Chevron a confirmé une découverte de pétrole et de condensat au puits d’exploration 105-4X du bloc 0, au large de l’Angola. Sa filiale Cabinda Gulf Oil Company Limited l’a foré dans le bassin du Bas-Congo, prolongeant une stratégie appuyée sur les infrastructures existantes.
Le puits a rencontré une colonne de pétrole et condensat supérieure à 600 mètres, ou 2 000 pieds, dans le réservoir principal Pinda. Plus de 90 mètres, ou 300 pieds, constituent une épaisseur nette d’excellente qualité, distincte de la colonne totale contenant des hydrocarbures.
Ces mesures confirment hydrocarbures et épaisseur au point de forage, mais ne sont pas une estimation de réserves. Aucun volume récupérable, débit d’essai, budget, feu vert au projet ou date de première production n’a été annoncé; l’échelle commerciale reste à démontrer.
La découverte sera évaluée pour un éventuel raccordement aux installations voisines de Chevron. Réutiliser plateformes, conduites et traitement peut réduire délais et capital face à un développement autonome, mais le raccordement reste une option étudiée, non un projet approuvé.
Cabinda Gulf Oil Company exploite le bloc 0 avec 39,2% d’intérêt. Sonangol E&P détient 41%, TotalEnergies 10% et Azule Energy 9,8%; les décisions techniques et d’investissement relèvent donc d’un consortium même si la filiale Chevron est opératrice.
Chevron produit actuellement environ 300 000 barils équivalent pétrole nets par jour en Afrique subsaharienne. Ce chiffre décrit son portefeuille régional existant et non la production de 105-4X, découverte d’exploration sans profil de production publié.
Le groupe a aussi élargi son inventaire régional: entrée dans PPL2000 et PPL2001 au Nigeria, attribution du bloc profond PPL2010, trois blocs en Guinée-Bissau et cinq licences de reconnaissance en Guinée équatoriale. Trois succès proches ont été enregistrés au Nigeria depuis fin 2024.
D’autres puits sont prévus en Angola et dans la région, dont Nabba-1X à fort impact sur PEL90 en Namibie avant la fin de l’année. La valeur de 105-4X dépendra de l’évaluation, des volumes récupérables, des partenaires, de l’économie du raccordement et du délai jusqu’à la production.