Réserves de pétrole et de gaz en Algérie
Les réserves ne sont pas un stock figé. Elles évoluent avec la production, les découvertes, l’appréciation des gisements, les progrès techniques et les conditions économiques. Pour lire correctement le potentiel algérien, il faut distinguer réserves prouvées, réserves probables, ressources en place et ressources prospectives.
Réserves, ressources, volumes en place : trois notions différentes
Une partie importante des erreurs sur le potentiel pétrolier et gazier vient de l’addition de catégories qui ne mesurent pas la même chose.
Réserves prouvées — 1P
Volumes récupérables avec un degré élevé de certitude à partir de gisements connus, dans les conditions techniques et économiques retenues.
Réserves 2P
Somme des réserves prouvées et probables. Elles donnent une vision plus large du potentiel récupérable, avec davantage d’incertitude que les seules réserves prouvées.
Volumes en place
Hydrocarbures estimés dans le sous-sol avant application du taux de récupération. Seule une fraction peut devenir techniquement et économiquement récupérable.
Ressources prospectives
Potentiel associé à des accumulations encore non découvertes ou insuffisamment démontrées. Elles ne doivent pas être présentées comme des réserves.
Un socle important, dominé par le gaz naturel
L’Annual Statistical Bulletin 2025 de l’OPEP indique pour l’Algérie, sur données 2024, 12,2 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole brut et 4 504 milliards de m³ de réserves de gaz naturel.
Pétrole brut
12,2 milliards de barils de réserves prouvées. L’OPEP indique une production de brut de 907 000 barils/jour en 2024.
À production constante et sans découverte ni révision, le ratio réserves/production ressort à environ 36,9 ans.
Gaz naturel
4 504 milliards de m³ de réserves de gaz naturel. L’OPEP indique 103,986 milliards de m³ de production commercialisée en 2024.
Le ratio statique correspondant ressort à environ 43,3 ans.
Pourquoi le stock de réserves doit être lu avec les flux
La valeur économique des réserves dépend de la capacité à les produire, les transporter, satisfaire la demande intérieure et conserver un surplus exportable.
907 kb/j de brut
Production de pétrole brut indiquée par l’OPEP pour 2024. Le rythme d’extraction influence directement le ratio réserves/production.
103,99 Gm³ de gaz
Production commercialisée de gaz naturel en 2024 selon l’OPEP.
49,09 Gm³ exportés
Exportations de gaz naturel publiées par l’OPEP pour 2024. Le reste alimente notamment le marché intérieur et les usages énergétiques domestiques.
Les découvertes doivent compenser l’extraction
La question centrale n’est pas seulement le niveau actuel des réserves, mais la capacité à remplacer les volumes produits par de nouvelles découvertes, l’appréciation et l’amélioration du taux de récupération.
15 découvertes en 2023
ALNAFT indique que l’effort de recherche 2023 a permis à Sonatrach de réaliser quinze découvertes d’hydrocarbures, dont une en partenariat.
56,43 Mtep en 2P en place
ALNAFT évalue les volumes 2P en place associés à ces découvertes à 56,43 millions de tonnes équivalent pétrole.
Volumes récupérables
Pour ces découvertes 2023, ALNAFT indique notamment 13,85 millions de m³ d’huile récupérables, 10,63 milliards de m³ de gaz et 0,84 million de m³ de condensat récupérable.
Un effort de renouvellement relancé
Le domaine minier reste vaste et encore partiellement exploré. Sonatrach et ALNAFT ont relancé les appels à concurrence et les partenariats afin d’accroître les découvertes et les capacités de production.
1,75 million km²
ALNAFT indique une surface totale du domaine minier hydrocarbures de 1 754 563 km², dont environ 1,62 million km² onshore et 131 165 km² offshore.
5 contrats issus du Bid Round 2024
Cinq contrats ont été signés en juillet 2025 sur Toual II, Guern El Guessa II, Reggane II, AHARA et Zerafa II.
606 M$ minimum d’exploration
Sonatrach indique que les cinq contrats du Bid Round 2024 prévoient au minimum 606 millions de dollars d’investissements d’exploration.
Bid Round 2026
ALNAFT a lancé en avril 2026 un nouvel appel d’offres portant sur sept périmètres, avec dépôt des offres prévu au 26 novembre 2026.
100 puits par an
Sonatrach affiche l’objectif de forer 100 puits par an pour renforcer le renouvellement des réserves et augmenter le nombre de découvertes.
Améliorer la récupération
Le renouvellement ne dépend pas uniquement de nouveaux gisements : les technologies d’optimisation et de récupération améliorée peuvent aussi convertir davantage de volumes en réserves récupérables.
Le potentiel futur ne se réduit pas aux réserves prouvées actuelles
Sonatrach souligne le potentiel conventionnel, non conventionnel et offshore du domaine minier. Mais tant qu’un volume n’a pas été découvert, évalué, jugé récupérable et économiquement exploitable, il ne doit pas être comptabilisé comme réserve prouvée.
Conventionnel
Il reste le socle de la production actuelle et de la majorité des réserves prouvées. Les principaux bassins du Sud concentrent l’activité d’exploration et de développement.
Non conventionnel
Le potentiel de gaz de schiste est régulièrement cité comme important. Il s’agit toutefois de ressources potentielles, avec des enjeux techniques, économiques, environnementaux et sociaux spécifiques.
Offshore
L’offshore représente une frontière d’exploration supplémentaire. Son potentiel doit être apprécié à partir de données géologiques et de campagnes d’exploration, et non assimilé à des réserves déjà disponibles.
Les cinq indicateurs qui permettent de juger la solidité du portefeuille
Le niveau absolu des réserves ne suffit pas pour mesurer la sécurité énergétique ou la capacité exportatrice d’un pays producteur.
1. Taux de remplacement
Comparer les nouvelles réserves ajoutées chaque année aux volumes produits. Un ratio inférieur à 100 % sur longue période réduit progressivement le stock.
2. Taux de récupération
Un gain de quelques points sur des champs matures peut ajouter des volumes récupérables sans découverte d’un nouveau gisement.
3. Coût de développement
Une ressource géologique n’a de valeur économique que si elle peut être produite avec un coût compatible avec les prix et les infrastructures.
4. Demande intérieure
La croissance de la consommation de gaz et d’électricité réduit le surplus exportable si la production ne progresse pas au même rythme.
5. Vitesse de mise en production
Le délai entre découverte, appréciation, décision d’investissement, développement et première production conditionne le renouvellement effectif de l’offre.
Conclusion AB
Le principal enjeu n’est pas de déterminer une date théorique d’épuisement, mais de maintenir un portefeuille de réserves renouvelé, économiquement récupérable et compatible avec la demande intérieure et les engagements d’exportation.
Tableau de vigilance
Réserves prouvées
Suivre les mises à jour OPEP et les publications nationales par type d’hydrocarbure.
Nouvelles découvertes
Suivre nombre de découvertes, volumes en place, volumes récupérables et taux de succès.
Forages d’exploration
Mesurer l’effort annuel de forage et la part réalisée en partenariat.
Production
Comparer réserves et rythme d’extraction pour éviter une lecture statique du stock.
Consommation intérieure
Le gaz disponible pour l’export dépend aussi de la croissance de la demande domestique.
Contrats & investissements
Suivre Bid Rounds, nouveaux contrats, CAPEX d’exploration et décisions de développement.