- Building administratif Président Mamadou DIA, 3e et 4e étage
Amont pétrolier
Le bassin sédimentaire sénégalais est passé de trente-deux (32) blocs à cent treize (113) blocs dont soixante-cinq (65) en onshore (à terre) et quarante-huit (48) en offshore (en mer), depuis mars 2026 (décret n°2026-680 du 18 mars 2026 fixant les modalités relatives au découpage et à la nomenclature des blocs du bassin sédimentaire Sénégal). Parmi ces blocs, trois (03) (bloc RSSD devenu SN12M ; bloc SLOP 1 devenu SN06M ; bloc Diender devenu SN21T) abritent des champs de production de pétrole brut (le champ de Sangomar) et de gaz naturel (le champ de GTA et les champs de Gadiaga et de Sadiaratou), et un (01) bloc en situation de régularisation contractuelle (le bloc de Djiffère offshore devenu SN04M).
Une nouvelle nomenclature a été effectuée pour tous ces blocs : SN01M à SN48M pour les blocs en offshore et SN01T à SN65T pour les blocs en onshore. Toutefois, certains blocs qui faisaient l’objet de contrat ont été laissés intactes en terme de superficie.
Une nouvelle nomenclature a été effectuée pour tous ces blocs : SN01M à SN48M pour les blocs en offshore et SN01T à SN65T pour les blocs en onshore. Toutefois, certains blocs qui faisaient l’objet de contrat ont été laissés intactes en terme de superficie.
Sur la partie offshore, d’importants efforts consentis dans la promotion du potentiel pétrolier de ce bassin et dans les opérations de recherche pétrolière, en partenariat avec des compagnies internationales, ont conduit à la découverte, entre 2014 et 2017, de quatre (04) gisements de pétrole (FAN, SNE, FAN South et SNE North) dans le bloc ex Rufisque Offshore, Sangomar Offshore, Sangomar Offshore Profond (RSSD) et de trois (03) gisements de gaz naturel (Grand Tortue/Ahmeyim, Teranga et Yaakar), respectivement dans les blocs ex Saint-Louis Offshore Profond (SLOP) et ex Cayar Offshore Profond (COP).
Sur la partie onshore, le retravail du puits Gadiaga 2 (foré par Petrosen en 1997) du CRPP de Thiès, par la société Fortesa international Sénégal LDC (Fortesa Sénégal), a conduit à une exploitation du gisement de Gadiaga à partir de 2004. Plus tard, en 2009, sur le CRPP de Tamna (ex. CRPP de Thiès), une autre autorisation d’exploitation a été octroyée, suite à la découverte du gisement de Sadiaratou qui enclave celui de Gadiaga. En 2014, le CRPP de Tamna va devenir le CRPP de Diender qui n’a pas fait l’objet de découverte et qui sera résilié en 2025 au même titre que SLOS et COS.
Le projet Sangomar
Pour le gisement de SNE renommé Sangomar, les ressources de pétrole sont estimées à plus de 2,5 milliards de barils avec des réserves économiquement exploitables d’environ 560 millions de barils et 2,4 TCF (Trillion Cubic Feet) de gaz naturel. La décision finale d’investissement (FID) pour l’exploitation du champ de Sangomar a été prise le 19 janvier 2020 avec autorisation d’exploitation d’une durée de 25 ans renouvelable deux fois 10 ans.
Le concept de développement du projet Sangomar est basé sur une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO), un forage de 24 puits dont 12 producteurs, 10 injecteurs d’eau et 02 injecteurs de gaz et une architecture sous-marine qui relie ces puits au FPSO. La production du pétrole de Sangomar est triphasée avec une première phase de production de 210 millions de barils.
Le concept de développement du projet Sangomar est basé sur une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO), un forage de 24 puits dont 12 producteurs, 10 injecteurs d’eau et 02 injecteurs de gaz et une architecture sous-marine qui relie ces puits au FPSO. La production du pétrole de Sangomar est triphasée avec une première phase de production de 210 millions de barils.
Sangomar entre en production en juin 2024
La production du premier baril de pétrole du gisement pétrolier offshore profond de Sangomar, d’une capacité nominale de production de 100 000 barils par jour, le mardi 11 juin 2024, marque l’entrée du Sénégal dans le cercle des pays producteurs de pétrole.
Sa production était estimée à 11,7 millions de barils de pétrole brut, pour le dernier semestre de 2024. A l’arrivée, la production totale au 31 décembre s’élève à 16,9 millions de barils, dont 16,4 millions commercialisés sur le marché international.
Pour une production de l’année 2025 prévue à 30 millions de barils, il a été atteint une production de 36 millions de barils.
De 2024 au premier semestre de 2026, il a été commercialisé à l’international 70,48 millions de barils soit 73 cargaisons.
Pour une production de l’année 2025 prévue à 30 millions de barils, il a été atteint une production de 36 millions de barils.
De 2024 au premier semestre de 2026, il a été commercialisé à l’international 70,48 millions de barils soit 73 cargaisons.
Le projet Grand Tortue Ahmeyim (GTA)
Le gisement de gaz de GTA, est mis en évidence au niveau de la frontière maritime entre le Sénégal et la Mauritanie. Les réserves de gaz naturel sont estimées entre 15 et 20 TCF (420 – 560 milliards de mètres cubes). Dans le cadre du développement et de l’exploitation des réservoirs du champs GTA, un Accord de Coopération Inter-Etats (ACI) entre la République islamique de Mauritanie et la République du Sénégal a été adopté le 09 février 2018. Dans la même année, la FID de la phase 1 a été prise le 21 décembre 2018. L’Accord d’Unitisation et d’Exploitation de l’Unité GTA entre les sociétés nationales et BP a été signé en date du 06 février 2019. Le concept de développement de la phase 1 du projet GTA est basé sur une production de gaz naturel provenant des puits pour atteindre l’unité du FPSO situé à environ 80 km de la zone des puits. Le gaz en sortie du FPSO sera acheminé vers la plateforme du hub avant de rejoindre l’unité du FLNG (unité flottante de liquéfaction du gaz naturel) amarrée à 10 km des côtes sénégalo-mauritaniennes.
Le projet Yaakar-Teranga
Le champs Yaakar-Teranga est situé dans le bloc de Cayar Offshore Profond et constitue la base du développement de la stratégie Gas to Power pour l’Etat du Sénégal. Les réserves de YT sont estimées entre 23 et 47 TCF, soit entre 644 et 1316 mètres cubes de gaz naturel.
Le retrait de Kosmos Energy, Opérateur du bloc, est en cours de finalisation ainsi que le transfert et la sécurisation des données techniques, commerciales et contractuelles acquises dans le cadre du projet.
Dans le cadre de la stratégie nationale gazière, le projet Yakaar-Teranga demeure un actif structurant à moyen et long terme. Le schéma de développement qui sera déterminé combinera l'approvisionnement du marché domestique en gaz naturel et l'exportation de GNL afin d'améliorer l'économie globale du projet. Les études techniques, commerciales et économiques nécessaires à la maturation du projet ainsi qu'à l'évaluation des différentes options de développement, se poursuivent afin de préparer l'arrivée d’un futur partenaire stratégique pour le développement.
Dans le cadre de la stratégie nationale gazière, le projet Yakaar-Teranga demeure un actif structurant à moyen et long terme. Le schéma de développement qui sera déterminé combinera l'approvisionnement du marché domestique en gaz naturel et l'exportation de GNL afin d'améliorer l'économie globale du projet. Les études techniques, commerciales et économiques nécessaires à la maturation du projet ainsi qu'à l'évaluation des différentes options de développement, se poursuivent afin de préparer l'arrivée d’un futur partenaire stratégique pour le développement.
Le premier puits ouvert le 31 décembre 2024
La production du gaz de GTA est multi-phasée avec un objectif global de production de 10 mtpa (million de tonne par an) de gaz naturel liquéfié (GNL). Un volume de 35 mmscf/d de gaz naturel non liquéfié sera destiné au marché domestique pour l’Etat du Sénégal. L’exploitation de la première phase prévoit 2,3 mtpa pour une durée de 20 ans. Pour la première phase de production, le premier puits a été ouvert le 31 décembre 2024 ; le premier cargo de GNL a été commercialisé en avril 2025. D’avril 2025 au premier semestre de 2026, il a été vendu à l’international 2,98 millions m3 de GNL.