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English to French: sample Detailed field: Construction / Civil Engineering
Source text - English ask for translation samples whether technical, legal translations, financial and literary
Translation - French Demandez des échantillons de traduction que ce soit dans le domaine technique, juridique, financier ou littéraire.
English to French: ECOLOGICAL SURVEY
Source text - English 4 ENVIRONMENTAL BASELINE STUDY
4.1 Introduction
This chapter documents the Environmental and Social Baseline Study (ESBS) for the Djebel Hirane-Reggane Permit, completed as part of the ESIA. The ESBS report comprises a review of existing literature and a site visit to assess and describe the current existing environmental and social conditions of the Permit prior to the seismic surveys and exploration activities, so that potential impacts from seismic activities can be evaluated and, if necessary, prevented or mitigated.
The ESBS report follows Algerian requirements and is structured as follows:
• Section 4.1. This introduction.
• Section 4.2. Methodology. General overview of fieldwork conducted to collect baseline data to prepare the report.
• Section 4.3. Physical Environment. Description of physical environmental features, including meteorology, climate, geomorphology, geology, hydrogeology, air quality, noise and vibration, and background radiological levels. Description of sampling procedures, collection, and in situ analysis.
• Section 4.4. Biological Environment. Description of the flora and fauna at national and local levels.
• Section 4.5. Socio-Economic Environment. Description of social and economical aspects, considering population demographics at national, regional, and local levels.
• Section 4.6. Archaeology and Cultural Heritage. Observations on ancient and recent archaeological resources and cultural heritage identified in the working area.
• Section 4.7. Impacts from Past Operations. Description of impacts resulting from previous and existing activities in the area, particularly those associated with exploration and production of oil and gas. Emphasis is on the surface conditions of exploration wells and preliminary identification of potential risks and liabilities in terms of soil and groundwater contamination, used materials, and waste disposal.
4.2 Work Methodology
Information included in this report has been collected as follows:
• Reviewing available references for each environmental feature and its sensitive receptors.
• Conducting field visits for site-specific data collection (�gfieldwork�h).
The purpose of the fieldwork was to determine the baseline conditions of the Permit and the impacts from past operations through inspections of existing exploration and water wells, limited soil sampling, and general observations. The main activities undertaken during the fieldwork were as follows:
• Baseline surveys of the following features:
– Geology, geomorphology, and hydrogeology.
– Ambient air quality.
– Noise.
– Flora and fauna.
– Archaeology.
– Social characteristics.
• Assessment of impacts from past operations:
– Location and inspection of existing exploration wells; surveys of base camps and seismic lines.
– Limited soil sampling at well sites (collected and analysed in-situ for total petroleum hydrocarbons –TPH- with a Petroflag kit).
– Brief radiometric survey.
Information on the physical and biological environment was obtained from 37 anno¬tated observation points (GPS point stations), in order to determine the baseline characteristics of the Permit. A checklist was developed and used at each station to record the findings. Data collection included observations on the hydrology, geology, landscape, and flora and fauna, and evidence of archaeological remains. Information on impacts from past operations was also recorded.
The location of the different observation points (i.e., those points in which the fieldwork team stopped and took notes and photos) was established based on the schedule within the work plan and based on sightings of areas of potential interest. Figure 4-1 identifies the route taken and the observation stations visited within and around the surveys Permit.
The limiting factors governing any given station were:
• Access conditions, as the safety and security of the fieldwork team and escort were paramount at all times.
• Management of time against long distance, in order to avoid night driving.
As the location and condition of tracks within the Permit were not clearly identifiable in the satellite images at 15 m, the team used its best judgement in planning the itineraries and station locations.
Thirteen exploration wells have been identified within the Djebel Hirane-Reggane Permit. Ten exploration sites were visited, as identified in Table 4-1, and their conditions were recorded (see Annex B).
Thirteen exploration wells have been identified within the Djebel Hirane-Reggane Permit. Ten exploration sites were visited, as identified in Table 4-1, and their conditions were recorded (see Annex B).
Table 4-1. Summary of the Wells Identified and their Condition
Well Name Code Located/Inspected Comments
Atinim 1 ATM-1 Deferred Long distance, summer job
Atinim Nord 1 ATMN-1 Deferred Long distance, summer job
Djebel Hirane 1 DH-1 Yes Cellar not located, rocky surface
Djebel Hirane Kahla Tablbala 1 DHKT-1 Yes Closed well, pits
Feidj El Had 1 FHD-1 Yes Closed well, pit large berms
Hassi Mdakane 1 HDK-1 Yes Closed well, pit, airstrip 750m
Hassi Mdakane 2 HDK-2 Yes Cellar not located
Hassi Mdakane Sud 1 HDKS-1 Deferred Dune Field, need extra time
Kahal Tabelbala 1 KT-1 Yes Cellar not located, dune field
Kahal Tabelbala 1 KT-2 Yes Cellar not located, dune field
Kahal Tabelbala 2bis KT-2B Yes Cellar not located, dune field
Kahal Tabelbala 3 KT-3 Yes Cellar not located, dune field
Kahal Tabelbala Nord 1 KTN-1 Yes Closed well, one lined pit
The wells at the KTN cluster presented a particular challenge. Although the team scouted each well site and the surrounding area within a 300–500 m perimeter, the precise locations of the KTN well cellars could not be found. These wells were drilled during the 1950s and it is possible that drill locations have been eroded and/or covered by moving sand.
The drilling locations that were located on the ground without clear evidence of drilling cellars are noted in Table 4-1. They are the following:
• KT-1, KT-2, KT-2B, KT-3. The fieldwork team reached the locations corre¬sponding to the coordinates of these wells, but these locations were at the top of sand dunes. Therefore, in practical terms, these locations were visited, but the wells could not be found, even though the field team inspected an area of 500 m around each location.
• HDK-2. Available information obtained before beginning the fieldwork indicated that wells HDK-1 and HDK-2 were adjacent to each other, but only 1 well, HDK-1, was located. HDK-2 was not located, even though the fieldwork team inspected an area of 500 m around the HDK-1 cellar.
• ATM-1, ATMN-1, and HDKS-1. Access to these points was located, but long distances require extra time for inspection.
The fieldwork team included the following CH2M HILL subcontractor specialists:
• Jean Marc Burri, geologist and head of the fieldwork team on behalf of CH2M HILL. He conducted a reconnaissance of surroundings up to 500 m away from each well head.
• Said Aït Khelifa, hydrogeologist. He was in charge of monitoring and sampling tasks at each well.
• Hacène Abdelkrim, Ph.D in Ecology. He collected the information related to flora within the Permit.
• Abdel Madjid Djebbara, Agricultural Engineer. He provided the information on the socio-economic issues.
• Mohamed Bellatreche. Ph.D in Ecology. Mr. Bellatreche compiled the available information on fauna.
Sergio Maraschin, Shell HSE and Security Manager, and Pieter Kikkert, Shell Head of Geophysics, were also present during the fieldwork.
Ibrahim Saous, a local guide from Adrar, accompanied the field team from 17 to 21 January 2006.
Table 4-2 summarises the activities performed during the fieldwork to the Djebel Hirane-Reggane Permit from 16 January to 3 February 2006. The fieldwork was conducted in 2 different phases:
• Phase I: from 16 to 22 January 2006, the team consisting of Sergio Maraschin, Pieter Kikkert, Jean Marc Burri and Said Aït Khelifa conducted a general reconnaissance of the existing exploration wells, taking notes on the status of each well and also on the presence of flora, archaeological vestiges, geology, etc.
• Phase II: from 1 to 3 February 2006, the team consisting of Jean Marc Burri, Hacène Abdelkrim, Abdel Madjid Djebbara and Mohamed Bellatreche visited some areas where signs of flora, fauna, archaeological vestiges were identified during the first Phase I, as well as the village of Adrar (the closest inhabited centre to the Permit) to conduct a detailed reconnaissance.
Table 4 2. Summary of Daily Activities, Djebel Hirane-Reggane Permit
No. Date & Location Activities Performed or comment
1 16-01-2006
Travel Travel Algiers-Adrar
2 17-01-2006
Djebel Hirane-Reggane Inspection of wells DH-1 (location inspected but cellar not found) and DHKT-1
3 18-01-2006
Djebel Hirane-Reggane Inspection of wells KT-1 (location inspected but cellar not found, possibly within a dune field); KTN-1, KT-2B and KT-3 locations inspected but cellars not found.
4 19-01-2006
Djebel Hirane-Reggane Inspection of well FHD-1 and surrounding area.
5 20-01-2006
Djebel Hirane-Reggane Geology and geomorphology around Adrar and Permit.
6 21-01-2006
Djebel Hirane-Reggane Geology and Flora around Adrar and Permit
7 22-01-2006
Djebel Hirane-Reggane Inspection of wells HDK-1, HDK-2 (location inspected but cellar not found, probably at the same location as HDK-1); Wells HDKS-1, ATM-1, ATMN-1 not visited because of lack of time.
8 01-02-2006
Djebel Hirane-Reggane Travel El-Menia – Adrar, with observation en-route.
9 02-02-2006
Djebel Hirane-Reggane Archaeology, fauna and flora around Djebel Hirane area.
10 03-02-2006
Djebel Hirane-Reggane Palm grove of Tamentit, informal meetings in Adrar.
4.3 Physical Environment
The following description of the baseline state of the physical environment is based on a literature survey of publicly available geological, hydrogeological and meteoro¬logical information, observations gathered during field surveys, and information provided by Shell.
The Djebel Hirane-Reggane Permit area consists of 9,386 km2 in the Reggane Basin. The Permit is located approximately 1,100 km south-southwest of Algiers, within the Wilaya of Adrar. The eastern side of the Permit is approximately 20 km to the west of the city of Adrar.
The following sub-sections provide details on the meteorology, geology, hydrogeology, and geomorphology of the Djebel Hirane-Reggane Permit.
4.3.1 Meteorology
Climate
In order to characterise the climate of the region of Reggane, the data and interpret¬a¬tions supplied by Dubief (1963) and the surveys results produced by Barry and Celles (1972-1973) have been reviewed. Although the climate data used by Dubief in 1963 are considered out of date (1926-1955) and the density of the measuring points (stations) are considered insufficient, this climate survey data set is the only set avail¬able for certain parts of the Algerian Sahara.
Because the surveys covers the entire Sahara, the 8 meteorological stations closest to the Permit being studied in this report have been considered and presented in Table 4 3.
Table 4 3. Locations of the 8 Meteorological Stations Nearest to the Djebel Hirane-Reggane Permit
Station Latitude Longitude Z (m) NGA
Adrar 27��52' 0��17'W 258
Aoulef 26��58' 1��05'E 290
Beni Abbés 30��08' 2��11'W 498
Bou Bernous 27��19' 2��59'W 381
El Menia 30��35' 2��53'E 397
In Salah 27��12' 2��28'E 294
Raggan 26��43' 0��10'E 214
Timimoun 29��15' 0��14'E 284
Source :
DUBIEF J., 1963.- Le climat du sahara. Volumes 1 and 3. Mem. Algerian Institute of Globe Physics and Meteorology. Algiers, 1963.
Abbreviation
Z – altitude referred to the NGA
NGA – Algerian National Geodesic reference (sea level)
Special attention has been paid to the available data for the Adrar meteorological station, which is closest to the Permit. In this case, the available data are from 1994 to 2005. Several tables follow that summarise these data for different parameters (temperature, humidity, precipitation, wind speed); all the tables have been prepared based on the daily data published on the following web page:
http://www.tutiempo.net/clima/Adrar/606200.htm.
From a general point of view, existing data show that the region has a continental desert (hot and dry) climate, as indicated in Figure 4-2.
Figure 4 2. Approximate limit of desert and climate conditions in northern Africa (Rognon, 1976)
The data concerning temperature collected by the Adrar station indicate the monthly average values shown in Table 4-4. Figure 4-3 presents a graph with the monthly average for the 1994-2005 series.
Figure 4-3. Average monthly temperatures (C) for the 1994-2005 series of data registered by the Adrar meteorological station
As can be observed from Table 4-4, there is a variation of about 25C between the coldest month (January) and the hottest month (July).
The hottest temperatures were recorded in the summertime (from 21 June to 20 September), and the coldest temperature were recorded in the wintertime (from 22 December to 20 March). Spring (from 20 March to 21 June) and Autumn (from 20 September to 22 December) are characterised by warm temperatures, between 20C and 30C.
The hottest daily temperature ever recorded by the Adrar station was 49.4C, on 23 July 2005. The coldest daily temperature, -3.5C, was recorded on 30 January 2002. It is interesting to observe the deviation between these maximum and minimum daily temperatures, with the average monthly value included in Table 4-4. This variation indicates the high variability of the temperatures in the area.
No data are available for the difference in temperature between day and night. Based on the comments of local people, it can be said that this difference is significant, reaching a difference of close to 15-20C, but this comment cannot be supported with actual data.
Table 4-5 presents the available data for relative humidity.
As for temperature, Figure 4-4 presents a graph with the data for the Adrar meteorological station.
Figure 4-4. Average monthly air relative humidity (%) for the 1994-2005 series of data registered by the Adrar meteorological station
The distribution of the results is the reverse of those for temperature, thus the maximum relative humidity is recorded in winter (January) and the minimum relative humidity is recorded in summer (July).
In any case, the values obtained in January and December are the only ones above 30%, which is low related to values registered in Europe. Thus even the highest values correspond to low humidity elsewhere, characteristic of a desert climate.
In summary, the local climate can be characterised as typical of desertic conditions based on recorded data on temperature and humidity:
• Very high temperatures in summer (over 30C from May to September), average temperatures of ~15C in winter, and warm temperatures the rest of the year, with a wide seasonal variation.
• Low humidity, variable between stations, with a pattern in reverse of that of temperature data.
• Rare precipitation, as detailed in the following sub-section.
Precipitation
Local precipitation is characterised by its infrequent occurrence and variable levels of rainfall. This condition is related to a scarcity of moist air masses rather than a lack of perturbation. The few air masses that reach the Sahara arrive from the Atlantic Ocean or the Mediterranean Sea in winter and from the Sudan in summer.
Total annual precipitation varies considerably from one year to another, and has been recorded as zero for most months in a year. Precipitation in the form of showers, with high surface run-off and only limited infiltration, makes a very limited contribution to vegetation.
The number of days recorded with rain over 0.1 mm is low, and the number varies among the towns closest to the Permit: 2.9 days in Reggane and 3.3 days in Adrar (Dubief, 1963), as shown in Table 4-6.
Table 4 6. Measurable Number of Days of Rain (P > 0.1 mm), (Dubief, 1963)
Station Latitude Longitude Z (m) NGA Period Nº measurable days of rain
Adrar 27��52' 0��17'W 258 1926-1950 3.3
Aoulef 26��58' 1��05'E 290 1938-1950 3.2
Beni Abbés 30��08' 2��11'W 498 1926-1950 10.1
El Menia 30��35' 2��53'E 397 1926-1950 10.7
In Salah 27��12' 2��28'E 294 1926-1950 3.8
Raggan 26��43' 0��10'E 214 1938-1943 2.9
Timimoun 29��15' 0��14'E 284 1926-1950 5.2
Source :
DUBIEF J., 1963.- Le climat du sahara. Volumes 1 and 3. Mem. Algerian Institute of Globe Physics and Meteorology. Algiers, 1963.
Abbreviations:
Z – altitude referred to the NGA
NGA – Algerian National Geodesic reference (sea level)
At night, the temperature falls, producing dew at dawn, which it is essential to certain animal and vegetation species. In exceptional circumstances, the temperature can be lower than 0ºC, producing frost or even ice, as shown in Table 4-7.
Table 4 7. Number of Days of Frost to Ice, Sheltered, (Dubief, 1963)
Station Latitude Longitude Z (m) NGA Period Frost to ice, sheltered (Number of days per year)
Adrar 27��52' 0��17'W 258 1926-1950 4.8
Aoulef 26��58' 1��05'E 290 1940-1951 2.1
Beni Abbés 30��08' 2��11'W 498 1926-1950 8.8
El Menia 30��35' 2��53'E 397 1926-1950 9.1
In Salah 27��12' 2��28'E 294 1926-1950 1.2
Timimoun 29��15' 0��14'E 284 1926-1943 2.4
Source :
DUBIEF J., 1963.- Le climat du sahara. Volumes 1 and 3. Mem. Algerian Institute of Globe Physics and Meteorology. Algiers, 1963.
Annual average precipitation over a period of 30 years can vary between 13.8 and 18.1 mm (Table 4-8), according to results for the 2 stations closest to the Permit, Timimoun. According to the data collected by Dubief (1963), the Djebel Hirane-Reggane Permit is located between the 10 mm and 20 mm isohyets.
Table 4 8. Annual Average Precipitation, (Dubief, 1963)
Station Latitude Longitude Z (m) NGA Period Annual average precipitation (mm)
Adrar 27��52' 0��17'W 258 1926-1955 13.8
Beni Abbés 30��08' 2��11'W 498 1926-1955 37.5
El Menia 30��35' 2��53'E 397 1926-1955 39.6
In Salah 27��12' 2��28'E 294 1926-1955 16
Timimoun 29��15' 0��14'E 284 1926-1955 18.1
Source :
DUBIEF J., 1963.- Le climat du sahara. Volumes 1 and 3. Mem. Algerian Institute of Globe Physics and Meteorology. Algiers, 1963.
Abbreviations:
Z – altitude referred to the NGA
NGA – Algerian National Geodesic reference (sea level)
Precipitation decreases from the north to the south of the region between Béni Abbes (37.5 mm) and Adrar (13.8 mm), through Timimoun (18.1 mm). Figure 4-5 provides information on the precipitation on a regional scale.
Figure 4-5. Annual precipitation in mm/year in North Africa (Oud Baba Sy, 2005)
Source: Recharge et Palaeorecharge du Systeme Aquifere du Sahara Septentrional�h (Thesis of Mohamedou Ould Baba Sy, 2005)
Table 4-9 presents the average monthly precipitation results from the daily data obtained from the meteorological station at Adrar and Figure 4-6 presents these data graphically.
Figure 4-6. Average monthly precipitation (mm) for the 1994-2005 series of data registered by the Adrar meteorological station
The following can be concluded from Table 4-9 and Figure 4-6:
• Data for the 144 months included in Table 4-9 indicate that in 94 months, no precipitation was recorded, thus approximately 65% of all the months were dry.
• Some data deviate from the general trend, e.g., the 493.02 mm registered in May 1997 and the 102.11 mm registered in June 1994. These data could be a result of errors in the registration system, but they also could be related to heavy rains in the form of storms. The possibility of storms cannot be dismissed, but storms are clearly exceptional.
• There is no correlation between the month with the highest rains and the seasons. In general, the average values are related more closely to singular events than to the existence of defined rainfall periods.
It should be noted that when rain appears, it is often in the form of showers that produce abundant runoff that only partially infiltrates the terrain. Evaporation rates, due to high winds and temperature are of considerable range, with an average of around 420 mm (with an approximate minimum of 100 mm in December and a maximum of around 720 mm in July). There is significant disproportion between evaporation and water supply, and so the air and the initial layers of the soil are almost always completely dried out. Therefore, the contribution from rainfall to soil moisture, or net precipitation, is extremely limited.
Wind
Wind is common in the region and plays a considerable role, causing heavy erosion with a sediment component, which then moves and changes the sand dunes. During certain periods of the year, the wind blows hard enough to cause what are commonly known as sandstorms, when sand particles may be blown up as high as 1,500 m, and the air is darkened for days on end.
A wind rose diagram was not found in the consulted bibliography, but it can be said that the dominant winds in the Djebel Hirane-Reggane Permit are from the Trade Winds (�gAliseos Current�h), north-northeast to south-southwest, with an average speed above 22 kilometres per hour (km/h).
There is another wind, called a �gsirocco�h (called �gchergui�h in Algeria), which occur when a low pressure system above the Mediterranean moves towards the east and a southerly wind comes from Africa. This hot, dry, and dusty wind comes from the Sahara desert, where hot air rises and flows north. When the wind blows over the Mediterranean, it picks up moisture. During a sirocco, nights are warmer than 30��C. The sirocco is most common during the spring, but it can occur all year. The dust can spread as far as northern Europe.
Evaporation increased by the wind has a considerable range, with an average of around 420 mm (minimum about 100 mm in December; maximum about 720 mm in July). There is significant disproportion between evaporation and water supply; thus the air and the initial layers of the soil are almost always completely dried out.
There is a link between wind and geomorphology. Winds have produced �gcorridors�h of linear erosion in a north-northeast to south-southwest direction, which coincides with the aforementioned direction of the trade winds. Sands dunes are anchored on these corridors.
Table 4-10 presents the average monthly wind speed registered by the meteorological station of Adrar.
The Beaufourt wind scale has been used to provide an idea of the effects on wind in the Permit. This scale is presented in Table 4-11.
The wind data recorded by the Adrar station have been organised into 5 categories (Table 4-12). These data correspond to the maximum wind speeds sustained for longer than 5 minutes every day. The number of days thus refers to the days in which the maximum recorded �gat least 5 minutes winds�h are in the given range.
Table 4-11. The Beaufourt Wind Scale
Scale number Descriptive term Units in Km/h Description on Land
0 Calm 0 Smoke rises vertically
1-3 Light winds 18 Km/h or less Wind felt on face; leaves rustle; ordinary vanes moved by wind.
4 Moderate winds 19 - 29 km/h Raises dust and loose paper; small branches are moved.
5 Fresh winds 30 – 38 km/h Small trees in leaf begin to sway; crested wavelets form on inland waters
6 Strong winds 39 - 50 km/h Large branches in motion; whistling heard in telephone wires; umbrellas used with difficulty.
7 Near gale 51 – 61 km/h Whole trees in motion; inconvenience felt when walking against wind.
8 Gale 62 - 75 km/h Twigs break off trees; progress generally impeded.
9 Strong gale 76 - 87 km/h Slight structural damage occurs -roofing dislodged; larger branches break off.
10 Storm 88 - 102 km/h Seldom experienced inland; trees uprooted; considerable structural damage.
11 Violent storm 103 -117 km/h Very rarely experienced - widespread damage
12+ Hurricane 118 km/h or more
Table 4-12. Number of Days within Several Ranges of Wind Speed
Month Range (Km/hr) 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Monthly
January 61 0 0 0 2 0 1 0 0 0 1 1 2 1,88%
No data 6 0 0 0 3 1 0 0 0 0 0 0 2,69%
February 61 1 3 0 0 0 0 0 0 1 1 3 1 2,95%
No data 13 0 3 0 0 1 0 0 0 0 0 0 5,01%
March 61 1 2 0 0 1 0 1 0 1 2 5 2 4,03%
No data 5 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1,61%
April 61 2 1 2 1 1 1 0 1 7 1 1 2 5,56%
No data 2 0 1 1 1 1 2 0 0 0 0 0 2,22%
May 61 0 0 1 0 1 1 1 1 6 1 1 1 3,76%
No data 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0,54%
June 61 2 0 1 1 0 1 1 0 0 0 1 0 1,94%
No data 0 0 0 0 0 0 0 2 2 0 0 0 1,11%
July 61 0 0 0 0 0 0 2 3 1 1 2 2 2,96%
No data 0 0 2 0 1 0 0 0 0 1 0 0 1,08%
August 61 1 0 1 2 0 0 0 3 1 0 0 0 2,15%
No data 0 3 0 3 2 2 0 0 0 0 0 0 2,69%
September 61 0 1 1 2 1 0 1 1 1 0 0 3 3,06%
No data 0 1 0 1 0 8 0 0 0 0 0 0 2,78%
October 61 0 1 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0,81%
No data 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,27%
November 61 5 0 2 0 0 0 0 0 1 0 1 0 2,51%
No data 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 0 0 1,39%
December 61 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0,54%
No data 0 0 0 2 4 2 0 0 0 1 0 0 2,43%
As can be observed in Table 4-12, during 221 days per year (60.6%), there is at least one wind current with a speed between 18.1 and 38 km/h (an average of the 1994-2005 data series). Such an event can entail dust raising in the form of sandstorms, which occur all year long; thus there is no apparent link between the month of the year, or the season, and the registered wind speed. For 33.53% of the total days (122 days per year), there was at least one day with a wind current (always of at least 5 minutes) with a maximum speed between 38.1 and 61 km/h, which entails movement of large branches or even whole trees and inconvenience for people walking against the wind. For 2.67% of the days (10 days per year), the wind speed was higher than 61 km/h, which corresponds to a gale (or storm) and entails the effects described in Table 4-11 for scale numbers 8 and higher.
In summary, for most days in a year (353 days as an average), there is at least one wind current with a speed above 18 km/h, which can entail a sandstorm. Such events occur in every month of the year; thus in each month, there is at least one wind current with a speed above 18 km/h every day except one. Exceptions to this rule are January and February, in which no wind current with a speed above 18 km/h was detected on 2 days per month, as an average.
4.3.2 Geology
The Djebel Hirane-Reggane Permit is located within the Reggane Basin of the Saharan Platform—one of the 2 major structural units in Algeria belonging to the African Craton. The Saharan Platform is a relatively stable unit that is separated from the Algerian Atlas Unit by the Southern Atlas Fault (�gAtlas Plisse�h; Figure 4-7). The Saharan Platform consists of pre-Cambrian basement overlain unconformably by Phanerozoic rocks deposited in several sedimentary basins, each separated by Palaeozoic tectonic structures.
The Reggane Basin is bound to the north and northwest by the Ougarta and Bou Bernous anticlines, to the west by the Egalb Massif (which is part of the Reguibat dorsal of the Archean craton), and to the east and southeast by the Azzel Matti anticline. Its Phanerozoic sedimentary cover has been overlain unconformably over the pre-Cambrian basement and is estimated to be 6,500 m thick.
The Reggane Basin is part of the Western Oil & Gas Province. The Western Oil & Gas Province includes the basins of Béchar, Tindouf, Reggane, Ahnet, Mouydir, Timimoun, and Sbaa.
Figure 4-7. Geological map of Algeria showing its various geological units (Askri, et al., 1982)
Structural Geology and Tectonics of the Reggane Basin
The Reggane Basin is located in the Western Oil & Gas Province of the Sahara platform. The Reggane Basin is bound to the north and northwest by the Ougarta and Bou Bernous structures, to the west by the Eglab massif of the Reguibat dorsal of the West African craton, and to the east and southeast by the Azzel Matti structure. The Reggane Basin occupies an asymmetrical depression on the northeast edge of the Eglab massif.
Tectonic History of the Saharan Platform and the Reggane Basin
North Africa was formed by the accretion and consolidation of terrain through successive orogenies to an Archean nucleus of the West African Craton known as the Reguibat dorsal. The Reguibat dorsal forms part of a large pre-Cambrian domain, which comprises the whole of the West African Craton. The Reguibat dorsal is bound by the Mauritanides Belt to the west, by the Taoudeni syncline to the south, and by the Pan-African Suture Zone to the east and north.
The fracture network consists of major vertical faults (with wide mylonitic strips) in a metamorphic crystalline basement, which later gave rise to the Saharan platform, created by pre-Cambrian tectonic events, specifically the Pan African orogeny, which took place approximately 600 million years ago. During the Pan African orogeny, the rigid West African Craton collided with a much more flexible East African Shield and gave rise to a compressive regime that fractured the pre-Cambrian basement, which would later become the Saharan platform.
The suture structure created during this collision event has been located, by gravity studies, under the axis of the Reggane Basin.
After the Pan African orogeny, the whole region underwent a period of uplift and erosion marked by a Saharan platform-wide unconformity that separated pre-Cambrian and Cambrian rocks. The Cambrian to Ordovician periods are characterised by a distensile regime, during which many of the sedimentary basins of the Saharan Platform were created along strike-slip and normal faults, marked by an evolution of the facies from continental to shallow and deep marine to volcanic events. The volcanic events are the consequence of magma upwelling through extensional faults in a thinned crust.
From the late Ordovician to the late Palaeozoic, the region of the Saharan Platform to which the Reggane Basin belongs underwent a series of successive compressive and distensile regimes that account for many minor unconformities and periods of non deposition followed by fluvial, proximal, and distal marine environments.
In the late Palaeozoic, a number of Hercynian events deeply affected the region. Before the deposit of the first Mesozoic sediments, the Saharan Platform underwent Hercynian movements, whose major phase (post-Stephanian) corresponded to a compressive regime with a 210ºN direction. The greatest deformations associated with this event are located along the northeast-southwest strike-slip faults. Movement in this phase substantially influenced the development of the different sedimentary basins of the Saharan Platform and the distribution of reservoir and source rocks.
During the Mesozoic, the Saharan platform was affected by a number of compressive and extensional events that worked along the strike-slip faults previously established.
The distensional events affected several places in the Saharan Platform during the Mesozoic Era, resulting in the deepening and collapse of several sedimentary basins and the creation of extensive shallow epicontinental seas at their edge. In addition, extensive evaporites (halite and anhydrite) were deposited followed by a region-wide shift to facies characteristic of deeper marine depositional environments. The end of this distensional period is marked by the onset of a new compressive regime in the Cretaceous Period, followed by marine invasion and the formation of extensive carbonate platforms at the Cretaceous-Tertiary Period boundary.
During the Senonian Epoch of the Upper Cretaceous Period and the Eocene Epoch of the Palaeogene Period (Tertiary), northeast-southwest faults were reactivated by the Pyrenean compression phase and played an important role in the region. From the Lower Miocene Epoch of the Neogene Period to the present time, the sedimentary depositional environment became primarily continental. Tectonics now has a weak influence on the structure of the Saharan Platform.
Figure 4-8 is a map illustrating Algeria�fs structure.
Figure 4 8. Structural Map of Algeria (Askrit et al., 1982)
The Palaeozoic Basement
In the basins of the Saharan Platform, the sedimentary cover dates back to the Palaeozoic Era. The thickness of the Palaeozoic basement and later sedimentary cover that lies unconformably over the pre-Cambrian basement is in the order of 6,500 m in the Reggane Basin, as shown in Figure 4-9.
Figure 4 9. Isobaths of the substratum at the base of the Palaeozoic (Askrit et al., 1982)
Stratigraphy and Lithostratigraphy of the Reggane Basin
The stratigraphy of the Reggane Basin consists of Palaeozoic and younger sedimentary rocks overlain unconformably over the pre-Cambrian crystalline basement. The thickness of the sedimentary cover is in the order of 6,500 m. It contains rocks ranging in age from Cambrian to Tertiary, as shown in the stratigraphic column in Figure 4-10. These materials and their sequence are detailed as follows:
• Pre-Cambrian rocks consist of crystalline metamorphic rocks that are rarely encountered in this region, except in deep boreholes and the core of anticlines in the easternmost section of the Djebel Hirane-Reggane Permit.
• Cambrian deposits have an average thickness of 300 m and rest unconformably on the crystalline Precambrian basement. In the Reggane Basin, the Cambrian deposits comprise sandstone, conglomerates, and quartzites. Bivalve marine fossils have been found in Cambrian quartzites, showing evidence of deposition in a marine environment prior to metamorphism.
• Ordovician deposits have an average thickness of 500 m and consist of fluvial to marine deposits comprising quartzites to dolomites.
• Silurian deposits have an average thickness of 600 m and consist of continentally derived, clay-rich sediments that were deposited in a marine environment. These deposits consist primarily of black clay with graptolites and clay with sandstone sections where carbonate beds rarely are found.
• Devonian deposits are characterised as primarily sandy shales, but show variation depending on the location studied. Lower Devonian deposits can have a thickness of 1,500 m and range from clay to sandstone to gravely sandstone. Upper Devonian deposits can reach 1,700 m in thickness and consist of clay and marls embedded with sandstones that are marked by numerous disconformities and unconformities.
• Carboniferous deposits correspond to the final Palaeozoic sedimentary cycle and consist of deep sea to continental sedimentary rocks that can reach up to 2,800 m in thickness in the western part of the Western Oil & Gas Province.
• The Permian period is not represented in rocks of the Reggane Basin.
• Triassic rocks are characterised as transgressive sedimentary units overlying an unconformity at the base of the Mesozoic sequence. The Early Triassic rocks consist of argillaceous sandstones (sandy shales) that are overlain by evaporites rich in halite and anhydrite. These Triassic rocks can constitute a good reservoir rock as demonstrated in the Hassi Rmel Field.
• The Jurassic Period is not represented in rocks of the Reggane Basin.
• The Cretaceous formations unconformably overlie Triassic rocks. The Cretaceous rocks consist of argillaceous sandstones to conglomerates overlain by carbonates to marls.
• Cenozoic rocks in the Reggane Basin overlie the Cretaceous formations and consists primarily of post-Hercynian continental sandstones and shallow marine deposits that range from sands to dolomite.
• The Quaternary deposits consist mostly of dunes, alluvial and lacustrine settled materials.
Field Investigation
During the fieldwork, rock outcrops along accessible routes were inspected and sampled to determine their petrography and palaeontology. Figure 4-11 presents the location of the different rocks sampled during the fieldwork.
Table 4-13 summarises the rock samples collected during the fieldwork. Annex A provides details of the sample locations and the petrographic observations made of the thin sections prepared for these samples.
According to the fieldwork, the rock outcroppings in the Djebel Hirane-Reggane Permit are primarily lacustrian Quaternary materials, continental sandstones and shallow marine deposits from the Cenozoic and Pre-Hercynian rocks which outcrop on a north-west to south-east diagonal at the north of the Permit. Figure 4-12 is a geological map of the Reggane Permit.
Figure 4-10. Stratigraphy of the Western Province of the Sahara platform and geological cross section of the Reggane Basin (Askrit et al., 1982)
Table 4-13. Detailed Summary of the Rock Samples Collected, Djebel Hirane-Reggane Permit
Sample Number Location / Coordinates Age Depositional Environment Rock Type
X UTM 31R Y UTM 31R
P8 710954 3064436 Plio-Miocene Marine Dolomite
P19 722838 3085673 Plio-Miocene Continental Conglomeratic Sandstone
P62 658118 3130420 Pre-Hercynian, Cambrian Detrital Quartzite
P79 757794 3068309 Pre-Hercynian, pre-Cambrian Marine Quartzite
P80 755678 3067958 Post-Hercynian, Plio-Miocene Fluvial Sandstone
P81 749127 3069669 Pre-Hercynian, Cambrian-Ordovician Shallow to medium marine Dolomite interbedded with sandstone
P82 746462 3070098 Pre-Hercynian, Cambrian-Ordovician Detrital Sandstone
P91 755506 3089029 Quaternary Lacustrian Lacustrian deposit
Notes:
For sample number location, please refer to Figure 4-11. Age, depositional environment and rock types have been determined based on analysis the petrographic thin sections with polarised light microscopy
Abbreviations:
X: UTM Easting
Y: UTM Northing
UTM 30N: Universal Traverse Mercator Projection, section 30N
Precambrian rocks in the Permit comprise quartzites (Figure 4-13) found at the core of the anticline at the eastern boundary of the Djebel Hirane-Reggane Permit. The quartzites contain marine bivalve fossils, indicating a marine depositional environment.
Cambrian deposits comprise quartzites in the Djebel Hirane-Reggane Permit located in the anticline of the northern part of the Permit (Figure 4-14).
Figure 4 13. Outcrop of Precambrian Quartzites Located Southeast of the Permit (Point 0079; Latitude: 757794; Longitude: 3068309)
Figure 4 14 Outcrop of Cambrian Quartzites Located Southeast of the Permit (Point 0107; Latitude: 637397; Longitude: 3143174)
In the Djebel Hirane-Reggane Permit Ordovician rocks comprise dolomites intercalated with sandstones, as shown in Figures 4-15 and 4-16.
Based on the fieldwork, the Pliocene-Miocene rocks in the Permit represent different depositional environments: white dolomite intercalated with sandstones from shallow marine settings (Figure 4-17), and sandstones to conglomerates from shallow marine to continental settings (Figure 4-18).
The Pleistocene-Holocene rocks are terrestrial sandstones from fluvial and lacustrine deposits, as shown in Figures 4-19 and 4-20.
4.3.3 Soil Quality
During the fieldwork, samples of drilling cuttings and soil materials were collected inside or near mud pits at some of the drilling sites. The selection of sampling sites was based on visual inspection and experience.
The samples were analysed in situ for total petroleum hydrocarbons with a Petroflag portable analyser. Details of the field analytical results are presented in Section 4.8.3, Soil Sampling Analysis.
4.3.4 Hydrogeology
The Djebel Hirane-Reggane Permit is located close to the southwestern edge of the Southern Sahara Aquifer System (SASS), the only aquifer identified around the Permit. According to available information, however, the SASS is not found in the Permit. Figure 4-21 is a hydrogeological map of the SASS area and Figure 4-22 is a geological cross section (A-B) of the same area.
Figure 4-22. Hydrogeological cross section A-Bof Figure 4-21 through the SASS (UNESCO, 1972)
The SASS hydrogeological basin occupies about 1,000,000 km2 and is limited to the north by the Atlas Mountains, to the south by the limestone outcrops of the Tademaït plateau, to the northeast by the outcrops of the Cretaceous Dahar uplifts in Tunisia, and to the west by Saoura Oued (or Saoura Wadi).
As the Saoura Oued is located in the very right corner (east) of the Djebel Hirane-Reggane Permit, it is concluded that the SASS is not beneath this Permit.
Hydrogeologists subdivide the Northern Sahara Basin into 3 sub-basins:
• The western sub-basin. 280,000 km2, partially covered by the Great Western Erg (�gGrand Erg Occidental�h; see Figure 4-19) sand dunes. The main recharge zone is located in the foothills of the Sahara Atlas Mountains. From there, groundwater flows southward.
• The eastern sub-basin. Nearly 500,000 km2, almost totally covered by the Great Eastern Erg. Groundwater flows towards northeast, to the Melghir, trough at about 200 km to the north of Hassi Messaoud.
• The sub-basin of Al Hamada Al Hamra, near the border between Algeria, Tunisia and Libya.
The basin comprises 2 major aquifers:
• The �gContinental Intercalaire�h (CI) aquifer (Figure 4-19). Triassic to early Cretaceous formations at the base of the basin allow a hydrodynamic connection between the 3 sub-basins of the Northern Sahara Basin. The aquifer is artesian and occasionally unconfined. The �gIntercalaire�h refers to a continental period between 2 marine settling cycles:
– A Palaeozoic cycle related to the Hercynian Orogeny in the base.
– A late Cretaceous cycle related to the Cenomanian transgression on the shallowest levels.
Geologically, it consists of calcareous layers (sandstone and dolomite) and detritic layers (sand, clay, evaporites and coal). This is the aquifer that is the closest to the Djebel Hirane Reggane Permit and that, in fact, is affecting a small portion in the eastern side of this Permit.
• The �gComplexe Terminal�h (CT) aquifer (see Figure 4-19). A very important source of fresh water in the Great Western Erg. It comprises materials from the late Cretaceous (Senonian Epoch) to the late Tertiary (Pliocene Epoch) Periods, but the main hydrogeological formation of the complex is of Miocene-Pliocene age. This aquifer comprises several water bearing formations, hence its name (�gComplex�h). The Turonian (late Cretaceous) water-bearing formation is sometimes considered a separate aquifer system. Geologically, this aquifer comprises calcareous materials from the late Cretaceous and early Eocene and sands, clays, and gypsum of the late Eocene and Mio-Pliocene Epochs.
This aquifer is not represented in the Djebel Hirane-Reggane Permit, but is located further to the East.
Tables 4-14 and 4-15 show the hydrogeological column of the SASS in Algeria.
In terms of aquifer storage, the UNESCO has estimated in 1972 a total volume of 60,000�~109 m3 for the reserves stored in the Terminal Complex Aquifer and the Continental Intercalaire (CI) Aquifer combined. Therefore, these aquifers are of paramount importance for Algeria.
Table 4-15. Hydrogeology of SASS in Algeria (Thesis of Mohamedou Ould Baba Sy, 2005)
Impermeable layer
Sand Aquifers Terminal Complex Aquifer
Calcareous Aquifers
Semi permeable
Turonian Aquifer Part of the Terminal Complex Aquifer
Semi permeable
Continental Intercalaire aquifer Continental Intercalaire Aquifer
Early Cretaceous-Jurassic-Triassic Aquifers
Palaeozoic Substratum
Figures 4-23 and 4-24 present the elevation of the top of the formation and the elevation of piezometric surface of groundwater of the Continental Intercalaire Aquifer in meters above the sea level (masl), respectively, in 1950.
The depth to the aquifer is a main consideration for the planned drilling of uphole boreholes. As discussed previously, the SASS is not below the Permit.
Available mud logs or end-of-well reports do not provide much information, except for the old KT wells drilled in the late 1950s; in KT-1 (Z ground 272 m above mean sea level, or masl), a drop of resistivity is seen at the depth of 25 m (top logged interval 22m) in marly claystones of Plio-Pleistocene age. In KT-2bis (Z ground 271 masl), a drop of resistivity is observed in shaly sandstone to sandy shale of the Plio-Pleistocene between the depths of 20 and 25 m. In KT-3 (Z ground 276 masl) a drop of resistivity is seen at approximately 28 m, suggesting water at an elevation of 246-251 m masl, although no water has been reported close to surface at DHKT-1 (ground level 245.4 masl).
Figure 4 23. Elevation of the Top of the Formation of the Continental Intercalaire Aquifer in Metres above Sea Level (�gRecharge et Paléorecharge du Système Aquifère du Sahara Septentrional�h, Thesis of Mohamedou Ould Baba Sy, 2005)
Figure 4 24. Elevation of Piezometric Surface of Groundwater of the Continental Intercalaire Aquifer in Metres above Sea Level (Thesis of Mohamedou Ould Baba Sy, 2005)
In practical terms, it can be said that there are no suitable water wells within the Djebel Hirane-Reggane Permit. Several attempts to drill water wells have been made in response to the needs of the petroleum industry. However, just 2 wells have been identified within the Permit, and 1 well has been identified about 80 km east of the Permit, as detailed in Table 4-16. The location of these wells is shown in Figure 4-25. There are other water wells along the course of the Oued Saoura, but they are farther away from the Permit.
Table 4-16. Groundwater Wells Related to the Needs of Petroleum Industry nearby the Djebel Hirane-Reggane Permit (Information Provided by the ANRH)
Name X utm Y utm Depth to Groundwater Date of Measurement Status
FORAGE PK 57 719021 3127289 12 1/1/1985 Unused
TSABIT PK 1 650501 3140933 26 1/1/1986 Dry
AM 3 738757 3071239 9 2/20/1956 Abandoned, covered by sand
During the fieldwork, only PK57 located outside the Permit (Figure 4-26) could be sampled. Its conductivity was measured at 22.3 micro-Siemens per centimetre (mS/cm), which is considered high (conductivity standard for drinking water in Europe is around 2 mS/cm). This value implies that the salt content of the groundwater is high, approximately 20 grams per litre (g/L). Other physical parameters obtained from this well were temperature, measured at 26.7ºC, pH, measured at 6.8, and depth to water, measured at 12 m. The historical data indicated a flow rate of some 13 l/s but we lack any hard confirmation.
Figure 4 26. View of Well PK 57
It is thought that groundwater detected in wells KT-1, KT-2Bis, and KT-3, as well as that detected in the water wells PK1, PK57 and AM3, corresponds to perched aquifers and it is not related to the SASS. The fact that the yield provided by these wells is very low is consistent with this hypothesis.
At the level of the Djebel Hirane-Reggane Permit, runoff water can create depressions and form sabkha lakes. At the edge of the sabkhas, when sand formations are present, it is common for brackish water to be present at a depth of about 5-10 m below ground surface (bgs). Nomads typically dig shallow wells to tap this brackish water in grazing areas (Figure 4-27). Permeability of these wells is typically low.
Figure 4 27. Grazing Areas Where Nomads Dig Shallow Wells
4.3.5 Geomorphology
To facilitate understanding the different geomorphologic elements present in the area, the terminology used is presented in the following items.
• Sabkha deposits: sedimentary saline deposits, with various surface features according to salt content and nature. It is a closed endhorreic depression (i.e. a depressed area with no natural drainage) where there are saline efflorescence (or depressions where salts accumulate) that affect the existing vegetation. They are flat depressions with salts of different composition.
• Regs: surfaces with boulders or pebbles greater than 5 cm and of variable density. Regs occupy three quarters of the Sahara Desert. They include small depressions where humidity accumulates and where brushes can exist in isolation.
• Djebel: small elevation formed from the previous existence of a reg or a Hamada. Rocks act as a core against which other rocks and sand rest and become trapped, locally increasing the elevation to form a djebel.
• Ergs: fields of jointed dunes disrupted only by sandy or stony surfaces. They are formed by mobile sand coming from regs and hamadas. Typical vegetation consists of herbaceous brushes with a short lifespan, but wherever there is shallow groundwater, vegetation can exist longer.
• Hamada: rocky plateau with hard summit layer. The morphology of hills and mountains is formed by erosion processes acting on the plateau, not deposition. A hamada is frequently inhabited by invertebrates and small vertebrates.
• Oueds: small ravines, fed by episodic rains, which can transform them into streams. They are frequently dry for a long period then during rains, fill up of surface water allowing seeds to germinate.
On a regional scale, the Permit is located between different ergs: the Iguidi and the Chech Ergs to the southwest, and the Great Western Erg and the Great Eastern Erg to the northeast. The Tademaït Plateau separates the Permit from the Great Eastern Erg to the northeast, and the Er Raoui Erg separates the Permit from the Great Western Erg to the north. Figure 4-28 presents the regional geomorphology of the Djebel Hirane-Reggane Permit. The interpretation was supported by field visits and observations.
The following geomorphologic units, as identified by their signatures in the Landsat images, can be observed in the satellite image in Figure 4-28:
• Yellow sand formations (ergs) consisting of lines of dunes in a north-northeast direction, increasingly larger from east to west. Lines of smaller dunes trending in a west-east direction close off a number of corridors. There is a change in general dune height from southeast (25 to 50 m), to the centre of the Permit (50 to 80 m), and to the northwest of the Permit (80 to 120 m).
• East of the image, a sinusoid line of dunes (in yellow colour) shows the former bed of the Oued Saoura. Vegetation served as anchoring points for the accumulation of mobile sands, which subsequently �gdrowned�h the shallow river bed.
• The dark blue texture, to the north of the Permit, corresponds to pre-Hercynian hills (djebels) in a northwest-southeast direction, which are facing gravel plains (regs) located to the southeast.
• The central and south-eastern part of the Permit corresponds to spreading gravel plains (regs). They are in a grey-blue colour in Figure 4-28. Regs are also present in the interdune area southwest of the Permit.
• Sabkhas (evaporitic tabular formations) are present and can be observed as pink shading.
There are no active oueds in the area surveyed. East of the Permit, there are some small oueds south of the Saoura oued, which were connected to it in the past, but these have been dry since the Djorf Torba weir was built in Bechar, North of the Permit.
The main geomorphologic units in the Permit are as follows:
• Sandy formations consist of ergs, dunes, and sandy plains. Unconsolidated sand dunes developed over eroded sedimentary plateau. Some of these formations feature sparse vegetation. They occupy most of the Permit, except for the northern corner. The altitude of dunes in the Permit is showed in Figure 4-29.
• Regs and gravel plains (Figures 4-30 and 4-31) include the flat-topped plateaus covered with pebbles and gravel, and some rare pre-Hercynian reliefs. Good examples of this type of geomorphology can be observed at points 2027, 2013, 0062, and 0008 within the Permit. The following different morphologies have been distinguished in Figure 4-28:
̶ Gravel plains: gravel and sandy plains developed over eroded plateau (peneplain) of sedimentary sequence.
̶ Mesas, clastics: gravel and sandy plain over eroded mesa topography, horizontal layered sedimentary sequence mostly clastics.
̶ Mesas, fine clastics: gravel and sandy plain over eroded mesa topography, horizontal layered sedimentary sequence mostly fine clastics.
̶ Mesas, shales/carbonates: gravel and sandy plain over eroded mesa topography, horizontal layered sedimentary sequence mostly shales/carbonates.
̶ Outcropping rocks: older sedimentary sequence with evidence of folding and steeper bedding planes.
• Saline soils, represented by sabkha lakes. They are areas with possible accumulation of runoff water and sparse vegetation; they are generally dry, with rings of vege¬tation around them (Figure 4-32). A sabkha was identified at point 0094 within the Permit, and at points 0096, 2014, 2024, and 2027, outside the Permit.
4.3.6 Ambient Air Quality
Air quality data for dry arid climates are often difficult to obtain because of the absence of monitoring sites in remote areas. In the absence of air monitoring data, it is necessary to look at other elements of the environment to define the air quality.
Airborne particulate matter is a complex mixture of organic and inorganic constituents. The smaller particles represent the greatest risk, as they are able to enter the lower respiratory tract. PM10 (particulate matter in which 50% of particles are less than 10 µm in size) is regarded by the U.S. EPA as a health-related risk.
The natural background level, as an annual average in rural areas in Europe, is generally between 50 and 150 µg/m3 (measured gravimetrically). In desert environ¬ments, high levels of PM10 are to be expected, and in many cases, are expected to approach, and possibly exceed, air quality standards. Particularly high levels of PM10 values can be obtained during sand storms and during periods of high wind speed.
Other factors normally affecting the air quality baseline include human settlements and transport systems. In the Djebel Hirane-Reggane seismic exploration Permit, there are no human settlements. The nearest settlement is Adrar Village and the Oasis of Tuat, over 20 km from the Permit. There is little transport infrastructure and therefore levels of SOx and NOx are expected to be near background levels and considerably lower than the international guidelines.
In an area with existing exploration wells, volatile organic compounds (VOCs), light hydrocarbons, such as methane, and other gases, such as hydrogen sulphide, are all potential contaminants that can be emitted via leaks and venting of gases as a result of overpressure. There are no operational hydrocarbon wells in the Hirane-Reggane Permit. Given the present state of the exploration wells, there is a low probability that fugitive emissions to the atmosphere might occur. An inventory showing the condition of these wells is presented in Annex A.
Baseline air quality is therefore unlikely to be an issue, with the exception of dust that is in any case a natural phenomenon. The potential for fugitive emissions from the exploration wells, although low, cannot be ruled out completely.
4.3.7 Radiometric Survey
A brief radiometric survey was carried out to provide baseline radiological data for the proposed seismic surveys areas and assess the possibility of contamination, or fall-out, which might have resulted from 4 near-surface nuclear tests that were conducted some 120 km Southeast of the Permit during February 1960 to April 1961 (Figure 4-33). The presence of radioactivity in the environment could affect the flora and fauna, as well as human health.
A Radalert50 Digital Geiger Counter was taken to the field (Figure 4-34) and kept in a continuous mode while moving with vehicles during the field surveys. The alert threshold was set at 30 counts per minute (cpm), higher than normal background levels of 8 to 20 cpm (average 15 cpm). All readings during field movement and spot check were at background levels. Examples of spot checks are depicted in Table 4-17. Spot measurements were taken at well heads, tubulars, and areas of potential contamination.
The Radalert50, which uses a Geiger-Mueller tube to detect radiation, measures alpha, beta, gamma, and x-radiation. The Geiger tube generates a pulse of electrical current each time radiation passes through the tube and causes ionisation. Each pulse is electronically detected and registers as a count. The digital display shows readings of counts per minute (cpm) or mR/hr, up to 50,000 cpm or 50 mR/hr, or in accumulated counts.
Time required for collecting a measurement at each point is approximately 5 minutes.
Figure 4 34. Radalert50 Digital Geiger Counter
Table 4 17. Geiger Counter Readings
Site Reading [cpm] Measure Time [minute
Translation - French ETUDE D'IMPACT ENVIRONNEMENTAL PRELIMINAIRE
Introduction
Ce chapitre porte sur une Etude Environnementale et Sociale préliminaire (ESP) du périmètre Zerafa, menée à bien dans le cadre du projet ESIA. Le rapport complet EIESP inclut une revue de la documentation existante à ce sujet, ainsi que le compte-rendu d�fune visite du site décrivant et évaluant les conditions environnementales et sociales actuelles du périmètre, avant la réalisation de l�fétude sismique et des activités d�fexploration, ceci de telle sorte que les impacts potentiels des activités sismiques puissent être évalués et, le cas échéant, évités ou mitigés.
Le rapport EIESP se conforme à la réglementation algérienne et est structuré de la façon suivante :
Section 4.1. La présente introduction.
Section 4.2. Méthodologie. Vision d�fensemble des travaux réalisés sur le terrain afin de compiler les données préliminaires en vue de la préparation du rapport.
Section 4.3. Milieu physique. Description des principales caractéristiques environnementales et physiques, dont la météorologie, le climat, la géomorphologie, la géologie, l�fhydrogéologie, la qualité de l�fair, le bruit et les vibrations, ainsi que l�faspect des niveaux de fond radiologiques. Description des méthodes d�féchantillonnage et d�fanalyse in situ.
Section 4.4. Milieu biologique. Description de la flore et de la faune à échelle nationale et locale.
Section 4.5. Milieu socio-économique. Description des aspects sociaux et économiques, eu égard aux données démographiques prélevées à l�féchelle nationale, régionale et locale.
Section 4.6. Archéologie et héritage culturel. Observation des ressources archéologiques anciennes et récentes, et identification de l�fhéritage culturel présent sur la zone de travail.
Section 4.7. Impacts des travaux précédemment exécutés. Description de l�fimpact des activités précédentes et actuelles, en particulier ceux qui sont associés à l�fexploration, et à la production de pétrole et de gaz. Une mention spéciale est faite à propos des conditions des puits d�fexploration et de l�fidentification préliminaire de risques potentiels ainsi que des éventuelles responsabilités qui pourraient dériver de la pollution du sol et des eaux souterraines, des matériaux employés et de l�févacuation des déchets.
Méthodologie de travail
L�finformation incluse dans ce rapport a été compilée de la façon suivante :
En compilant les références disponibles pour chaque type de milieu et pour ses zones réceptives possibles.
En réalisant des études de terrain permettant d�fobtenir les données spécifiques au site étudié (« travail sur le terrain »).
Le but de ce travail de terrain était de déterminer les conditions de base du périmètre et l'impact d�fopérations exécutées antérieurement, moyennant l�finspection des explorations préexistantes et des puits d�feau, des prélèvements d'échantillons de terrain et des observations générales. Voici les principales activités développées lors du travail sur le terrain :
• Etude préliminaire des aspects suivants :
– Géologie, géomorphologie et hydrogéologie
– Qualité de l�fair ambiant
– Bruit
– Flore et faune
– Archéologie
– Aspects sociaux
• Evaluation de l'impact des opérations précédentes :
– Localisation et inspection de puits d�fexploration préexistants, camp de base et lignes sismiques
– Quantification des prélèvements d�féchantillons de terrain sur emplacement de forage (prélevés et analysés sur place, afin de déterminer la présence d�fhydrocarbure–TP avec un équipement d'analyse Petroflag)
– Étude radiométrique sommaire
L�finformation sur le milieu physique et biologique a été obtenue à partir de 51 points d�fobservation annotés (points GPS), de façon à déterminer les caractéristiques du périmètre. Une liste de contrôle a été dressée et employée à l�fheure de transcrire les données tirées de chaque site. La compilation des données inclut les observations en matière d�fhydrologie, de géologie, de paysage, de flore et de faune, tout comme les témoignages fournis par les civilisations et par les vestiges archéologiques. Les informations portant sur les impacts des opérations exécutées dans le passé ont été également enregistrées.
Le lieu des différents points d�fobservation (c�fest à dire les points où les membres de l�féquipe de travail sur le terrain se sont arrêtés pour prendre des notes et des photos) a été défini sur la base d�fun inventaire inclus dans le plan de travail et des observations de zones potentielles L�fillustration 4-1 montre la route prise et les stations d�fobservation visitées à l�fintérieur et autour du périmètre.
Les facteurs limites qui conditionnent toute station sont les suivants :
• Les conditions d�faccès, car la sûreté et la sécurité des membres de l�féquipe de terrain et de leur escorte étaient prioritaires à tout moment.
• La gestion du temps compte detenu des longues distances, ceci afin d�féviter la conduite de nuit.
Etant donné que la localisation et la condition des chemins à l�fintérieur du périmètre n�fétaient pas clairement identifiables sur les images du satellite à 15 m, l�féquipe a employé ses propres critères à l�fheure de planifier les itinéraires et la localisation des stations.
Dix-neuf puits d�fexploration ont été identifiés à l�fintérieur du périmètre Zerafa. Seize sites d�fexploration ont été visités (voir résumé sur le tableau 4-1) et les conditions relevées (voir annexe B)
Table 4-1. Tableau 4-1. Résumé des puits identifiés et de leur état.
Nom du puits Code Localisé/Inspecté Commentaires
Daiet Adrek 1 DAK-1 Reporté Logistique, problèmes d�fescorte.
Erg Chouiref 1 ECF-1 Oui Présence d'une cave et d'un bassin à boue, pas de tête de puits.
Erg Chouiref 2 ECF-2 Oui Puits fermé, fosses.
Erg Chouiref 3 ECF-3 Oui Puits fermé, fosses.
Fort Mac Mahon FMM-1 Oui Cave non localisée, roches dures.
Imizhrene 1 AMZ-1 Oui Puits fermé, puits d�feau proche.
Kerboub 1 KE-1 Reporté Accès au site marqué sur le plan.
Kerzaz 105A KZ-105A Oui Cave non localisée, dunes.
Mirabel 1 MA-1 Oui Présence d'une cave et d'un bassin à boue, pas de tête de puits.
Oued Saret 1 OS-1 Oui Présence d'une cave et d'un bassin à boue, pas de tête de puits.
Ramedj 1 RJ -1 Oui Présence d�fune cave fermée, pas de tête de puits.
Ramedj 2 RJ -2 Oui Présence d�fune cave fermée, pas de tête de puits.
Ramedj 3 RJ -3 Oui Présence d�fune cave fermée, pas de tête de puits.
Rekani 1 RK-1 Oui Présence d'une cave et d'un bassin à boue, pas de tête de puits.
TEG est 1 TEG-E-1 Reporté Reporté. Problèmes d�fescorte.
Zerafa 1 ZRF-1 Oui Puits fermé, fosses et puits d�feau proche.
Zerafa 2 ZRF-2 Oui Présence d'une paroi à ciel ouvert, employée pour l�feau.
Zerafa 3 ZRF-3 Oui Présence d'une cave et d'un gouffre, pas de tête de puits.
Zerafa Ouest 1 ZRF W-1 Oui Puits fermé, cave et fosses.
Il fut impossible de visiter les puits DAK-1, TEG-E-1 et KE-1 pour cause de problèmes liés à l�fescorte. Il y a 3 zones militaires à l�fintérieur du périmètre XXXX, et celles-ci sont couvertes séparément par des groupes d�fescorte différents. Des questions d�fordre logistique liées à ces différents groupes ont empêché qu�fune escorte adéquate puisse couvrir les visites aux 3 puits cités ci-dessus.
Le tableau 4-1 décrit les lieus de forage sur le terrain sur lequel la présence de caves avant-puits n�fétait pas évidente. Voici ces emplacements :
FMM-1. L�féquipe de travail de terrain a localisé l�femplacement correspondant aux coordonnées de ce puits, mais il s�favéra que l�femplacement était situé sur une zone d�faffleurement de roches dures, sans sol de couverture et sans traces d�fanciennes activités de forage.
KZ-105A. L�féquipe de travail de terrain a localisé l�femplacement correspondant aux coordonnées de ce puits, en suivant les cordonnées de ce puits, mais il s�favéra que l�femplacement était couvert de dunes de sable.
De ce fait, en termes pratiques, ces emplacements ont été visités, et bien que l�féquipe de terrain ait inspecté une aire de 500 m autour de chaque emplacement, les puits n�font pas pu être localisés.
Dans le cas de 14 autres puits, la cave fut localisée mais seuls 5 emplacements comportaient un puits fermé : ECF-2, ECF-3, AMZ-1, ZRF-1 et ZRF W-1. Pour ce qui est des 9 autres emplacements, la cave existait mais il n�fy avait aucune trace de tête de puits, ou bien ces têtes avaient été soudées.
L�féquipe de terrain était composée des sous contractants suivants, spécialistes CH2M HILL:
Jean Marc Burri, géologue et leadeur de l�féquipe de travail pour le compte de CH2M HILL. Il a mené la reconnaissance des abords jusqu�fa 500 m autour de chaque tête de puits.
Said Aït Khelifa, hydrogéologue. Il était chargé de la gestion et des tâches d'échantillonnage à chaque puit.
Hacène Abdelkrim, Ph.D en Ecologie. Chargé de compiler l�finformation liée à la flore dans le périmètre.
Abdel Madjid Djebbara, ingénieur agricole. Il apporta les renseignements nécessaires sur les questions socio-économiques.
Mohamed Bellatreche. Ph.D en Ecologie. Mr. Bellatreche compila toute l�finformation disponible en matière de faune.
Kentaoui Mohamed. Archéologue au Musée d'Archéologie et de Préhistoire d�fEl-Menia. Il accompagna l�féquipe de travail de terrain pendant une journée afin de fournir les informations nécessaires sur l�farchéologie du site.
Sergio Maraschin, Shell HSE et le responsable de la sécurité, Pieter Kikkert, Directeur de Géophysique chez Shell, ont également été présents lors du travail de terrain.
Le tableau 4-2 résume les activités réalisées lors du travail de terrain sur le périmètre Zerafa, du 23 janvier au 31 janvier 2006. Le travail de terrain fut réalisé en deux phases :
Phase 1 : L�féquipe formée par Sergio Maraschin, Pieter Kikkert, Jean Marc Burri et Said Aït Khelifa réalisa une révision de l�fensemble des puits d�fexploration existants du 23 au 28 janvier 2006, en notant l�fétat de chaque puits ainsi que la présence de flore, vestiges archéologiques, géologie, etc.
Phase 2 : L�féquipe composée de Jean Marc Burri, Hacène Abdelkrim, Abdel Madjid Djebbara et Mohamed Bellatreche visita du 29 au 31 Janvier 2006 quelques zones dans lesquelles des signes de flore, faune, vestiges archéologiques avaient été identifiés lors de la Phase 1, ainsi que le Village Mc�fGuiden (le seul centre habité à l�fintérieur du périmètre Zerafa), ceci afin de mener une reconnaissance détaillée. Dans cette phase, Kentaoui Mohamed accompagna l�féquipe pendant une journée.
Tableau 4 2. Bilan des activités quotidiennes, périmètre Zerafa
No. Date & Lieu Activités Réalisées / Commentaires
1 23-01-2005
Zerafa Inspection des puits KZ-105A (non trouvé), ECF-1, 2 et 3 et KE-1. Impossible de continuer vers El-Menia, car pas d�fescorte pour aller de MC Guiden vers El-Menia. Retour à Timimoun.
2 24-01-2005
Zerafa Timimoun, El Menia. Problèmes d�fescorte; impossible de voir les puits TEG-E-1 et DAK-1 en passant. Impossible de continuer vers El-Menia, car sans escorte pour aller de MC vers El-Menia. Retour à Timimoun.
3 25-01-2005
Zerafa Inspection des puits FMM-1 (pas trouvés), ZRF W-1, et ZRF-1, 2, et 3.
4 26-01-2005
Zerafa Inspection des puits OS-1.
5 27-01-2005
Zerafa Inspection des puits MA-1, RK-1,et AMZ-1.
6 28-01-2005
Zerafa Inspection des puits RJ-1, RJ-2, et RJ-3.
7 29-01-2005
Zerafa Visite de l�foasis de Timimoun, l�féquipe I nous quitte, l�féquipe II arrive.
8 30-01-2005
Zerafa Timimoun – El-Menia, visite de MC�fGuiden.
9 31-01-2005
Zerafa Archéologie, faune et flore à l�fintérieur du périmètre Zerafa.
Milieu Physique
La description de la ligne de base du milieu physique qui suit a été effectuée sur la base d�fune étude de la documentation, qui est disponible au grand public, et qui porte sur la géologie, l�fhydrogéologie, la météorologie, les informations collectées pendant les études sur le terrain, et des informations fournies par Shell.
L�faire du périmètre comprend 22 116 km2, situés dans le Bassin de Timimoun à quelque 800 km au Sud Sud-Ouest d�fAlger, à l�fintérieur des Wilayas d�fAdrar, Ghardaia, et Tamanrasset (Illustration 4-1).
Il existe un autre périmètre à l�fintérieur du périmètre Zerafa, dont le nom est Khresba, et dont l�fexploitation est menée par un autre opérateur. Le périmètre Khresba inclut plusieurs puits d�fexploitation et d�fimportantes installations industrielles (il s�fagit probablement d�fune centrale GTL); il y a aussi un gazoduc qui traverse le périmètre du sud vers le nord. L�faccès au périmètre Khresba se fait par une voie en pente à orientation Sud-Ouest Nord-Est. (Le droit d�faccès est garanti par l�fopérateur de Khresba), qui donne sur la route N1, qui va de El Menia jusqu�fà Timimoun.
Les sous-sections suivantes fournissent des données détaillées sur la météorologie, la géologie, l�fhydrogéologie et la géomorphologie du périmètre Zerafa.
4.3.1 Météorologie
Le climat
Pour procéder à la description des principales caractéristiques du climat de la région de Zerafa, les données (tout comme leur interprétation) fournies par Dubief (1963), Rognon (1976) et les résultats des études réalisées par Barry et Celles (1973) ont été passées en revue. Bien que les données climatologiques employées par Dubief en 1963 soient considérées obsolètes (1926–1955) et que la densité des points de mesure (stations) soit considérée insuffisante, cette étude climatologique est la seule qui puisse décrire la situation sur certaines parties du Sahara Algérien.
L�fétude menée par Dubief en 1963 comprend la totalité du Sahara, et inclut les 8 stations météorologiques les plus proches au périmètre Zerafa. Ces 8 stations météorologiques incluses dans le rapport de 1963 ont été révisées et incluses dans le tableau 4-3 ci-dessous.
Tableau 4 3. Localisation des 8 stations météorologiques les plus proches du périmètre Zerafa.
Station Latitude Longitude Z m NGA
Adrar 27��52' 0��17'W 258
Aoulef 26��58' 1��05'E 290
Beni Abbés 30��08' 2��11'W 498
Bou Bernous 27��19' 2��59'W 381
El Menia 30��35' 2��53'E 397
In Salah 27��12' 2��28'E 294
Raggan 26��43' 0��10'E 214
Timimoun 29��15' 0��14'E 284
Source :
DUBIEF J., 1963.- Le climat du sahara. Volumes 1 et 3. Mem,. Institut Algérien de Physique du Globe et de Météorologie Alger, 1963.
Abréviations :
Altitude Z rapportée au NGA
NGA – NGA (référentiel géodésique national algérien)
Il existe des données journalières pour la période 1994-2005 pour les stations de El Menia, Timimoun, et In-Salah, qui sont les plus proches au périmètre Zerafa. Ces données sont disponibles et mises à jour constamment sur le site Internet �gTu Tiempo�h (http://www.tutiempo.net/clima/Adrar/606200.htm).
La révision des données montre que la région a un climat caractérisé par de hautes températures et une humidité faible (voir illustration 4-2).
Les températures moyennes mesurées par les stations météorologiques de El Menia, Timimoun et In-Salah ont été portées sur le Tableau 4-4.
Le Tableau 4-4 affichent les valeurs moyennes pour chaque mois, à partir des données fournies par ces trois stations. Le tableau 4-3 affiche la moyenne mensuelle pour la période 1994-2005 pour chacune de ces trois stations.
Illustration 4 2. Limites approximatives du climat désertique en Afrique du Nord (Rognon, 1976)
Illustration 4-3. Températures mensuelles moyennes (ºC) pour les séries de données 1994-2005 enregistrées par les stations météorologiques de El Menia, Timimoun, et In Salah (station par station et séparément).
Il découle de l�fanalyse des données que la température moyenne de l�fannée est de 24,90 degrés centigrades, et qu�fil existe une différence de quelque 25 degrés centigrades entre le mois le plus froid (janvier) et le plus chaud (juillet).
Les températures les plus chaudes ont été enregistrées en été (du 21 Juin au 20 septembre), et les plus fraîches en hiver (du 22 décembre au 20 mars). Le printemps (du 20 mars au 21 juin) el l�fautomne (du 20 septembre au 22 décembre) affichent des températures douces, entre 20 ºC et 30C.
La température la plus élevée enregistrée par les 3 stations a atteint les 49,7 C, le 13 Juillet 2002 et le 28 Juillet 2005, sur la station de In Salah. La température la plus froide (5,5 ��C) a été enregistrée le 18 janvier, à la station de El Menia. La grande différence existant entre ces températures maximales et minimales journalières, unie aux valeurs moyennes de chaque mois au tableau 4-4 montre la grande variabilité des températures dans cette zone.
Il n�fy a pas de donnés pour évaluer la différence de températures entre le jour et la nuit. Sur la base des commentaires de la population locale, nous pouvons affirmer que la différence est considérable, avec une différente de quelque 15-20 C, mais ce commentaire ne peut pas être soutenue par les données.
L�fhumidité moyenne de l�fair enregistrée sur les stations météorologiques de El Menia, Timimoun et In-Salah est résumée au Tableau 4-5:
En ce qui concerne les températures, l�fillustration 4-4 compile les données pour chaque station météorologique.
Tableau 4-5. Humidité moyenne de l�fair, mois par mois, (%) pour la période 1994-2005
(stations El Menia, Timimoun, et In Salah (données regroupées)
Mois 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Moyenne
Janvier 46,17 41,60 40,57 43,97 42,70 53,43 43,17 34,73 41,30 46,70 47,10 44,87 43,86
Février 28,60 37,07 40,87 33,17 34,90 37,83 31,97 29,93 31,03 41,07 39,90 37,57 35,33
Mars 35,93 34,60 34,57 27,67 24,50 29,60 24,90 22,20 25,20 32,00 30,13 28,03 29,11
Avril 24,30 25,57 26,00 30,97 22,33 21,00 19,33 23,73 21,97 25,80 30,73 23,30 24,59
Mai 20,20 19,60 22,43 20,40 22,40 18,23 25,03 19,83 20,17 20,97 22,97 17,77 20,83
Juin 16,30 17,30 22,03 17,80 21,87 16,13 15,40 16,63 17,30 18,07 19,13 22,43 18,37
Juillet 15,20 14,77 17,40 14,63 15,93 14,93 14,20 14,40 15,57 15,60 16,57 14,83 15,34
Août 15,87 17,23 15,37 22,10 17,60 18,90 14,67 16,83 18,07 19,80 18,10 18,10 17,72
Septembre 31,90 26,37 24,43 27,87 23,20 20,80 19,93 19,70 23,23 24,20 23,53 28,00 24,43
Octobre 38,90 36,23 28,37 41,27 31,90 25,53 33,63 23,97 36,17 30,87 24,17 34,07 32.09
Novembre 46,63 34,40 37,77 37,63 37,03 42,60 35,90 35,87 39,37 45,87 49,87 40,30 40,27
Décembre 41,57 51,37 38,20 46,37 45,47 44,77 42,90 44,50 45,33 49,20 50,07 49,67 45,78
Illustration 4-4. Moyenne mensuelle humidité relative de l�fair (%) pour la période 1994-2005, séries de données enregistrées par les stations de El Menia, Timimoun, et In Salah (chaque station séparément)
La distribution des présents résultats est l�finverse des résultats obtenus pendant la mesure des températures ; ainsi, le taux maximal d�fhumidité de l�fair est obtenu en hiver (janvier) et le taux minimal en été (juillet).
Les valeurs d�fhumidité relatives obtenues pendant les mois qui vont d�foctobre à février sont les seules à dépasser la valeur de 30 %, ce qui est assez bas en comparaison avec les valeurs enregistrées en Europe. Ainsi, même les valeurs les plus hautes correspondent à un faible taux humidité, ce qui est caractéristique des climats désertiques.
A la vue du Tableau 4-4, il apparaît que les valeurs enregistrées par la station de El Menia sont légèrement plus élevées que celles qui ont été relevées à Timimoun et In Salah. Ceci est dû au fait que El Menia est situé au nord des deux autres stations.
A la vue de tout ceci, et tenant compte également des donnés pluviométriques incluses dans cette section, il est possible de conclure que le climat local est caractérisé par des températures très élevées en été, des températures douces en hiver, et des températures chaudes le reste de l�fannée, avec une amplitude thermique assez importante entre les différentes saisons, tout comme une humidité relativement faible (très variable aussi selon la saison, et suivant un schéma inverse à celui des températures) et des précipitations rares voire inexistantes.
En bref, en prenant comme référence les données thermiques et d�fhumidité relevées, la climatologie locale peut être définie comme propre d�fun climat désertique, c�fest à dire :
Températures très élevées en été (supérieures à 30 ��C du mois de juin au mois de septembre, et au mois de mai, proches de 30 ºC), températures moyennes inférieures à 15 ��C en hiver, et températures chaudes le reste de l�fannée, avec une amplitude thermique importante entre les saisons.
Une faible humidité, variable entre les différentes saisons, avec un comportement inverse à celui des températures.
Des précipitations rares, dont le détail fait l�fobjet de la sous-section suivante :
Les précipitations
Les précipitations locales sont peu fréquentes et variables. Cette caractéristique est due d�favantage à la rareté des masses d�fair humides qu�fau manque de précipitations. Les rares masses d�fair qui atteignent le Sahara viennent de l�fOcéan Atlantique ou de la Mer Méditerranée en hiver, et du Soudan en été.
Le total annuel des précipitations varie considérablement d�fannée en année, et le niveau est resté à 0 pendant plusieurs mois de l�fannée. Les précipitations sous forme d�faverses, à fort ruissellement de surface et d'infiltration limitée, font que ces précipitations contribuent peu au développement de la végétation.
Le nombre de jours mesurables avec une pluie de plus de 0,1 mm est bas, et ceci varie selon les villages les plus proches du périmètre Zerafa: 10,7 jours à El Menia, 5,2 jours à Timimoun et 3,8 jours à In Salah (Dubief, 1963) (voir Tableau 4-6).
Tableau 4 6. Nombre de jours de pluie mesurables (P > 0,1 mm), (Dubief, 1963)
Station Latitude Longitude Z m NGA Période Nº mesurable de jours de pluie
El Menia 30��35' 2��53'E 397 1926-1950 10,7
Timimoun 29��15' 0��14'E 284 1926-1950 5,2
In Salah 27��12' 2��28'E 294 1926-1950 3,8
Source :
DUBIEF J., 1963.- Le climat du sahara. Volumes 1 et 3. Mem. Institut Algérien de Physique du Globe et de Météorologie Alger, 1963.
Abréviations :
Altitude Z rapportée au NGA
NGA – Référentiel Géodésique National Algérien (niveau de la mer)
Les températures tombent la nuit, produisant de la rosée à l�faube, ce qui est vital à certaines espèces animales et végétales. Exceptionnellement, les températures peuvent tomber en dessous de 0 ºC, produisant l�fapparition de gel, voire de glace comme le montre le tableau 4-7.
Tableau 4 7. Nombre de jours de gel ou de glace (Dubief, 1963)
Station Latitude Longitude Z m NGA Période Gel et glace à l�fabri (Nombre de jours par an)
El Menia 30��35' 2��53'E 397 1926-1950 9,1
Timimoun 29��15' 0��14'E 284 1926-1943 2,4
In Salah 27��12' 2��28'E 294 1926-1950 1.2
Source :
DUBIEF J., 1963.- Le climat du sahara. Volumes 1 and 3. Mem. Institut Algérien de Physique du Globe et de Météorologie Alger, 1963.
La moyenne annuelle de précipitations sur une période de 30 ans peut varier entre 16,0 et 39,61 mm (Tableau 4-8), d�faprès les résultats affichés par les enregistrements des trois stations les plus proches du périmètre Zerafa. D�faprès les données compilées par Dubief (1963), le périmètre Zerafa se trouve entre les isohyètes 10 mm et 30 mm.
Tableau 4 8. Moyenne annuelle des précipitations (Dubief, 1963)
Station Latitude Longitude Z m NGA Période Moyenne annuelle de précipitations (mm)
El Menia 30��35' 2��53'E 397 1926-1955 39.6
Timimoun 29��15' 0��14'E 284 1926-1955 18.1
In Salah 27��12' 2��28'E 294 1926-1955 16.0
Source :
DUBIEF J., 1963.- Le climat du sahara. Volumes 1 et 3. Mem., Institut Algérien de Physique du Globe et de Météorologie Alger, 1963.
Abréviations :
Altitude Z rapportée au NGA
NGA – Référentiel Géodésique National Algérien (niveau de la mer)
Le volume de précipitations décroît au fur et à mesure que nous allons du nord vers le sud, de la région se trouvant entre El Menia à In Salah. L�fillustration 4-5 fournit une information pluviométrique à échelle régionale.
Illustration 4-5. Précipitations annuelles en mm/an en Afrique du Nord (Oud Baba Sy, 2005)
Source : Recharge et Paléorecharge du Système Aquifère du Sahara Septentrional (Thèse de Mohamedou Ould Baba Sy, 2005).
Les tableaux 4-9 à 4-11 présentent les résultants moyens mensuels en termes de précipitations enregistrées journellement par les stations météorologiques de El Menia, Timimoun, et In-Salah, respectivement.
Tableau 4-9. Moyenne mensuelle des précipitations (mm) entre 1994 et 2005 (El Menia)
Mois 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Average
Janvier 99,06 60,96 0,00 0,25 1,02 0,00 17,78 0,00 0,00 6,1 9,9 0,00 16,26
Février 2,03 2,04 4,06 0,00 0,51 0,00 0,00 0,00 0,00 1,02 0,00 3,05 1,06
Mars 18,8 7,63 25,91 0,00 1,02 0,00 1,02 0,00 1,02 27,94 45,21 0,00 10,71
Avril 0,00 2,04 0,25 6,1 1,02 0,00 0,00 16,01 3,05 60,96 28,19 0,76 9,87
Mai 308,86 0,00 0,00 60,96 0,00 0,00 8,89 0,00 6,86 0,00 0,00 0,00 32,13
Juin 60,96 0,00 3,05 0,00 0,00 0,00 0,00 60,96 0,00 0,00 0,00 0,00 10,41
Juillet 0,00 60,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,62 0,00 20,07 0,51 7,43
Août 0,00 0,25 0,00 7,11 0,00 0,00 0,00 2,03 12,96 0,00 0,00 0,00 1,86
Septembre 28,96 3,56 10,93 21,85 1,02 0,76 0,00 0,00 2,28 2,03 1,02 11,94 7,03
Octobre 15,49 12,45 0,25 29,97 1,02 0,00 29,46 0,51 92,97 0,76 0,00 0,00 15,24
Novembre 4,07 3,05 0,00 2,03 0,00 24,39 0,00 0,00 8,89 1,02 35,05 6,1 7,05
Décembre 3,05 4,57 0,25 2,04 0,00 0,00 60,96 3,3 0,00 0,00 0,00 1,53 6,31
L�fillustration 4-6 présente la moyenne mensuelle de précipitations pour chaque mois et pour chacune des 3 stations.
Illustration 4-6. Moyenne mensuelle des précipitations (mm) entre 1994 et 2005. Séries de données enregistrées aux stations météorologiques de El Menia, Timimoun, et In Salah (station par station)
Les conclusions suivantes peuvent être tirées de l�fanalyse des tableaux 4-9 à 4-11 et de
l�fillustration 4-6 :
La station de El Menia, située au nord du périmètre, a enregistré les précipitations les plus élevées pendant l�fannée, avec une valeur moyenne de 125 mm, alors que les deux autres stations, Timimoun et In-Salah, ont enregistré des moyennes annuelles de 38 mm et 44 mm, respectivement.
Le tableau 4-12 résume le nombre de mois sans précipitations.
Tableau 4-12. Nombre de mois sans précipitations.
Station No. de mois sans précipitations % mois sans précipitations (total 144 mois)
El Menia 65 45 %
Timimoun 90 62 %
In-Salah 101 70 %
Pendant le mois de mai 1994, la station de El Menia a enregistré sa hauteur la plus élevée des précipitations (308,86 mm) alors que les deux autres stations, Timimoun et In Salah, ont enregistré 0 mm et 0,51 mm, respectivement. Ces résultants pourraient être attribués à l�fextraordinaire tombée de fortes pluies sous forme de tempêtes sur la zone de la station de El Menia.
Il n�fexiste aucune corrélation entre le mois avec les pluies les plus abondantes et les différentes saisons. Généralement, les valeurs moyennes sont plus liées à des faits exceptionnels plutôt qu�fà l�fexistence de périodes de pluies bien définies.
Il faut tenir compte du fait lorsqu�fil pleut, il s�fagit généralement d�faverses qui produisent des écoulements abondants et qui n�finfiltrent le terrain que partiellement. Les taux d�févaporation, dus aux vents forts et aux températures, sont considérablement élevés, avec une moyenne de 420 mm (avec un minimum approximé de 100 mm en décembre et un maximum de près de 720 mm en juillet). Il y a une importante disproportion entre l�févaporation et l�fapport d�feau, de telle sorte que l�fair et les couches superficielles de terrain sont presque toujours complètement sèches. De ce fait, la contribution des pluies à l�fhumidité du sol, ou aux précipitations nettes est très limitée.
Le vent
Le vent souffle fréquemment sur la région et joue un rôle considérable, causant une forte érosion et une sédimentation qui provoquent la formation et le déplacement des dunes de sable.
Bien qu�fil soit impossible de trouver une rose des vents à partir de la documentation consultée, nous pouvons affirmer que les vents prédominants dans le périmètre Zerafa sont les vents alizés nord-nordest (�gcourant alizé�h), vers le sud-sudouest, à une vitesse moyenne supérieure à 22 km/h.
Le deuxième type de vent qui prédomine est le sirocco (appelé �gchergui�h en Algérie), et qui apparaît lorsqu�fun système de basses pressions se développe habituellement sur la mer Méditerranée, se déplaçant vers l�fest, en produisant la venue de vents du sud de l�fAfrique. Le sirocco est chaud, sec est poussiéreux ; il provient du Sahara, dans lequel l�fair chaud monte et se dirige vers le nord. En temps de sirocco, les nuits sont chaudes et les températures dépassent les 30ªC.
Sirocco est le mot Arabe pour désigner ce qui vient de l�fest, à cause du déplacement vers l�fest des systèmes de basses pressions. Le sirocco est plus fréquent en printemps, mais il peut survenir à tout moment de l�fannée.
Les tempêtes de sable sont aussi assez fréquentes dans la région. Lorsqu�fune tempête de sable se produit, les particules de sable s�félèvent à plus de 1,500 m et l�fair devient sombre pendant plusieurs jours. Les vents soufflant à plus de 18 km/h peuvent causer une tempête de sable. D�faprès la révision des données météorologiques, cette vitesse moyenne du vent de plus de 18 km/h a été enregistrée seulement pendant les mois d�favril et mai (voir Tableau 4-13).
Il y a un rapport entre les vents et la géomorphologie. Les vents ont produit des couloirs d�férosion linéaire en direction nord-nord est sud-sudouest (ce qui coïncide avec la direction des vents dont nous avons parlé) où les dunes de sable sont ancrées.
Tableau 4-13. Vitesse mensuelle moyenne du (Km/h) entre 1994 et 2005 (stations de El Menia, Timimoun et In-Salah, données combinées)
Mois 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Moyenne
Janvier 13,5 13,2 10,2 10,8 10,6 12,4 17,4 10,8 17,4 14,3 12,1 19,1 13,5
Février 10,5 14,0 15,9 16,6 16,5 12,3 16,2 15,2 13,4 16,7 21,2 21,6 15,8
Mars 22,7 19,0 15,0 16,2 12,8 12,3 16,2 16,5 12,0 23,4 24,5 19,5 17,5
Avril 21,3 20,9 18,7 14,8 18,1 19,0 16,7 18,9 22,3 20,9 21,1 18,7 19,3
Mai 15,6 21,8 17,6 14,7 18,2 15,2 18,9 20,5 20,3 22,8 24,4 21,5 19,3
Juin 17,2 17,1 15,3 12,3 20,0 13,7 20,5 20,5 12,6 22,5 21,0 20,9 17,8
Juillet 18,9 16,8 17,9 13,3 17,3 14,2 18,5 19,5 11,5 21,9 22,2 17,3 17,4
Août 19,4 14,1 12,8 14,8 16,3 13,2 18,2 19,2 13,9 21,0 19,3 16,8 16,6
Septembre 14,8 14,6 15,6 15,0 13,4 14,5 15,6 16,1 15,5 20,1 21,8 18,0 16,2
Octobre 13,1 18,8 17,3 11,5 20,5 16,5 17,5 16,5 15,8 13,0 16,3 15,0 16,0
Novembre 15,5 11,8 11,9 7,2 8,5 13,8 10,3 13,3 12,7 14,7 17,6 16,2 12,8
Décembre 15,8 8,8 10,1 7,8 17,5 17,7 12,5 13,6 9,9 11,2 15,2 17,4 13.1
L�féchelle de vents Beaufort a été employée pour fournir un aperçu des effets du vent sur le périmètre Zerafa. Cette échelle est donnée au tableau 4-14.
Tableau 4-14. L�féchelle Beaufort des vents
Degré sur l�féchelle Terme descriptif Unités en Km/h Description sur le terrain
0 Calme 0 La poussière s�félève verticalement.
1-3 Vents légers 18 km/h ou moins Le vent souffle de face; les feuilles bruissent ; girouettes ordinaires en mouvement sous le vent.
4 Vents modérés 19 - 29 km/h La poussière lève, le vent soulève les feuilles de papier, les branches remuent.
5 Vents frais 30 – 38 km/h Les petits arbres feuillus commencent à se balancer; quelques petites vagues se forment sur les eaux intérieures.
6 Vents forts 39 - 50 km/h Les branches plus grandes se balancent; des sifflements se produisent dans les lignes téléphoniques ; il est difficile d�futiliser un parapluie.
7 Coups de vents modérés 51 – 61 km/h Arbres en mouvement; difficulté à pour avancer le vent de face.
8 Grand vent frais. 62 - 75 km/h Les branches cassent ; il est généralement impossible d�favancer.
9 Coups de vent 76 - 87 km/h Quelques dommages structurels commencent à apparaître (toits déplacés) ; les plus grandes branches sont brisées.
10 Orage 88 - 102 km/h Rarement expérimenté sur le terrain; arbres déracinés ; dommages structurels considérables.
11 Orage violent 103 -117 km/h Très rarement expérimenté; dommages généralisés.
12+ Ouragan 118 km/h ou plus
Les donnés enregistrées par les trois stations météorologiques ont été divisées en cinq catégories (Tableau 4-15). Ces données correspondent aux vitesses maximales atteintes par le vent pendant plus de 5 minutes par jour. Le nombre de jours fait ainsi référence aux jours où les vents de vitesse maximale sont dans l'amplitude donnée durant au moins 5 minutes.
Tableau 4-15. Nombre de jours pour plusieurs amplitudes de vitesse des vents
Mois Amplitude (km/hr) 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Par mois %
Janvier 61 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1 1 1 1,17 %
Pas de données 8 3 6 6 12 5 1 1 0 0 1 3 12,20 %
Février 61 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 3 3 2,36 %
Pas de données 12 3 7 2 5 2 1 0 0 0 0 0 9,94 %
Mars 61 1 3 2 0 0 0 0 1 1 2 5 2 4,48 %
Pas de données 1 2 1 5 8 2 0 0 0 0 0 1 5,56 %
Avril 61 2 1 0 0 1 1 1 1 3 2 2 2 4,35 %
Pas de données 1 1 2 2 12 0 6 0 0 0 1 2 7,59 %
Mai 61 0 1 0 0 2 0 1 1 4 1 2 1 3,76 %
Pas de données 1 2 8 2 7 1 0 0 6 2 0 0 7,62 %
Juin 61 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0 1 0 1,02 %
Pas de données 4 1 11 6 1 1 0 2 12 0 0 0 11,02 %
Juillet 61 1 0 1 0 0 0 1 1 1 1 2 2 2,33 %
Pas de données 7 1 10 6 1 2 0 0 7 1 0 0 8,87 %
Août 61 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 1 0 1,25 %
Pas de données 4 4 3 3 2 3 1 0 0 0 0 0 5,38 %
Septembre 61 0 0 1 0 1 1 1 0 1 0 1 1 2,04 %
No data 2 4 6 3 1 8 0 0 0 0 0 0 6,94 %
Octobre 61 0 0 0 0 0 0 0 2 1 0 0 0 1,08 %
No data 2 2 4 4 1 0 0 0 0 0 1 0 3,94 %
Novembre 61 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 1 1,30 %
No data 1 7 4 4 4 2 0 5 0 0 2 5 9,45 %
Décembre 61 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 1 1 0,99 %
No data 2 7 5 7 6 1 2 0 0 1 1 0 8,60 %
Comme le montre le tableau 4-15, qui décrit les vitesses du vent par an, il y a au moins pendant la plupart des jours de l�fannée (59% en tout) un courant dû au vent soufflant à une vitesse entre 18,1 et 38 km/h, ce qui entraîne la montée de poussière, probablement sous forme de tempêtes de sable. Pour 21% de la totalité des jours, il y a au moins un jour où il y a un courant dû au vent (pendant au moins 5 minutes) soufflant à une vitesse maximale de 38,1- 61 km/h, ce qui provoque le balancement de grosses branches, voire d�farbres entiers, et des difficultés pour marcher avec le vent de face. Pour 2% des jours, la vitesse du vent dépassait 61 km/h, ce qui correspond à un vent violent (ou une tempête) et produit les effets décrits au tableau 4-14 à partir de l�féchelle 8.
4.3.2 Géologie
Le périmètre Zerafa se trouve sur le Plateau Tademaït, en Algérie centrale. La section la plus occidentale du périmètre inclut la partie sud de la zone de dunes de sable appelée
« Grand Erg Occidental » ou Erg de l�fOuest.
Les plateaux de Tademaït et de l�fErg Occidental sont situés sur le Bassin Timimoun de la plateforme saharienne, une des deux unités structurelles les plus importantes d�fAlgérie. La plateforme saharienne appartient au Craton Africain. Il s�fagit d�fune unité relativement stable qui est séparée de l�fatlas algérien par la faille de l�fAtlas du sud (�gAtlas plissé�h sur l�fillustration 4-7). La plateforme du Sahara consiste en une base précambrienne recouverte par des roches de type phanérozoïque déposées sur plusieurs bassins sédimentaires qui sont séparés les uns des autres par des structures tectoniques de type paléozoïque.
Le bassin Timimoun se situe sur une région structurellement basse, entourée de hauteurs structurelles à l�fintérieur du synclinal Timimoun.
La couche superficielle formée par les sédiments de type phanérozoïque qui recouvre le bassin de Timimoun, avec une puissance estimée de 4,000 m, s�fétend sur un sous-sol de type précambrien et contient des roches qui datent de différentes époques, depuis l�fère paléozoïque jusqu�fà l�fère cénozoïque. Le bassin de Timimoun fait partie de la province occidentale productrice de pétrole et de gaz, qui comprend elle-même les bassins de Timimoun, Béchar, Tindouf, Reggane, Timimoun, Mouydir, et Sbaa.
Illustration 4-7. Carte géologique de l�fAlgérie, description des diverses unités géologiques (Askri, autres, et. 1982)
Structure géologique et tectonique du Bassin de Timimoun
Du point de vue structurel, le bassin de Timimoun constitue une surface peu élevée, séparée au sud du bassin Ahnet par une structure élevée appelée Col de Djoua (« ensellement Djoua »). Le bassin de Timimoun, le col de Djoua, et plusieurs autres sommets arrondis se trouvant au nord du Bassin de Timimoun font partie du synclinal Timimoun. Deux anticlinaux, Timimoun et l�fOugarta-Azzel Matti, définissent les limites orientales et occidentales du synclinal de Timimoun Ahnet respectivement.
Plus spécifiquement, le bassin de Timimoun est limité au nord par une série de sommets arrondis et des ensellements qui vont jusqu�fà la limite nord de la plateforme du Sahara, à l�fest par le Sommet Timimoun, appartenant à l�fanticlinal de Timimoun, au sud par le col de Djoua, et à l�fouest par la crête Kerzaz-Azene intégrée dans l�fanticlinal Ougarta-Azzel. Les principales unités structurelles de la zone sont détaillées à l�fillustration 4-8.
Histoire tectonique de la plateforme Sahara et du bassin de Timimoun
L�fAfrique du Nord s�fest formée à partir d�faccroissements successifs et de consolidations de terrains qui ont fini par unir cette zone au noyau du craton archéen de l�fAfrique occidentale. Il y a six cent millions d�fannées, durant l�forogenèse panafricaine, la collision entre le craton de l�fAfrique occidentale avec le bien plus flexible bouclier de l�fAfrique orientale a engendré une force compressive qui a donné naissance à réseau de fractures consistant en une série de failles verticales (avec d�famples bandes mylonitiques) sur le sous-sol précambrien qui, le temps venu, deviendrait l�factuelle plateforme Saharienne. Une fois l�forogénie panafricaine achevée, l�fensemble de la région subit une période d�félévation et d�férosions déterminées par une profonde discordance, caractéristique de la plateforme saharienne, et qui sépare les roches précambriennes des roches cambriennes.
Les périodes allant de l�fère cambrienne à l�fère ordovicienne se caractérisent par un processus d�fextension pendant lequel plusieurs bassins sédimentaires de la plateforme saharienne se sont formés, tout au long de glissements de terres et de failles normales. L�févolution du processus d�fextension est définie par une évolution des faciès continentaux vers des évènements volcaniques maritimes en profondeur et dans les haut fonds. Les activités volcaniques sont la conséquence de magma remontant à travers les failles normales ou les failles coulissantes dans les couches amincies.
L�fère ordovicienne tardive se caractérise par des dépôts glaciaux. La période glaciale est suivie de la transgression marine de l�fère silurienne qui provoque la fonte des calottes sphériques. Durant la période comprise entre l�fère ordovicienne tardive et le début de l�fère dévonienne, la région de la plateforme saharienne a enduré une succession de processus d�fextension et de compression ; processus qui sont à l�forigine de la plupart des discordances et des périodes de non dépôt, chacune d�felles suivie de périodes de sédimentation fluviale, proximale et distale dans les milieux de dépôt marin.
Au paléozoïque tardif, un certain nombre de mouvements de type hercynien a profondément influencé l�fapparition de divers bassins sédimentaires de la plateforme saharienne tout comme la distribution de réservoirs et de roches mère. Sous l�feffet de ces évènements hercyniens, la plateforme saharienne endura une phase compressive d�forientation nord (210º N), ce qui provoqua la plus grande déformation le long des failles coulissantes nord-est sud-ouest. L�félévation et l�férosion engendrées par les régimes compressifs sont responsables de l�fabsence de rochers permiens dans le bassin de Timimoun ainsi que de discordances importantes qui marque le commencement du mésozoïque.
Pendant le mésozoïque, la plateforme saharienne a également enduré toute une série de mouvements d�fextension et de compression qui ont agi sur les failles apparues au paléozoïque tardif. Les premiers évènements d�fextension tectonique mésozoïque ont eu pour résultat l�fapprofondissement et l�feffondrement de plusieurs bassins sédimentaires ainsi que la création de mers épicontinentales peu profondes à leur périphérie. De plus, les structures extensives d�févaporite (halite et anhydrite) furent déposées, cela fut suivi par un rejet horizontal des faciès caractéristiques d�fenvironnements de dépôts marins plus profonds. La fin de cette période extensive est marquée par le démarrage d�fune nouvelle période compressive de la période crétacé, suivie d�fune invasion marine et d�fune formation de carbonates de plateforme importante aux portes de l�fère crétacé-paléogénique.
Illustration 4-8. Carte structurale sommaire de l�fAlgérie (Askrit, autres, et.1982)
Stratigraphie et litho stratigraphie du bassin de Timimoun
La Stratigraphie du bassin de Timimoun révèle des roches paléozoïques et des roches sédimentaires jeunes surjacentes sans conformité sur le socle cristallin datant de l�fère précambrienne. Les roches paléozoïques constituent la majeure partie de la couche sédimentaire, étant donné que la plupart des périodes de non dépôt ont dominé les ères allant de l�fère mésozoïque jusqu�fà l�fère cénozoïque. La puissance de la couche sédimentaire est de l�fordre de 4,000 m, et contient des roches dont l�forigine remonte aux périodes allant de l�fère cambrienne jusqu�fà l�fère cénozoïque (voir colonne stratigraphique sur l' illustration 4-9). Ces matériaux et leur succession peuvent être décrits de la façon suivante :
Les roches précambriennes ont une composition cristalline et sont rarement présentes dans ce bassin, à l�fexception de forages.
Les dépôts cambriens ont une densité moyenne de 300 m et reposent sans conformité sur le socle cristallin précambrien. Les roches cambriennes retrouvées dans les forages profonds du bassin de Timimoun sont essentiellement des roches de sable et du quartzite. Quelques fossiles marins bivalves ont été retrouvés sur les quartzites cambriens, ce qui démontrerait l�fexistence de dépôts dans le milieu marin préalable à leur métamorphisme.
Les dépôts ordoviciens localisés dans le bassin de Timimoun constituent la preuve la plus évidente de roches ordoviciennes. Leur puissance est de 500 m environ. Les roches ordoviciennes retrouvées lors des sondages consistent en une alternance de couches de roches de sable et d�fargile schisteuse et d�fargile représentant le milieu où se déposent les sédiments fluviaux dans leur « voyage » vers la mer.
Les dépôts de type silurien sont irrégulièrement présents sur les roches ordoviciennes; leur puissance moyenne étant d'environ 600 m. Les roches siluriennes se sont formées à partir de sédiments continentaux riches en argile, et qui sont le résultat d'un environnement de dépôt fluvial à marin. Ces dépôts sont essentiellement composés d�fargiles schisteuses noires, graptolitiques et sableuses, les couches de carbonates étant rares.
Lés dépôts dévoniens on une puissance moyenne de 2,350 m. Les dépôts dévoniens inférieurs sont essentiellement composés d�fargile schisteuse, d�fune couche massive de calcaire et des marles en dessus, provenant du bas dévonien. Les roches de l�fère dévonienne moyenne sont essentiellement composées de calcaire et d�fargile schisteuse et sablonneuse. Les roches de l�fère dévonienne supérieure sont essentiellement composées d�fargiles calcaires atteignant une puissance de 1,700 m dans le bassin de Timimoun.
Les dépôts carbonifères correspondent au cycle sédimentaire paléozoïque final et de roches sédimentaires continentales de mer profonde qui peuvent atteindre plus de 2,800 m d�fépaisseur. Seules les roches carbonifères inférieures sont présentes dans le bassin de Timimoun et composées de roche calcaire intercalée dans le schiste, ce qui se transforme en couche calcaire vers le haut.
Une discordance marque le haut de l�fère carbonifère inférieure, discordance qui est responsable de l�fabsence de roches permienne dans le bassin de Timimoun.
Les roches triassiques se caractérisent par la présence d�funités sédimentaires transgressives discordantes sus-jacentes à la base de la succession de couches mésozoïques. Les roches du triassique inférieur sont essentiellement composées de roches sablonneuses et argileuses (argiles schisteuses et sablonneuses) et sont recouvertes d'évaporites riches en halites et anhydrites. Les roches triassiques rencontrées dans le périmètre Zerafa sont composées des schistes plutôt sableux qui affleurent dans les zones hautes du plateau de Tademaït.
La période jurassique n�fest pas visiblement présente dans la roche de la plateforme saharienne.
Dans la plupart du bassin de Timimoun, les roches du crétacé (consistant en des pierres sablonneuses et argileuses qui se transforment en carbonado et en marnes dans leurs couches supérieures) se trouvent en affleurement sur les roches triassiques sans conformité. Dans le périmètre Zerafa et ses alentours, les affleurements de roches crétacées sont constitués de dolomites et de roches calcaires ayant été disséminée sans conformité sur les roches triassiques. Lors du travail de terrain, plusieurs dolines furent observées sur le plateau de Tademaït sous forme de dolomites crétacées et de roches calcaires. Il est possible de reconnaître ces dolines de par leur forme ronde et recouverte de petits points blancs, sur l�fimage fournie par le satellite Landsat du périmètre Zerafa. (Illustration 4-10). L�fanalyse paléontologique des échantillons de roches de l�fère crétacé trouvées au nord de la zone de périmètre Zerafa a révélé l�fexistence de fossiles, tels que les ammonites, les bivalves, les gastropodes, les oursins, et les lamellibranches. L�fanalyse paléontologique indique que les environnements épicontinentaux aux environnements de profondeurs marines étaient prédominants durant cette période.
Sur la majeure partie de la plateforme saharienne, on trouve les roches paléogéniques consistant principalement de roches clastiques sablonneuses datant du Pliocène Moyen déposés dans des milieux post-hercyniens sur la limite crétacé. Pourtant, la présence d�fun affleurement de roches paléogéniques n�fa pas été relevée sur le périmètre Zerafa
Les roches du néogène jusqu�fà l�fholocène ont été retrouvées en dessus de roches jurassiques dans la partie nord-ouest du périmètre Zerafa et consistent fondamentalement en des sédiments de type fluvial, continental et éolien (dunes sableuses).
Illustration 4-9. Stratigraphie de la province occidentale de la plateforme saharienne et coupe géologique du bassin de Timimoun (Askrit et autres, 1982)
Enquête de terrain
A l�foccasion du travail de terrain, des affleurements de roches visibles sur les routes transitables ont été inspectés et échantillonnés de manière à déterminer leur pétrographie et leur paléontologie. L�fanalyse des échantillons incluait l�fobservation du milieu, la préparation de diapositives et l�fanalyse pétrographique et paléontologique de leur composition. L'illustration 4-10 décrit la localisation des différents échantillons retrouvés lors du travail de terrain.
L�fAnnexe A fournit des informations détaillées sur le lieu des échantillons prélevés et sur les observations pétrographiques et micropaléontologiques réalisées à partir des plaques minces tirées de ces échantillons. Le Tableau 4-16 donne un résumé des échantillons de roches prélevés durant le travail de terrain.
Tableau 4-16. Résumé détaillé des échantillons prélevés, zone de périmètre Zerafa
Numéro d�féchantillon Localisation / Coordonnées Ere Milieu de dépôt Type de roche
X UTM 31R Y UTM 31R
P198 484077 3290646 Crétacé inférieur non différencié Epicontinental – milieu marin profond Roche calcaire et marnes
P199 485107 3286522 Crétacé inférieur non différencié Roches marines Dolomites et marnes boueuses.
P217 489177 3228301 Cénomanien Roche marine à très haute énergie (haut fond) Dolomites oolithiques
P225 494707 3374575 Cénomanien supérieur Marine Fossiliferous limestone
Remarque : Remarque : pour la localisation de chaque échantillon, voir la Illustration 4-10. Ere, milieu du dépôt et type de roche ont été déterminés à partir de l�fanalyse de fines sections pétrographiques vues à la lumière d�fun microscope polarisé.
Abréviations:
X: Abscisse UTM
Y : ordonnées UTM
UTM 31R: Projection, UTM section 31R
L�fillustration 4-11 est une carte géologique du périmètre Zerafa et l'illustration 4-12 est un plan en 3 dimensions de la région du plateau de Tademaït.
D�faprès les informations compilées lors du travail de terrain, les affleurements de roches dans les zones les plus basses du périmètre adjacentes aux champs de dunes de l�fErg occidental et aux champs de dunes du plateau de Tademaït datent essentiellement du pléistocène. Les dunes sableuses sont holocènes (Illustration 4-13).
Illustration 4-13. Plaines de gravier et dunes sableuses datant de l�fère Néogène sus-jacents sans conformité aux roches boueuses et calcaires (vue de l�fEst à partir du Point 0198; Latitude: 484077; Longitude : 3290646)
Les affleurements de roches sur le plateau de Tademaït consistent essentiellement en des roches de type calcaire et des
English to French: press release (financial) Detailed field: Finance (general)
Source text - English - 59 per cent increase in Funds Flow From Operations to $1,319 million
- 98 per cent increase in Net Income to $482 million
- 40 per cent increase in Production to 125.9 Mbbl/d
- 26 per cent increase in Proved plus Probable Reserves to 446.7 MMbbl
Addax Petroleum Corporation ("Addax Petroleum" or the "Corporation") , today announced its results for the year ended December 31, 2007. The financial results are prepared in accordance with Canadian GAAP and the reporting currency is US dollars. In addition, the Corporation is announcing an increase to its 2008 capital expenditure budget.
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This announcement coincides with the filing with the Canadian and U.K. securities regulatory authorities of Addax Petroleum's Audited Consolidated Financial Statements for the year ended December 31, 2007 and related Management's Discussion and Analysis, as well as Addax Petroleum's Annual Information Form. Copies of these documents may be obtained via http://www.sedar.com, http://www.londonstockexchange.com and the Corporation's website,http://www.addaxpetroleum.com.
A conference call will be held for analysts and investors today Thursday, March, 13 at 12:00 p.m. (noon) Eastern Time/4:00 p.m. London, U.K. Time. Full details can be found at the end of this announcement.
CEO's Comment
Commenting today, Addax Petroleum's President and Chief Executive Officer, Jean Claude Gandur, said: "I am extremely pleased to report that Addax Petroleum's 2007 performance continues our track record for delivering results and demonstrates record achievements in all aspects of our business. During the year, Addax Petroleum advanced its operations in all regions with significant increases in every financial and operational metric, including continued strong production growth in our two core areas of Nigeria and Gabon. Addax Petroleum's successful 2007 appraisal campaign in the rapidly developing Kurdistan Region of Iraq was a major accomplishment for the company and is expected to translate into first commercial oil production in 2008. During 2007, Addax Petroleum also built substantially on our world-class exploration portfolio, particularly in the deepwater Gulf of Guinea. We look to accelerate future reserves growth through an aggressive exploration program in 2008 and the coming years. I would like to thank our employees, management, board of directors, business partners and shareholders for their support and contribution to Addax Petroleum's outstandingly successful 2007."
Selected Financial Highlights
- Petroleum sales before royalties in 2007 amounted to $3,412 million, an increase of 68 per cent over petroleum sales before royalties of $2,029 million in 2006. The increase in petroleum sales before royalties was primarily driven by a 40 per cent increase in average gross working interest oil production. An increase of 15 per cent in average crude oil sales price in 2007 to $72.94 per barrel (/bbl) as compared to $63.40/bbl realized in 2006 also contributed significantly to the year on year growth in petroleum sales before royalties.
- Funds Flow From Operations for 2007 increased 59 per cent to $1,319 million ($8.49 per basic share) compared to $829 million ($5.80 per basic share) in 2006.
- Net income for 2007 increased 98% to $482 million ($3.10 per basic share) compared to $243 million ($1.70 per basic share) in 2006.
- Capital expenditures excluding acquisition considerations, farm-in fees and license signature fees increased by 43 per cent to $1,147 million in 2007 from $802 million in 2006. Development capital expenditures totaled $881 million in 2007, an increase of 47 per cent over development capital expenditure of $600 million in 2006. Exploration and appraisal capital expenditures increased to $266 million in 2007, an increase of 32 per cent over exploration and appraisal capital expenditures of $202 million in 2006.
- Consideration for the acquisition of the petroleum properties, including license signature and farm-in fees, in 2007 amounted to $78 million as compared to $297 million in 2006, excluding consideration of $1,448 million to acquire the business of Pan-Ocean on September 7, 2006.
- During 2007, the Corporation issued $300 million principal amount of 3.75 per cent unsecured convertible bonds, due May 31, 2012, for net proceeds of $294 million.
- Bank debt increased in 2007 by $120 million to $950 million and is currently drawn under a 5-year, $1.6 billion facility.
The following table summarizes the selected financial highlights.
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Selected financial highlights Year ended/
as at December 31
$ million unless otherwise stated 2007 2006 Change
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Petroleum sales before royalties 3,412 2,029 68%
Average crude oil sales price, $/bbl 72.94 63.40 15%
Funds Flow From Operations 1,319 829 59%
Net income 482 243 98%
Weighted average common shares outstanding
(basic, millions) 155 143 8%
Funds Flow From Operations per share
($/basic share) 8.49 5.80 46%
Earnings per share ($/basic share) 3.10 1.70 82%
Weighted average common shares outstanding
(diluted, millions) 156 143 9%
Funds Flow From Operations per share
($/diluted share) 8.38 5.80 44%
Earnings per share ($/diluted share) 3.09 1.70 82%
Total assets 3,759 2,978 26%
Long-term debt, excluding convertible bonds 950 830 14%
Capital Expenditures - by Region
Nigeria (excluding deepwater) & Cameroon 826 638 29%
Gabon 216 66 227%
Kurdistan Region of Iraq 83 58 43%
Deepwater Nigeria & JDZ 16 13 23%
Corporate 6 27 -78%
subtotal 1,147 802 43%
Acquisitions, farm-in and license signature
fees (excl. Pan-Ocean) 78 297 -74%
Total 1,225 1,099 11%
Capital Expenditures - by Type
Development 881 600 47%
Exploration & appraisal 266 202 32%
subtotal 1,147 802 43%
Acquisitions, farm-in and license signature
fees (excl. Pan-Ocean) 78 297 -74%
Total 1,225 1,099 11%
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Selected New Business Highlights
- During 2007, Addax Petroleum concluded two strategic transactions which have (i) further consolidated a considerable exploration position in the Gulf of Guinea deep water play, and (ii) confirmed Addax Petroleum as a significant developer and producer in Gabon.
- New business highlights in 2007 include:
Gulf of Guinea Deep Water
- in September 2007, Addax Petroleum consolidated its strategic 2006 entry into the Gulf of Guinea deep water exploration play with the acquisition of a 40% interest in Block 1 of the JDZ, an offshore area operated under treaty between Nigeria and Sao Tome and Principe. The acquisition is subject to the approval of the Joint Development Authority. Addax Petroleum operates JDZ Block 4 and OPL 291 and holds non-operating interests in JDZ Blocks 2 and 3. At year end, Addax Petroleum holds a net acreage position of 430,500 acres in the Gulf of Guinea deep water.
Gabon
- in April 2007, Addax Petroleum acquired a 50% operating interest in and became the operator of the Epaemeno license area. The Epaemeno license area covers approximately 331,100 acres (gross) and lies immediately north of Addax Petroleum's Maghena and Awoun license areas, onshore Gabon. At year end, Addax Petroleum holds a net acreage position of 1,442,800 acres onshore and offshore Gabon.
Selected Operational Highlights
- Average gross working interest oil production in 2007 was 125,940 barrels per day (bbl/d) an increase of approximately 40 per cent over the 2006 average production of 90,050 bbl/d. Average oil production for 2007 included 104,510 bbl/d from Nigeria and 21,430 bbl/d from Gabon.
- Total gross working interest proved plus probable reserves, as evaluated by Netherland, Sewell & Associates as at December 31, 2007 and in accordance with National Instrument 51-101, increased by approximately 26 per cent to 446.7 MMbbl from 353.7 MMbbl as at December 31, 2006. The Corporation did not make reserves acquisitions or disposals during the year and the 2007 reserve additions arose primarily from the Corporation's operational activity, including extensions and discoveries, and favourable economic factors.
- The Corporation's overall 2007 reserves replacement ratio was 302 per cent. The reserves replacement ratio is calculated by dividing the gross working interest proved plus probable reserve additions of 139.0 MMbbl (before deduction of 2007 production of 46.0 MMbbl) by the 2007 production.
- Development project highlights in 2007 include:
Nigeria
- conversion of Oil Prospecting License OPL225 to Oil Mining Lease OML137;
- drilled 18 new development wells offshore, 17 in OML123 and one in OML126, 17 of which were placed on production during the year;
- drilled four new development wells onshore in OML124, doubling the production from the license area; and
- ongoing surface facilities development at the Oron and Adanga fields on OML123, and subsurface facilities development at the Okwori and Nda fields on OML126.
Gabon
- drilled 17 development wells on the Corporation's onshore and offshore license areas, of which 16 were placed on production during the year;
- ongoing surface facilities development at the onshore Maghena and offshore Etame license areas; and
- commenced the extension of the Corporation's onshore export system, including a new 38-kilometre, 12-inch pipeline which will allow for further increases in production by availing of spare capacity through the Shell operated Rabi station. The Corporation expects the expanded export system to be commissioned in the second half of 2008.
- Total gross working interest best estimate unrisked prospective oil resources were 2,246 MMbbl as at December 31, 2007 as compared to 2,199 MMbbl as at December 31, 2006. Risked prospective oil resources increased by approximately 10 per cent to 738 MMbbl as at December 31, 2007 from 670 MMbbl as at December 31, 2006. Of the year-end 2007 unrisked prospective oil resources, 1,204 MMbbl or 54 per cent relate to the Corporation's Deep Water Gulf of Guinea portfolio, 907 MMbbl or 40 per cent to onshore Nigeria and shallow water offshore Nigeria and Cameroon, and 136 MMbbl or 6 per cent to Gabon, predominantly offshore.
- Total gross working interest best estimate contingent gas resources increased by approximately 71 per cent to 2,415 Bcf as at December 31, 2007 from 1,412 Bcf as at December 31, 2006. Best estimate liquids associated with contingent gas resources increased by approximately 106 per cent to 77.2 MMbbl as at December 31, 2007 from 37.4 MMbbl as at December 31, 2006. The largest additions are in OML137 where 926 Bcf and 25.3 MMbbl were added arising from the Corporation's successful exploration efforts during 2007.
- Exploration and appraisal activity and highlights in 2007 include:
Gulf of Guinea Shallow Water (Nigeria and Cameroon)
- drilled two exploration wells in OML123, offshore Nigeria, which discovered and appraised the Antan prospect. Significant quantities of oil were discovered for which 17 MMbbl probable reserves were booked at year end 2007. A third exploration well was drilled in OML123 on the Ibeno-E prospect but it was found to be gas bearing;
- drilled two exploration wells in OML137, offshore Nigeria, which discovered the Ofrima North and Udele West fields. Following the results of Ofrima North exploration well, 17 MMbbl of probable oil reserves were also booked at year end 2007. The Ofrima North and Udele West exploration wells also confirmed the gas potential of the OML137 licence area and 926 Bcf of contingent gas resources were booked at 2007 year end;
- drilled one appraisal well in OML126 on the Nda West prospect but it was unsuccessful;
- drilled an additional three field extension appraisal wells on OML123, of which one encountered oil and two were unsuccessful; and
- commenced site preparation of the drilling location for the Corporation's first two exploration wells at Ngosso, offshore Cameroon, which are to be drilled in the first half of 2008. The first of these exploration wells was spudded in early March 2008 and targeting the Odiong prospect.
Gulf of Guinea Deep Water (Nigeria and JDZ)
- continued building an in-house sub-surface interpretation and drilling technical team following the establishment of the Corporation's Gulf of Guinea deep water position in 2006; and
- 3D seismic processing throughout the JDZ and selecting the prospect in Block 4 which the Corporation has budgeted to drill in the second half of 2008.
Gabon
- 126 km(2) of 3D seismic data acquisition over the Corporation's Panthere NZE and Awoun license areas, onshore Gabon; and - successful appraisal drilling of the Autour field in the Panthere NZE license area, onshore Gabon.
Kurdistan Region of Iraq
- seismic acquisition program comprised of 292 km(2) of 3D seismic data over the Taq Taq field and 218 km of 2D seismic over the Kewa Chirmila prospect and surrounding area which the Corporation plans to drill in mid-2008; and
- drilled and tested the three appraisal and development wells on the Taq Taq field (TT-05, TT-06 and TT-07) and commenced drilling of two more appraisal and development wells (TT-08 and TT-09) which were tested in early 2008. The five wells have tested at aggregate flow rates ranging from 16,170 bbl/d to 37,560 bbl/d from three separate zones.
- Operating netbacks in 2007 increased 19 per cent to $53.70/bbl compared to $44.97/bbl in 2006. Unit operating expenses in 2007 increased to $6.70/bbl, an increase of 6 per cent over the 2006 level of $6.33/bbl.
The following table summarizes selected operational information.
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Selected operational results Year ended/
as at December 31
2007 2006 Change
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Annual average gross working interest
oil production (Mbbl/d)
Nigeria (offshore) 97.1 82.5 18%
Nigeria (onshore) 7.4 3.8 95%
Nigeria sub-total 104.5 86.3 21%
Gross working interest oil reserves (MMbbl)
Proved 233.3 182.0 28%
Proved plus Probable 446.7 353.7 26%
Proved plus Probable plus Possible 580.3 480.4 21%
Gross working interest best estimate
prospective oil resources (MMbbl)
Unrisked 2,246 2,199 2%
Risked 738 670 10%
Gross working interest best estimate
contingent resources
Gas (Bcf) 2,415 1,412 71%
Associated gas liquids (MMbbl) 77.2 37.4 106%
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Dividends
For information purposes, the Corporation declared and paid aggregate dividends in 2007 of CDN$0.20 per share. A dividend of CDN$0.10 per share was declared and will be paid in the first quarter of 2008. In accordance with Canada Revenue Agency Guidelines, dividends paid by the Corporation during the period are eligible dividends.
Recent Developments
In January 2008, the Corporation tested the TT-09 step-out appraisal and development well on the Taq Taq field in the Kurdistan Region of Iraq. The TT- 09 well tested at an aggregate oil rate of 16,170 bbl/d from two separate zones.
In February 2008, the Corporation signed an agreement with the Kurdistan Regional Government amending the production sharing contract it holds together with Genel Enerji in respect of the Taq Taq license area in the Kurdistan Region of Iraq. The purpose of the amendments was to bring the terms of the Taq Taq production sharing contract into conformity with recently enacted oil and gas legislation in the Kurdistan Region of Iraq.
In March 2008, the Corporation tested the TT-08 step-out appraisal and development well on the Taq Taq field in the Kurdistan Region of Iraq. The TT- 08 well tested at an aggregate oil rate of 35,750 bbl/d from two separate zones.
Also in March 2008, the Corporation announced the successful appraisal of and addition to the Kita Marine discovery. The KTM-6 well encountered an aggregate gross oil column of 173 feet over four zones. The Kita Marine discoveries lie in the northern part of the prolific OML123 block offshore Nigeria in an area which has not previously had production.
Outlook & 2008 Capital Budget Increase
The Corporation's production outlook for 2008 is in line with guidance provided to date. Addax Petroleum expects annual average working interest gross oil production to be approximately 140,000 to 145,000 bbl/d from its Nigeria and Gabon operations.
In addition, in response to strong operational results and a robust oil price environment, Addax Petroleum is increasing its 2008 capital expenditures budget to $1,615 million from $1,509 million announced in November 2007. This increase is driven by a 23 per cent increase in the Corporation's exploration budget to $406 million which will fund an accelerated exploration program in the Corporation's core areas in offshore Gabon and offshore Nigeria and Cameroon. The accelerated exploration program will include the drilling of up to four additional exploration wells, bringing the total wells drilled in the Corporation's exploration portfolio to 20 wells in 2008, as well as a 307 km 2D seismic program onshore Gabon. Addax Petroleum has extended its contract for the jack-up drilling rig, the Hercules-156, which is currently drilling the first exploration well for the Corporation at Ngosso, to early 2009 to support its accelerated exploration program. The Corporation has also increased its development capital expenditure budget by three per cent which will fund the drilling of an additional two development wells in Nigeria.
The following table summarises the Corporation's current oil production guidance and increased 2008 capital expenditure budget:
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2008 Outlook Highlights
Mar 2008 Nov 2007 Change
Budget Budget
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Oil Production Guidance, Mbbl/d
Nigeria 106 to 111 106 to 111 n/a
Gabon 31 to 36 31 to 36 n/a
Total 140 to 145 140 to 145 n/a
Capital Expenditure Budget - by Region,
$ million
Nigeria (excluding deepwater) & Cameroon 1,102 1,034 7%
Gabon 345 307 12%
Deepwater Nigeria & JDZ 90 90 0%
Kurdistan Region of Iraq 74 74 0%
Corporate 4 4 0%
Total 1,615 1,509 7%
Capital Expenditure Budget - by Type,
$ million
Development 1,209 1,179 3%
Exploration & appraisal 406 330 23%
Total 1,615 1,509 7%
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Analyst Conference Call
Financial analysts are invited to participate in a conference call today Thursday, March, 13 at 12:00 p.m. (noon) Eastern Time / 4:00 p.m. London, U.K. time with Mr. Jean Claude Gandur, President and Chief Executive Officer, Mr. Michael Ebsary, Chief Financial Officer and Mr. James Pearce, Chief Operating Officer. The media and shareholders may participate on a listen only basis. To participate in the conference call, please dial one of the following:
Toronto: +1-416-644-3419
Toll-free (Canada and the US): +1-800-731-5774
Toll-free (UK): 00-800-2288-3501
Toll-free (Switzerland): 00-800-2288-3501
A replay of the call will be available at (416) 640 1917 or (877) 289 8525, passcode 21264945 followed by the number sign until Saturday, March 29, 2008.
Legal Notice - Forward-Looking Statements
Certain statements in this press release constitute forward-looking statements under applicable securities legislation. Such statements are generally identifiable by the terminology used, such as "anticipate", "believe", "intend", "expect", "plan", "estimate", "budget", "outlook", "may", "will", "should", "could", "would" or other similar wording. Forward-looking information includes, but is not limited to, reference to business strategy and goals, future capital and other expenditures, reserves and resources estimates, drilling plans, construction and repair activities, the submission of development plans, seismic activity, production levels and the sources of growth thereof, project development schedules and results, results of exploration activities and dates by which certain areas may be developed or may come on-stream, royalties payable, financing and capital activities, contingent liabilities, environmental matters, and government approvals. By its very nature, such forward-looking information requires Addax Petroleum to make assumptions that may not materialize or that may not be accurate. This forward-looking information is subject to known and unknown risks and uncertainties and other factors, which may cause actual results, levels of activity and achievements to differ materially from those expressed or implied by such information. Such factors include, but are not limited to: imprecision of reserves and resources estimates; ultimate recovery of reserves; prices of oil and natural gas; general economic, market and business conditions; industry capacity; competitive action by other companies; fluctuations in oil prices; refining and marketing margins; the ability to produce and transport crude oil and natural gas to markets; the ability to market and sell natural gas under its production sharing contracts; the effects of weather and climate conditions; the results of exploration and development drilling and related activities; fluctuations in interest rates and foreign currency exchange rates; the ability of suppliers to meet commitments; actions by governmental authorities, including increases in taxes; decisions or approvals of administrative tribunals; changes in environmental and other regulations; risks attendant with oil and gas operations, both domestic and international; international political events; expected rates of return; and other factors, many of which are beyond the control of Addax Petroleum. More specifically, production may be affected by such factors as exploration success, start-up timing and success, facility reliability, reservoir performance and natural decline rates, water handling, and drilling progress. Capital expenditures may be affected by cost pressures associated with new capital projects, including labour and material supply, project management, drilling rig rates and availability, and seismic costs. These factors are discussed in greater detail in filings made by Addax Petroleum with the Canadian provincial securities commissions.
Readers are cautioned that the foregoing list of important factors affecting forward-looking information is not exhaustive. Furthermore, the forward-looking information contained in this press release is made as of the date of this press release and, except as required by applicable law, Addax Petroleum does not undertake any obligation to update publicly or to revise any of the included forward-looking information, whether as a result of new information, future events or otherwise. The forward-looking information contained in this press release is expressly qualified by this cautionary statement.
Non-GAAP Measures
Addax Petroleum defines "Funds Flow From Operations" or "FFFO" as net cash from operating activities before changes in non-cash working capital. Management believes that in addition to net income, FFFO is a useful measure as it demonstrates Addax Petroleum's ability to generate the cash necessary to repay debt or fund future growth through capital investment. Addax Petroleum also assesses its performance utilizing Operating Netbacks which it defines as the per barrel pre-tax profit margin associated with the production and sale of crude oil and is calculated as the average realized sales price less royalties and operating expenses, on a per barrel basis. FFFO and Operating Netback are not recognized measures under Canadian GAAP. Readers are cautioned that these measures should not be construed as an alternative to net income or cash flow from operating activities determined in accordance with Canadian GAAP or as an indication of Addax Petroleum's performance. Addax Petroleum's method of calculating this measure may differ from other companies and accordingly, it may not be comparable to measures used by other companies.
Translation - French
- 59 pour cent d’augmentation des opérations, soit $1319 millions
- 98 pour cent d’augmentation des bénéfices nets, soit $482 millions
- 40 pour cent d’augmentation de la production, soit 125,9 Mbbl/j
- 26 pour cent d’augmentation des réserves prouvées plus les réserves probables, soit 446,7 MMbbl
La société Addax Petroleum Corporation (« Addax Petroleum » ou la « société » )(TSX:AXC et LSE:AXC), a annoncé aujourd’hui ses résultats pour l’année terminée le 31 décembre 2007. Les résultats financiers sont préparés en conformité avec les principes comptables reconnus au Canada et la monnaie de présentation est le dollar US. De plus, la société annonce une augmentation de son budget des dépenses d’investissement pour 2008.
Cette annonce coïncide avec le dépôt auprès des organismes de régulation canadiens et britanniques des états financiers consolidés, les débats et l’analyse de la direction et l’information annuelle d’Addax Petroleum pour l’année terminée le 31 décembre 2007. Les copies de ces documents peuvent être consultées sur les sites http://www.sedar.com,http://www.londonstockexchange.com
et le site web de la société, http://www.addaxpetroleum.com.
Une conférence téléphonique pour les analystes et les investisseurs est prévue aujourd’hui jeudi 13 mars à 12 heures, heure de l’est, 4 heures à Londres, GMT. Des informations complètes sont disponibles à la fin de cette annonce.
Commentaires du chef de la direction
Voici les déclarations du président d’Addax Petroleum et chef de la direction, Jean Claude Gandur : « Je suis extrêmement satisfait d’annoncer la performance d’Addax Petroleum pour 2007 qui corrobore les résultats déjà obtenus et témoigne de notre réussite sans précédent dans tous les aspects de notre affaire. Pendant l’année, les opérations d’Addax Petroleum ont gagné du terrain dans toutes les régions avec l'augmentation significative des résultats, qu'ils soient mesurés financièrement ou sur la base de critères d’exploitation, sans oublier la production importante des deux principales régions du Nigeria et du Gabon qui continue. La campagne d’évaluation réussie d’Addax Petroleum en 2007, effectuée dans la région du Kurdistan iraquien à développement rapide fut un accomplissement majeur et l’on s’attend à ce que cela se traduise en une première production de pétrole commercial en 2008. Au cours de l’année 2007, Addax Petroleum a également concentré ses efforts sur son portefeuille d’exploration de rang mondial, et particulièrement en eau profonde dans le Golfe de Guinée. Nous avons l’intention d’accroître nos réserves futures grâce à un programme d’exploration aggressif en 2008 et dans les années à venir. Je voudrais remercier nos employés, la direction, le conseil de direction, nos partenaires commerciaux et nos actionnaires pour nous avoir soutenu et avoir contribué à faire de cette année 2007 une réussite remarquable. »
Sélection des points forts financiers
- Les ventes de pétrole avant royalties en 2007 représentaient $3412 millions, soit une augmentation de 68 pour cent des ventes de pétrole avant royalties de $2029 millions en 2006. L’augmentation des ventes de pétrole avant royalties était principalement le résultat d’une augmentation de 40 pour cent de l’intérêt économique direct brut. Une augmentation de 15 pour cent du prix de vente moyen du brut en 2007 à $72,94 du baril (/bbl), par rapport à $63,40/bbl en 2006, a également contribué à la croissance d’une année à l’autre dans les ventes de pétrole avant royalties.
Les flux financiers résultants des opérations de 2007 ont augmenté de 59 pour cent, soit $1319 millions ($8,49 par action de base) comparé à $829 millions ($5,80 par action de base) en 2006.
- Le revenu net pour 2007 a augmenté de 98 %, soit $482 millions ($3,10 par action de base) comparé à $243 millions ($1,70 par action de base) en 2006.
- les dépenses d’investissement, à l’exception des provisions pour l’acquisition de propriété, les frais de prise d’intérêt et frais de signature de permis de recherche ont augmenté de 43 pour cent, soit $1147 millions en 2007 contre $802 millions en 2006. Les dépenses d’investissement liées au développement ont totalisé $881 millions en 2007, soit une augmentation de 47 pour cent des dépenses d’investissement liées au développement qui représente $600 millions en 2006. Les dépenses d’exploration et d’évaluation se sont accrues pour atteindre $266 millions en 2007, c’est à dire une augmentation de 32 pour cent pour les dépenses d’investissement liées à l’exploration et l’évaluation qui étaient de $202 millions en 2006.
- Les provisions pour acquisition de propriété pétrolière, y compris les permis de recherche et frais de prise d’intérêt représentaient en 2007 $78 millions par rapport à $297 millions pour l’année 2006, hors provisions de $1448 millions pour l’acquisition de l'activité de Pan-Ocean le 7 septembre, 2006.
- Pendant l’année 2007, la société a émis $300 millions de capital en obligations convertibles non sécurisées à 3,75 pour cent, à échoir le 31 mai 2012, pour un produit net de $294 millions.
- La dette bancaire est passé de $120 millions à $950 millions en 2007 et fait l'objet de facilités de 5 ans pour un montant de $1,6 milliards.
Le tableau suivant résume les points financiers importants.
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Points financiers importants. Année terminée
le 31 décembre
En milllions de dollars sauf mention contraire 2007 2006 Évolution
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Ventes de pétrole avant royalties 3412 2029 68 %
Prix de vente moyen du brut, $/bbl 72,94 63,40 15 %
Flux financiers résultants des opérations 1319 829 59 %
Bénéfice net 482 243 98 %
Actions ordinaires moyennes pondérées en circulation
(action de base, millions) 155 143 8 %
Flux financiers des opérations par action
($/action de base) 8,49 5,80 46 %
Revenu par action ($/action de base) 3,10 1,70 82 %
Actions ordinaires moyennes pondérées en circulation
(diluées, millions) 156 143 9 %
Flux financiers des opérations par action
($/action diluée) 8,38 5,80 44 %
Revenu par action ($/action diluée) 3,09 1,70 82 %
Actif total 3759 2978 26 %
Passif à long terme, sauf obligations
convertibles 950 830 14 %
Dépenses d’investissement – par région
Nigeria (sauf eau profonde) & Cameroun 826 638 29 %
Gabon 216 66 227 %
Kurdistan iraquien 83 58 43 %
Eau profonde nigérienne & ZDC 16 13 23 %
Dépenses d’entreprise 6 27 -78 %
Sous-total 1147 802 43 %
Acquisitions, prise d’intérêts et frais de signature de permis de recherche
(sauf Pan-Ocean) 78 297 -74 %
Total 1225 1099 11 %
Dépenses d’investissement - par type
Développement 881 600 47 %
Exploration & évaluation 266 202 32 %
Sous-total 1147 802 43 %
Acquisitions, prise d’intérêts et frais de signature des permis de recherche
(sauf Pan-Ocean) 78 297 -74 %
Total 1225 1099 11 %
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Sélection des points forts des nouvelles activités
- Pendant l'année 2007, Addax Petroleum a conclu deux transactions stratégiques qui ont (i) consolidé davantage une position d’exploration significative en eau profonde dans le Golfe de Guinée, et (ii) ont confirmé Addax Petroleum comme un développeur et un producteur avec qui compter au Gabon.
- Les points forts des nouvelles activités en 2007 incluent :
Les eaux profondes du Golfe de Guinée
- En septembre 2007, Addax Petroleum a consolidé son entrée stratégique initiée en 2006 dans l’exploration en eau profonde dans le Golfe de Guinée avec l’acquisition de 40 % d’intérêt dans le bloc 1 de la zone de développement commune, et une zone marine opérée sous traité entre le Nigeria, Sao Tome et Principe. L’acquisition dépend de l’approbation de l’organisme de développement commun. Addax Petroleum opère le bloc 4 de la zone de développement commune et OPL 291, mais détient également des intérêts autres que les opérations dans les blocs 2 et 3 de la ZDC. À la clôture de l’exercice, Addax Petroleum détient une périmètre net de 430,500 demi-hectares dans les eaux profondes du Golfe de Guinée.
Gabon
- En avril 2007, Addax Petroleum a acquis 50 % des intérêts opérationnels et est devenu l’opérateur de la zone licenciée d’Epaemeno. La zone licenciée d’Epaemeno couvre environ 331100 demi-hectares(bruts) et se situe immédiatement au nord des zones licenciées de Maghena et Awoun, appartenant à Addax Petroleum, à terre au Gabon. À la clôture de l’année, Addax Petroleum détient un périmètre net de 1442800 demi-hectares à terre et au large du Gabon.
Sélection des points forts de nos opérations
- L’intérêt économique direct brut moyen de la production de pétrole en 2007 était de 125940 barils par jour (bbl/d), c’est à dire une augmentation de la production moyenne d’environ 40 pour cent en 2006, soit 90050 bbl/d. La production moyenne de pétrole en 2007 était composée de 104510 bbl/d provenant du Nigeria et 21430 bbl/d du Gabon.
- L’intérêt économique direct total prouvé plus les réserves probables, évalué par Basewell & Associates des Pays-Bas au 31 décembre 2007 en conformité avec l’instrument national 51-101, a augmenté de 26 pour cent, soit 446,7 MMbbl en comparaison de 353,7 MMbbl au 31 décembre, 2006. La société n’a pas fait d’acquisitions de réserves ou de cessions pendant l’année et les ajouts de réserve en 2007 provenaient principalement des activités opérationnelles de la société, y compris les extensions et découvertes, et les facteurs économiques favorables.
- Le taux de remplacement des réserves globales en 2007 était de 302 pour cent. Le taux de remplacement des réserves est calculé en divisant l’intérêt économique direct prouvé plus les ajouts de réserves probables de 139,0 MMbbl (avant déduction de la production de 2007 de 46,0 MMbbl) par la production de 2007.
- Les points forts des projets de développement en 2007 incluent :
Le Nigeria
- conversion des permis d’exploration OPL225 en concession d’exploration pétrolière OML137 ;
- Forage de 18 nouveaux puits de développement marins, 17 dans OML123 et un dans OML126, desquels 17 sont entrés en production pendant l’année ;
- Forage de quatre nouveaux développements à terre dans OML124, ce qui a doublé la production de la zone licenciée; et
- développement permanent des installations de surface dans les champs d’Oron et d’Adanga dans OML123, et développement des installations subsurfaces dans les champs d’Okwori et de Nda dans OML126.
Gabon
- Forage de 17 nouveaux puits de développement sur les zones licenciées de la société en mer et à terre, desquels 16 sont entrés en production pendant l’année ;
- développement continu des installations de surface sur les zones à terre et en mer licenciées de Maghena et d’Etame ; et
- début de l’extension du système d’exportation à terre de la société,
comprenant un nouveau pipeline de 32 pouces et long de 38 kilomètres qui permettra une augmentation de la production en profitant d'une capacité de réserve de la station de Rabi opérée par Shell. La société espère la mise en service du système d’exportation étendu durant la deuxième moitié de l’année 2008.
- La meilleure estimation sans risque du total brut de l’intérêt économique direct des ressources de pétrole prospectives donnait 2246 MMbbl à la clôture de l’exercice, au 31 décembre 2007 par rapport à 2199 MMbbl au 31 décembre 2006. Les ressources prospectives à risque ont augmenté d’environ 10 pour cent pour atteindre 738 MMbbl au 31 décembre 2007 par rapport à 670 MMbbl au 31 décembre 2006. Des ressources prospectives de pétrole sans risque à la clôture de l’exercice 2007, 1204 MMbbl ou 54 pour cent concerne le portefeuille d’eau profonde du Golfe de Guinée de la société : 907 MMbbl ou 40 pour cent pour l'activité pétrolière à terre au Nigeria et les puits en eau peu profonde au Nigeria et au Cameroun, et 136 MMbbl ou 6 pour cent pour le Gabon, principalement des puits marins.
- La meilleure estimation sans risque du total brut de l’intérêt économique direct des ressources de gaz éventuelles montre une augmentation d’environ 71 pour cent, c’est à dire 2415 Bcf au 31 décembre 2007 contre 1412 Bcf au 31 décembre 2006. La meilleure estimation pour les hydrocarbures liquides ajoutés aux ressources de gaz éventuelles montre une augmentation de 106 pour cent, soit 77,2 MMbbl au 31 décembre 2007 par rapport à 37,4 MMbbl au 31 décembre 2006. Les additions les plus importantes concernent OML137 où 926 Bcf et 25,3 MMbbl réalisées grâce aux efforts d’exploration de la société qui se sont révélés fructueux durant l’année 2007.
- L’activité d’exploration et d’évaluation et les points forts de 2007 incluent:
Les eaux peu profondes du Golfe de Guinée (Nigeria et Cameroun)
- Forage de deux puits d’exploration au Nigeria, découverts et évalués dans l’indice d’Antan. Des quantités significatives de pétrole ont été découvertes pour lesquelles 17 MMbbl de réserves exploitables ont été enregistrées à la clôture de l’exercice 2007. Un troisième puit d'exploration a été foré dans OML123 sur l’indice Ibeno-E, mais il s’est révélé gazéifère ;
- Le forage de deux puits d’exploration dans OML137, au large du Nigeria, a permis de découvrir les champs nord d’Ofrima et ouest d’Udelelds. Suite aux résultats du puit d’exploration d’Ofrima nord, 17 MMbbl de réserves possibles ont également été enregistrés à la clôture de l'exercice 2007. Les puits d’exploration d’Ofrima nord d’Udele ouest ont également confirmé le potentiel en gaz de la zone licenciée dans OML137, tandis que 926 Bcf de ressources de gaz éventuelles ont été enregistrées à la fin de l’année 2007 ;
- forage d’un puit d’évaluation dans OML126 sur l’indice Nda mais sans succès ;
- Forage d’extension de trois puits d’évaluation supplémentaires dans OML123, dont un qui a découvert du pétrole et deux qui se sont révélés être des échecs ; et
- démarrage de la préparation du site de forage pour les deux premiers puits d’exploration de la société à Ngosso, dans les eaux marines du Cameroun, dont le forage est prévu durant la première moitié 2008. Le battage au câble du premier de ces puits d’exploration a été effectué début mars 2008 et en ciblant l'indice Odiong.
Eau profonde du Golfe de Guinée (Nigeria et ZDC)
- travail de l’équipe technique d'interprétation et forage de subsurface interne poursuivi suite à l’établissement de la société en eau profonde dans le Golfe de Guinée en 2006; et
- traitement séismique 3D dans toute la ZDC et sélection de l’indice dans le bloc 4 dans lequel la société a projeté de forer durant la deuxième moitié de
2008.
Gabon
- Acquisition de 126 Km(2) de données séismiques 3D sur les zones licenciées Panthere NZE et, Gabon à terre, et évaluation réussie du forage du champ d’Autour dans la zone licenciée de NZE, à terre, au Gabon.
Région du Kurdistan en Iraq
- Programme d’acquisition séismique comprenant 292 Km(2) de données séismiques 3D sur le champ Taq Taq et 218 Km de données séismiques 2D sur au milieu de l’année 2008; et
- forage et test des trois puits d’évaluation et des puits de développement sur le champ Taq Taq (TT-05, TT-06 et TT-07) et début du forage de deux puits d’évaluation et de développement(TT-08 et TT-09) qui ont été testés au début de l’année 2008. Les tests des cinq puits ont donné des taux d’écoulement d’agrégats allant de 16170 bbl/d à 37560 bbl/d dans trois zones séparées.
- les netbacks d’exploitation en 2007 ont augmenté de 19 pour cent, soit $53,70/bbl, comparé à $44.97/bbl en 2006. Les dépenses de fonctionnement d’unité en 2007 ont atteint $6.70/bbl, une augmentation de 6 pour cent au dessus du niveau 2006 de $6.33/bbl.
Le tableau suivant résume l'information opérationnelle sélectionnée.
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Résultats opérationnels sélectionnés Année terminée le/
31 décembre
2007 2006 Évolution
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Intérêt économique moyen brut annuel
Production de pétrole (Mbbl/j)
Nigeria (marin) 97,1 82,5 18 %
Nigeria (à terre) 7,4 3,8 95 %
Sous total Nigeria 104,5 86,3 21 %
Gabon (marin) 6,4 1,6 300 %
Gabon (à terre) 15,0 2,1 614 %
Sous total Gabon 21.4 3,7 478 %
Total 125,9 90,0 40 %
Prix, dépenses et netbacks ($/bbl)
Prix réalisé moyen 72,94 63,40 15 %
Frais d’opération 6,70 6,33 6 %
Netbacks d’opération 53,70 44,7 19 %
Intérêt économique direct des réserves de pétrole brut(MMbbl)
Prouvé 233,3 182,0 28 %
Prouvé plus probable 446,7 353,7 26 %
Prouvé plus probable plus possible 580,3 480,4 21 %
Meilleure estimation de l’intérêt économique direct
Ressources en pétrole prospectives (MMbbl)
Sans risque 2246 2199 2 %
À risque 738 670 10 %
Meilleure estimation de l’intérêt économique direct
Ressources éventuelles
Gaz (Bcf) 2415 1412 71 %
Gazolines associées (MMbbl) 77,2 37,4 106 %
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Dividendes
À titre d’information, la société a déclaré et payé les agrégats de dividendes en 2007 pour un montant de CDN$0,20 par action. Un dividende de CDN$0,10 par action a été déclaré et sera payé au premier trimestre 2008. En conformité avec les directives de l’Agence des revenus du Canada, les dividendes payés par la société pendant la période sont des dividendes admissibles imposables.
Développements récents
En janvier 2008, La société a testé le puits d’évaluation et d’extension TT-09 sur le champ Taq Taq dans la région du Kurdistan en Iraq. Le puits TT- 09 a été testé pour donner un taux d’agrégats du pétrole de 16170 bbl/d f dans deux zones séparées.
En février 2008, la société a signé un accord pour amender le contrat de partage de la production avec le gouvernement régional du Kurdistan qu’elle détient avec Genel Enerji concernant la zone licenciée de la région Taq Taq dans le Kurdistan iraquien. Le but de l’amendement était d'amener les conditions du contrat de partage de la production à conformité avec la législation sur le pétrole et le gaz, récemment appliquée dans la région du Kurdistan iraquien.
En mars 2008, la société a testé le puit d’extension et de développement TT-08 sur le champ Taq Taq dans la région du Kurdistan iraquien. Les tests du puits
TT-08 ont donné un taux d’agrégats de 35750 bbl/d dans deux zones séparées.
Également en mars 2008, la société a annoncé l’évaluation et l’addition réussie du puits de découverte Kita Marine. Le puits KTM-6 a rencontré
une colonne d’agrégats d’huile brute de 173 pieds sur quatre zones. Les puits de découvertes Kita Marine se trouvent dans la partie nord du bloc OML123, au large du Nigeria, dans une zone qui n’avait pas de production auparavant.
Perspectives et augmentation du budget des investissements 2008
Les perspectives de production de la société pour 2008 sont en phase avec les directives fournies à cette date. Addax Petroleum s’attend un intérêt économique direct brut moyen de production de pétrole d’environ 140000 à 145000 bbl/d de ses opérations au Nigeria et au Gabon.
De plus, en réponse à des résultats d’exploitation sains et un environnement de prix du pétrole solide, Addax Petroleum augmente son budget de dépenses à $1615 millions contre $1509 millions annoncés en novembre 2007. Cette augmentation va de pair avec l’augmentation du budget d'exploration de la société de 23 pour cent, soit $406 millions, qui financera un programme d’exploration accéléré dans les domaines de spécialisation de la société au large du Gabon, du Nigeria et du Cameroun. Le programme d’exploration accéléré comprendra un forage de quatre puits d’exploration supplémentaires, associé à un programme séismique 2D de 307 Km à terre, au Gabon, ce qui amène le nombre total de puits forés du portefeuille d’exploration de la société à 20 puits en 2008.
Addax Petroleum a étendu son contrat jusqu’au début de l’année 2009, concernant la plate-forme de forage à vérins, L’Hercules-156, qui sert actuellement au forage du premier puit d’exploration à Ngosso, toujours dans le but de soutenir son programme d’exploration accéléré. La société a également développé son budget de dépenses de 3 %, ce qui financera le forage de deux puits de développement supplémentaires au Nigeria.
Le tableau suivant résume les directives de production de pétrole de la société et l’augmentation du budget de dépenses de 2008 :
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Points forts des perspectives 2008
Mars 2008 Nov. 2007
Budget Budget Évolution
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Lignes directrices de la production de pétrole, Mbbl/j
Nigeria 106 à 111 106 à 111 néant
Gabon 31 à 36 31 à 36 néant
Total 140 à 145 140 à 145 néant
Budget de dépenses - par région,
$ millions
Nigeria (sauf eau profonde) & Cameroun 1102 1034 7 %
Gabon 345 307 12 %
Eau profonde Nigeria & ZDC 90 90 0 %
Région du Kurdistan iraquien 74 74 0 %
Dépenses d’entreprise 4 4 0 %
Total 1615 1509 7 %
Budget des dépenses - par type,
$ millions
Développement 1209 1179 3 %
Exploration & évaluation 406 330 23 %
Total 1615 1509 7 %
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Conférence téléphonique d’analystes
Les analystes financiers sont invités à participer à une conférence téléphonique, aujourd’hui jeudi 13 mars, à 12 heures, Heure de l’est ou 4 heures GMT avec Mr. Jean Claude Gandur, président et chef de la direction,
Mr. Michael Ebsary, directeur financier et Mr. James Pearce, directeur de l’exploitation. Les médias et les actionnaires sont limités à l’écoute de
la conférence. Pour participer à la conférence téléphonique, veuillez composer le numéro suivant:
Toronto : 416-644-3419
Numéro sans frais (Canada et États-Unis): 1-800-731-5774
Numéro sans frais (UK): 00-800-2288-3501
Numéro sans frais (Suisse): 00-800-2288-3501
Une retransmission différée de la conférence sera accessible au +1-416-640-1917 ou au +1-877-289-8525, code clé 21264945 suivi du carré, jusqu’à samedi 29 mars,2008.
Avis juridique – énoncé prévisionnel
Certaines déclarations de ce communiqué de presse tiennent lieu d’énoncés prévisionnels et sont soumis à la législation sur les valeurs mobilières. De telles déclarations sont généralement identifiables à la terminologie utilisée, par exemple « prévoit », « croit », « à l‘intention de », « s’attend à », « envisage de », « estime », « budget », « perspectives », « peut », « fera », « devrait », « pourrait », « ferait » ou toute autre formulation.
Les informations relatives aux énoncés prévisionnels incluent mais ne sont pas limitées aux références à la stratégie et aux objectifs commerciaux, capitaux et autres dépenses budgétaires, estimatifs des réserves et des ressources, plans de forage, activités de construction et de réparation, soumissions de plans de développement, activités séismiques, niveaux de production et sources de croissance résultantes, calendriers et résultats des projets de développement, résultats d’activités d’exploration et dates auxquelles certaines zones pourront être développées ou pourront entrer en production, royalties à payer, activités de financement et de capitalisation, éléments de passif éventuels, questions d’environnement et accords des gouvernements. De par leur nature, de telles informations prévisionnelles obligent Addax Petroleum à faire des hypothèse qui peuvent ne pas se matérialiser ou qui peuvent être imprécises. De telles informations prévisionnelles sont dépendantes de facteurs de risque connus ou non connus et d’incertitudes ou d’autres facteurs qui peuvent entraîner des variations de résultat, de niveau d’activité et de rendement, et qui comprennent mais ne sont pas limités au manque de précision des estimatifs des ressources et des réserves, à la récupération finale des réserves, au prix du pétrole et du gaz naturel, aux conditions économiques, commerciales et générales du marché et des affaires, aux capacités de l’industrie, à l’action compétitive d’autres sociétés, aux fluctuations des prix du pétrole, aux marges de raffinage et de marketing, à la capacité de produire et de transporter du pétrole brut et du gaz naturel vers les marchés, à la possibilité de mettre sur le marché et de vendre du gaz naturel en respectant les conditions des contrats de partage de production, aux conséquences des conditions climatiques et météorologiques, aux résultats du forage d'exploration et de développement et aux activités afférentes, aux fluctuations des taux d’intérêt et aux taux de change des devises étrangères, à la capacité des fournisseurs à respecter leurs engagements, à l’action des organismes gouvernementaux, y compris les augmentations d’impôts, les décisions ou approbations de tribunaux administratifs, aux modifications de la législation environnementale et autres, aux risques liés à l’exploitation gazière et pétrolière, à la fois internes et internationaux, aux événements politiques internationaux, aux taux de rendement prévus et autres facteurs, qui sont en majorité hors du contrôle d’Addax Petroleum. Plus particulièrement, la production peut être affectée par des facteurs comme la réussite de l’exploration, la planification des démarrages et leur réussite, la fiabilité des installations, la performance du réservoir et les taux de déclin naturel, le traitement de l'eau et l’avancement du forage. Les dépenses d’investissement peuvent être affectées par la pression de coût associée à de nouveaux projets d’investissement, y compris la fourniture de main-d'œuvre et de matériel, la gestion de projet, la vitesse d’avancement du forage et la disponibilité et les coûts séismiques.
Ces facteurs font l'objet d'une discussion plus détaillée dans les intercalaires créés par Addax Petroleum en collaboration avec les commissions provinciales des valeurs mobilières canadiennes.
Avertissement aux lecteurs : la présente liste des facteurs affectant les énoncés prévisionnels n’est pas exhaustive. En outre, la date qui fait foi pour l’information prévisionnelle contenue dans les présentes est la date du communiqué de presse, et sauf dans les cas où la loi applicable l’exige, Addax Petroleum n’a aucune obligation de mettre à jour publiquement ou de réviser aucune information relative aux énoncés prévisionnels, que ce soit à la lumière d'informations nouvelles, d’événements futurs ou autres. Cet avertissement qualifie expressément l’information prévisionnelle contenue dans ce communiqué de presse.
Mesures non-PCGR
Addax Petroleum définit « Les flux financiers résultant des opérations » ou « FFE » comme les flux de trésorerie nets provenant des activités d'exploitation avant variation du capital d'exploitation non liquide.
L’avis de la direction est qu'en sus du bénéfice net, les FFE sont des mesures de sécurité, comme ils démontrent la capacité d’Addax Petroleum à générer l’actif liquide nécessaire à rembourser ses dettes ou financer une croissance future avec un capital d’investissement. Addax Petroleum évalue également sa performance en faisant usage des netbacks d’exploitation qu’elle définit par la marge de bénéfice par baril avant impôt, en conséquence de la production et la vente de pétrole brut ; c’est à dire le prix moyen de vente réalisé moins les royalties et les dépenses liées à l'exploitation, calculé sur la base du baril.
Les FFE et les netbacks d’exploitation ne sont pas des mesures reconnues par les principes comptables canadiens(GAAP).
Les lecteurs sont avertis que ces mesures ne doivent pas être interprétées comme un bénéfice net alternatif ou un flux de trésorerie provenant d'activités d'exploitation déterminées en accord avec les principes comptables généralement reconnus ou encore comme indication des performances d’Addax Petroleum. La méthode d’Addax Petroleum pour le calcul de cette mesure diffère des autres sociétés, et de ce fait, peut ne pas être comparable aux mesures choisies par les autres sociétés.
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