En Algérie, les études de Berkine évaluent comment prolonger la production sans promettre de nouveaux barils

Dans le sud-est algérien, l’enjeu pétrolier ne se limite pas à découvrir de nouveaux gisements. Il s’agit aussi de mieux exploiter ceux qui sont déjà en production, à mesure que les réservoirs vieillissent et que la demande intérieure augmente. Deux études confiées à une compagnie vietnamienne vont examiner cette piste à Berkine.

Deux réservoirs, douze mois d’étude

Le mardi 6 octobre 2026, à Oran, l’Agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT) et la PetroVietnam Exploration Production Corporation (PVEP) ont signé deux conventions d’étude. Elles concernent les champs de Rhourde El Baguel et de Bir El Aïssa, dans le bassin de Berkine, au sud-est de l’Algérie. L’agence de presse algérienne APS et le média algérien Algérie 54 ont rapporté les mêmes lieux et les mêmes partenaires.

Chaque étude doit durer douze mois. Les équipes examineront les données disponibles et le comportement des réservoirs afin d’identifier des moyens d’améliorer la récupération des hydrocarbures. Cette expression désigne la part de pétrole ou de gaz qu’il est techniquement possible de faire remonter, plutôt que de laisser dans la roche. Les conventions portent donc sur une évaluation : elles ne garantissent ni une hausse de production ni un calendrier de travaux.

Les accords ont été signés en marge du NAPEC 2026, salon et conférence consacrés à l’énergie et à l’hydrogène en Afrique et dans le bassin méditerranéen. Selon Algérie 54, l’ambassadeur du Vietnam en Algérie, Vu Duy Long, a présenté ces accords comme une étape de coopération entre entreprises vietnamiennes et partenaires algériens. La PVEP est déjà présente dans le secteur pétrolier algérien par sa participation au projet de Bir Seba.

Berkine, entre anciens champs et nouveaux investissements

Le choix de champs existants distingue cette démarche des campagnes d’exploration qui cherchent de nouvelles réserves. Rhourde El Baguel est un gisement découvert en 1962. Son histoire comprend plusieurs tentatives d’accroître la récupération, notamment par l’injection de gaz, une technique destinée à faciliter le déplacement du pétrole dans le réservoir. L’opérateur et les partenaires ont changé au fil des années. Les chiffres anciens de production ne décrivent donc pas nécessairement la situation actuelle.

Bir El Aïssa, lui aussi dans le bassin de Berkine, fait l’objet d’une étude séparée. Aucune estimation de production récente n’est avancée dans les informations publiées sur les nouvelles conventions. Il serait donc prématuré de chiffrer ce que les travaux pourraient apporter, ou de considérer les volumes potentiels comme des réserves confirmées.

Cette initiative s’inscrit dans une stratégie nationale plus large. À l’ouverture du NAPEC 2025, le ministre des Hydrocarbures et des Mines, Mohamed Arkab, avait annoncé un programme d’investissements supérieur à 60 milliards de dollars pour 2025-2029. Le média algérien TSA a rapporté que 80 % de l’enveloppe annoncée devait aller aux activités « amont », c’est-à-dire à l’exploration et à la production. Cette annonce donne le cadre politique et financier, mais ne signifie pas que les études de Berkine disposent, à elles seules, d’un budget ou d’un financement déjà annoncé.

À Alger, la question est aussi celle de l’équilibre entre exportations et besoins du pays. Le pétrole et le gaz apportent des recettes et soutiennent les ventes extérieures. En parallèle, la consommation intérieure pèse sur les volumes disponibles. Pour les autorités, prolonger la production des champs existants peut ainsi compléter l’exploration, sans que l’on sache encore quelle contribution ces deux sites pourraient fournir.

La coopération étrangère, sans transfert de décision

Le partenariat avec la PVEP apporte une expertise étrangère à une évaluation menée avec l’agence nationale chargée de valoriser les ressources en hydrocarbures. Il s’ajoute à une coopération énergétique qui dépasse les partenaires européens habituellement associés aux exportations algériennes. Toutefois, l’annonce ne porte pas sur un contrat de production ni sur une cession des champs : elle concerne des études techniques de douze mois.

Leur portée dépendra des conclusions, puis des choix d’investissement et des autorisations qui pourraient suivre. Une étude peut repérer des options techniques sans démontrer qu’elles sont rentables ou applicables à grande échelle. Les coûts, les équipements nécessaires, les volumes récupérables et les effets sur le calendrier de production restent à établir.

Les retombées locales ne sont pas détaillées dans les annonces disponibles. Si des opérations de développement suivent, elles pourraient concerner les emplois spécialisés, les prestataires et les infrastructures des régions productrices. Mais une étude seule ne permet pas de conclure à des créations d’emplois ou à des recettes supplémentaires pour les territoires concernés. La différence entre une annonce d’évaluation et un projet mis en œuvre importe donc aussi pour les habitants et les entreprises de la région.

Un enjeu qui dépasse les frontières algériennes

Pour l’Afrique du Nord, la démarche illustre une priorité partagée par plusieurs producteurs : maintenir les capacités existantes tout en cherchant de nouveaux gisements et en préparant l’évolution du système énergétique. L’Algérie appartient à l’Union du Maghreb arabe (UMA), organisation régionale nord-africaine. Mais les informations disponibles ne présentent pas ces conventions comme un projet commun de l’UMA : elles relèvent d’abord d’accords algéro-vietnamiens.

La question intéresse également les marchés africains et méditerranéens, car la disponibilité des hydrocarbures algériens influence les échanges régionaux et les exportations. Elle s’inscrit dans un débat plus large : comment financer l’approvisionnement énergétique tout en diversifiant les économies et en développant d’autres sources d’énergie ? Les conventions de Berkine ne tranchent pas ce débat. Elles montrent plutôt que l’amélioration des champs existants reste une composante de la trajectoire énergétique algérienne.

La prochaine étape concrète sera la remise des résultats des deux études, attendue après leurs douze mois de travaux. Il faudra alors distinguer les options techniques identifiées des décisions effectives d’investissement et de production. Pour l’instant, l’accord ouvre une phase d’analyse, pas une promesse de barils supplémentaires.

Les dates, les partenaires et les deux champs ont été recoupés entre l’annonce de l’APS sur les conventions ALNAFT-PVEP et le compte rendu d’Algérie 54 sur le NAPEC 2026. Le contexte des investissements annoncés en 2025 est rapporté par TSA Algérie.