Marché de la récupération assistée du pétrole Taille et part 2026-2035

Taille du marché de la récupération assistée du pétrole

Le marché de la récupération assistée du pétrole (EOR) était évalué à 41,7 milliards de dollars (USD) en 2025 et devrait passer de 44,5 milliards de dollars (USD) en 2026 à 87,2 milliards de dollars (USD) d'ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 7,8 %.

Le besoin d'accroître la récupération devient plus structurel à mesure que la production conventionnelle arrive à maturité. L'analyse d'environ 15 000 champs a révélé un taux moyen observé de déclin annuel de 5,6 % après le pic pour le pétrole conventionnel ; les petits champs et les champs en eaux profondes affichent un déclin nettement plus rapide, de 11,6 % et 10,3 %, respectivement. La récupération assistée du pétrole est donc moins en concurrence avec le développement de nouveaux champs qu'avec la perte de production qui s'accumule lorsque les actifs matures conservent une quantité importante de pétrole en place, mais ne disposent pas d'un programme viable de récupération tertiaire.^{[1]IEA. iea.org}

La mise en œuvre de l'EOR dépend d'une chaîne d'approvisionnement intégrée plutôt que d'un service unique. La sélection des réservoirs, la simulation, la conception de l'injection, la surveillance, le traitement des fluides produits et la logistique des produits chimiques ou des gaz doivent fonctionner de manière coordonnée. Dans le bassin permien, le système de CO2 de Kinder Morgan illustre l'avantage infrastructurel dont bénéficient les projets établis : son oléoduc Cortez transporte du CO2 vers l'est du Nouveau-Mexique et l'ouest du Texas, contribuant à une part importante de l'activité régionale de récupération assistée par CO2. Les projets chimiques sont soumis à une contrainte différente. Les performances des polymères doivent être adaptées à la salinité, à la température, à la perméabilité et au traitement de l'eau produite, ce qui confère à la formulation locale, à la sécurité de l'approvisionnement et à la fiabilité de l'injection une importance commerciale comparable à celle du prix nominal des produits chimiques.

La récupération assistée par CO2 est de plus en plus évaluée parallèlement au captage, à l'utilisation et au stockage du carbone (CCUS). Plus des trois quarts des projets de captage et de stockage du carbone à grande échelle en exploitation ou en construction ont historiquement été associés à la récupération assistée du pétrole, ce qui reflète le rôle des revenus des hydrocarbures dans le soutien aux premières équations économiques du captage du carbone. Cette relation n'est pas automatique : un projet doit néanmoins garantir un approvisionnement en CO2, l'intégrité de l'injection, la surveillance et un cadre de politique carbone favorable. Toutefois, cette combinaison peut renforcer le dossier de financement des réseaux de pipelines et des actifs de compression qu'il serait difficile de justifier avec le seul accroissement de la production pétrolière.^{[2]IEA. iea.org}

Le développement technologique modifie également la manière dont les opérateurs gèrent l'incertitude. La recherche sur la récupération assistée par voie chimique cible des polymères et des systèmes tensioactifs capables de préserver l'injectivité et la viscosité dans des conditions de température et de salinité élevées, dans lesquelles les polyacrylamides partiellement hydrolysés conventionnels peuvent perdre en performance. Les flux de travail numériques réduisent le temps nécessaire pour tester différentes stratégies d'injection. SLB a appliqué des interfaces d'IA générative aux flux de travail de développement des champs, en reliant les requêtes des utilisateurs aux modèles du sous-sol et aux processus de simulation, tandis qu'un modèle analytique fondé sur la physique, déployé à Mukhaizna, à Oman, a été conçu pour optimiser les décisions relatives à l'injection de vapeur à l'échelle de l'ensemble du champ. Ces outils n'éliminent pas le risque lié au réservoir ; ils rendent les résultats des projets pilotes, les données de production et les contraintes d'exploitation plus exploitables dans les décisions d'injection quotidiennes.

Les politiques publiques constituent un autre facteur de différenciation. Aux États-Unis, l'article 45Q prévoit un crédit d'impôt pour la séquestration et l'utilisation d'oxydes de carbone admissibles, y compris la récupération assistée du pétrole dans certaines conditions. Saudi Aramco, Linde et SLB ont également signé en 2024 un accord entre actionnaires pour une plateforme de captage et de stockage du carbone à Jubail, conçue pour une capacité initiale allant jusqu'à 9 millions de tonnes métriques de CO2 par an. De tels projets revêtent une importance pour l'EOR, car ils peuvent créer des sources concentrées de CO2 capté, mais leur effet commercial dépendra des réglementations relatives au stockage, de l'accès aux pipelines, des coûts de captage et de l'économie de l'injection propre à chaque réservoir.

L’intégration du CCUS modifie le profil de risque de manière sélective, et non universelle. Dans les régions disposant de réseaux de CO2, de capacités de surveillance et d’incitations durables, l’injection de gaz peut bénéficier à la fois du soutien des objectifs de récupération du pétrole et de ceux de gestion du carbone.^{[3]IEA. iea.org} Ailleurs, les méthodes thermiques et chimiques restent principalement régies par les coûts de l’énergie, la logistique des produits chimiques et la réponse des champs. Le marché qui en résultera ne convergera pas vers une technologie dominante unique ; il sera davantage segmenté selon les fluides des réservoirs, les infrastructures et le contexte réglementaire.

Principaux facteurs de croissance

Facteur de croissance	Impact (~) en % sur les prévisions du CAGR	Pertinence géographique	Horizon d’impact
Hausse de la production des champs pétroliers matures	~5,6 %	Monde	Long terme
Demande souveraine et politiques favorables	~2,5 %	Monde	Moyen à long terme
Capitaux privés et développement de débouchés commerciaux	~1,8 %	Amérique du Nord, Moyen-Orient et Afrique, et régions productrices de l’Asie-Pacifique	Court à long terme

Hausse de la production des champs pétroliers matures

La demande de récupération assistée du pétrole est ancrée dans le déclin de la production des actifs conventionnels matures. L’analyse de l’IEA à l’échelle des champs montre que les taux de déclin varient fortement selon la taille du champ et son environnement, ce qui rend les barils additionnels particulièrement précieux dans les petits champs et les champs en eaux profondes, où le déclin naturel est marqué. La récupération tertiaire peut prolonger la production au plateau, retarder l’abandon et utiliser plus efficacement les infrastructures déjà amorties qu’un nouveau développement autonome.

Les États-Unis restent l’exemple le plus clair de récupération assistée du pétrole par injection de CO2 à grande échelle. Une évaluation réalisée en 2026 a recensé 140 projets opérationnels de récupération assistée par injection de CO2, produisant environ 219 580 barils par jour en 2024 ; les 74 projets du bassin permien représentaient 69 % de cette production. La Chine fournit un précédent tout aussi important en matière de récupération assistée par procédés chimiques. Le programme d’injection de polymères mené depuis longtemps à Daqing montre que les systèmes à base de polymères peuvent maintenir la production de réservoirs matures lorsque la formulation et la gestion de l’injection sont adaptées aux conditions du champ. Le programme commercial de récupération assistée du pétrole d’ONGC positionne de manière similaire la récupération améliorée comme un élément des efforts de l’Inde pour obtenir des barils supplémentaires à partir de champs en production, plutôt que de dépendre exclusivement de nouvelles découvertes.

Progrès continus des technologies de récupération assistée du pétrole

Les progrès techniques élargissent les conditions de réservoir dans lesquelles la récupération assistée du pétrole peut être envisagée. Dans le domaine de l’injection de gaz, des travaux de simulation sur la formation de Wolfcamp A ont montré comment le débit d’injection, la pression et le comportement des fluides peuvent influer sensiblement sur la récupération additionnelle lors d’opérations d’injection cyclique de CO2. Cette constatation a une portée opérationnelle, et pas seulement numérique : l’optimisation peut aider à déterminer si un réservoir dispose d’une capacité suffisante à contenir la pression et d’un potentiel de miscibilité adéquat avant qu’un exploitant ne s’engage dans un projet pilote de plus grande envergure.

L’innovation thermique vise à réduire l’intensité de la vapeur et à améliorer la conformité du réservoir dans les réservoirs hétérogènes de pétrole lourd. Une étude de terrain portant sur des nanofluides fonctionnalisés utilisés dans le cadre de la stimulation cyclique à la vapeur a fait état d’une production accrue et d’une réduction des besoins opérationnels dans une application en Colombie. À Shengli, des technologies composites thermiques ont été déployées pour remédier au fingering et au balayage inégal de la vapeur dans les réservoirs profonds de pétrole lourd. Ces approches sont particulièrement utiles lorsque les pertes de vapeur et la mauvaise conformité du réservoir, plutôt que la taille des ressources, limitent la rentabilité des projets.

La récupération assistée du pétrole par voie chimique (EOR) progresse grâce à des formulations plus tolérantes aux caractéristiques des réservoirs. Les polymères zwitterioniques, les systèmes polymères-nanoparticules et les configurations alcalin-tensioactif-polymère sont conçus pour améliorer le contrôle de la mobilité et le comportement interfacial dans des conditions difficiles de salinité et de température. CNPC a commercialisé des technologies de polymères tolérants au sel en Chine, tandis que l’expérience de Daqing en injection de polymères à grande échelle continue d’éclairer la conception des procédés d’injection chimique dans d’autres régions.

Soutien public favorable à la gestion du carbone et à la sécurité énergétique

La politique de gestion du carbone peut réduire un obstacle spécifique à l’EOR : le coût d’acquisition, de compression et de gestion du CO2. Aux États-Unis, l’article 45Q a renforcé la pertinence commerciale des projets admissibles de captage et de stockage du carbone pour les opérateurs d’EOR capables de satisfaire aux exigences de surveillance et de réglementation. Les activités de CCS d’ExxonMobil sur la côte du Golfe illustrent le modèle fondé sur les infrastructures, dans lequel des services de gestion du carbone sous contrat et des capacités existantes de transport du CO2 peuvent soutenir un réseau plus vaste.^{[4]IEA. iea.org}

Les objectifs de sécurité énergétique soutiennent l’EOR par un mécanisme différent. Le projet alcalin-tensioactif-polymère de Jhalora, en Inde, a été mis en service en 2025 avec une capacité d’injection nominale de 2 100 mètres cubes par jour et un objectif annoncé de 0,598 million de tonnes métriques de pétrole brut supplémentaire d’ici à l’exercice 2039–40. En Indonésie, Pertamina Hulu Rokan fait également progresser l’EOR chimique à Minas dans le cadre d’une stratégie nationale plus large de production intérieure. Sur ces marchés, la logique commerciale repose moins sur les crédits carbone que sur la valeur stratégique du ralentissement du déclin des champs en production.

Principaux freins

Freins	(~) % d’impact sur les prévisions du CAGR	Pertinence géographique	Calendrier de l’impact
Systèmes réutilisables et architectures différenciées des véhicules	-1,5 %	Mondial	Court à moyen terme

Coûts élevés des projets et volatilité des prix du pétrole brut

Les projets d’EOR mobilisent généralement une grande partie des capitaux en amont, tandis que les gains de production apparaissent progressivement, ce qui expose fortement la valeur des projets aux prix du pétrole, aux coûts d’injection et aux retards d’exécution. Une évaluation économique de l’EOR par injection de CO2 en mer dans le golfe d’Amérique a montré que les rendements variaient sensiblement selon le prix du pétrole, le prix du CO2 et la nécessité de mettre en place une conduite secondaire dédiée. Le même réservoir peut donc être techniquement viable, mais commercialement peu attractif lorsque l’approvisionnement en CO2 est coûteux ou que les prix du pétrole diminuent.

La récupération thermique présente une structure de coûts particulièrement rigide. La production de vapeur, le traitement de l’eau, le développement des plateformes de puits et les dépenses d’investissement récurrentes peuvent difficilement être réduits une fois qu’une installation SAGD est en fonctionnement. Cenovus a fait état d’une production record en 2025 à Christina Lake et à Foster Creek, mais son modèle d’exploitation des sables bitumineux dépend toujours d’une gestion continue des coûts d’exploitation hors carburant et de l’intensité capitalistique. La récupération thermique est ainsi économiquement résiliente dans les systèmes de ressources établis et de haute qualité, mais moins facilement transposable à des accumulations de pétrole lourd de plus petite taille dépourvues d’infrastructures existantes.

Les projets offshore ajoutent aux coûts les équipements sous-marins, l’intégration des plateformes, la logistique maritime et de longs cycles de construction. Les investissements de Shell dans les projets Vito et Kaikias d’injection d’eau illustrent l’ampleur des capitaux nécessaires, même pour des programmes de récupération qui précèdent des méthodes tertiaires plus complexes. Le calendrier est déterminant : un projet d’injection offshore retardé peut perdre son accès aux infrastructures ou être confronté à des décisions de démantèlement avant que sa réponse en matière de production ne puisse justifier l’investissement.

Cette distinction explique pourquoi le soutien public a le plus fort impact sur les projets situés à proximité de corridors de CO2 établis et pourquoi la récupération assistée du pétrole par voie chimique suscite un intérêt croissant sur les marchés dépourvus d’infrastructures étendues d’injection de gaz. La méthode qui affiche la croissance la plus rapide n’est pas nécessairement la moins coûteuse dans tous les réservoirs. Il s’agit de la méthode dont la chaîne d’approvisionnement, la conception de l’injection et l’exposition aux risques correspondent le mieux à l’environnement opérationnel du champ.

Analyse des segments du marché de la récupération assistée du pétrole

Par technologie

Gaz

L’injection de gaz représentait 47,3 % du marché en 2025 et devrait progresser selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 7,7 %. L’injection de CO2 domine les opérations matures d’injection miscible aux États-Unis, tandis que la réinjection d’azote et de gaz d’hydrocarbures reste pertinente lorsque le CO2 n’est pas disponible ou lorsque le maintien de la pression constitue l’objectif principal. L’importante base opérationnelle américaine confère à l’injection de gaz un avantage pratique en matière de personnel qualifié, de réseaux de pipelines, d’installations de recyclage et d’expérience du suivi.^{[5]IEA. iea.org}

CO₂ : Le CO2 peut mobiliser le pétrole par miscibilité, gonflement, réduction de la viscosité et maintien de la pression, mais son efficacité dépend de la pression du réservoir et de la composition des fluides. Dans le bassin permien, Occidental continue de développer des opportunités conventionnelles et non conventionnelles de récupération assistée du pétrole par injection de CO2, en s’appuyant sur plusieurs décennies d’expérience opérationnelle régionale. Dans la région du Golfe, le déploiement du CO2 par ADNOC et le projet pilote SWAG montrent comment l’injection de gaz peut être associée à des objectifs de gestion du carbone dans de grands réservoirs conventionnels.

Azote : L’injection d’azote convient principalement aux applications à haute pression dans lesquelles un gaz inerte peut maintenir la pression du réservoir ou contribuer au déplacement sans nécessiter de chaîne d’approvisionnement en CO2. Sa plage de miscibilité plus restreinte limite son utilisation dans de nombreux réservoirs, mais elle reste une solution de remplacement lorsque des capacités de séparation de l’air sont disponibles et que la logistique du CO2 est contrainte.

Autre injection de gaz : La réinjection de gaz d’hydrocarbures pauvres peut transformer le gaz associé, auparavant un problème de gestion du torchage, en ressource de maintien de la pression. TotalEnergies a mis en évidence le potentiel de la récupération assistée du pétrole par injection de gaz à mesure que les restrictions relatives au torchage de routine accroissent la disponibilité du gaz destiné à la réinjection. Ce modèle est particulièrement pertinent dans les champs dotés d’infrastructures de traitement du gaz, mais disposant d’un accès limité au CO2 capté.^{[6]IEA. iea.org}

Par segment thermique

La récupération assistée thermique représentait 43,0 % du marché en 2025 et devrait progresser selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 7,7 %. Son principal domaine d'application commerciale reste celui des réservoirs de pétrole lourd et de bitume, où la chaleur réduit suffisamment la viscosité pour permettre au pétrole de circuler dans le réservoir jusqu'aux puits producteurs.

Vapeur : L'injection de vapeur et le drainage gravitaire assisté par vapeur (SAGD) constituent les principales méthodes thermiques. Les opérations de Christina Lake et de Foster Creek, au Canada, illustrent l'ampleur qu'il est possible d'atteindre lorsque les puits horizontaux, la production de vapeur, le recyclage de l'eau et les installations de surface sont intégrés sur plusieurs décennies. Le compromis réside dans l'intensité énergétique : les opérateurs doivent gérer en permanence les ratios vapeur-pétrole, les émissions, le traitement de l'eau et les coûts du combustible.

Combustion in situ : La combustion in situ génère de la chaleur dans le réservoir en maintenant un front de combustion contrôlé. Cette méthode peut réduire la dépendance aux infrastructures de production de vapeur en surface, bien que le contrôle opérationnel et l'hétérogénéité des réservoirs demeurent des risques importants. Un projet du bassin de Powder River a évalué cette technologie comme moyen de récupérer davantage de pétrole lourd dans des réservoirs matures.

Eau chaude : L'injection d'eau chaude présente une intensité thermique inférieure à celle de la vapeur et peut être utile lorsque l'épaisseur de la formation, les pertes de chaleur ou les contraintes liées à la gestion de l'eau limitent les performances de la vapeur. Son rôle est généralement propre à chaque champ, souvent dans le cadre d'une conception plus large combinant récupération thermique ou chimique.

Par segment chimique

La récupération assistée chimique détenait 9,3 % du marché en 2025 et devrait progresser selon un CAGR de 8,9 %, le taux le plus élevé parmi les groupes technologiques. Sa croissance est liée à l'utilisation accrue de polymères et de systèmes tensioactifs dans les réservoirs terrestres matures, ainsi qu'à l'extension progressive de l'injection de produits chimiques aux projets offshore.

Polymères : L'injection de polymères améliore le contrôle de la mobilité en augmentant la viscosité de l'eau injectée, ce qui réduit la tendance de l'eau à contourner le pétrole. Daqing reste le projet de référence à l'échelle commerciale, tandis que la technologie de polymères résistants au sel de CNPC illustre l'évolution vers des formulations adaptées aux réservoirs plus difficiles. En Inde, les travaux de SNF avec ONGC à Jhalora et le programme d'injection de polymères de Bechraji montrent comment les objectifs de production nationale se traduisent par des projets commerciaux de récupération assistée chimique.

Alcalins : Les agents alcalins peuvent réagir avec les composants acides du pétrole brut afin de créer des tensioactifs in situ et d'améliorer le déplacement. L'utilisation commerciale est généralement plus importante lorsque la chimie alcaline est associée à des systèmes de polymères et de tensioactifs plutôt que déployée dans le cadre d'une injection isolée.

Tensioactifs : Les tensioactifs réduisent la tension interfaciale entre le pétrole et l'eau et contribuent à mobiliser le pétrole résiduel laissé par l'injection d'eau. Saudi Aramco a breveté des mélanges de tensioactifs destinés à améliorer la récupération dans les réservoirs carbonatés, soulignant l'importance d'adapter la chimie à la minéralogie du réservoir et aux conditions de saumure.

Autres méthodes chimiques : La récupération assistée par voie microbienne reste une méthode de niche. Titan Oil Recovery utilise des traitements à base de nutriments destinés à stimuler les microorganismes indigènes du réservoir, illustrant une approche alternative pour les puits terrestres de moindre envergure, où une injection classique de polymères ou de gaz peut s'avérer impraticable.

Par application

Terrestre

Les applications terrestres représentaient 73,6 % du marché en 2025 et devraient progresser selon un CAGR de 7,6 %. Les bassins continentaux matures offrent des coûts d'intervention inférieurs, un accès plus facile aux puits et des infrastructures existantes de collecte et de traitement. Le bassin permien, les sables bitumineux de l'Alberta, Daqing, Shengli, Oman et les champs matures de l'Inde illustrent la manière dont l'accès aux opérations terrestres favorise le passage des projets pilotes à l'échelle commerciale.^{[7]IEA. iea.org}

Offshore

Les applications offshore représentaient 26,4 % du marché en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,2 %. Leur croissance plus soutenue s’explique par le besoin croissant de préserver la production issue de gisements à forte valeur et nécessitant d’importantes infrastructures. Petrobras avait réinjecté 67,9 millions de tonnes de CO2 dans le bassin de Santos, dans la zone pré-salifère, entre 2008 et 2024 au moyen de systèmes installés sur 22 FPSO. Le projet Captain, au Royaume-Uni, illustre également l’expansion progressive de l’injection de polymères offshore, passée d’activités à l’échelle pilote à des configurations sous-marines supplémentaires. La récupération assistée du pétrole (EOR) offshore reste techniquement exigeante, mais la valeur élevée des actifs immobilisés rend toute récupération supplémentaire commercialement déterminante.^{[8]IEA. iea.org}

La croissance offshore mettra à l’épreuve la capacité à intégrer les technologies de récupération assistée du pétrole dans des actifs soumis à des contraintes d’espace et exploités à distance. Le système brésilien de réinjection de CO2 et le projet Captain d’injection de polymères indiquent que le déploiement offshore est possible, mais montrent également pourquoi les fournisseurs disposant de capacités en ingénierie sous-marine, en gestion des produits chimiques et en surveillance en temps réel bénéficient d’une position plus solide que les fournisseurs proposant un seul produit d’injection.

Analyse régionale du marché de la récupération assistée du pétrole

Amérique du Nord

L’Amérique du Nord représentait 33,7 % du marché en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 7,1 %. Les États-Unis s’appuient sur les infrastructures de récupération assistée du pétrole par injection de CO2 du bassin permien, tandis que la base canadienne de récupération thermique est concentrée en Alberta. La détention par Kinder Morgan d’actifs de transport de CO2 et d’actifs associés de récupération assistée du pétrole dans l’ouest du Texas montre comment le contrôle des infrastructures intermédiaires peut influencer l’économie des projets en réduisant les incertitudes liées à l’approvisionnement et au transport. Au Canada, les activités SAGD de Cenovus restent une source majeure de demande en récupération thermique assistée du pétrole. Le Mexique dispose d’un potentiel dans les gisements matures, mais les contraintes budgétaires et d’investissement ont ralenti le déploiement de la récupération tertiaire à grande échelle.^{[9]IEA. iea.org}

Europe

L’Europe représentait 17,8 % du marché en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,7 %. L’opportunité régionale se concentre sur les actifs matures de la mer du Nord, où la récupération assistée pourrait prolonger la durée d’exploitation utile des gisements avant que leur démantèlement ne devienne inévitable. La Direction norvégienne de l’offshore a identifié la récupération assistée du pétrole et l’injection de CO2 comme des moyens potentiels de libérer des ressources supplémentaires du plateau continental. L’expansion de l’injection de polymères du projet Captain au Royaume-Uni constitue un exemple concret de récupération chimique assistée du pétrole dans un environnement offshore. La Russie reste importante pour les méthodes par polymères et thermiques, bien que l’accès aux technologies et aux chaînes d’approvisionnement soit devenu plus limité.

Asie-Pacifique

L’Asie-Pacifique représentait 16,1 % du marché en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,3 %. Les programmes chinois de longue date utilisant des polymères et la méthode ASP constituent la base de production de la région.

La recherche et l’expérience de terrain à Shengli et Daqing continuent de se concentrer sur les réservoirs où la température et la salinité mettent à l’épreuve les performances des polymères conventionnels. L’Inde passe des projets pilotes au déploiement structuré de la récupération assistée du pétrole par voie chimique (EOR) dans le cadre de projets d’ONGC, tandis que le programme Minas de Pertamina Hulu Rokan constitue un cas d’essai commercial majeur en Indonésie. Les opérateurs malaisiens évaluent également les possibilités de récupération améliorée et assistée du pétrole (IOR/EOR) en mer dans le cadre d’une collaboration sectorielle prévue pour 2026.

Moyen-Orient et Afrique

Le Moyen-Orient et l’Afrique représentaient 12,5 % du marché en 2025 et devraient afficher le taux de croissance annuel composé (CAGR) régional le plus élevé, à 9,9 %. La région associe de très grands réservoirs matures à des compagnies pétrolières nationales capables de financer des programmes de longue durée. Les activités d’injection de CO2 d’Uthmaniyah menées par Saudi Aramco et le projet de pôle de captage et de stockage du carbone (CCS) de Jubail relient la récupération assistée à une infrastructure plus large de gestion du carbone. Les travaux de récupération assistée du pétrole par injection de CO2 et de SWAG menés par ADNOC créent une plateforme similaire aux Émirats arabes unis. Oman reste un marché important pour la récupération assistée du pétrole par voie thermique et chimique, notamment grâce à l’optimisation de l’injection de vapeur et à l’expérience d’injection de polymères de Marmul.

Amérique latine

L’Amérique latine représentait 19,9 % du marché en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 5,1 %. Le Brésil domine le marché, car la gestion et la réinjection du CO2 font partie intégrante de ses systèmes de production des gisements présalifères. Le programme cumulé de réinjection de Petrobras dans le bassin de Santos confère à la région une capacité offshore que peu de marchés peuvent égaler. Le taux de croissance régional plus faible s’explique par la maturité du parc installé brésilien et par la disponibilité inégale des capitaux et des infrastructures dans les autres pays producteurs d’Amérique latine.

Le Moyen-Orient et l’Afrique présentent les perspectives de croissance les plus favorables, car les grands réservoirs conventionnels, la capacité d’investissement des compagnies pétrolières nationales et les projets de gestion du carbone peuvent se renforcer mutuellement. Le Brésil demeure un cas stratégique distinct : son expérience de la réinjection de CO2 en mer constitue moins un modèle directement transposable aux marchés de récupération assistée du pétrole à terre qu’une preuve qu’une gestion intégrée des gaz peut rendre la récupération assistée viable dans des systèmes complexes en eaux profondes.

Part du marché de la récupération assistée du pétrole et paysage concurrentiel

Le marché est fragmenté entre les compagnies pétrolières intégrées, les compagnies pétrolières nationales, les sociétés de services pétroliers, les fournisseurs de produits chimiques et les opérateurs d’infrastructures de CO2. Halliburton, SLB, Baker Hughes, SNF Group et Occidental détenaient collectivement environ 30 % du marché en 2025, Halliburton représentant une part estimée à environ 8 %. L’avantage concurrentiel dépend de la capacité à associer la connaissance des réservoirs aux équipements d’injection, aux fluides, à la surveillance numérique et à l’exécution des opérations sur le terrain à long terme.

ADNOC fait progresser les applications de récupération assistée du pétrole par injection de CO2 et de SWAG à Abou Dhabi, tout en reliant les programmes de récupération aux activités de gestion du carbone. Baker Hughes fournit des systèmes de levage artificiel, des solutions d’automatisation de la production, des produits chimiques et des technologies de complétion ; son contrat attribué par Kuwait Oil Company en 2025 comprenait des systèmes ESP et des solutions numériques de production. BP soutient les opérations de récupération assistée du pétrole menées par ONGC à Mumbai High dans le cadre d’un partenariat de services techniques.^{[1]IEA. iea.org}

Cenovus exploite d'importants actifs canadiens de récupération assistée par drainage gravitaire au moyen de vapeur (SAGD), notamment Christina Lake et Foster Creek. Chevron a commencé l'injection d'eau à Jack/St. Malo et Tahiti, dans le golfe du Mexique aux États-Unis, en 2024. CNPC demeure un acteur majeur de la récupération assistée du pétrole par voie chimique (EOR) grâce à ses capacités d'injection de polymères à Daqing et Shengli.

En 2025, ConocoPhillips a pris une décision finale d'investissement concernant le redéveloppement de Previously Produced Fields dans la zone élargie d'Ekofisk, contribuant à soutenir la récupération sur des actifs matures de la mer du Nord. ExxonMobil développe son activité de captage et de stockage du CO2 (CCS) sur la côte du golfe du Mexique autour de capacités de transport et de stockage du CO2 pouvant compléter les infrastructures de récupération assistée du pétrole. Halliburton a renforcé sa position au Brésil grâce à des contrats de forage, de complétion et de stimulation attribués par Petrobras.

Kinder Morgan associe l'exploitation de pipelines de CO2 à la détention d'actifs de production par récupération assistée du pétrole dans l'ouest du Texas. Linde fournit des gaz industriels et des technologies de captage du carbone, notamment dans le cadre de travaux associés au projet Hail and Ghasha d'ADNOC. Lukoil participe à des activités de récupération chimique et thermique et a collaboré avec Gazprom Neft au développement de technologies de récupération assistée du pétrole par voie chimique.

Occidental demeure un acteur de premier plan de la récupération assistée du pétrole par injection de CO2 aux États-Unis et développe des capacités de captage direct dans l'air et de séquestration par l'intermédiaire de 1PointFive. ONGC étend ses projets commerciaux de récupération assistée du pétrole et a mis en service l'installation ASP de Jhalora en 2025. Saudi Arabian Oil Co. intègre l'injection de CO2, les initiatives MaxOil et le projet de captage et de stockage du carbone de Jubail dans sa stratégie dédiée aux champs matures.

Shell a engagé des capitaux dans des projets d'injection d'eau à Vito et Kaikias, dans le golfe d'Amérique. SLB associe simulation de réservoir, ingénierie de l'injection, flux de travail numériques et capacités sous-marines, notamment dans le cadre de ses activités OneSubsea avec Petrobras. SNF Group est un fournisseur majeur de polymères destinés à la récupération assistée du pétrole et mène des projets et des partenariats en Inde, à Oman et dans la région du Golfe. Titan Oil Recovery fournit des traitements de récupération assistée du pétrole par voie microbienne pour certains puits terrestres. TotalEnergies explore des approches de récupération fondées sur le gaz, qui peuvent utiliser la réinjection du gaz associé dans certains champs offshore.

La transformation numérique devient une opportunité concurrentielle, car la rentabilité de la récupération assistée du pétrole dépend du maintien de la conformité du balayage après le début de l'injection. Des mesures connectées de la pression, de la température, du débit et de la composition des fluides peuvent accélérer l'identification des phénomènes de canalisation, des pertes de vapeur ou des percées par les opérateurs. La valeur commerciale réside dans la possibilité d'effectuer des ajustements d'injection plus modestes et plus fréquents, et non dans la simple installation de capteurs. Les entreprises capables de relier les données de terrain à des modèles de réservoir étalonnés sont mieux positionnées pour préserver les facteurs de récupération et réduire le coût des interventions infructueuses.

Évolutions récentes du secteur

• Janvier 2025 - Halliburton a obtenu de Petrobras un contrat de services de forage offshore. L'accord couvre des puits de développement et d'exploration sur des champs offshore brésiliens et inclut les technologies iCruise, LOGIX et EarthStar de Halliburton.
• Avril 2025 - 1PointFive, filiale d'Occidental, a obtenu des permis de classe VI pour l'installation de captage direct dans l'air STRATOS. Ces permis autorisent les activités de séquestration du CO2 associées au projet texan et soutiennent la plateforme élargie de gestion du carbone de l'entreprise.
• Mai 2025 - Shell a pris une décision finale d'investissement concernant le projet d'injection d'eau de Kaikias. Shell estime que le projet pourrait ajouter environ 60 millions de barils équivalent pétrole et prévoit une première injection en 2028.
• Juin 2025 - ONGC a mis en service l'installation de récupération assistée du pétrole par voie chimique ASP de Jhalora. Le projet automatisé a été développé avec SNF Flopam India et est conçu pour une capacité d'injection de 2 100 mètres cubes par jour.
• Août 2025 - ConocoPhillips a attribué à Halliburton un contrat de stimulation de puits en mer du Nord. Cet accord d'une durée de cinq ans soutient les activités de ConocoPhillips Skandinavia et comprend des prolongations optionnelles.
• Juin 2026 - PETRONAS et des partenaires régionaux ont signé un protocole d'accord de collaboration offshore sur la récupération assistée du pétrole (IOR/EOR). L'initiative porte sur l'évaluation des opportunités de récupération dans les zones offshore malaisiennes.