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Document de rfrence 2011

Sommaire1. Chiffres cls 1. Donnes oprationnelles et de march . . . . . . . . . . .1 2. Informations financires slectionnes . . . . . . . . . . . .2

2. Prsentation des activits 1. Histoire et volution de TOTAL . . . . . . . . . . . . . . . . . .8 2. Secteur Amont . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 3. Secteur Aval . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38 4. Secteur Chimie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .46 5. Investissements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51 6. Organigramme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52 7. Proprits immobilires, usines et quipements . .53 8. Schma dorganisation au 31 dcembre 2011 . . .54 9. Schma dorganisation au 29 fvrier 2012 . . . . . . .56

3. Rapport de gestion 1. Examen de la situation financire et des rsultats .60 2. Trsorerie et capitaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65 3. Recherche & Dveloppement . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 4. Tendances et perspectives . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69

4. Facteurs de risques 1. Risques financiers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72 2. Risques industriels ou lis lenvironnement . . . . .80 3. Autres risques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82 4. Assurance et couverture des risques . . . . . . . . . . . .88

5. Gouvernement dentreprise 1. Rapport du Prsident du Conseil dadministration (article L. 225-37 du Code de commerce) . . . . . . . .92 2. Rapport des commissaires aux comptes (article L. 225-235 du Code du commerce) . . . . . .118 3. Direction Gnrale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119 4. Contrleurs lgaux des comptes . . . . . . . . . . . . . .120 5. Rmunration des organes dadministration et de direction . . . . . . . . . . . . . . .121 6. Effectifs, participation au capital . . . . . . . . . . . . . .140

6. TOTAL et ses actionnaires 1. Cotation boursire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144 2. Dividende . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .148 3. Rachats dactions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .150 4. Actionnariat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 5. Communication financire . . . . . . . . . . . . . . . . . . .158

7. Informations financires 1. Informations financires historiques . . . . . . . . . . .164 2. Vrification des informations financires historiques . .164 3. Informations complmentaires . . . . . . . . . . . . . . . .164 4. Politique de distribution des dividendes . . . . . . . .165 5. Procdures judiciaires et darbitrage . . . . . . . . . . .165 6. Changements significatifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . .169

8. Renseignements gnraux 1. Capital social . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .172 2. Acte constitutif et statuts ; autres informations . .176 3. Autres renseignements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 4. Documents accessibles au public . . . . . . . . . . . . .180 5. Informations sur les participations . . . . . . . . . . . . .180

9. Comptes consolids 1. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolids . . . . . . . . . . . . . . . . . .184 2. Compte de rsultat consolid . . . . . . . . . . . . . . . .185 3. Rsultat global consolid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .186 4. Bilan consolid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .187 5. Tableau de flux de trsorerie consolid . . . . . . . . .188 6. Variation des capitaux propres consolids . . . . . .189 7. Annexe aux comptes consolids . . . . . . . . . . . . . .190

10. Informations complmentaires sur lactivit dhydrocarbures (non audites)

1. Informations sur lactivit dhydrocarbures au titre de la rglementation de lAccounting Standards Codification 932 . . . . . . . . . . . . . . . . . .280 2. Autres informations complmentaires . . . . . . . . . .296

11. TOTAL S.A. 1. Rapport spcial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements rglements . .300 2. Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .302 3. Comptes sociaux socit mre . . . . . . . . . . . . . . .303 4. Annexe aux comptes sociaux . . . . . . . . . . . . . . . .307 5. Autres informations financires socit mre . . . .322 6. Informations financires consolides des cinq derniers exercices . . . . . . . . . . . . . . . . . .325

12. Responsabilit sociale, environnementale et socitale 1. Informations sociales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 2. Informations sur la scurit, la sant et lenvironnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . .332 3. Informations socitales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .339 4. Autres informations sociales, socitales et environnementales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .343 5. Rapports des organismes de vrification . . . . . . .345

Lexique 351

Tables de concordance 355

Document de rfrence 2011

Jatteste, aprs avoir pris toute mesure raisonnable cet effet, que les informations contenues dans le prsent Document de rfrencesont, ma connaissance, conformes la ralit et ne comportent pas domission de nature en altrer la porte.

Jatteste, ma connaissance, que les comptes sociaux et consolids de TOTAL S.A. (la Socit) sont tablis conformment aux normescomptables applicables et donnent une image fidle du patrimoine, de la situation financire et du rsultat de la Socit et de lensembledes entreprises comprises dans la consolidation, et que le rapport de gestion du Conseil dadministration rfrenc dans la table deconcordance du prsent Document de rfrence figurant en page 359 prsente un tableau fidle de lvolution des affaires, des rsultats et de la situation financire de la Socit et de lensemble des entreprises comprises dans la consolidation, ainsi quune description desprincipaux risques et incertitudes auxquels elles sont confrontes.

Jai obtenu des contrleurs lgaux des comptes une lettre de fin de travaux, dans laquelle ils indiquent avoir procd la vrificationdes informations portant sur la situation financire et les comptes donnes dans le prsent Document de rfrence ainsi qu la lecturedensemble de ce Document de rfrence.

Les informations financires historiques prsentes dans le prsent Document de rfrence ont fait lobjet de rapports des contrleurs lgaux.Le rapport des contrleurs lgaux sur les comptes consolids de lexercice clos le 31 dcembre 2011 figure en page 184 du prsentDocument de rfrence. Le rapport des contrleurs lgaux sur les comptes consolids de lexercice clos le 31 dcembre 2010 figurant enpage 172 du Document de rfrence 2010 dpos le 28 mars 2011 auprs de lAutorit des marchs financiers contient des observations.

Christophe de Margerie Prsident-directeur gnral

Document de rfrence 2011. TOTAL i

Le prsent Document de rfrence a t dpos auprs de lAutorit des marchs financiers le 26 mars 2012 conformment larticle 212-13 du rglement gnral de lAutorit des marchs financiers. Il pourra tre utilis lappui dune opration financiresil est complt par une note dopration et un rsum, viss par lAutorit des marchs financiers.

Le prsent Document de rfrence inclut, conformment aux VI et VIII de larticle 212-13 prcit, le Rapport financier annuel prvuau I de larticle L. 451-1-2 du Code montaire et financier.

Ce document a t tabli par lmetteur et engage la responsabilit de ses signataires.

TOTAL. Document de rfrence 2011ii

Abrviations

b : barilpc : pied cube/j : par jour/an : par an : euro$ et/ou dollar : dollar amricaint : tonne mtriquebep : baril quivalent ptrolekbep/j : kilo (millier) bep/jkb/j : kilo (millier) baril/jBtu : British thermal unitM : millionG : milliardMW : mgawattMWc : mgawatt crte (courant continu)TWh : trawatt heureAMF : Autorit des marchs financiersAPI : American Petroleum InstituteERMI : European Refining Margin Indicator. LERMI est un indicateur de marge de

raffinage sur frais variables dune raffinerie complexe thorique dEuropedu Nord situe Rotterdam. Il reprsente une marge thorique qui diffrede la marge relle ralise par TOTAL au cours de chaque priode enraison de la configuration particulire de ses raffineries, des effets de mixproduit et dautres conditions opratoires spcifiques TOTAL au coursde chaque priode considre.

FEED : Front-End Engineering and DesignFPSO : Floating Production Storage and OffloadingGNL : gaz naturel liqufiGPL : gaz de ptrole liqufiIFRS : International Financial Reporting StandardsROE Return on Equity (rentabilit des capitaux propres)ROACE : Return on Average Capital Employed (rentabilit des capitaux mis en uvre)SEC : United States Securities and Exchange CommissionSAGD : Steam Assisted Gravity Drainage

Table de conversion

1 bep = 1 baril quivalent ptrole = environ 5 447 pc de gaz* pour 20111 b/j = environ 50 t/an 1 t = environ 7,5 b (pour une densit de 37API) 1 Gm3/an = environ 0,1 Gpc/j 1 m3 = environ 35,3 pc 1 t de GNL = environ 48 kpc de gaz 1 Mt/an de GNL = environ 131 Mpc/j

* Ce taux, calcul sur le contenu nergtique quivalent moyendes rserves de gaz naturel de TOTAL, est sujet changement.

Dfinitions

Les termes TOTAL et Groupe utiliss dans le prsent Document de rfrencerfrent, de faon collective, TOTAL S.A. et lensemble de ses filiales consolidesdirectes et indirectes situes en France ou hors de France. Les termes Socit et metteur utiliss dans le prsent document se rfrent exclusivement TOTAL S.A.,socit mre du Groupe.

TOTAL S.A. mars 2012

Chiffres cls

1. Donnes oprationnelles et de march

2011 2010 2009

Brent ($ /b) 111,3 79,5 61,7Parit (-$) 1,39 1,33 1,39Marges de raffinage europennes ERMI ($ / t) 17,4 27,4 17,8

Production dhydrocarbures (kbep/ j) 2 346 2 378 2 281Liquides (kb / j) 1 226 1 340 1 381Gaz (Mpc/ j) 6 098 5 648 4 923

Traitements en raffinerie (a) (kb / j) 1 863 2 009 2 151Ventes de produits raffins (b) (kb / j) 3 639 3 776 3 616

(a) Y compris quote-part de CEPSA jusquau 31 juillet 2011 et, partir du 1er octobre 2010 dans TotalErg.(b) Y compris Trading.

Document de rfrence 2011. TOTAL 1

Chiffres cls 1

2. Informations financires slectionnesDonnes consolides en millions deuros, lexception du rsultat par action, du dividende, du nombre dactions et des pourcentages.

(en millions deuros) 2011 2010 2009

Chiffre daffaires 184 693 159 269 131 327

Rsultat oprationnel ajust des secteurs dactivit (a) 24 409 19 797 14 154Rsultat oprationnel net ajust des secteurs dactivit (a) 12 263 10 622 7 607

Rsultat net (part du Groupe) 12 276 10 571 8 447Rsultat net ajust (part du Groupe) (a) 11 424 10 288 7 784

Nombre moyen pondr dilu dactions (en millions) 2 257,0 2 244,5 2 237,3

Rsultat net ajust dilu par action (en euro) (a) (b) 5,06 4,58 3,48

Dividende par action (en euro) (c) 2,28 2,28 2,28

Dette nette /capitaux propres (au 31 dcembre) 23% 22% 27%Rentabilit des capitaux moyens employs (ROACE) (d) 16% 16% 13%Rentabilit des capitaux propres 18% 19% 16%

Flux de trsorerie dexploitation 19 536 18 493 12 360Investissements bruts 24 541 16 273 13 349Dsinvestissements (au prix de cession) 8 578 4 316 3 081

(a) Les rsultats ajusts se dfinissent comme les rsultats au cot de remplacement, hors lments non rcurrents, hors effet des variations de juste valeur compter du 1er janvier 2011 et,jusquau 30 juin 2010, hors quote-part, pour TOTAL, des lments dajustement de Sanofi.

(b) Calcul sur le nombre moyen pondr dilu dactions en circulation au cours de lexercice.(c) Dividende 2011 : sous rserve de lapprobation de lAssemble gnrale des actionnaires du 11 mai 2012.(d) Calcul sur la base du rsultat oprationnel net ajust et des capitaux employs moyens au cot de remplacement.

TOTAL. Document de rfrence 20112

1 Chiffres clsInformations financires slectionnes

Rsultat oprationnel netajust des secteurs


Chiffres cls 1Informations financires slectionnes

Chiffre daffaires Rsultat net ajust(part du Groupe)

Investissements bruts

Rsultat net ajustdilu par action

Dividende par action

131 327

159 269

184 693

2009(en millions deuros) 2010 2011

6 382

8 59710 405

1 083775

1 168857

953272

7 607

10 622

12 263


Chimie

Aval

Amont

13 34916 273

24 541

2009(en millions deuros) 2010 2011 2009(en euros) 2010 2011

2,28 2,28 (a)2,28

(a) Sous rserve de lapprobation par lAssemble gnrale des actionnaires du 11 mai 2012.

3,48

4,585,06

2009(en euros) 2010 2011

7 784

10 28811 424


Capacit de raffinage en fin danne

Rserves de liquides et de gaz

Ventes de produits raffinsy compris Trading

Production dhydrocarbures


1 Chiffres clsInformations financires slectionnes

Chiffre daffaires hors Groupe

Rsultat oprationnel net ajust

Amont

Aval

Chimie

512

659

255

570

350

2009(en kbep/j) 2010 2011

2 3782 281 2 346

580

756

244

527

271

613

749

206

438

275Asie et CEI

Moyen-Orient

Amriques

Afrique

Europe

2009(en kb/j)

2 435

1 181

2 392

1 384

2 281

1 358

2010 2011

3 616 3 776 3 639

Reste du monde

Europe

2009(en kb/j)

2 282

312

2 049

314

1 791

299

2010 2011

2 5942 363

2 090

Reste du monde

Europe

19,5 G

(en milliards deuros)

Chimie de Base12,7 G

Spcialits6,8 G

2011

0,8 G

(en milliards deuros)

Chimie de Base0,4 G

Spcialits0,4 G

2011

2009(en Mbep)

5 689

4 794

5 987

4 708

5 784

5 639

2010 2011

10 483 10 69511 423

Gaz

Liquide


Chiffres cls 1Informations financires slectionnes

Rpartition de l'actionnariatpar principale catgorie

Rpartition de l'actionnariatpar zone gographique

Rpartition des effectifs par secteur (a)

(en pourcentage) 2011

Aval 30,6%

Holding 1,5%

Amont 24,5%

Chimie 43,4%

(a) Socits consolides. Effectifs au 31 dcembre 2011 : 96 104 employs.

Rpartition des effectifs par zone gographique (a)


Reste de lEurope23,3%

France 36,5%

Reste du monde40,2%

(a) Socits consolides. Effectifs au 31 dcembre 2011 : 96 104 employs.


Actionnaires individuels 8,4%

Salaris du Groupe (a) 4,6%

Actionnaires institutionnels 87%

(a) Sur la base de la dfinition de lactionnariat salari au sens de larticle L. 225-102 du Code de commerce


Reste delEurope 22%

France 33%

Royaume-Uni 10%

Amrique du Nord 27%

Reste du monde 8%

Estimations au 30 novembre 2011, hors dtention intra-Groupe.

Estimations au 30 novembre 2011, hors dtention intra-Groupe.

Prsentation des activits1. Histoire et volution de TOTAL 81.1. Histoire et dveloppement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81.2. Stratgie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8

2. Secteur Amont 92.1. Exploration & Production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102.2. Production par zone gographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .122.3. Prsentation des activits par zone gographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .132.4. Superficie du domaine minier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .292.5. Puits producteurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .292.6. Nombre de puits producteurs et secs fors . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .302.7. Puits dexploration et de dveloppement en cours de forage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .302.8. Participation dans les oloducs et les gazoducs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .312.9. Gaz & nergies Nouvelles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32

3. Secteur Aval 383.1. Raffinage & Marketing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .393.2. Trading & Shipping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43

4. Secteur Chimie 464.1. Chimie de Base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .474.2. Chimie de Spcialits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49

5. Investissements 515.1. Principaux investissements raliss au cours de la priode 2009-2011 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .515.2. Principaux investissements prvus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51

6. Organigramme 526.1. Place de la Socit au sein du Groupe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .526.2. Filiales de la Socit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53

7. Proprits immobilires, usines et quipements 53

8. Schma dorganisation au 31 dcembre 2011 54

9. Schma dorganisation au 29 fvrier 2012 56


Prsentation des activits 2

Les activits de TOTAL sont au cur de deux des plus grandsenjeux du monde actuel et de celui de demain : lapprovisionnementen nergie et la protection de lenvironnement. La responsabilit du Groupe en tant que producteur dnergies, est de grer aumieux ces deux impratifs, et de faon durable.

La stratgie du Groupe, dont la mise en uvre sappuie sur le dploiement dun modle de croissance durable conjuguantlacceptabilit de ses oprations et un programme soutenudinvestissements rentables a pour objectifs :

la croissance de ses activits dexploration et de productiondhydrocarbures, et le renforcement de sa position mondialeparmi les leaders sur les marchs du gaz naturel et du GNL ;

llargissement progressif de loffre nergtique en accompagnantla croissance des nergies nouvelles complmentaires ;

ladaptation de son outil de raffinage et de ptrochimie lvolutiondes marchs, en sappuyant sur quelques grandes plateformescomptitives et en maximisant les bnfices de lintgration ;

le dveloppement de ses activits de distribution de produitsptroliers, en particulier en Afrique, Asie et au Moyen-Orient, tout en maintenant la comptitivit de ses oprations sur lesmarchs matures ;

la poursuite defforts intensifs de recherche et dveloppementpour dvelopper des sources dnergies propres , contribuer la modration de la demande en nergie et participer la luttecontre le changement climatique.

1.2. Stratgie

TOTAL S.A., socit anonyme de droit franais cre en Francele 28 mars 1924, forme aujourdhui avec lensemble des socitsdu Groupe le cinquime groupe ptrolier intgr international cotdans le monde (1).

Prsent dans plus de 130 pays, TOTAL exerce ses activits danstous les secteurs de lindustrie ptrolire : amont (exploration,dveloppement et production de ptrole et de gaz naturel, gaz naturel liqufi) et aval (raffinage, ptrochimie, chimie despcialits, distribution, trading et transport maritime de ptrolebrut et de produits ptroliers). En outre, TOTAL dtient desparticipations dans des mines de charbon et est actif dans le secteur de la production dlectricit et dans les nergiesrenouvelables.

La Socit a dbut ses activits Amont au Moyen-Orient en 1924.Elle sest depuis dveloppe et a tendu sa prsence dans le mondeentier. Dbut 1999, la Socit a pris le contrle de PetroFina S.A.(ci-aprs dsigne PetroFina ou Fina ) et, dbut 2000, celuidElf Aquitaine (ci-aprs dsigne Elf Aquitaine ou Elf ).

La dnomination sociale de la Socit est TOTAL S.A.

Le sige social de la Socit est situ 2, place Jean Millier, La Dfense 6, 92400 Courbevoie, France.

Son numro de tlphone est le +33 (0)1 47 44 45 46 et ladressede son site Internet est www.total.com.

TOTAL S.A. est immatricule en France, auprs du Greffe dutribunal de commerce de Nanterre, au Registre du commerce et des socits (RCS) sous le numro 542 051 180.

1. Histoire et volution de TOTAL

1.1. Histoire et dveloppement

2 Prsentation des activitsHistoire et volution de TOTAL


(1) Selon le critre de la capitalisation boursire (en dollar) au 31 dcembre 2011.

2. Secteur AmontLe secteur Amont de TOTAL englobe les activits Exploration &Production et Gaz & nergies Nouvelles. Le Groupe mne des activits dexploration et de production dans plus de quarantepays et produit du ptrole et du gaz dans environ trente pays.

2,35 Mbep / j dhydrocarbures produits en 2011 11,4 Gbep de rserves prouves dhydrocarbures

au 31 dcembre 2011 (1)

Investissements 2011 : 21,7 milliards deuros 23 563 collaborateurs

Donnes financires du secteur Amont

(en millions deuros) 2011 2010 2009

Chiffre daffaires hors Groupe 23 298 18 527 16 072Rsultat oprationnel ajust 22 474 17 653 12 879Rsultat oprationnel net ajust 10 405 8 597 6 382

Sur lensemble de lanne 2011, le rsultat oprationnel net ajustde lAmont slve 10 405 millions deuros contre 8 597 millionsdeuros en 2010, soit une progression de 21%. Exprim en dollars,le rsultat oprationnel net ajust de lAmont est en hausse de 27% 14,5 milliards de dollars, qui sexplique essentiellement par limpactde la hausse du prix de vente des hydrocarbures.

Les cots techniques(2) des filiales consolides, tablis conformment lASC 932(3), stablissent 18,9 $ / bep(4) en 2011, contre 16,6 $ / bepen 2010.

La rentabilit des capitaux employs moyens (ROACE (5)) de lAmontest de 20% en 2011 contre 21% en 2010.

Prix de vente liquides et gaz (a) 2011 2010 2009

Prix moyen de vente liquides ($ / b) 105,0 76,3 58,1Prix moyen de vente gaz ($ / Mbtu) 6,53 5,15 5,17

(a) Filiales consolides, hors marges fixes et buy-backs.

Le prix moyen de vente des liquides de TOTAL a augment de 38%sur lanne 2011 par rapport 2010 et le prix moyen de vente dugaz de 27% par rapport 2010.

Productions

Productions dhydrocarbures 2011 2010 2009

Productions combines (kbep / j) 2 346 2 378 2 281Liquides (kb / j) 1 226 1 340 1 381Gaz (Mpc / j) 6 098 5 648 4 923

En 2011, la production dhydrocarbures a t de 2 346 kbep / j, en baisse de 1,3% par rapport 2010, essentiellement en raisondes lments suivants :

-1,5% li au dclin naturel des productions net de la croissancedes nouveaux projets ;

+2,5% lis aux variations de primtre intgrant essentiellementles productions correspondant la participation dtenue dansNovatek nette de la cession de la participation dans CEPSA ;

+1% li la fin des rductions Opep ; -1,5% li aux conditions de scurit, principalement en Libye ; -2% lis leffet prix (6).

Rserves

Au 31 dcembre 2011 2010 2009

Rserves dhydrocarbures (Mbep) 11 423 10 695 10 483Liquides (Mb) 5 784 5 987 5 689Gaz (Gpc) 30 717 25 788 26 318

Les rserves prouves dhydrocarbures tablies selon les rgles de la SEC (Brent 110,96 $ / b) slvent 11 423 Mbep au31 dcembre 2011. Au niveau de production moyen de 2011, la dure de vie des rserves est de 13 ans. Le taux de renouvellementdes rserves prouves (7), tablies selon les rgles de la SEC, ressort 185%. Fin 2011, TOTAL possde un portefeuille solide et diversifide rserves prouves et probables (8) reprsentant plus de 20 ans dedure de vie au niveau de production moyen de 2011 et desressources (9) reprsentant plus de 40 ans de dure de vie.

Prsentation des activits 2Secteur Amont


Europe 1 737 Mbep

Asie - CEI 2 321 Mbep

Afrique 3 092 Mbep

Amriques 2 194 Mbep

Moyen-Orient 2 079 Mbep

Europe 512 kbep/j

CEI 119 kbep/j

Asie - Pacifique 231 kbep/j

Afrique 659 kbep/j

Amrique du Sud 188 kbep/j

Amrique du Nord 67 kbep/j

Moyen-Orient 570 kbep/j

(1) Sur la base dun prix du Brent de 110,96 $/b.(2) (Cots de production + charges dexploration + amortissements)/production de lanne.(3) FASB Accounting Standards Codification Topic 932, Extractive industries Oil and Gas.(4) Hors IAS 36 - Dprciation dactifs.(5) Calcul sur la base du rsultat oprationnel net ajust et des capitaux employs moyens

au cot de remplacement.(6) Impact des prix des hydrocarbures sur les droits production.(7) Variation des rserves hors productions : i.e. (rvisions + dcouvertes, extensions +

acquisitions cessions) / productions de la priode. Le taux de renouvellement ressort 84% dans un environnement constant de prix du baril 79,02 $/b si lon exclut les acquisitions et les cessions.

(8) En se limitant aux rserves prouves et probables couvertes par des contratsdexploration-production, sur des champs ayant dj t fors et pour lesquels les tudes techniques mettent en vidence un dveloppement conomique dans un environnement de Brent 100 $/b, y compris les projets dvelopps par destechniques minires.

(9) Rserves prouves et probables et ressources contingentes (quantits moyennes potentiellement rcuprables des accumulations connues, Society of Petroleum Engineers 03/07).

2.1.1. Exploration et dveloppement

Dans lAmont, TOTAL a pour ambition de maintenir une croissancedes productions et une rentabilit au niveau des meilleurs de lindustriesur le long terme.

TOTAL value ses opportunits dexploration en fonction de diffrentsfacteurs gologiques, techniques, politiques et conomiques (y comprisles questions dordre fiscal et contractuel), ainsi que des prvisionsdvolution des prix du ptrole et du gaz. Les dcouvertes et lesextensions de champs existants reprsentent 76% des 2 037 Mbepde rserves prouves supplmentaires du secteur Amont pour lestrois annes 2009, 2010 et 2011 (hors prise en compte, sur la mmepriode, de la production et des prises ou cessions dintrts dansdes rserves en terre). Le solde (24%) reprsente les rvisions desestimations prcdentes. Le volume des rvisions durant cette priodede trois ans est affect significativement par laugmentation successivedes prix du baril de rfrence sur cette priode (de 36,55$ / b fin 2008 110,96$ / b en 2011 pour le Brent) qui induit une baisse significativedes rvisions.

En 2011, les investissements dexploration des filiales consolidesdu Groupe se sont levs 1 629 millions deuros (y compris les bonus dexploration inclus dans les cots dacquisition despermis non prouvs), raliss principalement en Norvge, auRoyaume-Uni, en Angola, au Brsil, en Azerbadjan, en Indonsie,au Brunei, au Kenya, en Guyane Franaise et au Nigeria. En 2010, les investissements dexploration des filiales consolides du Groupestaient levs 1 472 millions deuros (y compris les bonusdexploration inclus dans les cots dacquisition des permis nonprouvs). Ces investissements dexploration avaient t ralissprincipale ment en Angola, en Norvge, au Brsil, au Royaume-Uni,aux tats-Unis, en Indonsie, au Nigeria et au Brunei. En 2009, les investissements dexploration des filiales consolides du Groupestaient levs 1 486 millions deuros (y compris les bonusdexploration inclus dans les cots dacquisition des permis nonprouvs), raliss notamment aux tats-Unis, en Angola, au Royaume-Uni, en Norvge, en Libye, au Nigeria et enRpublique du Congo.

Les investissements de dveloppement des filiales consolides de lExploration & Production se sont levs 10 milliards deurosen 2011. Les principaux investissements ont t raliss en Angola,au Nigeria, en Norvge, au Kazakhstan, au Royaume-Uni, en Australie,au Canada, au Gabon, en Indonsie, en Rpublique du Congo, aux tats-Unis et en Thalande. En 2010, les investissements de dveloppement staient levs 8 milliards deuros, ralissprincipalement en Angola, au Nigeria, au Kazakhstan, en Norvge,en Indonsie, en Rpublique du Congo, au Royaume-Uni, auxtats-Unis, au Canada, en Thalande, au Gabon et en Australie.En 2009, les investissements de dveloppement staient levs prs de 8 milliards deuros, raliss principalement en Angola, au Nigeria, en Norvge, au Kazakhstan, en Indonsie, en Rpubliquedu Congo, au Royaume-Uni, aux tats-Unis, au Gabon, au Canada,en Thalande, en Russie et au Qatar.

2.1.2. Rserves

Les dfinitions des rserves prouves, prouves dveloppes et prouves non dveloppes de ptrole brut et de gaz naturel sont conformes la rvision du 31 dcembre 2008 de la norme 4-10 de la rglementation S-X de la United States Securities andExchange Commission (SEC). Les rserves prouves sont estimesau moyen de donnes gologiques et dingnierie qui permettentde dterminer avec une certitude raisonnable la quantit de ptrolebrut ou de gaz naturel situe dans des rservoirs connus qui pourratre produite dans les conditions contractuelles, conomiques et oprationnelles existantes.

Les rserves de ptrole et de gaz naturel de TOTAL sontconsolides au niveau du Groupe une fois par an en tenantcompte, entre autres paramtres, des niveaux de production, du comportement des champs, des rserves supplmentairesissues des dcouvertes et acquisitions, des cessions et autresfacteurs conomiques.

Sauf indications contraires, toute rfrence aux rserves prouves,aux rserves prouves dveloppes, aux rserves prouves nondveloppes et la production de TOTAL correspond la part du Groupe dans lesdites rserves ou ladite production. Lesrserves prouves mondiales de TOTAL incluent les rservesprouves de ses filiales consolides, ainsi que sa quote-part dans les rserves prouves des socits mises en quivalence. De plus amples informations concernant les rserves prouves de TOTAL au 31 dcembre 2011, 2010 et 2009, figurent dans le chapitre 10 (Informations complmentaires sur lactivitdhydrocarbures (non audites)).

Lestimation des rserves repose sur des observations indirectes et implique des jugements subjectifs. Par nature cest un exercicesujet rvisions qui sont ralises en respectant des procdures de contrle bien tablies.

Le processus denregistrement des rserves impose en particulier :

une revue interne des valuations techniques, permettant parailleurs de sassurer que les dfinitions et prconisations de la SEC sont respectes ;

lobtention, en pralable la reconnaissance de rservesprouves, dun engagement du management sur le financementncessaire au dveloppement des rserves.

De plus amples informations concernant le processus dvaluationdes rserves figurent dans le chapitre 10 (Informations complmentairessur lactivit dhydrocarbures (non audites)).

2.1.3. Rserves prouves

La rvision de la norme 4-10 de la rglementation S-X de la SECrequiert de calculer les rserves prouves au 31 dcembre, compterde lanne 2009, sur la base dun prix moyen annuel de rfrence,calcul partir de la moyenne arithmtique du prix des premiers joursde chaque mois de lanne, lexception des cas o les prix sontdfinis contractuellement, sans actualisation. Les prix moyens duBrent retenu comme rfrence pour les annes 2011, 2010 et 2009sont respectivement 110,96 $ / b, 79,02 $ / b et 59,91 $ / b.

2.1. Exploration & Production

2 Prsentation des activitsSecteur Amont


Au 31 dcembre 2011, les rserves prouves de ptrole et de gaz de TOTAL atteignaient 11 423 Mbep (dont 53% de rservesprouves dveloppes). Les liquides (ptrole brut, liquides de gaznaturel et bitume) reprsentaient environ 51% de ces rserves et le gaz naturel 49%. Ces rserves taient situes en Europe(principalement en Italie, en Norvge et au Royaume-Uni), en Afrique (principalement en Angola, au Gabon, en Libye, au Nigeria et dans la Rpublique du Congo), en Amrique(principalement au Canada, aux tats-Unis, en Argentine et auVenezuela), au Moyen-Orient (principalement au Qatar, aux miratsarabes unis et au Ymen) et en Asie (principalement en Australie,en Indonsie, au Kazakhstan et en Russie).

Au 31 dcembre 2010, les rserves prouves de ptrole et de gaz de TOTAL atteignaient 10 695 Mbep (dont 53% de rservesprouves dveloppes). Les liquides (ptrole brut, liquides de gaznaturel et bitume) reprsentaient environ 56% de ces rserves et le gaz naturel 44%. Ces rserves taient situes en Europe(principalement en Norvge et au Royaume-Uni), en Afrique(principalement en Angola, au Gabon, en Libye, au Nigeria et dansla Rpublique du Congo), en Amrique (principalement au Canada,aux tats-Unis, en Argentine et au Venezuela), au Moyen-Orient(principalement au Qatar, aux mirats arabes unis et au Ymen) et en Asie (principalement en Indonsie et au Kazakhstan).

Au 31 dcembre 2009, les rserves prouves de ptrole et de gaz de TOTAL atteignaient 10 483 Mbep (dont 56% de rservesprouves dveloppes). Les liquides (ptrole brut, liquides de gaznaturel et bitume) reprsentaient environ 54% de ces rserves et le gaz naturel 46%. Ces rserves taient situes en Europe(principalement en Norvge et au Royaume-Uni), en Afrique(principalement en Angola, au Gabon, en Libye, au Nigeria et dansla Rpublique du Congo), en Amrique (principalement au Canada,aux tats-Unis, en Argentine et au Venezuela), au Moyen-Orient(principalement en Oman, au Qatar, aux mirats arabes unis et auYmen) et en Asie (principalement en Indonsie et au Kazakhstan).

2.1.4. Sensibilit des rserves au prix des hydrocarbures

Une variation du prix de rfrence entrane une variation inversenon proportionnelle des rserves associes aux contrats departage de production et aux contrats de service risques(reprsentant ensemble prs de 26% des rserves de TOTAL fin 2011). En effet, TOTAL dispose, en vertu de ces contrats,dune partie de la production dont la vente doit permettre leremboursement de ses dpenses. Plus les prix sont levs, plus le nombre de barils ncessaire au remboursement dun mme cot est faible. Par ailleurs, la quantit de barils rcuprableau titre de ces contrats peut aussi varier en fonction de critres tels que la production cumule, le taux de retour sur investissementsou le ratio revenus sur dpenses cumules. Cette baisse est enpartie compense par un allongement de la dure dexploitationconomique des champs. Toutefois, leffet de cet allongement estgnralement infrieur celui de la baisse des rserves associesaux contrats de partage de production ou de contrats de service risques. Pour cette raison, une hausse des prix se traduitglobalement par une baisse des rserves de TOTAL.

De plus, des variations du prix du baril de rfrence pour lesrserves prouves impactent les volumes de royalties au Canadadonc les rserves prouves.

2.1.5. Production

La production moyenne par jour de liquides et de gaz naturel a t de 2 346 kbep / j en 2011, contre 2 378 kbep / j en 2010. Les liquides ont reprsent environ 52% et le gaz naturel 48% de la production globale de TOTAL en 2011.

Le tableau de la page suivante prsente la production journaliremoyenne de liquides et de gaz naturel revenant TOTAL par zonegographique et pour chacun des trois derniers exercices.

linstar de ses homologues du secteur, TOTAL ne dtient souventquune participation dans les champs, le solde tant dtenu pardautres partenaires (parmi lesquels peuvent figurer dautrescompagnies ptrolires internationales, des compagnies ptroliresdtat ou des organismes publics). TOTAL intervient frquemmenten qualit doprateur, cest--dire en tant que responsabletechnique de la production sur les champs dans lesquels il dtientune participation. Une description des actifs producteurs du secteurAmont, figure dans les tableaux Prsentation des activits parzone gographique aux pages suivantes.

Lactivit Trading & Shipping du secteur Aval a commercialisen 2011, comme en 2010 et 2009, lessentiel de la production deliquides du secteur Amont (voir tableau Ressources et dbouchsde ptrole brut au paragraphe 3.2.1 du prsent chapitre).

La production de gaz naturel de TOTAL est majoritairement venduedans le cadre de contrats long terme. Toutefois, sa productionnord-amricaine est pour lessentiel vendue sur des marchs spotainsi quune partie de sa production britannique, norvgienne et argentine. Les contrats long terme dans le cadre desquelsTOTAL vend sa production de gaz naturel prvoient gnralementun prix li, entre autres facteurs, aux prix moyens du ptrole brut et dautres produits ptroliers ainsi que, dans certains cas, lindicedu cot de la vie. Bien que le prix du gaz naturel ait tendance fluctuer dans le sillage de celui du ptrole brut, il scoule un certainlaps de temps avant que les variations des prix du ptrole brutnaient un impact sur les prix du gaz naturel. Du fait de la corrlationentre le prix contractuel du gaz naturel et les prix du ptrole brut, les prix contractuels ne sont gnralement pas affects par lesfluctuations court terme du prix du gaz naturel spot.

Certains de ces contrats long-terme, notamment en Argentine, en Indonsie, au Nigeria, en Norvge, au Qatar et en Russieprvoient la livraison de quantits de gaz naturel, qui peuvent treou ne pas tre fixes et dterminables. Les contrats portant sur de tels engagements de livraison diffrent de faon significativeaussi bien sur leur dure que sur leur champ dapplication. Par exemple, dans certains cas, les contrats exigent la livraison de gaz naturel en tant que de besoin et dans dautres cas, la livraison de volumes de gaz naturel variant sur diffrentespriodes. Nanmoins, TOTAL value le montant des quantits fixeset dterminables de gaz devant tre livr sur la priode 2012-2014 4 051 milliards de pieds cubes. Le Groupe prvoit de satisfairelessentiel de ces engagements grce la production de sesrserves prouves de gaz naturel et, si ncessaire, pourrait recourirau march spot (voir chapitre 10, Informations complmentaires sur lactivit dhydrocarbures (non audites)).



Afrique 517 715 659 616 712 756 632 599 749Algrie 16 94 33 25 87 41 47 143 74Angola 128 39 135 157 34 163 186 33 191Cameroun 2 1 3 9 2 9 12 2 12Gabon 55 17 58 63 20 67 67 20 71Libye 20 - 20 55 - 55 60 - 60Nigeria 179 534 287 192 542 301 159 374 235Rpublique du Congo 117 30 123 115 27 120 101 27 106

Amrique du Nord 27 227 67 30 199 65 20 22 24Canada (a) 11 - 11 10 - 10 8 - 8tats-Unis 16 227 56 20 199 55 12 22 16

Amrique du Sud 71 648 188 76 569 179 80 564 182Argentine 14 397 86 14 381 83 15 364 80Bolivie 3 118 25 3 94 20 3 91 20Colombie 5 27 11 11 34 18 13 45 23Trinit-et-Tobago 4 47 12 3 2 3 5 2 5Venezuela 45 59 54 45 58 55 44 62 54

Asie-Pacifique 27 1 160 231 28 1 237 248 33 1 228 251Australie - 25 4 - 6 1 - - -Brunei 2 56 13 2 59 14 2 49 12Indonsie 18 757 158 19 855 178 25 898 190Myanmar - 119 15 - 114 14 - 103 13Thalande 7 203 41 7 203 41 6 178 36

CEI 22 525 119 13 56 23 14 52 24Azerbadjan 4 57 14 3 54 13 3 50 12Russie 18 468 105 10 2 10 11 2 12

Europe 245 1 453 512 269 1 690 580 295 1 734 613France 5 69 18 5 85 21 5 100 24Pays-Bas 1 214 38 1 234 42 1 254 45Norvge 172 619 287 183 683 310 199 691 327Royaume-Uni 67 551 169 80 688 207 90 689 217

Moyen-Orient 317 1 370 570 308 1 185 527 307 724 438Emirats arabes unis 226 72 240 207 76 222 201 72 214Iran - - - 2 - 2 8 - 8Oman 24 62 36 23 55 34 22 56 34Qatar 44 616 155 49 639 164 50 515 141Syrie 11 218 53 14 130 39 14 34 20Ymen 12 402 86 13 285 66 12 47 21

Production totale 1 226 6 098 2 346 1 340 5 648 2 378 1 381 4 923 2 281

Dont part de production des filiales mises en quivalence 316 1 383 571 300 781 444 286 395 359

Algrie 10 3 10 19 4 20 20 3 21Colombie 4 - 4 7 - 7 6 - 6Venezuela 44 7 45 45 6 46 44 6 45Emirats arabes unis 219 62 231 199 66 212 191 62 202Oman 22 62 34 22 55 32 22 56 34Qatar 8 382 78 8 367 75 3 221 42Russie 9 465 95 - - - - - -Ymen - 402 74 - 283 52 - 47 9

(a) Il sagit uniquement de bitumes. Toute la production de bitume du Groupe se situe au Canada.

2011 2010 2009

Liquides kb / j

Gaz naturelMpc/j

Total kbep / j

Liquides kb / j

Gaz naturelMpc/j

Total kbep / j

Liquides kb / j

Gaz naturelMpc/j

Total kbep / j

2.2. Production par zone gographique



Dbut de lactivit Oprs Non oprs dans le pays (part Groupe en %) (part Groupe en %)

Afrique

Algrie 1952Tin Fouye Tabankort (35,00%)

Angola 1953Girassol, Jasmim,Rosa, Dalia, Pazflor (bloc 17) (40,00%)

Bloc 0 (10,00%)Kuito, BBLT, Tombua-Landana (bloc 14) (20,00%)Oombo (bloc 3/91) (50,00%)

Gabon 1928Anguille (100,00%)Anguille Nord-Est (100,00%)Anguille Sud-Est (100,00%)Atora (40,00%)Avocette (57,50%)Ayol Marine (100,00%)Baliste (50,00%)Barbier (100,00%)Baudroie Marine (50,00%)Baudroie Nord Marine (50,00%)Coucal (57,50%)Girelle (100,00%)Gonelle (100,00%)Grand Anguille Marine (100,00%)Grondin (100,00%)Hylia Marine (75,00%)Lopez Nord (100,00%)Mandaros (100,00%)MBoumba (100,00%)Mrou Sardine Sud (50,00%)Pageau (100,00%)Port Gentil Ocan (100,00%)Port Gentil Sud Marine (100,00%)Tchengue (100,00%)Torpille (100,00%)Torpille Nord Est (100,00%)

Rabi Kounga (47,50%)

Libye 1959Zones 15, 16 & 32 (ex C 137, 75,00% (b))Zones 70 & 87 (ex C 17, 75,00% (b))Zones 129 & 130 (ex NC 115, 30,00% (b))Zones 130 & 131 (ex NC 186, 24,00% (b))

Nigeria 1962OML 58 (40,00%)OML 99 Amenam-Kpono (30,40%)OML 100 (40,00%)OML 102 (40,00%) OML 102 - Ekanga (40,00%)OML 130 (24,00%)

Shell Petroleum Development Company (SPDC 10,00%)OML 118 - Bonga (12,50%)

2.3. Prsentation des activits par zone gographique

Le tableau ci-dessous prsente les actifs en production de TOTAL par zone gographique en prcisant lanne de dbut dactivit dans le pays, la participation du Groupe, et le statut doprateur.

Actifs en production au 31 dcembre 2011 (a)



Afrique

Rpublique du Congo 1928Kombi-Likalala-Libondo (65,00%)Moho Bilondo (53,50%)Nkossa (53,50%)Nsoko (53,50%)Sendji (55,25%)Tchendo (65,00%)Tchibeli-Litanzi-Loussima (65,00%)Tchibouela (65,00%)Yanga (55,25%)

Loango (50,00%)Zatchi (35,00%)

Amrique du Nord

Canada 1999Surmont (50,00%)

tats-Unis 1957Plusieurs actifs dans la zone de Barnett Shale (25,00%)(c)

Plusieurs actifs dans la zone de lUtica Shale (25,00%)(c)

Tahiti (17,00%)

Amrique du Sud

Argentine 1978Aguada Pichana (27,27%)Aries (37,50%)Caadon Alfa Complex (37,50%)Carina (37,50%)Hidra (37,50%)San Roque (24,71%)

Sierra Chata (2,51%)

Bolivie 1995San Alberto (15,00%)San Antonio (15,00%)Itau (41,00%)

Colombie 1973Cusiana (11,60%)

Trinit-et-Tobago 1996Angostura (30,00%)

Venezuela 1980PetroCedeo (30,323%)Yucal Placer (69,50%)

Asie-Pacifique

Australie 2005GLNG (27,50%)

Brunei 1986Maharaja Lela Jamalulalam (37,50%)




Indonsie 1968Bekapai (50,00%)Handil (50,00%)Peciko (50,00%)Sisi-Nubi (47,90%)Tambora (50,00%)Tunu (50,00%)

Badak (1,05%)Nilam-gaz et condensats (9,29%)Nilam-huile (10,58%)

Myanmar 1992Yadana (31,24%)

Thalande 1990Bongkot (33,33%)

Communaut des tats indpendants

Azerbadjan 1996Shah Deniz (10,00%)

Russie 1991Khariaga (40,00%)

Plusieurs champs au travers de la participation dans Novatek (14,09%)

Europe

France 1939Lacq (100,00%)Meillon (100,00%)Pcorade (100,00%)Vic-Bilh (73,00%)Lagrave (100,00%)Lanot (100,00%)Itteville (78,73%)La Croix-Blanche (100,00%)Vert-le-Grand (90,05%)Vert-le-Petit (100,00%)

Dommartin-Lettre (56,99%)

Norvge 1965Skirne (40,00%)

sgard (7,68%)Ekofisk (39,90%)Eldfisk (39,90%)Embla (39,90%)Gimle (4,90%)Glitne (21,80%)Gungne (10,00%)Heimdal (16,76%)Huldra (24,33%)Kristin (6,00%)Kvitebjrn (5,00%)Mikkel (7,65%)




Norvge 1965Morvin (6,00%)Oseberg (10,00%)Oseberg East (10,00%)Oseberg South (10,00%)Sleipner East (10,00%)Sleipner West (9,41%)Snhvit (18,40%)Snorre (6,18%)Statfjord East (2,80%)Sygna (2,52%)Tor (48,20%)Tordis (5,60%)Troll I (3,69%)Troll II (3,69%)Tune (10,00%)Tyrihans (23,18%)Vale (24,24%)Vigdis (5,60%)Vilje (24,24%)Visund (7,70%)Yttergryta (24,50%)

Pays-Bas 1964F6a gaz (55,66%)F6a huile (65,68%)F15a Jurassic (38,20%)F15a / F15d Triassic (32,47%)F15d (32,47%)J3a (30,00%)K1a (40,10%)K1b / K2a (54,33%)K2c (54,33%)K3b (56,16%)K3d (56,16%)K4a (50,00%)K4b / K5a (36,31%)K5b (45,27%)K6 / L7 (56,16%)L1a (60,00%)L1d (60,00%)L1e (55,66%)L1f (55,66%)L4a (55,66%)

E16a (16,92%)E17a / E17b (14,10%)J3b / J6 (25,00%)Q16a (6,49%)




Royaume-Uni 1962Alwyn North, Dunbar, Ellon, GrantNuggets (100,00%)Elgin-Franklin (EFOG 46,17%) (d)

Forvie Nord (100,00%)Glenelg (49,47%)Jura (100,00%)West Franklin (EFOG 46,17%) (d)

Alba (12,65%)Armada (12,53%)Bruce (43,25%)Champs unitiss Markham (7,35%)ETAP (Mungo, Monan) (12,43%)Everest (0,87%)Keith (25,00%)Maria (28,96%)Otter (50,00%)Seymour (25,00%)

Moyen-Orient

mirats arabes unis 1939Abu Dhabi-Abu Al Bu Khoosh (75,00%)

Abu Dhabi offshore (13,33%) (e)

Abu Dhabi onshore (9,50%) (f)

GASCO (15,00%)ADGAS (5,00%)

Oman 1937Divers champs onshore (bloc 6) (4,00%) (g)

Champ de Mukhaizna (bloc 53) (2,00%)(h)

Qatar 1936Al Khalij (100,00%)

North Field-Bloc NF Dolphin (24,50%)North Field-Bloc NFB (20,00%)North Field-Qatargas 2 Train 5 (16,70%)

Syrie 1988Deir Ez Zor (Al Mazraa, Atalla North, Jafra,Marad, Qahar, Tabiyeh) (100,00%) (i)

Ymen 1987

Kharir / Atuf (bloc 10) (28,57%)Divers champs onshore (bloc 5) (15,00%)

(a) La participation financire du Groupe dans lentit locale est denviron 100% dans tous les cas, sauf concernant Total Gabon (58,28%) et certaines entits Abou Dabi, en Oman et au Royaume-Uni (voir notes b h ci-dessous).

(b) Participation de TOTAL dans le consortium tranger.(c) Participation de TOTAL dans la joint venture.(d) TOTAL dtient une participation indirecte de 46,17% dans le champ dElgin-Franklin via EFOG.(e) Participation de 13,33% via ADMA (socit mise en quivalence). TOTAL est galement associ aux oprations de Abu Dhabi Marine Operating Company.(f) Participation de 9,50% via ADPC (socit mise en quivalence). TOTAL est galement associ aux oprations de Abu Dhabi Company For Onshore Oil Operation.(g) TOTAL dtient une participation directe de 4,00% dans Petroleum Development Oman LLC, oprateur du bloc 6 dans lequel TOTAL dtient une participation indirecte de 4,00%

via Pohol (socit mise en quivalence). Le Groupe dtient galement une participation de 5,54% dans lusine de liqufaction dOman LNG (trains 1 et 2), et une participation indirectede 2,04% via OLNG dans Qalhat LNG (train 3).

(h) TOTAL dtient une participation directe de 2,00% dans le bloc 53.(i) Opr par la socit DEZPC dtenue 50,00% par TOTAL et 50,00% par GPC. la suite de lextension des sanctions de lUnion europenne contre la Syrie le 1er dcembre 2011,

TOTAL a cess ses activits contribuant la production dhydrocarbures en Syrie. Pour une information sur les restrictions juridiques amricaines et europennes en rapport avec lesactivits du Groupe en Syrie consulter le chapitre 4 (Facteurs de risques).




2.3.1. Afrique

En 2011, la production de TOTAL en Afrique sest tablie 659 kbep / j, reprsentant 28% de la production totale du Groupe, contre 756 kbep / j en 2010 et 749 kbep / j en 2009.

En Algrie, la production de TOTAL sest tablie 33 kbep / j pourlanne 2011, contre 41 kbep / j en 2010 et 74 kbep / j en 2009. Ces baisses sexpliquent, dune part, par la fin du contrat Hamraen octobre 2009, dautre part par la cession de la participation de TOTAL dans CEPSA (48,83%) finalise en juillet 2011. La production du Groupe provient dsormais intgralement du champ de TFT (Tin Fouy Tabenkort, 35%). TOTAL dtientgalement des intrts de 37,75% et de 47% respectivement dans les projets de dveloppement gazier de Timimoun et dAhnet.

Sur le champ de TFT, le plateau de production se maintient 185 kbep / j. Une campagne sismique 3D de 1 380 km2 sur leszones Est et Ouest du permis sest acheve en octobre 2011.Les donnes sont en cours de traitement et dinterprtation.

Lance en 2010 la suite de lapprobation du plan de dveloppement par lagence nationale ALNAFT, la phase de basic engineering du projet Timimoun est termine. La production de gaz commercial devrait dmarrer en 2016 avec un plateau estim de 1,6 Gm3 / an (160 Mpc / j).

Dans le cadre du projet Ahnet, le volet technique dun plan de dveloppement a t prsent aux autorits en juillet 2011. Les discussions se poursuivent avec les partenaires du projet et les autorits concernant la commercialisation du gaz avec un plateau de production envisag de 4 Gm3 / an (400 Mpc / j).

En Angola, la production du Groupe sest tablie 135 kbep / jen 2011, contre 163 kbep / j en 2010 et 191 kbep / j en 2009. Elleprovient principalement des blocs 0, 14 et 17. Les annes 2009 2011 ont t marques par de nombreuses dcouvertes sur les blocs 15 / 06 et 17 / 06, et par lavance des projets majeursPazflor et CLOV.

Le bloc 17 (40%, oprateur), principal actif du Groupe en Angolasitu en offshore profond, est compos de quatre ples majeurs :Girassol, Dalia, Pazflor et CLOV.

Sur le ple de Girassol, la production des champs de Girassol,Jasmim et Rosa sest leve 220 kb / j en 2011.

Sur le ple de Dalia, la production sest leve prs de 240 kb / jen 2011.

La production de Pazflor, troisime ple compos des champsde Perpetua, Zinia, Hortensia et Acacia, a dmarr en aot 2011et a atteint 170 kb / j fin 2011. La capacit de production duFPSO est de 220 kb / j.

Le dveloppement de CLOV, le quatrime ple, a t lancen 2010. Il conduira linstallation dun quatrime FPSO dune capacit de 160 kb / j. Le dmarrage de la production est prvu en 2014.

Sur le bloc 14 (20%), la production de Tombua-Landana a dmarr en aot 2009. Elle complte les productions de Benguela-Belize-Lobito-Tomboco et de Kuito.

Sur le bloc 32 (30%, oprateur), situ en offshore trs profond,lapprciation se poursuit et des tudes de pr-dveloppement

sont en cours pour une premire zone de production situe dans la partie Centre / Sud-Est du bloc (projet Kaombo).

Sur le bloc 15 / 06 (15%), un premier ple de dveloppementregroupant les dcouvertes situes sur la partie Nord-Ouest du bloc a t identifi. Le plan de dveloppement de ce ple a t soumis aux autorits.

TOTAL est prsent sur les blocs dexploration 33 (55%, oprateur),17 / 06 (30%, oprateur), 25 (35%, oprateur), 39 (15%) et 40 (50%, oprateur).

TOTAL est galement prsent dans le GNL au travers du projetAngola LNG (13,6%) qui comprend une usine de liqufaction de gaz proximit de Soyo. Lusine sera alimente en particulierpar le gaz associ aux productions des blocs 0, 14, 15, 17 et 18. Les travaux de construction se poursuivent et le dmarrage estprvu en 2012.

Au Cameroun, la production du Groupe sest leve 3 kbep / jen 2011, contre 9 kbep / j en 2010 et 12 kbep / j en 2009.

TOTAL a finalis en avril 2011 la cession de sa participation dans sa filiale Amont Total E&P Cameroun, socit camerounaise danslaquelle le Groupe dtenait 75,8% dintrt. Depuis, le Groupe ne dtient plus dactifs dexploration et production dans le pays.

En Cte dIvoire, TOTAL est oprateur du permis dexploration CI-100 avec une participation de 60%. Ce permis, situ environ100 km au sud-est dAbidjan, stend sur prs de 2 000 km2 pardes profondeurs deau comprises entre 1 500 et 3 100 mtres. Les travaux dexploration ont commenc avec lacquisition fin 2011dune sismique 3D de plus de 1 000 km2 qui complte la couverture3D de lensemble du permis. Un premier forage dexploration estprvu fin 2012.

En fvrier 2012, TOTAL a acquis des participations dans troispermis dexploration dans loffshore trs profond : CI-514 (54%,oprateur), CI-515 (45%) et CI-516 (45%). Sur ces deux derniersblocs, il est prvu que TOTAL devienne oprateur ds quunedcouverte commerciale est effectue. Les travaux prvuscomprennent une campagne de sismique 3D sur lensemble de la surface des permis et le forage dun puits par bloc pendant la premire priode dexploration de trois ans.

En gypte, la suite de laccord de concession sign en fvrier2010, TOTAL est oprateur du bloc 4 (El Burullus Offshore Est) avec une participation de 90%. Le permis, situ dans le bassin du Nil o de nombreuses dcouvertes de gaz ont dj tralises, couvre une priode dexploration initiale de quatre ans et comporte des obligations de travaux sismiques 3D et de foragede puits dexploration. la suite de la campagne sismique 3D de3 374 km2 ralise en 2011, un forage est en cours de prparation.

Au Gabon, la production du Groupe sest leve 58 kbep / jen 2011, contre 67 kbep / j en 2010 et 71 kbep / j en 2009. Cette baisse est due au dclin naturel des champs. Les activitsdexploration et de production du Groupe au Gabon sontprincipalement menes au travers de Total Gabon (1), lune des plus anciennes filiales du Groupe en Afrique subsaharienne.

Sur le champ dAnguille, dans le cadre du projet deredveloppement, la plate-forme AGM N partir de laquelle vingt et un puits de dveloppement supplmentaires serontfors, a quitt le chantier de Fos-sur-Mer fin 2011 pour le Gabon.



(1) Total Gabon est une socit de droit gabonais dont les actions, cotes sur Euronext Paris, sont dtenues par TOTAL (58,28%), la Rpublique Gabonaise (25%) et le public (16,72%).

La campagne de forage devrait dmarrer au dbut du deuximetrimestre 2012.

Sur le permis offshore profond de Diaba (Total Gabon 63,75%,oprateur), la suite de la campagne dacquisition sismique 2Dqui sest droule en 2008 et 2009, une sismique 3Dde 6 000 km2 a t acquise en 2010. Cette nouvelle sismique a t traite et les rsultats sont en cours dinterprtation.

Total Gabon est entr en 2010 dans les permis dexplorationonshore de Mutamba-Iroru (50%), DE7 (30%) et Nziembou(20%). la suite dun forage dexploration ngatif sur le permisDE7, Total Gabon est sorti de ce permis en 2011. Des tudessont en cours pour tirer une sismique sur le permis Nziembou et forer un puits dexploration sur celui de Mutamba en 2012.

Au Kenya, TOTAL a acquis en septembre 2011 une participationde 40% dans cinq permis offshore du bassin de Lamu, les permisL5, L7, L11a, L11b et L12. Cette transaction a t approuve parles autorits knyanes.

En Libye, la production du Groupe sest leve 20 kb / j en 2011,contre 55 kb / j en 2010 et 60 kb / j en 2009. Les vnements ont conduit toute lindustrie arrter la production et geler les dveloppements. Selon les champs, les productions ont tinterrompues partir de fin fvrier ou dbut mars 2011. En 2010taient entrs en vigueur les nouveaux contrats EPSA IV. cetteoccasion, les zones contractuelles sur lesquelles TOTAL estpartenaire ont t redfinies : 15, 16 & 32 (Ex C 137, 75%(1),70 & 87 (Ex C 17, 75% (1)), 129 & 130 (Ex NC 115, 30% (1))et 130 & 131 (Ex NC 186, 24% (1)).

Sur les zones offshore 15, 16 et 32, la production a reprisen septembre 2011 et a atteint en quelques jours le niveauantrieur de production. Les travaux dexploration devraientreprendre en 2012.

Sur les zones onshore 70 et 87, la production a redmarren janvier 2012. La remonte au niveau du plateau seraprogressive.

Par ailleurs, le Groupe devrait poursuivre le dveloppement des champs de Dahra et Garian.

Sur les zones onshore 129, 130 et 131, la production a repris en octobre 2011. Un retour au plateau de production est attendu dans le courant de lanne 2012. La campagnesismique dmarre avant les vnements devrait reprendrefin 2012.

Dans le bassin onshore de Murzuk, la suite du succs duforage dapprciation de la dcouverte ralise sur une partie du bloc NC 191 (100% (1), oprateur), un plan de dveloppementa t soumis aux autorits en 2009. Aprs linterruption lie auxvnements, les discussions ont repris avec les autorits.

Madagascar, TOTAL a pris en 2008 une participation de 60% et le rle doprateur sur le permis de Bemolanga pour apprcierles accumulations de sables bitumineux existantes sur ce permis.La phase dapprciation na pas permis de confirmer la faisabilitdun dveloppement de type minier de ces ressources. Cependant,le contrat a t prolong dune anne jusquen juin 2012 pourvaluer le potentiel dexploration conventionnel du permis.

En Mauritanie, le Groupe est prsent dans lexploration sur les permis Ta7 et Ta8 (60%, oprateur), situs dans le bassin de Taoudenni. En janvier 2012, TOTAL (90%, oprateur) a acquisune participation dans deux permis dexploration : le bloc C9 en mer trs profonde et le bloc Ta29 situ terre dans le bassin de Taoudenni.

Sur le permis Ta7, une campagne dacquisition sismique 2Dde 1 220 km a t effectue en 2011 et est en coursdinterprtation.

Sur le permis Ta8, le forage du puits dexploration sest acheven 2010. Les rsultats du puits ont t dcevants.

Sur les blocs C9 et Ta29, le programme dexploration prvoit,dans une premire phase, une campagne dacquisition sismique.

Au Nigeria, la production du Groupe sest tablie 287 kbep / jen 2011, contre 301 kbep / j en 2010 et 235 kbep / j en 2009.TOTAL, tabli au Nigeria depuis 1962, opre sept permis deproduction (OML) sur les quarante-quatre auxquels il participe etdeux permis dexploration (OPL) sur les huit auxquels il participe. Le Groupe est galement prsent dans le GNL au travers deNigeria LNG et du projet Brass LNG. Sagissant des variationsrcentes de domaine minier :

TOTAL (oprateur) a port en 2011 de 45,9% 48,3% sonintrt dans le bloc 1 de la Joint Development Zone, administreconjointement par le Nigeria et So Tom-et-Principe.

La cession des 10% dintrts du Groupe dtenus au travers de lassociation opre par Shell Petroleum DevelopmentCompany (SPDC) dans les blocs OML 26 et 42 a t finalise.

TOTAL dtient 15% de lusine de liqufaction Nigeria LNG, situesur lle de Bonny, dont la capacit totale slve 22,7 Mt / an de GNL. En 2011, le taux de fonctionnement de lusine acontinu daugmenter pour atteindre 81%, contre 72% en 2010et 50% en 2009, principalement grce lamlioration de lafiabilit des livraisons de gaz de la part des autres fournisseurs.

Par ailleurs, les travaux prliminaires au lancement du projet dusine de liqufaction de gaz de Brass LNG (17%), qui comprendla construction de deux trains dune capacit de 5 Mt / an chacun,se sont poursuivis en 2011. Les appels doffres pour la constructionde lusine et des installations de chargement sont en cours.

TOTAL continue de renforcer sa capacit assurer lapprovi -sionnement des projets GNL auxquels il participe et rpondre la croissance de la demande intrieure en gaz :

- Sur le permis OML 136 (40%), les rsultats positifs du puitsdapprciation Agge 3 ont confirm le potentiel de dveloppe -ment de ce permis. Les tudes de dveloppement sont en cours.

- Dans le cadre de son association avec la Nigerian NationalPetroleum Company (NNPC), TOTAL poursuit le projet daugmen -tation de capacit du permis OML 58 (40%, oprateur) qui vise porter en 2012 la capacit de production de gaz de 370 Mpc / j 550 Mpc / j. Une seconde phase du projet devraitpermettre de dvelopper dautres ressources grce cesinfrastructures.

- Sur les permis OML 112 / 117 (40%), TOTAL a poursuivi en 2011les tudes de dveloppement du champ de gaz dIma.



(1) Participation de TOTAL dans le consortium tranger.

Sur le permis OML 102 (40%, oprateur), TOTAL a confirmen 2011 le lancement du projet Ofon phase 2 avec la signaturedes principaux contrats de construction, pour un dmarrage de la production prvu en 2014. Le Groupe a fait galementen 2011 la dcouverte dEtisong North, situe 15 km duchamp dOfon actuellement en production. Il sagit du secondpuits dexploration sur le ple dEtisong aprs la dcouvertedEtisong Main en 2008. La campagne dexploration devrait se poursuivre par deux puits supplmentaires en 2012.

Sur le permis OML 130 (24%, oprateur), le champ dAkpo, mis en production par TOTAL en mars 2009, avait atteint en 2010son plateau de production 225 kbep / j. La production a tlimite en 2011 entre mars et septembre par un problmetechnique sur le moteur du compresseur de rinjection de gaz(production de liquides de 160 kb / j au lieu de 190 kb / j). Sur ce permis, le Groupe poursuit activement les travaux sur le champ dEgina pour lequel un plan de dveloppement a tapprouv par les autorits nigrianes. Les appels doffres sont en cours et les travaux de construction devraient dmarreren 2012.

Sur le permis OML 138 (20%, oprateur), TOTAL a finalis le dveloppement du projet offshore dUsan (180 kb / j, capacitde production), avec le forage des puits de production,linstallation des quipements sous-marins et le raccordement au FPSO. La production a dmarr en fvrier 2012.

TOTAL a galement renforc sa position dans loffshoreprofond avec la poursuite du dveloppement du projet BongaNord-Ouest sur le permis OML 118 (12,5%).

Le calme relatif sur le plan de la scurit dans la rgion du delta du Niger a permis le maintien un niveau voisin de celui de 2010de la production de ptrole opre par lassociation SPDC, danslaquelle TOTAL dtient une participation de 10%. La production de gaz de lassociation SPDC a t plus leve en 2011 du fait dela contribution du projet Gbaran-Ubie, qui a dmarr courant 2010.

En Ouganda, TOTAL a finalis en fvrier 2012 lacquisition duneparticipation de 33,33%, dans les licences EA-1, EA-2, la nouvellelicence de Kaniwataba et la licence de production de Kingfisher.Toutes ces licences sont situes dans la rgion du Lac Albert odes ressources en huile ont dj t mises en vidence, avec un important potentiel dexploration mettre en valeur.

TOTAL sera loprateur de EA-1 et partenaire sur les autres licences.TOTAL et ses partenaires Tullow et CNOOC engagent un programmedexploration et dapprciation trs soutenu en 2012 et au-del. La premire priorit sera lexploration des licences de Kaniwatabaet EA-1 louest du Nil.

En Rpublique du Congo, la production du Groupe sest leve 123 kbep / j en 2011, contre 120 kbep / j en 2010 et 106 kbep / jen 2009.

Sur le champ de Moho Bilondo (53,5%, oprateur), entr enproduction en avril 2008, le forage des puits de dveloppementsest poursuivi jusquen 2010. Le champ a atteint un plateau de production de 90 kbep / j en juin 2010.

Deux puits dapprciation positifs (Bilondo Marine 2 & 3) ralissfin 2010 dans la partie Sud du permis ont confirm un potentielde dveloppement complmentaire en prolongement desinstallations existantes. Un dveloppement de ces nouvellesrserves est en cours dtude.

Le dveloppement des ressources de la partie Nord du permis,dont le potentiel a t renforc par des puits dapprciation et dexploration fors en 2008 et 2009, est galement en coursdtude (projet Moho Nord ).

La mise en production de Libondo (65%, oprateur), situ sur le permis dexploitation Kombi-Likalala-Libondo a eu lieu en mars 2011. Le plateau de production a atteint 12 kb / j. Une part substantielle des quipements a t ralise localement Pointe-Noire grce au redmarrage dun chantier de constructionsans activit depuis plusieurs annes.

En Rpublique Dmocratique du Congo, la suite de lordonnanceprsidentielle approuvant lentre de TOTAL comme oprateur avec 60% dintrt sur le bloc III du Graben Albertine, un arrt du Ministre des Hydrocarbures a attribu en janvier 2012 le permisdexploration du bloc III pour une premire priode de trois ans. Ce bloc est situ dans la rgion du lac Albert.

En Rpublique du Soudan du Sud, nouvel tat indpendantform le 9 juillet 2011, TOTAL dtient un intrt sur le bloc B et prpare avec les autorits du pays la reprise des activitsdexploration sur ce permis.

2.3.2. Amrique du Nord

En 2011, la production de TOTAL en Amrique du Nord sesttablie 67 kbep / j, reprsentant 3% de la production totale du Groupe, contre 65 kbep / j en 2010 et 24 kbep / j en 2009.

Au Canada, TOTAL a sign en dcembre 2010 un partenariatstratgique avec la compagnie Suncor relatif aux projets miniers deFort Hills et Joslyn, et lupgrader Voyageur. Finalis en mars 2011,ce partenariat permet de rorganiser autour de deux grands ples le portefeuille des diffrents actifs acquis par le Groupe ces derniresannes dans les sables bitumineux : dune part un ple SteamAssisted Gravity Drainage (SAGD) ax sur la poursuite du dvelop -pement de Surmont (50%) et dautre part un ple minier et upgradingqui regroupe les projets miniers de Joslyn (38,25%) opr parTOTAL, de Fort Hills (39,2%) et le projet dupgrader Voyageur (49%)oprs tous deux par Suncor. Le Groupe dtient galement 50% du projet minier de Northern Lights (oprateur) et plusieurs permisde sables bitumineux 100% acquis lors de ventes aux enchressuccessives. En 2011, la production du Groupe sest leve 11 kb / j, contre 10 kb / j en 2010 et 8 kb / j en 2009.

Sur le permis de Surmont, la production commerciale en modeSAGD de la premire phase de dveloppement dmarrefin 2007, produit aujourdhui environ 25 kb / j de bitume partir de trente-cinq paires de puits. En 2012, loprateur prvoit de forer des puits additionnels et de continuer les conversions du mode dactivation des puits existants de gas lift en pompagelectrique (ESP) afin den amliorer la production.

Dbut 2010, les partenaires ont dcid de lancer la constructionde la deuxime phase de dveloppement. Lobjectif de dmarragede la production de Surmont Phase 2 a t fix pour 2015 et devrait permettre de porter la capacit de production totale du champ 130 kb / j. En avril 2011, les autorits ont dlivr un permis autorisant un niveau de production (phases 1 et 2)jusqu 136 kb / j.

Le permis de Joslyn devrait tre exploit par techniquesminires, avec une premire phase de dveloppement dunecapacit prvue de 100 kb / j.



Le basic engineering du projet Joslyn North Mine a t lancen mars 2010. Pour prendre en compte les changementsintervenus la suite du partenariat avec Suncor, la rvision dubasic engineering est en cours et devrait tre finalise en 2012. Une dcision de lancement du projet est prvue en 2013.

Les auditions publiques ncessaires lapprobation du projet parles autorits canadiennes se sont droules lautomne 2010. La recommandation dintrt public du projet a t obtenue enjanvier 2011 et lapprobation des autorits de lAlberta (Order in Council OIC) a t obtenue en avril 2011. Les autorisationsprovinciales de lEnergy Resources Conservation Board (ERCB) etdAlberta Environment ont galement t obtenues respectivementen mai et septembre 2011. Le projet a obtenu les approbationsfdrales (Order in Council OIC Fdral et lapprobation duministre de lEnvironnement du Canada) la fin de lanne2011. Les premiers travaux de prparation du site ont t lancsds le dbut 2012 et la production devrait dmarrer en 2018.

TOTAL a finalis en septembre 2010 lacquisition de lasocit UTS et de son principal actif : un intrt de 20% dans le permis de Fort Hills. En dcembre 2010, dans le cadre de leurpartenariat, TOTAL a rachet Suncor un intrt supplmentairede 19,2% dans ce permis, portant sa participation 39,2%. Le basic engineering est en cours ainsi que les travaux deprparation du site. Lentre en production du projet minier deFort Hills, qui a dj reu lapprobation des autorits pour unepremire phase de dveloppement dune capacit de 160 kb / j,est prvue en 2016.

Le Groupe avait galement pris fin dcembre 2010 uneparticipation de 49% dans le projet dupgrader Voyageur de Suncor. Ce projet dupgrader, mis sous cocon par Suncorfin 2008, a t relanc en 2011 pour une entre en servicealigne sur celle du projet Fort Hills. En consquence, le Groupea renonc son projet dupgrader Edmonton.

En 2008, le Groupe a finalis lacquisition de la socit Synencodont les deux principaux actifs taient une participation de 60%dans le projet Northern Lights et le permis mitoyen de McClelland,dtenu 100%. Dbut 2009, le Groupe a cd Sinopec, lautrepartenaire du projet, un intrt de 10% dans le projet NorthernLights et de 50% dans le permis McClelland, ramenant ainsi sa participation 50% sur lensemble du domaine. Le projetNorthern Lights devrait tre exploit par techniques minires.

Aux tats-Unis, la production du Groupe sest tablie 56 kbep / jen 2011, contre 55 kbep / j en 2010 et 16 kbep / j en 2009.

Dans le golfe du Mexique :

- Le champ dhuile de Tahiti (17%), situ en offshore profond, a dmarr sa production en 2009 et atteint une production de 135 kbep / j. La phase 2, lance en septembre 2010, comprendle forage de quatre puits injecteurs et de deux puits producteurs.Linjection deau a dmarr en fvrier 2012. Cette phase devraitcompenser en partie le dclin de production observ sur lespuits aujourdhui en production.

- Le dveloppement de la premire phase du projet offshoreprofond Chinook (33,33%) est en cours. Le test de productiondevrait dmarrer mi-2012 aprs certains travaux sous-marinsraliss la suite dun incident sur lun des risers.

- En 2009, TOTAL et Cobalt avaient sign un accord portant sur la mise en commun de leur domaine minier en offshore

profond, Cobalt oprant la phase dexploration. La campagnede forage dexploration de lalliance TOTAL (40%) Cobalt(60%, oprateur) avait t lance en 2009. Les forages destrois premiers puits avaient donn des rsultats dcevants.Cette campagne, interrompue en raison du moratoire sur les forages en eaux profondes dcid par ladministrationamricaine entre mai et octobre 2010, a repris dbut 2012avec le dbut du forage du puits Ligurian 2.

- Le Groupe a vendu en avril 2010 ses participations dans lesdeux champs oprs Matterhorn et Virgo.

Une joint venture avec Chesapeake pour la production de gaz de schiste dans le bassin de Barnett Shale au Texas a t cre la suite dun accord sign fin 2009. Au travers de cette jointventure, TOTAL dtient 25% du portefeuille de Chesapeake dans cette zone. En 2011, 300 forages supplmentaires environont t raliss pour permettre une production de gaz atteignant,fin 2011, 1,4 Gpc / j en 100%. Des ingnieurs de TOTAL sontdtachs dans les quipes de Chesapeake.

Par ailleurs, TOTAL a sign fin 2011 un accord crant une joint venture avec Chesapeake et EnerVest. Selon les termes de cet accord, le Groupe a acquis une participation de 25%dans les gisements de gaz de schiste de lUtica (Ohio), riches en liquides dtenus par Chesapeake et EnerVest. fin 2011,treize puits ont t fors sur ces gisements avec des rsultatstrs prometteurs pour chaque puits, tant en termes deproductivit que de teneur en liquides.

En 2009, le Groupe a finalis lacquisition de 50% de la socitAmerican Shale Oil LLC (AMSO), en vue de dvelopper unetechnologie dexploitation des schistes bitumineux. Le pilotedexploitation de cette technologie est en cours au Colorado.

Au Mexique, TOTAL ralise diverses tudes avec la socitnationale PEMEX dans le cadre dun accord gnral decoopration technique renouvel en juillet 2011 pour une dure de cinq ans.

2.3.3. Amrique du Sud

En 2011, la production de TOTAL en Amrique du Sud sestleve 188 kbep / j, reprsentant 8% de la production totaledu Groupe, contre 179 kbep / j en 2010 et 182 kbep / j en 2009.

En Argentine, TOTAL, prsent depuis 1978, opre 30% (1) de la production de gaz du pays. La production du Groupe a atteint un niveau de 86 kbep / j en 2011, contre 83 kbep / j en 2010 et 80 kbep / j en 2009.

En Terre de Feu, le Groupe opre notamment les champs offshorede Carina et dAries (37,5%). Concernant le dveloppement duchamp de gaz condensats de Vega Pleyade, lattribution descontrats pour la construction des installations offshore est prvueen 2012. Le projet, dont la production devrait dmarrer en 2014,devrait permettre de maintenir le niveau de production opre par le Groupe en Terre de Feu environ 615 Mpc / j.

Dans le bassin du Neuquen, TOTAL a dmarr en 2011 unecampagne de forage sur les permis quil opre afin den valuer le potentiel en gaz de schiste. Cette campagne qui a dbut surles permis dAguada Pichana (27,3%, oprateur) et San Roque(24,7%, oprateur) stendra par la suite aux permis de Rincon la Ceniza et La Escalonada acquis en 2010 (85%, oprateur) et



(1) Source : ministre de Planification Fdrale, Investissement Public et Services, Secrtariat lnergie.

aux quatre permis acquis en 2011 : Aguada de Castro (42,5%,oprateur), Pampa de las Yeguas II (42,5%, oprateur), Cerro LasMinas (40%) et Cerro Partido (45%).

Le raccordement de satellites la priphrie du champ principaldAguada Pichana, notamment dans la zone des canyons de Las Carceles, et laugmentation des capacits de compression sur San Roque ont permis de prolonger le plateau de productiondes champs matures sur ces deux blocs.

En Bolivie, la production du Groupe, essentiellement gazire, sest tablie 25 kbep / j en 2011, contre 20 kbep / j en 2010 et 2009.TOTAL est prsent sur six permis : trois permis en production SanAlberto et San Antonio (15%) et bloc XX Tarija Oeste (41%) et troispermis en phase dexploration ou dapprciation - Aquio et Ipati(80%, oprateur) et Rio Hondo (50%).

La production du champ de gaz condensats dIta, situ sur le bloc XX Tarija Oeste, a dmarr en fvrier 2011. Elle estachemine vers les infrastructures existantes du champ voisin de San Alberto. Un plan de dveloppement pour une deuximephase dIta a t approuv par les autorits locales en juin 2011.Dbut 2011, TOTAL a cd 34% dintrt et le rle doprateurdans le bloc XX Tarija Oeste, ramenant sa participation 41%.

En 2004, le Groupe a dcouvert le gisement de gaz dIncahuasi,situ sur le bloc dIpati. la suite de linterprtation de la sismique3D, ralise en 2008, un puits dapprciation a t for sur le blocadjacent dAquio