Dans la cartographie des investissements énergétiques en Algérie, le champ de Menzel Ledjmet Nord, situé sur le bloc 405-A dans le bassin de Berkine, s’impose désormais comme un pilier majeur de la stratégie de valorisation des hydrocarbures du pays. L’engagement financier de plus de 800 millions de dollars programmés dans le cadre d’un contrat d’exploitation d’une durée de 25 ans témoigne de l’ampleur des ambitions portées par la compagnie nationale Sonatrach et ses partenaires internationaux, l’indonésien Pertamina et l’espagnol Repsol.
Ce vaste programme vise le développement de la Phase 5 du gisement, ciblant des ressources estimées à environ 150 millions de barils d’équivalent pétrole. L’objectif central repose sur la création de nouvelles infrastructures clés, notamment une usine de récupération de gaz de pétrole liquéfié (GPL) et des installations d’injection d’eau destinées à optimiser le rendement du réservoir.
L’attribution du contrat d’ingénierie FEED à Synergy Engineering
Une étape décisive vient d’être franchie dans le cadre de ce programme de développement. Selon les informations rapportées par la plateforme spécialisée MEED, le contrat d’ingénierie de base et de conception préliminaire, connu sous l’acronyme FEED, a été attribué de manière préjudicielle à la société indonésienne Synergy Engineering. Ce contrat a été initié par Pertamina Algeria EP, filiale du groupe public indonésien, opérant en synergie avec Sonatrach et Repsol. Les études FEED constituent le maillon indispensable précédant la phase industrielle. Elles visent à établir les plans d’architecture de l’usine, à préciser les spécifications techniques des futurs équipements et à concevoir le raccordement optimal aux installations de production déjà en service sur le site.
La portée opérationnelle de ces études d’ingénierie est vaste. Elles permettent de définir l’ensemble des besoins en tuyauterie, en systèmes d’automatisation, en infrastructures de contrôle et de sécurité, tout en consolidant l’estimation précise des dépenses d’investissement. L’aboutissement de cette phase permettra d’ouvrir la voie aux futurs contrats d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction, dits EPC. L’attribution initiale de ce contrat d’ingénierie traduit concrètement le passage du cadre réglementaire à la concrétisation technique des infrastructures prévues sur le bassin de Berkine, situé à environ 275 kilomètres au sud-est de Hassi Messaoud.
Un appel d’offres international rigoureux publié par le secteur de l’énergie
La formalisation technique de ce projet d’envergure s’appuie sur une procédure d’appel d’offres international détaillée sous la référence n° 2557 de l’année 2025. Intitulé officiellement « MLN LPG Recovery Plant & Water Injection for Phase-5 Development Project », l’avis a fait l’objet d’une publication officielle dans le Bulletin des appels d’offres du secteur de l’énergie et des mines (BAOSEM) le 10 novembre 2025. Afin de permettre aux soumissionnaires d’élaborer des dossiers techniques approfondis, le délai initial de dépôt des offres a été porté à 75 jours, fixant l’échéance finale de réception des candidatures au 24 janvier 2026.
La procédure d’évaluation retient un mécanisme rigoureux en deux étapes, débutant par une analyse minutieuse des capacités techniques avant l’ouverture des propositions financières. Les entreprises sélectionnées s’engagent à maintenir la validité de leurs offres sur une période de six mois à compter de l’ouverture des plis techniques, sous réserve de respecter scrupuleusement les exigences de déontologie et de ne pas figurer sur la liste d’exclusion de Sonatrach. L’alignement entre le périmètre technique de cet appel d’offres et les missions confiées à Synergy Engineering démontre la volonté de la joint-venture d’avancer selon le calendrier opérationnel établi.
Valorisation du GPL et techniques avancées d’injection d’eau
L’implantation d’une unité dédiée à la récupération de GPL sur le gisement de Menzel Ledjmet Nord répond à une logique économique fondamentale. Cette installation industrielle permettra d’extraire des molécules à haute valeur ajoutée, principalement le propane et le butane, à partir des flux de gaz associés produits par le gisement. La séparation et la liquéfaction de ces composés augmentent considérablement la valeur marchande globale des ressources extraites, tout en diversifiant le portefeuille des produits pétroliers et gaziers destinés tant au marché national qu’à l’exportation.
En parallèle, le volet relatif à l’injection d’eau s’inscrit pleinement dans les méthodes modernes de récupération assistée des hydrocarbures, souvent désignées par le sigle EOR. L’injection continue d’eau sous haute pression dans la formation géologique permet de soutenir la pression naturelle du gisement au fur et à mesure de son épuisement. Cette technique s’avère indispensable pour stabiliser les débits de production de pétrole brut, éviter le déclin précoce des puits et prolonger significativement la durée de vie rentable du champ. La Phase 5 associe ainsi la maximisation de la rentabilité des gaz liquides à la préservation du potentiel de production de pétrole.
Un plan de développement ambitieux au cœur du bassin de Berkine
Le cadre d’investissement du projet s’enracine dans le protocole d’accord signé en septembre 2022 entre Sonatrach, Pertamina et Repsol, scellé par l’entrée en vigueur d’un nouveau contrat d’hydrocarbures en janvier 2025. Établi sous le régime de partage de production défini par la loi n° 19-13 et encadré par le décret présidentiel n° 24-438 du 31 décembre 2024, ce contrat s’étend théoriquement sur une période de 25 ans, assurant une visibilité juridique et financière jusqu’en janvier 2050. Le programme des travaux prévoit notamment le forage de 12 nouveaux puits, comprenant des puits d’extraction pétrolière et des puits d’injection d’eau, qui seront tous reliés au réseau de collecte existant. Le projet intègre également une dimension environnementale et énergétique moderne en prévoyant l’installation de systèmes solaires destinés à alimenter une partie des opérations du site. Cela permettra de réduire l’empreinte carbone des installations et d’économiser le gaz habituellement consommé pour le fonctionnement interne de la centrale. Sur la base des ressources visées de 150 millions de barils d’équivalent pétrole pour 800 millions de dollars d’investissement, le coût moyen d’engagement technique ressort à environ 5,33 dollars par baril, illustrant l’efficacité économique des travaux de développement complémentaire sur des champs déjà matures.
De la production sur gisement à l’exportation vers les marchés mondiaux
L’importance de la Phase 5 s’appuie sur la solidité des performances opérationnelles enregistrées par le bloc 405a. Au cours de l’exercice 2023, la production du gisement a atteint une moyenne quotidienne de 14 720 barils de pétrole brut et de 203,85 millions de pieds cubes de gaz naturel, équivalant à une production annuelle théorique de 2,11 milliards de mètres cubes de gaz. Le site se distingue par ailleurs par son niveau élevé de sécurité industrielle, totalisant plus de 25,6 millions d’heures de travail effectuées sans le moindre accident avec arrêt de travail.
La coopération bilatérale entre la compagnie nationale Sonatrach et son partenaire indonésien Pertamina s’est encore renforcée avec la signature de contrats de services consacrés à l’enlèvement, à la planification des chargements et à l’expédition maritime des volumes de pétrole brut, de condensats et de GPL. Ces accords garantissent l’acheminement fluide des ressources depuis les gisements du Sahara jusqu’aux terminaux portuaires d’exportation. Cette synergie s’insère parfaitement dans la stratégie globale de l’Algérie, qui s’emploie à diversifier sa gamme de produits énergétiques et à consolider son rôle d’acteur fiable et incontournable sur la scène énergétique internationale.
Sonia Stambouli
