Marché des services pétroliers Taille et partage 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 (TCAC) 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 prestation de services appuyée par le numérique. Ces activités accroissent l’intensité des services tout au long du cycle de vie des puits, même lorsque les opérateurs maintiennent une discipline en matière de dépenses d’investissement.

Les services pétroliers englobent les travaux techniques, les équipements, la gestion de projets et les opérations nécessaires pour forer, compléter, évaluer, exploiter, intervenir sur les puits d’hydrocarbures et les mettre 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, sur des puits conventionnels et non conventionnels, ainsi que durant les 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 triangule 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 revenus des acteurs concurrents. Les prévisions tiennent compte de l’allocation des capitaux, des décisions finales d’investissement dans les projets 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 signale une période initiale plus solide, à mesure que les programmes en eaux profondes et non conventionnels approuvés entrent en phase d’exécution ; la croissance à long terme se stabilisera ensuite autour du TCAC 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 au câble et à la descente des tubulaires, afin de réduire les risques de coordination et de viser un coût total du puits réduit. 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 réalisation intégrée 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 puits pour Equinor sur le plateau continental norvégien en février 2025, en associant l’automatisation LOGIX™ et les opérations à distance aux dispositifs de protection dynamiques DrillTronics®. SLB a lancé 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’U.S. EPA, finalisées en mars 2024, imposent des mesures de contrôle des composés organiques volatils, du méthane et du dioxyde de soufre pour les opérations applicables sur les sites de puits et de complétion. Les exigences européennes de déclaration des émissions de la chaîne d’approvisionnement ajoutent un autre obstacle en matière de qualification. Les incinérateurs hybrides de TAQA KSA et les systèmes électriques de fracturation digiFleet® de Liberty Energy montrent comment les fournisseurs d’équipements réagissent à cette évolution. La conséquence immédiate est une hausse des coûts liés aux flottes et au reporting ; à plus long terme, cette évolution accroît les barrières à l’entrée pour les fournisseurs moins bien équipés.

Les champs matures constituent une deuxième source de demande. Le taux de récupération moyen des champs conventionnels est estimé à environ 34 %, ce qui soutient les activités de récupération assistée du pétrole améliorée 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 à 16 % des réserves 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 facteurs de croissance

Les investissements mondiaux dans le pétrole et le gaz ont atteint environ 570 milliards de dollars (USD) en 2024, soit leur niveau le plus élevé en dix ans.^{[1]Agence internationale de l’énergie, 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 la Guyana.^{[2]Administration américaine de l’information sur l’énergie, eia.gov} La nouvelle production nécessite des activités de forage et de complétion, mais également les services récurrents de reconditionnement, de maintenance, de levage artificiel et de traitement chimique qui assurent la pérennité des puits existants.

Le développement des ressources non conventionnelles élargit les perspectives des services de complétion au-delà de l’Amérique du Nord. Le bassin de Jafurah de Saudi Aramco renferme environ 200 billions de pieds cubes de ressources gazières non conventionnelles.^{[3]OPEP, opec.org} L’attribution, en décembre 2025, d’un contrat à SLB 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 sur plateformes multipuits et des travaux plus intensifs de conception des fracturations. Les volumes de services dans ces champs dépendent 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 à plus long terme. Le pétrole et le gaz offshore devraient représenter environ 30 % de la croissance supplémentaire de la production mondiale d’ici 2030. Petrobras a consacré 76,4 milliards de dollars (USD) de son programme d’investissement de 98,2 milliards de dollars (USD) pour la période 2025–2029 à l’exploration-production (E&P), le bassin de Santos étant la principale destination des fonds. Les contrats EPC attribués 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 une coordination des capacités de forage, de subsea, de complétion et d’intervention sur des périodes d’exécution pluriannuelles.

Les outils numériques modifient 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, ainsi que 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 leur disponibilité opérationnelle, les fournisseurs peuvent passer d’une tarification fondée sur les ressources et le temps à des 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 mise à l’arrêt 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, les prix réalisés du WTI et du Henry Hub s’étant affaiblis. Cette pression a été particulièrement forte dans la stimulation par pompage et les contrats de courte durée, où les prix des services s’ajustent rapidement. Les programmes des compagnies pétrolières nationales offrent davantage de stabilité, mais ils n’éliminent pas l’exposition du secteur à la discipline des dépenses d’investissement en amont.

Les exigences environnementales créent un défi de coûts particulier. Quad O impose des mesures de surveillance et de contrôle, tandis que les exigences européennes en matière de publication d’informations étendent les obligations de comptabilisation des émissions aux relations avec les fournisseurs.^{[5]Agence américaine de protection de l’environnement, epa.gov} L’électrification des flottes, les systèmes de surveillance continue et les processus de mise en conformité mobilisent des capitaux qui pourraient autrement financer l’augmentation des capacités ou des marges. Une étude primaire menée auprès de 60 responsables des achats dans le secteur des services pétroliers (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 des segments du marché des services pétroliers

Par type de service

Services de forage. Les services de forage constituaient la plus grande catégorie, avec 35,0 % du chiffre d’affaires en 2025, et progresseront selon un TCAC de 4,6 %. Le forage directionnel, les mesures pendant le forage (MWD), la diagraphie pendant le forage (LWD), les systèmes rotatifs orientables (RSS), les trépans et la cimentation bénéficient de latéraux plus longs, de conceptions multilatérales et de la complexité des opérations en eaux profondes. Les solutions DrillOps™ et DrillPlan™ de SLB ainsi que iCruise™ et iStar™ de Halliburton montrent comment les outils numériques de planification et d’évaluation augmentent la valeur des opérations de forage complexes. Les latéraux prolongés du 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]Oil & Gas Journal, ogj.com}

Services de complétion. Les services de complétion détenaient une part de 24,7 % et progresseront selon un TCAC 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 le bassin permien, à Jafurah et à Vaca Muerta. Les puits non conventionnels restent fortement tributaires des opérations de complétion, car le nombre de puits, la longueur des latéraux, 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 % du chiffre d’affaires et progresseront selon un TCAC de 4,4 %. Le levage artificiel, les produits chimiques de production, l’assurance du débit et les équipements de surface soutiennent l’exploitation des puits. L’acquisition de ChampionX par SLB, évaluée à environ 4,9 milliards de dollars (USD), renforce l’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 à mesure que 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 9,3 % et progresseront selon un TCAC 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 positionnement inadéquat peut compromettre l’économie globale du puits. Les services d’intervention et de reconditionnement des puits détenaient une part de 7,6 % et afficheront le TCAC le plus élevé parmi les services, à 5,5 %. La reperforation, l’obturation des venues d’eau, la gestion de l’intégrité, l’ajustement du système de levage et les opérations de bouchage et d’abandon soutiennent la récupération sur 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 type d’installation

À terre. Les opérations terrestres représentaient 58,4 % du chiffre d’affaires en 2025 et progresseront selon un TCAC de 4,4 %. Les bassins non conventionnels, notamment le Permian, le 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, l’Alpha™ de Precision Drilling Corporation et la FlexRig® de Helmerich & Payne favorisent l’exécution automatisée des opérations de forage terrestre. La croissance terrestre est inférieure à celle du segment offshore, car l’activité terrestre nord-américaine demeure sensible aux prix à court terme.

En mer. Les opérations offshore détenaient 41,6 % du chiffre d’affaires et progresseront selon un TCAC 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 combine 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 mise à disposition de 30 à 36 mois pour les arbres de Noël 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 levage artificiel, 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 intégrés de forage attribués par ADNOC et les programmes de récupération de Saudi Aramco illustrent l’ampleur des opérations conventionnelles techniquement complexes. Puits non conventionnels nécessitent des services intensifs de stimulation, de complétion et d’automatisation. Les programmes de Jafurah, de Vaca Muerta et des gisements de schiste nord-américains soutiennent cette demande, car l’utilisation des services augmente avec le nombre de puits, la longueur des drains latéraux et la conception de la complétion.

Par phase

Exploration nécessite des opérations de forage, d’évaluation des formations et d’essais initiaux 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 sont réalisés conjointement. Production soutient des activités récurrentes de levage artificiel, de traitement chimique, d’assurance de débit, de surveillance et de reconditionnement. Démantèlement nécessite des opérations de bouchage et d’abandon, l’évaluation de l’intégrité et des interventions sous-marines ; la position d’Archer en mer du Nord répond à ce besoin. Les éléments probants validés 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 TCAC de 3,0 % est le plus faible des cinq régions. La production des États-Unis s’est établie en moyenne à environ 13,2 millions de barils par jour en 2025, soutenant les opérations de reconditionnement des puits, les produits chimiques de production et les services de remontée artificielle, alors même que l’activité liée aux nouveaux puits ralentissait. La pression exercée sur les marges de complétion de Halliburton en 2025 illustre la sensibilité de la région aux cycles courts. L’activité menée dans les sables bitumineux, le Montney et le Duvernay au Canada soutient la demande en maintenance à long terme et en forage automatisé. Les mesures incitatives américaines en faveur du captage du carbone orientent une partie des investissements dans les 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 selon un TCAC de 3,7 %. La Norvège reste le principal centre technique, soutenue par environ 200 milliards de NOK d’investissements dans le développement de gisements en 2024 et par le démarrage de Johan Castberg. Le déploiement de solutions d’automatisation par Equinor constitue un exemple technologique à forte valeur ajoutée. Au Royaume-Uni, le prélèvement sur les bénéfices énergétiques de 38 % accentue la pression sur les décisions finales d’investissement dans les gisements marginaux, mais ne remet pas en cause les travaux d’intervention et d’intégrité sur les actifs matures. Les Pays-Bas et l’Allemagne orientent leurs capacités dans le domaine du sous-sol vers le stockage de gaz, la géothermie et le CSC. Le Danemark, la France, l’Italie et l’Espagne restent couverts par le périmètre approuvé ; le document ne fournit pas d’estimations numériques distinctes pour ces pays.

Asie-Pacifique

L’Asie-Pacifique détenait une part de 19,8 % et progressera selon un TCAC de 5,7 %. La production chinoise 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 la région en matière d’exploitation en eaux profondes grâce aux contrats attribués par PTTEP à SLB OneSubsea, tandis que l’Indonésie offre un exemple d’activité de récupération assistée du pétrole sur un gisement mature à Minas. Une étude primaire menée auprès de cinq compagnies pétrolières nationales d’Asie-Pacifique et de trois entreprises indépendantes régionales au troisième trimestre 2025 a révélé que 63 % d’entre elles avaient augmenté leurs budgets consacrés aux services pétroliers pour 2026. L’Australie, la Thaïlande, le Vietnam et la Corée du Sud restent inclus dans le périmètre, sans estimations numériques distinctes.

Moyen-Orient et Afrique

Le Moyen-Orient et l’Afrique progresseront selon un TCAC de 5,3 %, sous l’impulsion de programmes pluriannuels menés par des compagnies pétrolières nationales. Le développement de Jafurah en Arabie saoudite, les contrats intégrés de forage attribués aux Émirats arabes unis, ainsi que les contrats Leucipa™ de Baker Hughes au Koweït et à Oman constituent les principaux éléments démontrant la demande de services. ADNOC Drilling a obtenu en mai 2025 un contrat de 1,15 milliard de dollars USD sur 15 ans pour des appareils de forage autoélévateurs intégrant l’intelligence artificielle, ainsi qu’un contrat de fracturation hydraulique de 800 millions de dollars USD en juin 2025. Le Qatar, Bahreïn, le Nigeria, l’Algérie, l’Égypte et l’Angola restent couverts par le périmètre approuvé ; aucune prévision directe par pays n’est fournie. Les activités liées aux compagnies pétrolières nationales menées par Ades Holding 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 à la croissance la plus rapide, avec un TCAC 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 gisements présalifères représentent 76 % de la production nationale.TechnipFMC et SLB sont bien positionnées pour les activités en eaux profondes, tandis que DrillOps™ chez Peregrino illustre l’adoption de l’automatisation. En Argentine, Vaca Muerta soutient la demande en matière de complétion grâce aux investissements de TotalEnergies, d’YPF et de Shell. Le Pérou entre dans le périmètre de l’analyse, sans estimation distincte du marché.

Part de marché et paysage concurrentiel des services pétroliers

SLB dominait le marché avec une part de 15,5 % en 2025, tandis que les cinq principaux fournisseurs détenaient collectivement 54,5 % du marché. SLB associe le forage, la complétion, la production, l’évaluation des réservoirs et les services numériques dans plus de 100 pays. ChampionX apporte des solutions de chimie de production et de 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 fracturation 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 associe son activité OFSE à ses activités de technologies industrielles et énergétiques, notamment les turbines NovaLT, les systèmes de réseau électrique et Leucipa™. Son activité OFSE a remporté des contrats de solutions de production au Moyen-Orient d’une valeur proche de 1 milliard de dollars (USD) au quatrième trimestre 2025. TechnipFMC conserve une position différenciée grâce à son offre intégrée de services en eaux profondes. China Oilfield Services Limited associe le soutien de CNOOC au déploiement international de plateformes autoélévatrices et semi-submersibles.

Le groupe des acteurs de taille intermédiaire se distingue 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 spécialise dans les véhicules téléopérés (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, à l’intervention, aux émissions, à la production, aux appareils de forage régionaux ou à la complétion.

Évolutions récentes du secteur

• déc. 2025 : Aramco a attribué à SLB un contrat Jafurah de plusieurs milliards de dollars sur cinq ans, couvrant la stimulation, l’intervention, l’automatisation de la fracturation et les solutions numériques. Ce contrat soutient la demande en services destinés aux ressources non conventionnelles en Arabie saoudite.

• déc. 2025 :Saipem a remporté auprès d’Aramco des contrats EPC offshore d’une valeur d’environ 600 millions de dollars (USD), comprenant notamment des travaux sur les pipelines, la modification des installations de surface et des interventions sous-marines. Ces projets renforcent l’activité offshore en Arabie saoudite.

• Nov. 2025 : ADNOC a annoncé l’attribution, au second semestre 2025, de contrats d’une valeur de 54 milliards d’AED, soit 14,7 milliards de dollars (USD), à des entreprises des Émirats arabes unis, soutenant ainsi les chaînes d’approvisionnement nationales dans le secteur des services énergétiques.