Australie

En Australie, où Total possède des droits miniers depuis 2005, le Groupe détient 24% du projet Ichthys, 27,5% du projet GLNG et dix permis d’exploration offshore, dont quatre opérés, au nordouest du pays dans les bassins de Browse, Vulcan et Bonaparte.
En 2010, le Groupe a produit 1 kbep / j grâce à sa participation dans GLNG.

Brunei

Au Brunei, où Total est présent depuis 1986, le Groupe opère le champ offshore de Maharaja Lela Jamalulalam sur le bloc B (37,5%). La production de Total s’est élevée à 14 kbep / j en 2010, contre 12 kbep / j en 2009 et 14 kbep / j en 2008. Le gaz est livré à l’usine de liquéfaction de Brunei LNG.

Sur le bloc B, une nouvelle campagne de forage a débuté en juillet 2009, comprenant un puits de développement, mis en production en avril 2010, et deux puits d’exploration forés en 2010 dans le sud du champ, qui ont conduit à de nouvelles découvertes d’hydrocarbures. Les études de développement de ces nouvelles réserves sont en cours. 

Sur le bloc d’exploration CA1 (54%, opérateur), anciennement bloc J, situé en offshore profond, les activités d’exploration ont repris en septembre 2010 après avoir été suspendues depuis mai 2003 en raison d’une contestation frontalière entre le Brunei et la Malaisie. L’accord frontalier conclu entre les deux pays en 2009 a entraîné une adaptation du contrat de partage de production signé en 2003 avec l’entrée de deux nouveaux partenaires désignés par la Malaisie. La part de Total, qui reste opérateur, a ainsi été réduite de 60% à 54%. Une campagne de forage de plusieurs puits devrait démarrer dans la seconde moitié de l’année 2011.

Chine

En Chine, Total est présent sur le bloc de Sulige Sud, situé dans le bassin de l’Ordos, en Mongolie intérieure. Entre 2006 et 2008, des travaux d’appréciation ont été conduits sur ce bloc, avec notamment de l’acquisition sismique, le forage de quatre nouveaux puits et des essais sur des puits existants. 

Le plan de développement proposé par Total en janvier 2010, en partenariat avec China National Petroleum Corporation (CNPC), a ensuite été ajusté afin de bénéficier des synergies offertes par le développement du Grand Sulige, opéré par CNPC. Il a été adopté par les deux partenaires en novembre 2010 et le processus d’approbation par les autorités est en cours. Les deux partenaires ont convenu que la part de Total dans le cofinancement du développement s’établirait à 49% et celle de CNPC à 51% (opérateur). Le développement sera opéré par CNPC chez qui plusieurs spécialistes de Total seront détachés.

Indonésie

En Indonésie, où Total est présent depuis 1968, la production du Groupe s’est élevée à 178 kbep / j en 2010, contre 190 kbep / j en 2009 et 177 kbep / j en 2008.
Les activités de Total sont essentiellement concentrées sur le permis de la Mahakam (50%, opérateur) qui regroupe notamment les champs gaziers de Tunu et Peciko.Total détient également une participation dans le champ de Sisi-Nubi (47,9%, opérateur). Le Groupe Total  livre l’essentiel de sa production de gaz naturel à l’usine de liquéfaction de Bontang, opérée par la société indonésienne PT Badak. La capacité totale des huit trains de liquéfaction de cette usine s’élève à 22 Mt/an.

En 2010, la production de gaz opérée par Total s’est établie à 2 488 Mpc/j. Les quantités de gaz opérées par Total et livrées à l’usine de Bontang ont représenté 80% de son approvisionnement. À cette production de gaz se sont ajoutées les productions opérées de condensats (49 kb/j) et d’huile (23 kb/j), provenant des champs de Handil et Bekapai.

• Sur le permis de la Mahakam :
  
  • Tunu : En 2010, le forage de puits additionnels sur le champ de Tunu s’est poursuivi dans le cadre des douzième et treizième phases de développement. La campagne sismique 3D sur la zone centrale et Sud-Est du champ s’est achevée en 2010 et le forage de puits de développement visant les réservoirs de gaz peu enfouis a démarré en 2010.
  • Peciko : sur le champ de Peciko, après le démarrage d’une nouvelle plate-forme (phase 5) fin 2008, une nouvelle phase de forage de puits (phase 7) a débuté en 2009 et s'est poursuivie en 2010. De nouvelles capacités de compression basse pression (phase 6) sont entrée en service en mai 2010. Peciko a produit 737 Mpc/j de gaz en 2009.
    
  • East Bekapai : Sur le puits d’exploration East Bekapai, les opérations de dégoulottage des installations permettant d’accroître la production de gaz se sont achevées en juillet 2010.
  • South Mahakam  : Le développement de South Mahakam s’est poursuivi avec l’attribution en août 2010 du contrat d’ingénierie et de construction (EPC) pour le développement des découvertes de Stupa, West Stupa et East Mandu. Le démarrage de la production est prévu début 2013
    
• Southeast Mahakam : Le bloc d’exploration Southeast Mahakam (50%, opérateur), situé dans le delta de la Mahakam, a fait l'objet d’une campagne d’acquisition sismique en 2008. Le forage du premier puits d’exploration (Trekulu 1) s’est achevé fin 2010.
  
• Sisi-Nubi : Sur le champ de Sisi-Nubi, mis en production en novembre 2007, les forages se poursuivent. Le gaz de Sisi-Nubi est produit au travers des installations de traitement de Tunu.
• Arafura et Amborip VI : Le Groupe a pris en mai 2010 une participation de 24,5% dans deux blocs d’exploration - Arafura et Amborip VI - situés dans la mer d’Arafura. Le forage d’un premier puits a débuté mi-novembre 2010 sur le permis d’Amborip VI, suivi d’un second sur le permis d’Arafura qui a démarré début 2011.
• Ruby : Le Groupe a finalisé en octobre 2010 l’acquisition d’une participation de 15% dans le permis de Sebuku où se trouve la découverte du champ de gaz de Ruby, dont le développement a été lancé mi-février 2011, visant une production de 100 Mpc/j de gaz naturel et dont la mise en production est prévue en 2013.
   

En octobre 2010, le Groupe a signé un accord avec le consortium Nusantara Regas (Pertamina-PGN) portant sur la livraison de 11,75 Mt de GNL sur la période 2012-2022 à un terminal de regazéification situé près de Djakarta. 

Enfin, Total a signé en février 2009, aux côtés de son partenaire Inpex et de la société nationale Pertamina, un protocole d’accord avec un consortium d’acheteurs japonais de GNL, prévoyant les principales modalités de l’extension des contrats de ventes de GNL de 1973 et 1981. Aux termes de cet accord, l’usine de liquéfaction de Bontang devrait livrer 25 Mt de GNL au Japon sur la période 2011-2020. Le gaz proviendra du permis de la Mahakam.

Malaisie

Total a signé en mai 2008 un contrat de partage de production avec la compagnie nationale malaise Petronas portant sur les blocs d’exploration offshore PM303 , dont Total s’est retiré début 2011, et PM324 (70%, opérateur).

Une campagne de forages en conditions de haute pression/haute température sur le bloc PM324 devrait débuter au second semestre 2011.

Total a également signé en novembre 2010 un nouveau contrat de partage de production avec Petronas portant sur le bloc d’exploration SK 317 B (85%, opérateur) situé dans l’offshore profond du Sarawaket PM324 (70%, opérateur). Le Groupe est aussi présent en exploration dans le bloc offshore SKF (42,5%). Une structure opérationnelle a été mise en place en 2008 à Kuala Lumpur.

Myanmar

Au Myanmar, Total est opérateur du champ de Yadana (31,2%). Ce champ, situé sur les blocs offshore M5 et M6, produit du gaz livré essentiellement à PTT (compagnie nationale thaïlandaise) et destiné aux centrales électriques thaïlandaises. Le champ de Yadana alimente également le marché local via un gazoduc terrestre et, depuis juin 2010, via un gazoduc sous-marin construit et opéré par la compagnie nationale du Myanmar MOGE. La production du Groupe s’est élevée à 14 kbep / j en 2010, contre 13 kbep / j en 2009 et 14 kbep / j en 2008.

Thaïlande

En Thaïlande, la production du Groupe Total s’est élevée à  41 kbep / j en 2010, contre 36 kbep / j en 2009 et 41 kbep / j en 2008. Cette remontée des productions en 2010 est due à la demande soutenue de gaz, tirée par la croissance économique thaïlandaise. Le principal actif du Groupe est le champ offshore de gaz à condensats de Bongkot (33,3%). PTT achète la totalité de la production de condensats et de gaz naturel.

• La partie Nord du champ de Bongkot les phases de développement 3F (trois plates-formes tête de puits) et 3G (deux plates-formes) ont respectivement été mises en production en 2008 et 2009. De nouveaux investissements permettent de répondre à la demande de gaz et de maintenir le plateau de production :
  - les trois plates-formes de la phase de développement 3H ont été mises en place en 2010 avec un démarrage de la
  production début 2011 ;
  - la phase 3J (deux plates-formes) a été lancée fin 2010 ;
  - des compresseurs basse pression supplémentaires ont été installés pour augmenter la production de gaz.
  
• La partie Sud du champ (Great Bongkot South) fait également l’objet d’un développement par phases. Il comprendra à terme une plate-forme de traitement, une plate-forme d’habitation et treize plates-formes de production. La construction des installations, démarrée en 2009, s’est accélérée en 2010 et la mise en production devrait avoir lieu début 2012.
  

Vietnam

Au Vietnam, à la suite d’un accord signé en octobre 2007 avec PetroVietnam, Total détient une participation de 35% dans le contrat de partage de production du bloc d’exploration offshore 15-1/05. Une acquisition sismique 3D de 1 600 km2 a été réalisée à l’été 2008 sur ce bloc. Après une première découverte d’huile en novembre 2009, une seconde découverte d’huile a été réalisée en octobre 2010. Les deux découvertes sont situées dans la partie Sud du bloc. Une nouvelle campagne d’exploration de cinq puits a débuté en novembre 2010.

En mars 2009, Total a signé un contrat de partage de production avec PetroVietnam pour les blocs DBSCL-02 et DBSCL-03. Situés dans la région du delta du Mékong, ces blocs onshore sont détenus par Total (opérateur) à hauteur de 75%, aux côtés de PetroVietnam (25%). Une première campagne sismique 2D a été acquise entre novembre 2009 et avril 2010.

Sources : Rapport de référence 2010