Taille et Part du Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2022 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Période de Données Historiques | 2022 - 2024 |
| Taux de croissance | 5.12% CAGR |
| Concentration du Marché | Faible |
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0. | |
Analyse du Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman par Mordor Intelligence
La taille du Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman devrait enregistrer un CAGR de 5,12% au cours de la période de prévision (2026-2031).
Le marché a été négativement impacté par la COVID-19 en 2020. Actuellement, le marché a retrouvé ses niveaux d'avant la pandémie.
- À long terme, les politiques gouvernementales favorables, les efforts visant à développer le secteur offshore et les projets à venir constituent les principaux moteurs du marché amont du pétrole et gaz du pays. Par ailleurs, l'intensification des activités d'exploration dans le pays devrait constituer un moteur significatif pour le marché amont du pétrole et gaz d'Oman.
- En revanche, la nécessité d'investissements en capital élevés et le manque de financement dû au ralentissement économique mondial constituent certains des freins au marché amont du pétrole et gaz d'Oman.
- Néanmoins, les nombreuses découvertes réalisées ces dernières années et les activités d'exploration en cours représentent des opportunités clés offrant des perspectives significatives aux acteurs du marché de l'industrie pétrolière et gazière du pays.
Remarque : Les chiffres de la taille du marché et des prévisions de ce rapport sont générés à l’aide du cadre d’estimation propriétaire de Mordor Intelligence, mis à jour avec les données et analyses les plus récentes disponibles en 2026.
Tendances et Perspectives du Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman
Le Secteur Terrestre Devrait Dominer le Marché
- Le secteur terrestre a dominé le marché pétrolier et gazier d'Oman ces dernières années et devrait continuer à le faire au cours de la période de prévision. La production pétrolière et gazière du pays provient des champs pétroliers et gaziers terrestres. Les activités d'exploration et de production pétrolières et gazières offshore dans le pays sont relativement récentes et nécessiteront un temps considérable pour se développer.
- La production de gaz naturel en Oman s'est établie à 41,8 milliards de mètres cubes, soit une augmentation de 13% par rapport à l'année précédente. Elle devrait croître davantage en raison de l'intensification des activités d'exploration dans le pays.
- En 2022, certains actifs stratégiques du marché de l'exploration et de la production pétrolières et gazières d'Oman comprennent le Bloc 6, Khazzan, Mukhaizna, le Bloc 9, Wadi Aswad, les Blocs 3 et 4, Abu Butabul, les petits champs Karim, Yumna et le Groupe de Petits Champs Rima. Le Bloc 6 est le principal champ du marché de l'exploration et de la production pétrolières et gazières d'Oman.
- Par ailleurs, en juin 2022, le Ministère de l'Énergie et des Minéraux a annoncé que les réserves de pétrole brut d'Oman s'élevaient à 5,2 milliards de barils et les réserves de gaz à environ 24 billions de pieds cubes. De plus, le gouvernement a déclaré des revenus de 17,4 milliards USD (et un excédent de 2 milliards USD) au premier semestre 2022, sur la base d'un prix moyen du pétrole de 87 USD par baril, et est en bonne voie pour enregistrer son premier excédent annuel en une décennie.
- Grâce à l'amélioration de la production et des revenus, le secteur terrestre d'Oman devrait dominer le marché au cours de la période de prévision.
L'Intensification des Activités d'Exploration Devrait Stimuler le Marché
- La production pétrolière d'Oman s'est établie à 971 milliers de barils par jour en 2021, soit une augmentation de 2% par rapport à l'année précédente. Bien que la croissance de la production pétrolière en Oman ait été lente, compte tenu de la demande croissante de pétrole des grandes économies, la production devrait s'accélérer à l'avenir.
- En mai 2022, Oman et l'Iran ont décidé de travailler conjointement au développement du champ pétrolier offshore de Hengam dans le Golfe Persique. Un Comité Technique Conjoint développera les champs pétroliers de manière progressive. Le champ de Hengam est une réserve partagée entre Oman et l'Iran. Ce nouveau champ pétrolier devrait générer une production significative à l'avenir.
- Par ailleurs, en juin 2022, le Ministère de l'Énergie et des Minéraux a déclaré avoir réalisé de nouvelles découvertes pétrolières qui porteraient la production d'Oman à 50 000 à 100 000 barils supplémentaires dans les deux à trois prochaines années. À pleine capacité, l'installation augmentera la capacité de production totale d'OQ de 219 000 barils par jour d'équivalent pétrole, représentant 12,6% de la production pétrolière totale d'Oman.
- De plus, en septembre 2022, Oman a signé un accord de partage de l'exploration et de la production avec Shell pour le Bloc 11. Les activités d'exploration comprendront un levé sismique de 1 400 km², et des forages d'exploration supplémentaires seront réalisés.
- L'ensemble des facteurs susmentionnés relatifs aux accords de production et d'exploration, aux découvertes et à la croissance de la production devraient contribuer à stimuler le marché pétrolier et gazier d'Oman au cours de la période de prévision.
Paysage réglementaire
Le secteur amont du pétrole et du gaz à Oman est administré par le ministère de l'Énergie et des Minéraux (MEM). La loi sur le pétrole et le gaz, promulguée par le décret royal 8/2011, constitue la base juridique fondamentale pour l'octroi de licences, les accords pétroliers et la supervision du secteur. En avril 2026, le MEM a annoncé le cycle de licences d'Oman 2026, proposant cinq blocs onshore (blocs 12, 16, 42, 45 et 55) totalisant environ 48 000 kilomètres carrés. Cela renforce le recours à un octroi de licences concurrentiel et à une reconfiguration des surfaces afin de promouvoir l'activité d'exploration.
En 2026, le MEM a également émis et approuvé des instruments de politique qui relient le développement amont aux priorités nationales de transition. Le décret royal 37/2026 a approuvé un accord de concession pour le bloc 18 (PC Oman Ventures Ltd et OQ Exploration and Production Batinah Offshore LLC), et le décret royal 25/2026 a approuvé un amendement à l'accord pétrolier pour le bloc 5. En mai 2026, le MEM a lancé une stratégie Net Zéro mise à jour et a introduit un cadre réglementaire des marchés du carbone, ajoutant une couche de conformité et de reporting que les opérateurs amont doivent de plus en plus intégrer dans la conception et l'exploitation de leurs projets.
Analyse de la chaîne de valeur
La chaîne de valeur amont d'Oman commence par l'attribution des surfaces et les accords pétroliers administrés par le ministère de l'Énergie et des Minéraux, suivis par les travaux de géosciences (études sismiques et sous-sol), les services de forage et de puits, et les activités de développement de champs telles que les installations de surface, les collecteurs d'écoulement et les services publics. Les opérations de production s'étendent ensuite aux actifs onshore et offshore. L'activité est soutenue par des opérateurs nationaux et internationaux et des partenariats, OQ Exploration and Production (OQEP) gérant un portefeuille d'actifs amont et travaillant avec des IOC et des NOC, y compris une activité de concession pour le bloc offshore 18 (Petronas en tant qu'opérateur aux côtés d'OQEP) et le bloc offshore 80 (OQEP avec Turkish Petroleum Overseas Company Limited).
Au sein de l'interface amont-intermédiaire, les besoins de traitement et de déblocage des goulots d'étranglement sur les actifs producteurs façonnent le flux pratique des hydrocarbures. Les extensions de capacité augmentent le débit effectif et contribuent à stabiliser la capacité de livraison des champs. Un exemple récent est la mise en service par OQEP de l'installation d'extension Bisat-C au bloc 60 en juin 2025, qui a porté la capacité de traitement du pétrole à 95 000 bpd et la capacité de traitement de l'eau à 800 000 bpd, soutenant la gestion de la production et réduisant le risque de goulot d'étranglement. Les structures de contrats et de partenariats (EPSA, concessions et amendements tels que l'amendement de l'EPSA du bloc 9 avec Occidental Oman et Mitsui E&P Middle East) restent des mécanismes essentiels pour déployer capital et compétences techniques spécialisées à travers les étapes de développement et de production.
Paysage Concurrentiel
Le marché amont du pétrole et gaz d'Oman est fragmenté. Parmi les acteurs clés (sans ordre particulier) figurent BP Plc, Royal Dutch Shell, Oman Oil Marketing Company SAOC, Total SA et Eni SpA, entre autres.
Leaders du Secteur Amont du Pétrole et Gaz d'Oman
BP Plc
Royal Dutch Shell
Oman Oil Marketing Company SAOC
Total SA
Eni SpA
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
Un espace d'opportunité à court terme pour la participation amont est visible dans le cycle de licences d'Oman 2026, où le MEM a ouvert cinq blocs onshore (12, 16, 42, 45 et 55) s'étendant sur environ 48 000 kilomètres carrés. Ce cycle reflète une volonté d'activer une exploration plus granulaire à travers les zones de concession disponibles. Côté offshore, les cadres de concession récemment conclus, notamment le bloc 18 (Petronas avec OQEP) et le bloc 80 (OQEP avec Turkish Petroleum), créent des points d'entrée supplémentaires pour les services d'exploration, les études de sous-sol, les campagnes de forage et le développement précoce de champs liés à des programmes de travaux engagés.
Un second axe d'opportunité concerne la couche opérationnelle et infrastructurelle autour du traitement du gaz, de la réduction des émissions et de l'optimisation de la récupération dans les pôles producteurs. En 2026, les attributions de projets et les sélections d'ingénierie pour les extensions de traitement du gaz incluent le Budour-Northeast Birba Integrated Project, une attribution clé en main à ENPPI dont l'objectif déclaré inclut la réduction du torchage de routine. Les travaux d'ingénierie pour le Budour Tayseer Gas Project, couvrant l'élimination des gaz acides et la récupération du soufre impliquant Worley Comprimo et BASF et attribués par SPETCO, indiquent en outre une demande active pour des solutions EPC, de technologie de procédé et de contrôle environnemental liées au développement du gaz amont. Les mesures politiques telles que le cadre des marchés du carbone du MEM de mai 2026 renforcent également la demande de mesure, de surveillance et de changements opérationnels reliant la production amont à une performance à plus faibles émissions et à la conformité liée au carbone.
Développements récents du secteur
- Juin 2026 : OQ Exploration and Production a signé un amendement à l'accord de partage de production pour l'exploration du bloc 9 avec le ministère de l'Énergie et des Minéraux, Occidental Oman et Mitsui E&P Middle East, effectif à partir du 1er juillet 2026. L'amendement vise à accroître l'activité opérationnelle et à soutenir la croissance des réserves. Il renforce le dossier d'investissement du bloc 9 et la demande de services pour le forage et les opérations de champ.
- Mai 2026 : Le ministère de l'Énergie et des Minéraux a signé un accord avec Victarens Global Energy pour investir 220 millions USD dans l'exploration d'hydrates de méthane sur le bloc onshore 83. L'accord élargit le portefeuille de ressources amont au-delà des gisements conventionnels. Il ajoute également des flux de travail d'exploration spécialisés et des partenariats aux activités amont d'Oman.
- Février 2026 : Le ministère de l'Énergie et des Minéraux a signé un accord de concession pour le bloc offshore 18 avec Petronas comme opérateur (70 %) et OQ Exploration and Production (30 %), lançant une phase d'exploration de quatre ans. La concession accroît la dynamique d'exploration offshore. Elle augmente également la demande de géosciences marines, de logistique de forage et d'études de développement en phase précoce.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et périmètre du marché
Pour cette étude, le marché amont du pétrole et du gaz d'Oman couvre les activités qui permettent l'exploration, le développement, le forage et la production de pétrole brut et de gaz naturel à Oman, les résultats étant représentés sous forme de production amont liée aux opérations onshore et offshore.
Exclusions du périmètre : le transport et le stockage intermédiaires, le raffinage, la pétrochimie, les carburants au détail, ainsi que l'électricité et les services publics non amont sont exclus de ce dimensionnement.
Aperçu de la segmentation
- Localisation de Déploiement
- Terrestre
- Offshore
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
La recherche documentaire a été utilisée pour ancrer le modèle aux fondamentaux amont spécifiques à Oman, avant que les hypothèses ne soient testées sur le terrain. Nous avons principalement référencé des séries de production publiques et le contexte politique, tels que les publications du ministère de l'Énergie et des Minéraux, les communications de l'OPEP et de l'OPEP+, des séries de données d'organisations telles que l'AIE et la Banque mondiale, et des indicateurs commerciaux et macroéconomiques d'organismes tels que UN Comtrade et le FMI.
Pour maintenir une logique de marché cohérente d'année en année, nous avons également examiné les annonces des opérateurs, les présentations aux investisseurs et les mises à jour de projets rapportées par des sites de presse et d'associations professionnelles reconnus. Le cas échéant, des abonnements payants couvrant les données financières et de veille des entreprises, les actualités et données financières, ainsi que les brevets, ont été utilisés pour accélérer les vérifications croisées concernant l'intensité de l'activité et l'orientation technologique. Ces sources documentaires sont uniquement illustratives, et de nombreuses autres références publiques et payantes ont également été utilisées pour la collecte, la validation et la clarification des données.
Entretiens et enquêtes primaires
Les travaux primaires ont porté sur la validation de ce que les données documentaires ne peuvent pas entièrement montrer, comme la manière dont les niveaux d'activité évoluent selon la maturité des champs, la rapidité avec laquelle les nouveaux puits se traduisent en production stable, et le réalisme des hypothèses de coûts et de calendrier. Nous avons échangé avec un ensemble d'opérateurs amont, de prestataires de services, de spécialistes du forage et des complétions, et d'acteurs de l'écosystème local, puis comparé les points de vue selon l'exposition onshore et offshore et selon les décideurs liés à Oman.
Les enseignements tirés de ces échanges ont été utilisés pour confirmer les hypothèses du modèle, ajuster le calendrier de montée en puissance, et concilier les différences entre les plans annoncés et l'exécution observée, en particulier lorsque le phasage des projets change.
Répartition des répondants au travail de terrain de la recherche primaire
| Type d'entreprise | Poste du répondant | Région |
|---|---|---|
| Premier rang : 37 % | Directeurs généraux : 14 % | |
| Rang intermédiaire : 48 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 30 % | |
| Petits acteurs : 15 % | Managers : 56 % |
Dimensionnement et prévisions du marché
Le dimensionnement part d'une reconstruction descendante où la production de pétrole brut à l'échelle d'Oman (en barils par jour) et la production de gaz naturel (en pieds cubes) sont associées aux répartitions de l'activité amont entre onshore et offshore, puis alignées sur la définition du rapport. Une fois cette structure stabilisée, nous la corroborons par des vérifications ascendantes sélectives, telles que des comptages d'échantillons de puits et des fourchettes de productivité typiques, ainsi qu'une consolidation limitée de l'activité de projet et de l'intensité de service afin de vérifier que les totaux ne dérivent pas de la réalité.
Les données pratiques qui façonnent le modèle incluent les tendances de production de pétrole brut et de gaz, l'orientation de l'activité de forage et de reconditionnement, l'intensité de récupération assistée dans les actifs matures, les démarrages de projets planifiés et le calendrier de plateau, ainsi que les signaux réglementaires ou fiscaux affectant le rythme d'investissement amont. Lorsque des lacunes de données existent, les hypothèses sont complétées à l'aide de fourchettes convenues lors des entretiens, puis affinées par des vérifications de cohérence par rapport aux tendances historiques.
Pour les prévisions, une analyse de scénarios est appliquée afin que le scénario de base reflète la vue la plus reproductible de l'activité et de la traduction en production, tandis que les scénarios haussier et baissier reflètent des changements dans le calendrier de montée en puissance, le comportement de déclin et le rythme d'exécution. Les avis d'experts sont utilisés pour valider les variables les plus sensibles à Oman, puis les prévisions sont revues afin de garantir que la trajectoire implicite reste cohérente avec la maturité connue des champs et les calendriers de projets.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les résultats sont validés par triangulation entre signaux indépendants, notamment la cohérence des séries temporelles, la vraisemblance entre onshore et offshore, et l'alignement avec les jalons de projets annoncés. Avant validation finale, les anomalies sont signalées, examinées, puis soit corrigées dans le modèle, soit expliquées par une piste d'hypothèses claire. Une seconde revue par un analyste est ensuite effectuée pour réduire les écarts évitables.
Le rapport est mis à jour annuellement, et des mises à jour intermédiaires sont déclenchées lorsque des événements importants se produisent, tels qu'un retard majeur de projet, un changement de politique affectant l'investissement amont, ou une déviation soutenue des tendances de production. Juste avant la livraison, une dernière révision est effectuée afin que le client reçoive la vue ajustée la plus récente, fondée sur les nouvelles mises à jour publiques disponibles et sur d'éventuelles reprises de contact nécessaires.
Taille du marché amont du pétrole et du gaz d'Oman selon Mordor Intelligence comparée à d'autres estimations publiées
Les estimations publiées pour le secteur amont d'Oman ne concordent souvent pas car le périmètre peut osciller entre un dimensionnement centré sur la production et un dimensionnement basé sur les dépenses, et parce que les sources varient également dans leur traitement de l'activité onshore par rapport à l'offshore et l'année qu'elles utilisent comme point de départ. Des différences apparaissent également lorsqu'une étude utilise des hypothèses de montée en puissance agressives pour les projets, tandis qu'une autre suppose une exécution plus lente ou un déclin plus rapide dans les champs matures.
Les principaux facteurs d'écart sur ce marché proviennent généralement du fait que le chiffre soit construit autour de signaux de production amont (volumes de production de pétrole et de gaz) ou autour de pools de valeur amont plus larges pouvant inclure le forage, les complétions et d'autres services de champ tarifés selon des taux journaliers et l'intensité de service. Le calendrier des devises et le traitement de l'inflation peuvent également faire varier les totaux en USD, notamment lorsqu'une estimation utilise un point de conversion unique et une autre des moyennes annuelles.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes dans la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 0,00 milliard USD (2026) | |
| Cabinet de conseil régional A | 16,59 milliards USD (2026) | Ce chiffre est présenté comme un pool de revenus amont, et la description du périmètre inclut un ensemble plus large d'activités d'exploration, de forage et de production. Par conséquent, les dépenses fortement axées sur les services sont probablement comptabilisées conjointement avec les opérations amont plutôt que d'être strictement liées aux volumes de production. |
| Bulletin sectoriel B | 0,00 milliard USD (2026) | Le résumé public n'indique pas clairement la base de dimensionnement. Sans lien transparent avec les séries de production, les hypothèses de déclin et les répartitions onshore-offshore, le chiffre peut varier selon ce qui est implicitement inclus et la manière dont l'année de conversion en USD est traitée. |
Le tableau montre que l'écart est principalement dû à ce qui est comptabilisé comme faisant partie du marché. Dans le modèle de Mordor Intelligence, le marché est exprimé à travers les volumes de production amont selon le déploiement onshore et offshore, plutôt que d'agréger un pool de valeur de dépenses amont plus large dans un total unique en USD. Lorsque le périmètre et les variables sont explicités, les acheteurs peuvent retracer l'estimation jusqu'à ses moteurs pratiques et reproduire la logique à mesure que de nouvelles mises à jour de production et de projets apparaissent.
Questions Clés Traitées dans le Rapport
Quelle est la taille actuelle du Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman ?
Le Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman devrait enregistrer un CAGR de 5,12% au cours de la période de prévision (2026-2031)
Qui sont les acteurs clés du Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman ?
BP Plc, Royal Dutch Shell, Oman Oil Marketing Company SAOC, Total SA et Eni SpA sont les principales entreprises opérant sur le Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman.
Quelles années ce rapport sur le Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman couvre-t-il ?
Le rapport couvre la taille historique du Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman pour les années : 2021, 2022, 2023 et 2024. Le rapport prévoit également la taille du Marché Amont du Pétrole et Gaz d'Oman pour les années : 2026, 2027, 2028, 2029, 2030 et 2031.
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