Namibie : PEL 93 prépare un premier forage dans le bassin d’Owambo

Le permis pétrolier PEL 93, dans le bassin terrestre d’Owambo au nord de la Namibie, se rapproche d’une décision de forage. Le partenariat qui détient le permis a déposé une demande pour entrer dans une nouvelle période d’exploration de deux ans à compter du 3 octobre 2026, assortie d’un programme comprenant la préparation et le forage d’au moins un puits.

Cette proposition intervient après l’intégration d’environ 6 000 kilomètres-lignes de données gravimétriques, magnétiques et radiométriques aéroportées. L’analyse a confirmé le prospect 9 comme cible prioritaire, selon 88 Energy, qui détient une participation de 20 % dans le permis. L’étape reste toutefois administrative et technique : la demande de renouvellement et le programme de travail doivent obtenir les validations nécessaires avant qu’un puits puisse être engagé.

Un permis étendu, recentré sur les cibles prioritaires

PEL 93 couvre environ 18 500 kilomètres carrés dans le bassin d’Owambo, une zone encore peu explorée. Le permis est exploité par Monitor Exploration, qui détient 55 %. Les autres partenaires sont 88 Energy, avec 20 %, Legend Oil Namibia, avec 15 %, et la compagnie nationale NAMCOR, avec 10 %.

La nouvelle interprétation géophysique permet d’affiner la compréhension des structures souterraines et de hiérarchiser les prospects. Prospect 9 ressort comme la cible la mieux classée pour un futur forage. La géophysique ne détecte pas directement un gisement commercial : elle aide à modéliser les structures et à décider où approfondir les travaux. Seul un forage, suivi d’analyses et de tests, pourra établir si les formations ciblées contiennent des hydrocarbures exploitables.

Dans le cadre du renouvellement demandé, les partenaires ont également proposé de restituer environ la moitié de la superficie du permis. Cette réduction permettrait de concentrer les moyens sur les treize prospects et indices identifiés comme prioritaires et de limiter les coûts de détention. Elle doit aussi être approuvée par les autorités et les partenaires concernés.

Le contexte régional renforce l’intérêt, sans garantir le résultat

L’attention portée au bassin d’Owambo s’est accrue après les tests menés dans la licence voisine PEL 73 par ReconAfrica. La société a annoncé en juillet et en août 2026 des flux d’hydrocarbures en surface lors des tests de deux intervalles de formations distinctes au puits Kavango West 1X. Elle a ensuite indiqué préparer un test horizontal complémentaire dans la formation Huttenberg.

Ces informations apportent un élément régional utile à l’évaluation du système pétrolier, mais elles concernent un autre permis et un autre puits. Elles ne démontrent pas la présence d’hydrocarbures à PEL 93. Les réservoirs, la maturité des roches sources, les pièges et les conditions de migration peuvent varier d’un secteur à l’autre. Un résultat obtenu chez un opérateur voisin peut orienter les hypothèses, pas remplacer les vérifications propres au bloc.

Pour le partenariat de PEL 93, l’enjeu est désormais de transformer le travail d’interprétation en programme opérationnel. Il faudra confirmer le renouvellement, préciser le site du puits, définir les besoins d’acquisition sismique complémentaires et établir comment financer le forage. En mai, 88 Energy avait indiqué que sa participation de 20 % était pleinement acquise et qu’elle n’avait plus d’obligation de financement liée à l’ancien mécanisme d’entrée dans le permis. La structure de financement d’un éventuel puits devra donc être organisée selon les accords et les décisions futures du partenariat.

Le forage, prochain test de la thèse géologique

Le bassin d’Owambo est présenté par les opérateurs comme une zone frontalière pour l’exploration pétrolière. Ce caractère sous-exploré offre un potentiel de découverte, mais s’accompagne d’un degré d’incertitude élevé. Avant le forage, l’interprétation s’appuie sur des données géophysiques, géologiques et des analogies régionales. Le puits permettrait de tester directement la nature des formations, leur porosité, leur saturation éventuelle et les indices de système pétrolier.

Les résultats d’un puits d’exploration ne se résument pas à la présence ou à l’absence de pétrole ou de gaz. L’épaisseur et la qualité du réservoir, la pression, la composition des fluides et la possibilité d’un test de production contribuent à déterminer les suites à donner. Dans un permis aussi vaste, même une découverte locale nécessiterait des travaux complémentaires pour mesurer son étendue et déterminer si elle peut soutenir un développement commercial.

Pour la Namibie, la décision pourrait aider à préciser la géologie d’un bassin situé à l’intérieur des terres, alors que les découvertes offshore ont déjà attiré des investissements importants dans le pays. Mais l’exploration terrestre ne dispose pas automatiquement des mêmes infrastructures ni des mêmes conditions de transport. Les enjeux d’accès, d’eau, de logistique, de protection de l’environnement et d’acceptabilité auprès des communautés devront être intégrés à tout scénario de développement.

Des jalons à suivre avant de parler de découverte

Le dossier PEL 93 entre ainsi dans une phase où les décisions réglementaires et financières compteront autant que l’interprétation des données. La confirmation du renouvellement, l’approbation du programme de travail et la sélection d’un emplacement de forage seront les prochains indicateurs concrets. La date d’un éventuel puits n’a pas été annoncée dans la demande de renouvellement.

L’objectif d’au moins un forage ouvre une étape nouvelle pour le permis, sans préjuger de son résultat. Pour les investisseurs et les acteurs de l’énergie, la valeur de cette avancée se mesurera à la capacité du partenariat à financer le programme et à tester Prospect 9 dans un délai crédible. La prochaine information décisive sera celle qui précisera les autorisations, le calendrier et les moyens engagés sur le terrain.