La Norvège pourrait extraire de ses actifs pétroliers et gaziers existants des volumes comparables à ceux du gisement de Johan Sverdrup, mais seulement si elle agit rapidement. Sur un marché mondial de plus en plus tendu, les techniques de récupération avancées pourraient constituer l’une des rares sources d’approvisionnement supplémentaires à grande échelle.
Le plateau continental norvégien, déjà bien exploité, recèle encore des centaines de millions de barils de pétrole et de gaz récupérables, mais la fenêtre d’opportunité pour les extraire se referme.
Une nouvelle analyse soutenue par la Direction norvégienne des activités offshore suggère que les méthodes avancées de récupération améliorée du pétrole et du gaz (EOGR) pourraient permettre d’exploiter entre 350 et 700 millions de mètres cubes standard d’équivalent pétrole, soit près de 4 milliards de barils, à partir des gisements existants. Dans le scénario le plus optimiste, cela est comparable à la production totale sur toute la durée de vie du gisement de Johan Sverdrup, l’un des plus grands projets de développement du plateau continental norvégien (NCS).
Pourtant, malgré l’ampleur de ce potentiel, le déploiement reste limité.
« L’écart entre les opportunités EOGR identifiées et les quelques projets pilotes qui avancent réellement est encore important », a déclaré Ove Bjørn Wilson, ingénieur réservoir senior à la Direction offshore.
Une course contre le déclin
L’urgence est structurelle.
La production du NCS devrait décliner à mesure que les gisements arrivent à maturité et que la pression des réservoirs diminue. La récupération avancée est l’un des rares leviers restants pour ralentir ce déclin sans compter sur de nouvelles découvertes à grande échelle.
Conscient de cela, le ministère norvégien de l’Énergie a officiellement chargé en 2026 la Direction des opérations offshore d’accélérer l’identification et le déploiement de projets EOGR commercialement viables.
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Une révision interne réexamine actuellement des concepts précédemment mis de côté — des projets autrefois jugés trop complexes, trop coûteux ou trop incertains.
Les arguments en faveur de l’investissement évoluent.
Ce qui ne répondait pas aux seuils de rentabilité par le passé peut désormais sembler convaincant sur un marché caractérisé par une offre plus restreinte, une instabilité géopolitique et une demande croissante de barils sûrs et non-OPEP.
De la possibilité technique à la réalité commerciale
L’EOGR n’est plus un frein.
Des techniques telles que l’injection avancée de gaz, l’injection chimique et la récupération à base de CO₂ ont déjà été déployées en mer dans d’autres régions dans des conditions comparables. Le défi pour la Norvège n’est plus d’ordre technique, mais concerne désormais l’exécution et le timing.
Historiquement, les projets ont été freinés par une grande complexité, une discipline financière stricte, des considérations environnementales et un accès limité aux agents d’injection tels que le CO₂.
Mais le contexte macroéconomique a changé.
Sur un marché marqué par un sous-investissement dans l’approvisionnement à long terme, les barils issus de sites existants gagnent en valeur stratégique. Par rapport aux développements de nouveaux gisements, la récupération avancée à partir des infrastructures existantes offre des délais de mise en œuvre plus courts, une intensité en capital moindre et des rendements potentiellement plus élevés — si elle est exécutée au bon moment.
Passionnée par la culture nordique, par la nature, par l’écriture, voici que j’ai réunie mes passions dans ce site où je vous partage mes expériences et mes connaissances sur la Norvège spécialement. J’y ai vécu 2 ans entre 2015 et 2017, depuis les décors me manque, la culture me manque. Bonne lecture.
