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Bénin : forage réussi à Sèmè, mais le calendrier de production reste incertain

Agence Ecofin 04 fev 2026

L’achèvement du forage du puits AK-2H à Sèmè devrait lancer la production pétrolière, après le report lié à des difficultés techniques.

Akrake Petroleum, filiale indirecte de Rex International, a annoncé l’achèvement avec succès du forage du puits de production AK-2H sur le champ de Sèmè, au large des côtes béninoises. Considéré comme une étape clé du projet pétrolier offshore de Sèmè, ce puits devrait contribuer au renforcement de la production nationale et soutenir le développement du secteur énergétique au Bénin.

Environ 950 mètres de cette section traversent une zone pétrolifère, le réservoir H6, confirmant la présence de volumes potentiellement exploitables. Le reste du parcours se situe dans des couches de schistes non productives. Les données recueillies font état d’une porosité moyenne supérieure à 19 %, signe d’une roche capable de stocker des quantités importantes d’hydrocarbures. La saturation moyenne en pétrole, au-delà de 70 %, indique par ailleurs que la majorité des pores est effectivement remplie d’huile, un indicateur favorable pour la production. Aucun sable aquifère n’a été identifié, ce qui limite le risque de remontées d’eau en même temps que le pétrole, un problème courant dans certains puits.

Pour sécuriser et optimiser le flux de pétrole, le puits a été équipé de tamis, qui empêchent le sable du réservoir de remonter avec le pétrole, et de vannes autonomes de contrôle d’écoulement (AICV), qui régulent le flux et limitent l’entrée d’eau. Une pompe submersible électrique (ESP) est en cours d’installation pour remonter le pétrole vers la surface lorsque la pression naturelle du réservoir ne suffit pas.

Un forage réussi, mais une mise en production retardée

Malgré le succès technique du forage, le calendrier initial de production, prévu pour la fin janvier 2026, ne pourra pas être respecté. Le démarrage dépend désormais de la finalisation du raccordement du puits aux installations principales comme l’unité mobile de production offshore Stella Energy 1 et l’unité flottante de stockage et de déchargement Kristina.

Cette fois, aucun calendrier n’a été fourni par l’opérateur du champ en ce qui concerne le lancement de la production. En l’espèce, les opérations de raccordement des unités offshore expliquent l’absence de nouvelle échéance officielle.

La campagne de forage comprend également le puits horizontal AK-1H, ciblant le réservoir H6, ainsi que le puits d’exploration AK-1P, destiné à améliorer la connaissance des réservoirs plus profonds. Les données recueillies doivent permettre d’optimiser la production et d’évaluer le potentiel du champ à moyen terme.

Le premier plateau de production devrait atteindre environ 15 000 barils par jour, avec des perspectives d’extension grâce aux ressources profondes identifiées par AK-1P.

Le périmètre en mer de Sèmè est stratégique pour le Bénin, car il représente l’un des rares champs offshore pleinement développés. Pour rappel, ce programme de redéveloppement du site a été lancé en août 2025 après 27 ans d’inactivité, avec un démarrage initialement prévu avant fin de l’année dernière. Des difficultés techniques sur les couches de schistes et la performance des équipements avaient entraîné un report du calendrier.

Akrake détient 76 % de participation dans le bloc, le gouvernement béninois 15 % et la société locale Octogone Trading 9 %.

Bénin : Akrake annonce officiellement un démarrage de la production pétrolière fin janvier 2026

Agence Ecofin 13 janvier 2026

Après plusieurs semaines d’incertitude, le calendrier du projet pétrolier offshore de Sèmè se précise. Akrake Petroleum annonce désormais un démarrage de la production à la fin janvier 2026.

Akrake Petroleum, filiale indirecte de Rex International, prévoit de lancer la production sur le champ de Sèmè, au large du Bénin, à la fin janvier 2026. L’annonce a été faite lundi 12 janvier et marque un tournant après le report du calendrier initial, qui visait un démarrage avant la fin de l’année 2025.

La mise en production reste conditionnée à l’achèvement du forage du puits de production AK-2H. Les travaux doivent, selon le communiqué de la société, être entamés au début de la semaine du 12 janvier. Selon l’opérateur, les principales installations sont déjà prêtes. L’unité mobile de production offshore Stella Energy 1 et l’unité flottante de stockage et de déchargement Kristina ont été positionnées sur le site, en vue du démarrage des opérations.

La campagne de forage comprend un puits d’exploration, AK-1P, destiné à améliorer la connaissance de réservoirs plus profonds non encore exploités, ainsi que deux puits horizontaux de production, AK-1H et AK-2H, ciblant le réservoir H6.

La société explique que les opérations ont été ralenties par des difficultés géomécaniques dans les couches de schistes instables situées au-dessus du réservoir, provoquant plusieurs incidents techniques et des reprises de forage. Akrake indique que l’exploitation de nouvelles données géomécaniques collectées au cours des travaux a permis d’ajuster les paramètres de forage et de franchir ces zones complexes lors du forage du puits AK-2H.

Cette communication intervient dans un contexte de forte attente des autorités béninoises et des partenaires du projet. Fin décembre, les difficultés techniques avaient été relayées, sans qu’un nouveau calendrier ne soit alors précisé. En fixant désormais une date, l’opérateur cherche à redonner de la visibilité au projet et à signaler que les principaux obstacles opérationnels ont été identifiés et partiellement résolus.

Le respect de l’échéance de fin janvier dépendra de la finalisation du forage du puits AK-2H sans nouvel incident majeur. Le premier plateau de production devrait être d’environ 15 000 barils par jour. Les données issues du puits d’exploration AK-1P doivent également permettre d’évaluer le potentiel de couches plus profondes, susceptibles de prolonger la durée d’exploitation du champ et d’augmenter la production à moyen terme.

Akrake détient une participation de 76 % dans ce bloc, tandis que le gouvernement béninois possède 15 % et la société pétrolière locale Octogone Trading détient 9 %.

problèmes techniques

Bénin : la production pétrolière repoussée en raison de problèmes techniques

Agence Ecofin 03 janv 2026

Après 27 ans d’inactivité, le Bénin avait relancé, en août 2025, la campagne de forage sur le champ pétrolier de Sèmè, situé au large des côtes du pays. Selon les prévisions des parties prenantes, la production pétrolière sur le site devait démarrer avant fin 2025.

Le démarrage attendu de la production pétrolière sur le champ de Sèmè, au large du Bénin, ne se fera pas dans les délais initialement envisagés. Selon des informations relayées lundi 29 décembre 2025 par Upstream Online, des difficultés techniques ont affecté l’exécution des opérations de forage sur le site.

La campagne de forage lancée en août 2025, censée permettre une reprise de la production avant la fin de l’année, a été ralentie par des contraintes techniques liées notamment aux performances des équipements mobilisés et aux conditions d’exécution des travaux, selon la presse spécialisée. Les causes précises de ces difficultés n’ont pas été détaillées publiquement, mais elles sont jugées suffisantes pour justifier un report du démarrage de la production commerciale.

Découvert à la fin des années 1960 par la compagnie Union Oil, le champ de Sèmè a été par la suite développé par la société norvégienne Saga Petroleum et a produit environ 22 millions de barils entre 1982 et 1998, avant l’arrêt des opérations dans un contexte de baisse des prix du pétrole. Après plus de deux décennies d’inactivité, le site fait aujourd’hui l’objet d’un projet de redéveloppement visant à relancer la production.

Le projet de redéveloppement du champ de Sèmè est opéré par Akrake Petroleum, filiale de Lime Petroleum contrôlée par Rex International. L’opérateur détient 76 % des parts, aux côtés de l’État béninois (15 %) et du partenaire local Octogone Trading (9 %).

Le schéma de développement prévoit le forage de trois puits, dont deux puits horizontaux de production et un puits d’évaluation, ainsi que l’installation d’une unité mobile de production offshore (MOPU) et d’une unité de stockage et de déchargement flottante (FSO). La production cible était estimée entre 15 000 et 16 000 barils par jour, avant que les difficultés techniques rencontrées ne viennent retarder le calendrier initial.

À ce stade, ni l’opérateur ni les autorités béninoises n’ont communiqué de nouvelle échéance pour le démarrage de la production. La poursuite du projet reste conditionnée à la résolution des contraintes techniques identifiées et à l’avancement effectif des opérations de forage.

Le Bénin sécurise une unité offshore prête pour le projet pétrolier de Sèmè

Agence Ecofin 17 nov 2025

Après 27 ans d’arrêt, les travaux de forage ont repris en août 2025 sur le champ pétrolifère de Sèmè, au Bénin. Les parties prenantes actives sur le projet espèrent relancer la production dans les plus brefs délais.

Le Bénin a franchi une étape clé dans la relance de l’exploitation du champ pétrolier Sèmè. L’installation offshore destinée au projet est désormais opérationnelle après sa transformation en unité de production mobile (MOPU). Selon les informations rapportées vendredi 14 novembre par Upstream, la plateforme a été convertie dans les chantiers Drydocks World à Dubaï aux Émirats arabes unis et est désormais prête pour sa mission.

Fin avril 2025, Offshore Energy avait en effet rapporté que la filiale Akrake Petroleum du groupe Rex International Holding avait conclu des contrats portant sur une MOPU et une unité de stockage (FSO) destinée à ce champ.

Selon des données publiées en août 2024 dans le Qualified Person’s Report (QPR), préparé pour Rex International, la phase initiale du redéveloppement ciblera les réservoirs H6. Le document, réalisé par Exceed Torridon Ltd, prévoit un premier puits vertical suivi d’un puits horizontal. Les travaux d’installation offshore doivent progresser avec la mise en place de la MOPU et du FSO. Les données publiées plus tôt cette année mentionnent une arrivée attendue d’ici la fin de l’année 2025.

Le champ Sèmè a produit environ 22 millions de barils de brut entre 1982 et 1998 grâce à la compagnie norvégienne Saga Petroleum, avant son arrêt face à la faiblesse des prix du baril de brut.

Les prochaines étapes consistent à connecter la MOPU aux nouveaux puits et à la plateforme de stockage. Le QPR précise que l’exploitation des réservoirs plus profonds H7 et H8 sera envisagée après la première phase. Selon les parties prenantes, l’objectif opérationnel reste la reprise de la production au second semestre 2025, avec pour cible une production d’environ 16 000 b/j.

Bénin: lancement de la construction de quatre centrales solaires

Connaissance des Énergies avec AFP le 22 août 2025

Le groupe panafricain Axian Energy et son partenaire béninois Sika Capital ont annoncé vendredi la construction prochaine de quatre centrales photovoltaïques d'une capacité totale de 50 MW au Bénin, qui souhaite atteindre 30% de renouvelable dans son mix énergétique à l'horizon 2030.

Actuellement, la part du renouvelable dans la production d'électricité au Bénin est estimée autour de 16%.

Les quatre centrales qui viennent s'ajouter à d'autres projets solaires et éoliens lancés ces dernières années dans le pays seront réparties dans les villes de Bohicon (sud), Parakou (centre), Djougou et Natitingou (nord-ouest).

Selon Axian et Sika, elles pourront alimenter en électricité l'équivalent de 50 000 foyers.

L'investissement global est évalué à 45 millions d'euros, dont 35 millions financés par "deux institutions majeures du financement du développement", précisent-elles dans leur communiqué.

"Ce projet marque une étape décisive pour le Bénin et pour notre ambition commune: rendre l'énergie renouvelable accessible au plus grand nombre", a déclaré Benjamin Memmi, directeur général d'Axian Energy, présent dans neuf pays africains.

Au Bénin, le taux de couverture électrique est autour de 42%, avec de grandes disparités entre les zones urbaines et rurales.

L'Agence internationale de l'énergie (AIE) estime qu'une personne sur deux n'a pas accès à l'électricité en Afrique sub-saharienne alors que 40% des radiations solaires mondiales touchent cette région.

Et si le continent a doublé ses capacités de production d'énergie propre en 10 ans, le renouvelable africain ne pèse que 2% des capacités mondiales.

Le Bénin lance la construction de la centrale solaire photovoltaïque FORSUN

Agence Ecofin 18 nov 2024

L’énergie consommée au Bénin est essentiellement thermique. En développant 25 mégawatts crête d’énergie solaire avec la centrale FORSUN, le pays va augmenter la part du renouvelable dans son mix énergétique, et faciliter l’accès à une énergie propre à coût abordable pour ses populations.

Le chantier de construction de la centrale solaire photovoltaïque FORSUN (25 mégawatts crête) a été lancé à Pobè, au Sud-Est du Bénin. Ces travaux sont décrits comme décisifs dans la quête d’autonomie énergétique du pays. Ils s’inscrivent dans le cadre de l’engagement du gouvernement béninois à assurer un accès durable à l’électricité pour la population, tout en réduisant la dépendance aux énergies fossiles.

Le projet découle d’un partenariat avec l’Agence Française de Développement (AFD) et l’Union Européenne, qui « contribuent aux côtés de l’État béninois ». L’investissement total avoisine les 16 milliards FCFA.

En 2022, plus de 43% de la population du Bénin n’avait pas accès à l’électricité selon les données de la Banque Mondiale. Le pays importait alors 56,3% de ses besoins selon l’Agence Internationale de l’Energie. Par ailleurs, la principale source de production d'électricité est le gaz naturel, pourvoyant 73% de la production totale en 2022.

Ce paysage énergétique ne garantit pas la fiabilité de l’approvisionnement électrique et ne permet pas de limiter les émissions de gaz à effet de serre dans les industries concernées. C’est la raison pour laquelle le Bénin s’est engagé à débloquer, avec le soutien de ses partenaires, son potentiel renouvelable, en particulier sur le segment solaire.

Bénin : TGS recrutée pour identifier de nouvelles pistes pétrolières offshores

Agence Ecofin 22 oct 2024

Le Bénin n’est pas un pays producteur de brut bien que quelques volumes d’or noir aient été extraits de son sous-sol par le passé. Pourtant, les autorités tablent sur la découverte de gisements pétroliers commerciaux à l’instar de ses voisins nigériens et nigérians.

Le fournisseur de services pétroliers TGS a annoncé ce mardi 22 octobre, l’extension des opérations pétrolières en Afrique de l’Ouest, particulièrement au Bénin, où il conduira des travaux sismiques 3D sur une zone de 2 248 km², située en mer.

Dans le cadre de ce marché attribué par la Société Nationale des Hydrocarbures du Bénin (SNH), l’entreprise s’est engagée à fournir des données sismiques 3D de haute qualité permettant d’une part de comprendre la structure géologique et les possibilités de prospection de ce périmètre.

L’objectif des parties prenantes, au terme de ces travaux qui permettront d’élargir le jeu de données sismiques déjà disponibles sur cette zone d’intérêt, est de fournir des informations pertinentes et fiables permettant d’attirer de nouveaux investisseurs dans l’offshore béninois.

L’offshore au cœur de la politique énergétique de Cotonou 

L’expansion de la couverture sismique de cette zone en mer représente une étape clé vers l’exploitation du potentiel en hydrocarbures du Bénin. Elle intervient à un moment où émerge un regain d’intérêt des autorités béninoises pour les activités pétrolières.

Le Bénin, qui joue un rôle majeur dans l’exportation du brut produit à partir des gisements d’Agadem au Niger voisin, table également sur la découverte de gisements pétroliers commercialement viables, après avoir produit quelque 22 millions de barils de pétrole à Sèmè.

Dans cette localité côtière du sud-ouest du Bénin, la compagnie singapourienne Rex a décroché l’année dernière, 76 % de participation directe dans le bloc 1 avec l’intention d’y reprendre l’exploitation pétrolière. La compagnie devait d’ailleurs fournir à l’État un plan de développement du site dans le courant de l’année. Aucune information n’a été communiquée à ce propos jusqu’ici.

supert a écrit : ↑

16 mai 2024, 15:24

Parce que dis comme ça, je ne pige pas. Avec un mètre ruban et les fractales, je dois pouvoir rendre à peu près infini la moindre distance côtière.

energy a écrit :au sujet du Bénin qui a environ 80 km de zone cotière

Le Bénin autorise à nouveau l'exportation de pétrole nigérien

AFP le 15 mai 2024

L'exportation de pétrole nigérien via le port béninois de Sèmè a été à nouveau autorisée, a annoncé mercredi le ministre béninois des Mines Samou Seidou Adambi, débloquant une situation tendue depuis plusieurs mois entre Porto-Novo et le régime militaire de Niamey.

"Cette autorisation ponctuelle et provisoire ne saura être une règle de conduite", a néanmoins prévenu le ministre devant la presse à Cotonou, faisant comprendre que Porto-Novo pourrait à nouveau suspendre son autorisation en cas de manque de coopération de la part de Niamey, notamment sur la réouverture totale de leur frontière commune.

Le Niger a inauguré en novembre un oléoduc géant qui vise à permettre l'acheminement jusqu'au Bénin voisin du pétrole brut extrait du gisement d'Agadem (sud-est) par la China National Petroleum Corporation (CNPC), une société pétrolière appartenant à l'Etat chinois.

Mais le chargement de pétrole nigérien au port de Sèmè Kpodji n'a pas pu démarrer, d'abord à cause de la fermeture des frontières entre le Niger et ses voisins après les sanctions imposées à Niamey par l'organisation ouest-africaine Cedeao, à la suite du coup d'État qui a renversé le président Mohammed Bazoum en juillet 2023.

Ensuite, malgré l'annonce de la fin des sanctions fin février et la volonté du Bénin de réouvrir sa frontière, parce que le Niger a maintenu son côté fermé.

Cela avait irrité le président béninois Patrice Talon, qui avait appelé la semaine dernière les autorités nigériennes à rouvrir leur frontière, si Niamey voulait exporter son pétrole depuis le port de Sèmè.

"Le Bénin autorise le chargement du premier navire qui mouille actuellement dans nos eaux", a indiqué le ministre des Mines, précisant que son pays n'avait "aucun intérêt à nuire à l'Etat du Niger et à Wapco", le partenaire chinois qui opère l'oléoduc.

Cette décision fait suite à la visite d'une délégation de fonctionnaires des ministères chinois des Affaires étrangères et de l'Energie, ainsi que de cadres de China National Petroleum Corp (CNPC), qui se sont entretenus avec Patrice Talon et les ministres béninois des Mines et des Affaires étrangères mercredi, selon les informations du site d'information spécialisé Africa Intelligence.

Le porte-parole du gouvernement avait déclaré à l'AFP mercredi matin ne pas avoir d'informations sur cette visite.

"Nous avons la conviction que ce pipeline sera symbole d'amitié entre les trois pays", a indiqué Wen Yuan, un des représentants de Wapco, filiale de la CNPC, qui était présent lors de la déclaration à la presse du ministre des Mines.

"Nous sommes actuellement au stade de mise en production, de transport et d'exploitation du pétrole", a-t-il précisé.

La fermeture de la frontière avec le Niger a eu un impact important sur les recettes publiques du Bénin et sur le coût des denrées alimentaires qui ont augmenté.

Bénin : 10 milliards FCFA de la BOAD, destinés à la construction de nouvelles unités de transformation de noix de cajou


Agence Ecofin 28 mars 2024

Le complexe agro-industriel, partie intégrante de la GDIZ devrait transformer plus de 100 000 tonnes de noix de cajou par an, destinées en grande partie à l’export.

La Banque Ouest Africaine de Développement (BOAD) a approuvé, le 25 mars, un prêt de 10 milliards FCFA en faveur de la société Bénin Cashew. Ce financement servira dans la construction de nouvelles unités de transformation de noix de cajou au sein du complexe agro-industriel de Bénin Cashew, situé dans la Zone industrielle de Glo Djigbé (GDIZ), à 45 km de Cotonou, en complément des unités déjà en service.

Selon les autorités de la GDIZ, cinq unités industrielles de transformation de noix brutes de cajou, d’une capacité annuelle de 100 000 tonnes, ainsi qu’une usine dédiée à l’extraction d’huile de coque de noix de cajou, capable de traiter jusqu’à 20 000 tonnes par an, sont en construction, certaines étant déjà opérationnelles.

Ce concours financier vient en appui à l’ambition béninoise de devenir non seulement un acteur important dans le secteur agro-industriel en Afrique, en particulier dans la filière du cajou, mais aussi de transformer et valoriser les produits agricoles locaux, à travers une chaîne de valeur ajoutée forte.

Pour la filière, l’objectif est de devenir d’ici 2026, le troisième plus grand producteur de cajou en Afrique, avec dans le viseur une production annuelle de 300 000 tonnes, dont l’essentiel devrait être transformé sur place avant export. Une vision globale qui concerne également les filières textiles et soja, dont plusieurs usines sont déjà en construction ou certaines en services.

Le projet en cours d’extension sur plus de 1600 hectares, devrait contribuer à une augmentation attendue des exportations de 5 à 10 milliards de dollars et une croissance du PIB de 4 à 7 milliards de dollars dans les dix prochaines années​, vante Arise IIP qui opère la plateforme.

Bénin : le bloc pétrolier 1 finalement attribué à la compagnie singapourienne Rex


Agence Ecofin 22 dec 2023

Aux dernières nouvelles, le gouvernement béninois était en négociations exclusives avec la compagnie canadienne pétrolière Zenith Energy. En avril 2023, l’entreprise avait même indiqué qu’un contrat de partage de production était en cours en finalisation.

Rex International, une filiale de la compagnie pétrolière singapourienne Rex International Holding, a obtenu ce vendredi 22 décembre, les droits pétroliers du bloc 1 de Sèmè, un périmètre de 551 km² situé dans les eaux territoriales du Bénin.

Avec le gouvernement de ce pays, l’entreprise a paraphé un contrat de partage de production couvrant ce bloc. Selon les termes de ce dernier, l’entreprise a obtenu une participation directe de 76 % dans le bloc. Ceci, dans le cadre d’une joint-venture avec Porto Novo Resources. La participation restante étant répartie à raison de 15 % pour le Bénin et 9 % pour la compagnie Octogone Trading.

Par ailleurs, Rex prévoit de déposer un plan de développement du champ au cours de l’année à venir afin de reprendre la production. Pour rappel, cette dernière a cessé depuis 1998 en raison des difficultés liées à la faiblesse des prix du pétrole brut.

L’objectif de la compagnie, c’est de réinvestir le bloc afin de parvenir à récupérer le maximum des ressources pétrolières identifiées lors de travaux de forage réalisés en 2014 et 2015. Ceci, en recourant à des techniques modernes de forage.

S’exprimant sur ce développement, Dan Broström, le président exécutif de Rex, s’est dit confiant dans les efforts de collaboration avec les autorités béninoises et Octogone Trading, soulignant les plans visant à exploiter l’expertise géologique tout en explorant le potentiel pétrogazier inexploité du périmètre.

Bénin : Toyota Tsusho va construire une centrale solaire de 25 MW

Agence Ecofin 11 aout 2023

Entre 2020 et 2021, le taux d’électrification du Benin est resté quasiment stable, passant de 41 à 42 %. Le potentiel en énergies renouvelables qui pourrait améliorer l’électrification du pays, reste encore très inexploité.

La maison de commerce japonaise Toyota Tsusho Corporation a annoncé le 10 aout la conclusion d’un contrat avec la Société Béninoise de Production d’Électricité, sous la tutelle du ministère de l’Énergie et de l’Eau, pour la construction d’une centrale solaire de 25 MW dans la région de Pobè.

Il s’agit du premier projet d’énergie renouvelable à grande échelle réalisé par une entreprise japonaise en Afrique de l’Ouest. La société allemande RMT, filiale du groupe EIFFAGE, sera chargée des travaux d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction. Des travaux qui devraient être achevés en 2024.

Ce projet soutiendra la stratégie du Bénin visant à installer 150 MW d’installations de production d’énergie solaire d’ici 2026. Le pays espère en effet réduire à moyen terme l’utilisation des centrales thermiques et devenir moins dépendant des importations d’électricité en provenance des pays voisins.