3 a été foré avec des résultats décevants. Les études conceptuelles de développement ont été lancées pour une déclaration de commercialité prévue au cours du deuxième semestre 2014.

Après avoir réduit en 2011 sa participation à 5,2% dans l’oléoduc d’Ocensa en cédant 10% de cet actif, TOTAL a vendu fin décembre 2013, la totalité de sa participation tout en conservant ses droits de transport. TOTAL n’a plus de participation dans les pipelines OAM et ODC, précédemment détenue par TEPMA BV.

En Guyane française, TOTAL détient une participation de 25% dans le permis de Guyane Maritime. Situé à environ 150 km au large des côtes, ce permis couvre une superficie d’environ 24 000 km par des profondeurs d’eau allant de 200 à 3 000 mètres. Fin 2011, le permis de recherche a été prolongé jusqu’au 31 mai 2016 par l’administration.

En 2011, le forage du puits GM-ES-1, situé sur le prospect Zaedyus par plus de 2 000 mètres de profondeur d’eau, a permis de mettre en évidence deux colonnes d’hydrocarbures dans des réservoirs gréseux. En 2012, deux campagnes d’acquisition sismique 3D couvrant une superficie totale de plus de 5 000 km ont été conduites au centre et à l’extrême est du bloc. Une campagne de forage de quatre puits a été conduite de juillet 2012 à fin 2013. Les résultats de cette campagne n’ont pas permis de prouver l’extension d’un réservoir d’hydrocarbures exploitable mais ont apporté des informations complémentaires actuellement en cours d’analyse.

À Trinité-et-Tobago, où TOTAL est présent depuis 1996, la production du Groupe s’est établie à 12 kbep / j en 2013 contre 2. 16 kbep / j en 2012 et 12 kbep / j en 2011. En septembre 2013, TOTAL a cédé la totalité de ses actifs d’exploration et de production par la vente des sociétés Total E&P Trinidad BV et Elf Exploration Trinidad BV qui détenaient respectivement une participation de 30% dans le champ offshore d’Angostura situé sur le bloc 2C et une participation de 8,5% sur le bloc d’exploration adjacent 3A. Le Groupe ne détient plus d’actifs d’exploration ni de production dans le pays.

En Uruguay, TOTAL possède une participation de 100% dans trois permis d’exploration (bloc 14 offshore, blocs B1 et B2 onshore).

  • En octobre 2013, TOTAL a signé deux contrats d’Exploration- Production sur les blocs B1 et B2 pour des thématiques non conventionnelles. Ces deux blocs, d’une superficie totale de 5 200 km2, sont situés principalement dans la province d’Artigas dans le nord-ouest du pays. Les engagements de travaux sur ces permis, portent sur des études géologiques, géochimiques et environnementales.
  • En 2012, TOTAL a acquis une participation dans le bloc 14, d’une superficie d’environ 6 700 km2et situé à environ 250 km au large des côtes par des profondeurs d’eau allant de 2 000 à 3 500 mètres. TOTAL s’est notamment engagé à couvrir l’ensemble du bloc par une sismique 3D dont l’acquisition a été finalisée début 2014. Le Groupe s’est également engagé à forer un puits au cours de la première phase d’exploration d’une durée de trois ans.

Au Venezuela, où TOTAL est présent depuis 1980, la production du Groupe s’est établie à 48 kbep / j en 2013, contre 50 kbep / j en 2012 et 54 kbep / j en 2011. TOTAL possède des participations dans PetroCedeño (30,3%), qui produit et upgrade des bruts extra- lourds de la ceinture de l’Orénoque, dans Yucal Placer (69,5%), champ gazier dont la production est destinée au marché intérieur, ainsi que dans le bloc 4 d’exploration offshore de Plataforma Deltana (49%). La phase de développement de la zone Sud du champ de PetroCedeño, lancée en 2011 se poursuit (quarante-trois puits producteurs ont été forés à fin 2013). Le report d’un projet de dégoulottage associé à une étude de la performance du champ menée en 2013, a donné lieu à une révision des réserves de PetroCedeño. Sur le champ de Yucal Placer, suite à la signature d’un avenant au contrat de vente de gaz, une nouvelle phase de développement avec comme objectif de porter la capacité de production de 100 Mpc / j à 300 Mpc / j a été lancée en 2012.

 

(1) Source : ministère de la Planification fédérale, Investissement public et services, Secrétariat à l’Énergie.