Marché des services pétroliers Taille et part 2026-2035

Taille du marché des services pétroliers

Le marché mondial des services pétroliers était évalué à 129,7 milliards de dollars (USD) en 2025 et atteindra 206,1 milliards de dollars (USD) d'ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 4,7 % entre 2026 et 2035, selon le dernier rapport publié par Global Market Insights Inc. Le marché atteindra 136,9 milliards de dollars (USD) en 2026. Cette croissance reflète une réallocation des dépenses en amont vers l'exécution des projets de développement, l'optimisation de la production, les programmes en eaux profondes et la fourniture de services soutenue par le numérique. Ces activités accroissent l'intensité des services sur l'ensemble du cycle de vie des puits, même lorsque les opérateurs maintiennent une discipline en matière de dépenses d'investissement.

Les services pétroliers regroupent les travaux techniques, les équipements, la gestion de projets et les opérations nécessaires au forage, à la complétion, à l'évaluation, à la production à partir de puits d'hydrocarbures, à leur intervention et à leur mise hors service. Le marché couvre les services de forage, de complétion, de production, d'évaluation des réservoirs, ainsi que les services d'intervention sur puits et de reconditionnement, dans le cadre d'opérations terrestres et offshore, de puits conventionnels et non conventionnels, ainsi que des phases d'exploration, de développement, de production et de mise hors service. La production d'hydrocarbures, le raffinage et le transport intermédiaire sans lien avec ces activités restent exclus du périmètre.

L'estimation recoupe la demande par ligne de services, les programmes régionaux en amont, l'activité liée au cycle de vie des puits, les attributions de contrats et les indicateurs de chiffre d'affaires des acteurs concurrents. Les prévisions tiennent compte de l'allocation des capitaux, des décisions finales d'investissement offshore, de l'intensité des puits non conventionnels, des besoins en services des champs matures et de l'adoption des technologies numériques. La valeur de 2026 traduit un début de période plus solide, à mesure que les programmes en eaux profondes et non conventionnels approuvés entrent dans leur phase d'exécution ; la croissance à long terme se stabilisera ensuite autour du taux de croissance annuel composé prévu.

Les contrats de services intégrés redéfinissent le modèle commercial. Les opérateurs confient à un fournisseur unique les responsabilités liées au forage, aux fluides, à la cimentation, aux opérations de wireline et à la mise en place des tubes afin de réduire les risques de coordination et de cibler le coût total du puits. Le contrat de services intégrés de forage de 1,63 milliard de dollars (USD) sur cinq ans attribué à ADNOC Drilling par ADNOC Offshore en avril 2025 en constitue un exemple significatif. Le périmètre couvre les puits à portée étendue et à contact maximal avec le réservoir, ce qui illustre la prime accordée à la fourniture intégrée de services dans les programmes techniquement complexes.

L'automatisation est passée de la phase pilote à l'exécution commerciale. Halliburton et Sekal ont déployé un système automatisé de forage en fond de trou pour Equinor sur le plateau continental norvégien en février 2025, en combinant l'automatisation LOGIX™ et les opérations à distance avec les dispositifs de protection dynamiques DrillTronics®. SLB a présenté le géoguidage autonome Neuro™ en décembre 2024, tandis que DrillOps™ a permis le contrôle autonome de plus de 95 % d'une section de puits de 2 695 mètres dans le cadre du programme Peregrino d'Equinor au large du Brésil. Ces applications réduisent le temps improductif et améliorent le positionnement du puits, ce qui renforce l'argument commercial en faveur des contrats de services fondés sur les résultats.

Les exigences d'exploitation à faibles émissions sont devenues un enjeu direct pour le marché des services. Les réglementations Quad O de l'EPA des États-Unis, finalisées en mars 2024, imposent des mesures de contrôle des composés organiques volatils, du méthane et du dioxyde de soufre dans le cadre des opérations applicables sur les sites de puits et de complétion. En Europe, les exigences de déclaration des émissions de la chaîne d'approvisionnement constituent un obstacle supplémentaire à la qualification. Les incinérateurs hybrides de TAQA KSA et les systèmes électriques de fracturation digiFleet® de Liberty Energy illustrent la manière dont les fournisseurs d'équipements s'adaptent. La conséquence immédiate est une hausse des coûts liés aux flottes et à la production de rapports ; à plus long terme, ces exigences renforcent les barrières à l'entrée pour les prestataires moins bien équipés.

Les champs matures génèrent une deuxième source de demande. Le taux moyen de récupération des champs conventionnels est estimé à environ 34 %, ce qui soutient les activités de récupération assistée du pétrole par voie chimique, thermique et à base de CO₂. Le programme de récupération assistée du pétrole par voie chimique de Pertamina Hulu Rokan sur le champ de Minas, en Indonésie, vise une récupération supplémentaire de 12–16 % des réserves de pétrole initiales en place. Les activités de Saudi Aramco dans la province orientale et le projet pilote de récupération assistée du pétrole par injection de CO₂ d'Oxy Oman dans le bloc 9 montrent comment les programmes de récupération associent l'optimisation de la production à des objectifs de gestion du carbone.

Principaux moteurs

Les investissements mondiaux dans le pétrole et le gaz ont atteint environ 570 milliards de dollars (USD) en 2024, leur niveau le plus élevé en dix ans.^{[1]International Energy Agency, iea.org} L'Energy Information Administration des États-Unis a enregistré une croissance de 1,8 % de l'offre mondiale de pétrole en 2024, portée, hors OPEP, par les États-Unis, le Brésil et le Guyana.^{[2]U.S. Energy Information Administration, eia.gov} La nouvelle production nécessite des activités de forage et de complétion, mais aussi des opérations récurrentes d'intervention, de maintenance, de levage artificiel et de services chimiques destinées à maintenir les puits existants.

Le développement des ressources non conventionnelles élargit l'opportunité offerte par les services de complétion au-delà de l'Amérique du Nord. Le bassin de Jafurah de Saudi Aramco renferme des ressources estimées à 200 billions de pieds cubes de gaz non conventionnel.^{[3]OPEC, opec.org} Le marché attribué à SLB en décembre 2025 couvre la stimulation, les interventions sur puits, l'automatisation de la fracturation et les solutions numériques sur une période de cinq ans. En Argentine, les investissements de TotalEnergies, d'YPF et de Shell dans Vaca Muerta soutiennent le forage multipuits et des travaux plus intensifs de conception des fractures. Dans ces champs, les volumes de services évoluent en fonction du nombre de puits et de l'intensité des opérations de complétion, plutôt que de la seule production du champ.

Les investissements offshore constituent le catalyseur de demande offrant la plus longue durée. Il est prévu que la production pétrolière et gazière offshore représente environ 30 % de la croissance de la production mondiale supplémentaire d'ici à 2030. Petrobras a affecté 76.4 milliards de dollars de son programme d’investissement de 98,2 milliards de dollars pour 2025–2029 consacrés à l’E&P, le bassin de Santos étant la principale destination. Les contrats EPC remportés par SLB OneSubsea pour les champs Alum, Bemban, Permai et Kikeh de PTTEP en Malaisie montrent que la reprise s’étend à l’Asie du Sud-Est. Les projets en eaux profondes nécessitent des capacités coordonnées en matière de forage, de systèmes sous-marins, de complétion et d’intervention sur des périodes de réalisation pluriannuelles.

Les outils numériques transforment l’économie des services en réduisant l’incertitude liée à l’exécution. La division numérique de SLB a enregistré une croissance de 11 % de son chiffre d’affaires par rapport au trimestre précédent au troisième trimestre 2025 et 926 millions de dollars (USD) de revenus récurrents annuels.^{[4]Society of Petroleum Engineers, spe.org} Baker Hughes a déployé Leucipa™ sur environ 1 400 puits dans le cadre de contrats conclus avec Kuwait Oil Company et Petroleum Development Oman. Lorsque les systèmes numériques améliorent le positionnement des puits et le temps de fonctionnement, les fournisseurs peuvent délaisser la tarification au temps passé et aux fournitures au profit de contrats liés à des résultats opérationnels mesurables.

Principaux freins

La volatilité des prix des matières premières demeure le principal frein à court terme. La politique de l’OPEP, l’incertitude concernant la demande et les perturbations géopolitiques peuvent entraîner des reports, la libération d’appareils de forage et une pression sur les prix des services. Les opérateurs privés nord-américains ont modéré leurs activités de forage et de complétion en 2025, alors que les cours du WTI et du Henry Hub se sont affaiblis. Cette pression a été particulièrement forte dans le pompage sous pression et les contrats de courte durée, dont les prix des services s’ajustent rapidement. Les programmes internationaux des compagnies pétrolières nationales (NOC) offrent davantage de stabilité, mais n’éliminent pas l’exposition du secteur à la discipline des dépenses d’investissement en amont.

Les exigences environnementales créent un défi distinct en matière de coûts. Quad O impose des mesures de surveillance et de contrôle, tandis que les obligations européennes de publication étendent les attentes en matière de comptabilisation des émissions aux relations avec les fournisseurs.^{[5]U.S. Environmental Protection Agency, epa.gov} L’électrification des flottes, les systèmes de surveillance continue et les processus de conformité mobilisent des capitaux qui pourraient autrement soutenir l’augmentation des capacités ou des marges. Une étude primaire menée auprès de 60 responsables des achats de services pétroliers et gaziers (OFS) en Amérique du Nord et en Europe au deuxième trimestre 2025 a révélé que 74 % d’entre eux considéraient les spécifications relatives aux équipements à faibles émissions comme des exigences formelles dans leur appel d’offres le plus récent. Cette transition favorise les fournisseurs capables de démontrer leurs performances en matière d’émissions, mais augmente les coûts de qualification pour les concurrents de plus petite taille.

Analyse par segment du marché des services pétroliers et gaziers

Par type de service

Services de forage.Les services de forage constituaient la catégorie la plus importante, avec 35,0 % des revenus de 2025, et progresseront selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 4,6 %. Le forage directionnel, le MWD, le LWD, le RSS, les trépan et la cimentation bénéficient de sections horizontales plus longues, de configurations multilatérales et de la complexité des opérations en eaux profondes. Les solutions DrillOps™ et DrillPlan™ de SLB ainsi qu'iCruise™ et iStar™ de Halliburton montrent comment les outils numériques de planification et d'évaluation accroissent la valeur des opérations de forage complexes. Les sections horizontales prolongées dans le bassin permien, dépassant 10 000 pieds, maintiennent une forte intensité de services par puits, même lorsque le nombre d'appareils de forage se modère.^{[6]American Petroleum Institute, api.org"}

Services de complétion. Les services de complétion détenaient une part de marché de 24,7 % et progresseront selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 4,6 %. Cette catégorie est étroitement liée à la fracturation hydraulique, à la perforation, à la cimentation, au contrôle du sable et aux outils de complétion dans les bassins permien et de Jafurah ainsi qu'à Vaca Muerta. Les puits non conventionnels nécessitent toujours un grand nombre d'opérations de complétion, car le nombre de puits, la longueur des sections horizontales, la densité des étapes et la géométrie des fractures déterminent la consommation de services. Les systèmes de fracturation électrique de Liberty Energy et le contrat de SLB à Jafurah illustrent le lien entre les exigences en matière d'émissions, l'automatisation et la demande de services de complétion.

Services de production. Les services de production représentaient 19,1 % des revenus et progresseront selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 4,4 %. Les systèmes de levage artificiel, les produits chimiques de production, l'assurance d'écoulement et les équipements de surface soutiennent l'exploitation des puits en production. L'acquisition de ChampionX par SLB, évaluée à environ 4,9 milliards de dollars (USD), élargit son exposition à ce flux récurrent de services. Leucipa™ illustre également le recours croissant à l'optimisation numérique du levage artificiel. Les services de production gagnent en importance, car les champs matures nécessitent davantage d'interventions pour maintenir leur production.

Services d'évaluation des réservoirs. Les services d'évaluation des réservoirs détenaient une part de marché de 9,3 % et progresseront selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 5,1 %. L'évaluation des formations en temps réel et l'interprétation des réservoirs revêtent une importance croissante dans les puits en eaux profondes et les puits non conventionnels complexes, où un mauvais positionnement peut dégrader l'économie globale d'un puits. Services d'intervention et de reconditionnement des puits détenaient une part de marché de 7,6 % et afficheront la croissance la plus rapide parmi les services, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 5,5 %. La reperforation, la maîtrise des venues d'eau, la gestion de l'intégrité, l'ajustement du levage ainsi que les opérations de bouchage et d'abandon soutiennent la récupération dans les champs matures et le démantèlement. Archer, Weatherford International et Superior Energy Services sont des spécialistes pertinents. Autres comprend les têtes de puits, les équipements de contrôle de la pression, les produits tubulaires et les outils d'intervention spécialisés fournis par des entreprises telles que Cactus Wellhead, Tenaris et Hunting.

Par installation

À terre. Les opérations à terre représentaient 58,4 % des revenus de 2025 et progresseront selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 4,4 %. Les bassins non conventionnels, notamment le bassin permien, le bassin de la rivière DJ, Jafurah et Vaca Muerta, sont à l'origine des programmes les plus intensifs, tandis que les actifs conventionnels du Moyen-Orient nécessitent des opérations continues de forage et de reconditionnement. Les plateformes PACE® de Nabors Industries, la plateforme Alpha™ de Precision Drilling Corporation et la FlexRig® de Helmerich & Payne soutiennent l'exécution automatisée des opérations de forage à terre. La croissance des activités à terre est inférieure à celle des activités offshore, car l'activité terrestre nord-américaine reste sensible aux prix à court terme.

Offshore.Les opérations en mer représentaient 41,6 % des revenus et progresseront à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 5,0 %. Les projets en eaux profondes à cycle long nécessitent des systèmes de production sous-marins, des opérations de forage en eaux profondes, des risers, des conduites d'écoulement et des interventions continues. Le modèle iEPCI™ de TechnipFMC associe l'ingénierie, l'installation et la mise en service, tandis qu'Oceaneering International fournit des capacités en matière de ROV et de robotique sous-marine. Le taux d'utilisation des FPSO et les délais de livraison de 30–36 mois pour les arbres sous-marins renforcent le caractère durable de cette opportunité.

Par type de puits

Puits conventionnels. Les puits conventionnels soutiennent la demande en matière de forage, d'évaluation des réservoirs, de remontée artificielle, de récupération assistée du pétrole (EOR) et d'intervention sur les actifs du Moyen-Orient, de la mer du Nord, du Brésil et de l'Asie du Sud-Est. Les contrats de forage intégrés d'ADNOC et les programmes de récupération de Saudi Aramco illustrent l'ampleur des travaux conventionnels techniquement complexes.

Puits non conventionnels nécessitent des services de stimulation, de complétion et d'automatisation à forte intensité. Les programmes de Jafurah, de Vaca Muerta et de l'exploitation des hydrocarbures de schiste en Amérique du Nord soutiennent cette demande, car le recours aux services augmente avec le nombre de puits, la longueur des sections horizontales et la conception des complétions.

Par phase

Exploration nécessite le forage, l'évaluation des formations et les premiers essais de puits, mais cette phase est la plus exposée aux reports budgétaires.

Développement génère le besoin de services le plus large, car la planification des puits, le forage, la complétion, l'ingénierie sous-marine et la gestion de projets interviennent conjointement.

Production soutient les besoins récurrents en matière de remontée artificielle, de produits chimiques, d'assurance d'écoulement, de surveillance et de reconditionnement des puits.

Démantèlement nécessite des opérations de bouchage et d'abandon, des évaluations de l'intégrité et des interventions sous-marines ; la présence d'Archer en mer du Nord répond à ce besoin. Les éléments probants approuvés ne fournissent pas de valeurs de marché ni de taux de croissance distincts par phase.

Analyse régionale du marché des services pétroliers

Amérique du Nord

L'Amérique du Nord était le plus grand marché, avec une part de 30,9 % en 2025, mais son taux de croissance annuel composé (CAGR) de 3,0 % est le plus faible des cinq régions. La production américaine s'est établie en moyenne à environ 13,2 millions de barils par jour en 2025, soutenant les activités de reconditionnement, les services liés aux produits chimiques de production et les services de remontée artificielle, même si l'activité liée aux nouveaux puits s'est modérée. La pression exercée sur les marges de complétion d'Halliburton en 2025 illustre la sensibilité de la région aux cycles courts. L'activité liée aux sables bitumineux, à Montney et à Duvernay au Canada soutient une demande durable en maintenance et en forage automatisé. Les mesures incitatives américaines en faveur du captage du carbone orientent une partie des investissements des prestataires de services vers l'injection de CO₂, la surveillance et les puits géothermiques. Le Mexique est inclus dans le périmètre approuvé, mais aucune prévision distincte n'est fournie pour ce pays.

Europe

L'Europe détenait une part de 15,9 % en 2025 et progressera à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 3,7 %.La Norvège demeure le principal centre technique, soutenue par environ 200 milliards de NOK d’investissements dans le développement des champs en 2024 et par la mise en service de Johan Castberg. Le déploiement des solutions d’automatisation d’Equinor constitue un exemple technologique à forte valeur ajoutée. Au Royaume-Uni, la taxe de 38 % sur les bénéfices énergétiques accentue la pression sur les décisions finales d’investissement (FIDs) concernant les champs marginaux, tout en laissant intactes les activités d’intervention et de gestion de l’intégrité sur les actifs matures. Les Pays-Bas et l’Allemagne orientent leurs capacités souterraines vers le stockage du gaz, la géothermie et le captage, l’utilisation et le stockage du carbone (CCS). Le Danemark, la France, l’Italie et l’Espagne restent inclus dans la couverture géographique approuvée ; l’actif ne fournit pas d’estimations numériques distinctes pour ces pays.

Asie-Pacifique

L’Asie-Pacifique détenait une part de marché de 19,8 % et progressera à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 5,7 %. La production de la Chine a atteint environ 4,2 millions de barils par jour en 2025 dans le cadre de la politique de sécurité énergétique. China Oilfield Services Limited bénéficie de la demande intérieure et exerce ses activités à l’international au Moyen-Orient, en Asie du Sud-Est et en Afrique de l’Ouest. Le cadre HELP de l’Inde, les activités d’ONGC dans les bassins de Krishna-Godavari et du Rajasthan ainsi que les nouveaux blocs d’exploration soutiennent la demande de services. La Malaisie fournit l’exemple le plus clair de développement en eaux profondes dans la région grâce aux contrats attribués par PTTEP à SLB OneSubsea, tandis que l’Indonésie offre un exemple d’activité de récupération assistée du pétrole (EOR) sur un champ mature à Minas. Une recherche primaire menée au troisième trimestre 2025 auprès de cinq compagnies pétrolières nationales (NOC) d’Asie-Pacifique et de trois entreprises indépendantes régionales a établi que 63 % d’entre elles avaient augmenté leurs budgets consacrés aux services pétroliers (OFS) pour 2026. L’Australie, la Thaïlande, le Vietnam et la Corée du Sud restent couverts, sans estimations numériques distinctes.

Moyen-Orient et Afrique

Le Moyen-Orient et l’Afrique progresseront à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 5,3 %, sous l’impulsion de programmes pluriannuels menés par des compagnies pétrolières nationales (NOC). Le développement de Jafurah en Arabie saoudite, les contrats intégrés de forage aux Émirats arabes unis ainsi que les contrats Leucipa™ de Baker Hughes au Koweït et à Oman constituent les principaux éléments attestant de la demande de services. ADNOC Drilling a obtenu un contrat de 1,15 milliard de dollars (USD) sur 15 ans pour des plateformes autoélévatrices intégrant l’intelligence artificielle en mai 2025, ainsi qu’un contrat de fracturation hydraulique de 800 millions de dollars (USD) en juin 2025. Les activités d’Ades Holding liées aux compagnies pétrolières nationales en Égypte, au Koweït, en Arabie saoudite et aux Émirats arabes unis soutiennent la disponibilité régionale des appareils de forage.

Amérique latine

L’Amérique latine sera la région affichant la croissance la plus rapide, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 6,5 %. Petrobras a consacré 76,4 milliards de dollars (USD) de son programme de 98,2 milliards de dollars (USD) pour la période 2025–2029 à l’exploration et à la production (E&P), principalement dans le bassin de Santos au Brésil, où les champs présalifères représentent 76 % de la production nationale. TechnipFMC et SLB sont bien positionnées pour les activités en eaux profondes, tandis que DrillOps™ à Peregrino illustre l’adoption de l’automatisation. La formation de Vaca Muerta en Argentine soutient la demande de complétion grâce aux investissements de TotalEnergies, d’YPF et de Shell. Le Pérou est inclus dans le périmètre, sans estimation distincte du marché.

Part du marché des services pétroliers et paysage concurrentiel

SLB dominait le marché avec une part de marché de 15,5 % en 2025, tandis que les cinq principaux fournisseurs détenaient collectivement 54,5 % du marché. SLB regroupe des services de forage, de complétion, de production, d’évaluation des réservoirs et des services numériques dans plus de 100 pays. ChampionX ajoute les produits chimiques de production et le levage artificiel, tandis que Neuro™, DrillOps™ et OneSubsea renforcent la différenciation dans les domaines du numérique et des eaux profondes.

Halliburton demeure un fournisseur majeur de services de complétion et de pompage sous pression, notamment en Amérique du Nord, tout en développant ses activités au Moyen-Orient, en Asie du Sud-Est et en Amérique latine. Baker Hughes Company regroupe ses activités OFSE avec ses activités liées aux technologies industrielles et énergétiques, notamment les turbines NovaLT, les systèmes de réseau électrique et Leucipa™. Son activité OFSE a obtenu près de 1 milliard de dollars (USD) de contrats de solutions de production au Moyen-Orient au T4 2025. TechnipFMC se distingue toujours par son offre intégrée pour les projets en eaux profondes. China Oilfield Services Limited associe le soutien de CNOOC au déploiement international d'appareils de forage autoélévateurs et semi-submersibles.

Le groupe des acteurs de taille intermédiaire se démarque par sa spécialisation. Weatherford International se concentre sur l'optimisation de la production et la construction de puits. Nabors Industries, Patterson-UTI Energy, Precision Drilling Corporation et Helmerich & Payne se concentrent sur le forage terrestre et l'automatisation. Oceaneering International se concentre sur les ROV et la robotique sous-marine. NOV, Tenaris, Cactus Wellhead, Hunting, EXPRO HOLDINGS, TAQA KSA, Superior Energy Services, Liberty Energy, Ades Holding, Archer et ChampionX répondent aux besoins liés aux équipements, aux interventions, aux émissions, à la production, aux appareils de forage régionaux ou à la complétion.

Développements récents du secteur

• Déc. 2025 : Aramco a attribué à SLB un contrat de plusieurs milliards de dollars sur cinq ans à Jafurah, couvrant la stimulation, les interventions, l'automatisation de la fracturation et les solutions numériques. Cette attribution soutient la demande de services liés aux hydrocarbures non conventionnels en Arabie saoudite.

• Déc. 2025 : Saipem a remporté auprès d'Aramco des travaux EPC offshore d'environ 600 millions de dollars (USD), comprenant des activités liées aux pipelines, à la modification des installations de surface et aux interventions sous-marines. Ces projets renforcent l'activité offshore en Arabie saoudite.

• Nov. 2025 : ADNOC a annoncé l'attribution, au T2 2025, de contrats à des fournisseurs émiratis pour un montant de 54 milliards d'AED, équivalant à 14,7 milliards de dollars (USD), soutenant ainsi les chaînes d'approvisionnement nationales des services énergétiques.