Dans une présentation aux investisseurs, Chariot est revenu sur le potentiel gazier commercial dans le Loukkos, où la société britannique vient d'obtenir une licence onshore (Loukkos Onshore), laquelle vient s'ajouter à ses deux permis offshore au Maroc : Lixus et Rissana.

"Le portefeuille marocain de Chariot couvre désormais trois licences distinctes. Elles sont situées dans les secteurs offshore et onshore du bassin sédimentaire du Gharb. Ce bassin abrite le champ gazier offshore et onshore, provenant tous deux de réservoirs de gaz d'âge tertiaire", explique Duncan Wallace, directeur technique chez Chariot Limited dans sa présentation.

"Ces licences présentent non seulement les avantages d'une exploration soutenue par des attributs sismiques à faible risque, avec des taux de réussite historiques élevés de 80% à 85%, mais elles disposent également d'infrastructures existantes qui permettent l'accès à de multiples marchés gaziers établis", précise Duncan Wallace.

Loukkos Onshore géologiquement similaire aux zones offshore 

"La licence offshore de Lixus est associée au projet de développement gazier 'Anchois', qui est notre principal projet dans le pays. La licence d'exploration de Rissana, elle, entoure les limites maritimes de Lixus et comprend à la fois une extension du gisement de gaz tertiaire d'Anchois, ainsi qu'un potentiel à grande échelle dans d'autres réservoirs plus anciens", rappelle le directeur technique.

"La nouvelle licence de Loukkos étend la superficie de ce portefeuille dans la partie onshore du bassin. Elle présente des caractéristiques géologiques très similaires à celles des zones offshore", indique-t-il, notant que des données sismiques 3D ont été exploitées par Chariot pour évaluer le potentiel de la zone couverte par la licence de Loukkos.

Le potentiel gazier dans le Loukkos est modeste mais très rentable

"Nous observons les mêmes attributs sismiques, qui ont conduit au succès de notre campagne de forage au niveau du champ gazier Anchois, dans certaines perspectives identifiées dans la zone onshore. L'exemple de la perspective 'Go Fret', qui présente non seulement des amplitudes élevées et des zones plates associées à des réservoirs potentiellement gaziers, mais a également été dé-risquée par un puits précédemment foré à terre, qui ciblait une perspective d'exploration plus profonde. Ce puits a en effet révélé un réservoir de très bonne qualité et a identifié de fortes indications de gaz en aval de la perspective que nous avons identifiée comme potentiellement éligible à un forage accéléré à Loukkos", explique Duncan Wallace.

"Nous avons également calibré le potentiel onshore grâce à des découvertes existantes à terre. Les essais de puits ont permis d'identifier un potentiel gazier de 10 millions de pieds cubes par jour (l'équivalent de 290.000 m3, ndlr)". Notons que les besoins actuels du Maroc sont de 1 milliard de mètres cubes par an. La réserve certifiée d'Anchois est pour le moment d'environ 10 milliards de mètres cubes. Le potentiel onshore dont il est question ici est donc relativement modeste. Mais le directeur technique explique en quoi il peut être rentable et rapidement.

La zone onshore est exploitable à moindre coût

La zone onshore présente néanmoins des différences avec les zones offshore, nuance l'expert. "Les perspectives onshore ont tendance à être légèrement plus réduites. Il est tout de même possible d'agréger des perspectives similaires en groupes. Par exemple, la zone de Go Fret comprend trois perspectives très similaires, qui, combinées, donneront une ressource dont le potentiel est estimé à environ 26 livres/pied cube (équivalent de 416,48 kg/m3) selon les estimations préliminaires", précise-t-il.

La zone onshore a également l'avantage d'être située dans une zone d'exploitation à moindre coût, comparée aux zones offshore, offrant ainsi la possibilité d'accélérer le processus de commercialisation, souligne Duncan Wallace.

"Les puits onshore devraient coûter moins de 3 millions de dollars ; forage, évaluation et tests ultérieurs compris. Cela nous offre une opportunité de génération de valeur, car un seul puits d'exploration de 3 millions de dollars pourrait directement débloquer un potentiel de ressources agrégées important à travers le groupe de perspectives. Combiné aux prix historiquement élevés mais également aux conditions fiscales extrêmement attrayantes au Maroc, cela signifie qu'une perspective de volume modeste peut générer des revenus et une valeur très significatifs pour l'entreprise", renchérit l'expert.

Démarrage des forages fin 2023 

"La récente levée de fonds que nous avons réalisée nous permettra de démarrer une campagne de forages vers la fin de cette année", poursuit Duncan Wallace.

Le directeur technique chez Chariot a également évoqué les opportunités de commercialisation du gaz à la suite des découvertes entamées dans le cadre de la licence onshore de Loukkos.

"Nous avons tout d'abord l'opportunité d'approvisionner un marché industriel attrayant et sous-alimenté déjà établi au Maroc, notamment à Kénitra. Avec une demande établie de plus de 10 millions de pieds cubes par jour et des prix historiquement élevés de 11 à 12 dollars par MMBTU (British thermal unit), ce marché est un candidat pour un approvisionnement rapide en gaz, soit par connexion au réseau établi via un pipeline fixe, soit via l'utilisation d'une solution de pipeline virtuel", explique-t-il.

"Loukkos est par ailleurs situé dans la même zone que le CPF d'Anchois et le pipeline offshore. Cela signifie que toutes les ressources en gaz de Loukkos peuvent également être utilisées à long terme pour augmenter les ventes de gaz d'Anchois. Il y a aussi la possibilité d'exporter l'excédent de gaz vers un marché européen demandeur, par le biais du gazoduc Maghreb-Europe (GME) existant", conclut Duncan Wallace.