In dieser vielversprechenden Region stehen die Betreiber nun vor der Herausforderung, von einem Explorations-/Bewertungsmodell zu Best Practices für Entwicklung und Produktion überzugehen.
Jüngste Entdeckungen im Guyana-Suriname-Becken deuten auf geschätzte 10+ Bbbl Ölvorkommen und über 30 Billionen Kubikfuß Erdgas hin.1 Wie bei vielen Erfolgen in der Öl- und Gasindustrie beginnt auch diese Geschichte mit frühen Explorationserfolgen an Land, gefolgt von einer längeren Phase enttäuschender Explorationsergebnisse von der Küste bis zum Schelf, die schließlich in einem Erfolg in der Tiefsee gipfelten.
Der letztendliche Erfolg ist ein Beleg für die Beharrlichkeit und den Explorationserfolg der Regierungen von Guyana und Suriname und ihrer Ölagenturen sowie für den Einsatz von IOCs im afrikanischen Konvertierungsgebiet zum konjugierten südamerikanischen Konvertierungsgebiet. Erfolgreiche Bohrungen im Guyana-Suriname-Becken sind das Ergebnis einer Kombination von Faktoren, von denen die meisten technologiebedingt sind.
In den nächsten fünf Jahren wird dieses Gebiet der Höhepunkt der Öl- und Gasförderung sein, wobei bestehende Entdeckungen zu einem Bewertungs-/Entwicklungsbereich werden; mehrere Forscher sind noch immer auf der Suche nach Entdeckungen.
Exploration an Land. In Suriname und Guyana waren Ölaustritte bereits im 19. und 20. Jahrhundert bekannt. Bei Explorationen in Suriname wurde bei Wasserbohrungen auf einem Gelände im Dorf Kolkata in 160 m Tiefe Öl entdeckt.2 Das an Land gelegene Tambaredjo-Feld (15–17 oAPI-Öl) wurde 1968 entdeckt. Die erste Ölförderung begann 1982. Satellitenölfelder bei Kolkata und Tambaredjo kamen hinzu. Der ursprüngliche STOOIP dieser Felder beträgt 1 Bbbl Öl. Derzeit liegt die Produktion dieser Felder bei etwa 16.000 Barrel pro Tag.2 Das Rohöl von Petronas wird in der Raffinerie Tout Lui Faut mit einer täglichen Produktion von 15.000 Barrel zur Herstellung von Diesel, Benzin, Heizöl und Bitumen verarbeitet.
Guyana hatte an Land nicht denselben Erfolg. Seit 1916 wurden 13 Bohrungen durchgeführt, aber nur zwei brachten Öl an Land.3 Die Ölsuche an Land in den 40er Jahren führte zu einer geologischen Untersuchung des Takatu-Beckens. Zwischen 1981 und 1993 wurden drei Bohrungen durchgeführt, alle trocken oder nicht kommerziell. Die Bohrungen bestätigten das Vorhandensein von dickem schwarzen Schiefergestein aus dem Cenoman-Turon-Zeitalter (bekannt als Canje Fm), das der La-Luna-Formation in Venezuela entspricht.
Venezuela hat eine blühende Geschichte der Ölsuche und -förderung.4 Erste Bohrerfolge gab es bereits 1908, erstmals an der Zumbaque-Quelle 1 im Westen des Landes.5 Während des Ersten Weltkriegs sowie in den 1920er und 1930er Jahren stieg die Produktion aus dem Maracaibo-See weiter an.Natürlich hatte die Entdeckung von Ölsanden 6 im Orinoco-Gürtel im Jahr 1936 große Auswirkungen auf die Ölreserven und -ressourcen und trug 78 Bbbl zu den Ölreserven bei; dieses Reservoir ist derzeit Venezuelas größtes Reservoir was die Reserven angeht.Die La-Luna-Formation (Cenoman-Turon) ist das Muttergestein von Weltrang für den größten Teil des Öls.La Luna7 ist für den größten Teil des im Maracaibo-Becken und mehreren anderen Becken in Kolumbien, Ecuador und Peru entdeckten und geförderten Öls verantwortlich.Die vor der Küste Guyanas und Surinams gefundenen Muttergesteine ​​haben ähnliche Eigenschaften und sind gleich alt wie die in La Luna gefundenen.
Offshore-Ölförderung in Guyana: Der Kontinentalschelf. Die Explorationsarbeiten auf dem Kontinentalschelf begannen offiziell 1967 mit sieben Bohrungen, Offshore-1 und -2 in Guyana. Es vergingen 15 Jahre, bevor Arapaima-1 gebohrt wurde, gefolgt von Horseshoe-1 im Jahr 2000 und Eagle-1 und Jaguar-1 im Jahr 2012. Sechs der neun Bohrungen weisen Öl- oder Gasvorkommen auf; nur Abary-1, gebohrt 1975, enthält fließfähiges Öl (37 oAPI). Obwohl das Ausbleiben wirtschaftlicher Entdeckungen enttäuschend ist, sind diese Bohrungen wichtig, da sie bestätigen, dass ein gut funktionierendes Ölsystem Öl fördert.
Erdölexploration vor der Küste Surinams: Der Kontinentalschelf. Die Geschichte der Kontinentalschelfexploration in Surinam ähnelt der in Guyana. Im Jahr 2011 wurden insgesamt neun Bohrungen durchgeführt, von denen drei Ölvorkommen aufwiesen; die anderen blieben trocken. Auch hier ist der Mangel an wirtschaftlichen Entdeckungen enttäuschend, aber die Bohrungen bestätigen, dass ein gut funktionierendes Ölsystem Öl fördert.
Im Jahr 2003 führte das ODP Leg 207 an fünf Stellen Bohrungen auf dem Demerara-Hügel durch, der das Guyana-Suriname-Becken von der Küste Französisch-Guayanas trennt. Wichtig ist, dass alle fünf Bohrungen auf dasselbe Muttergestein der Cenoman-Turon-Formation Canje stießen, das auch in den Bohrungen in Guyana und Suriname gefunden wurde, was die Existenz des Muttergesteins La Luna bestätigt.
Die erfolgreiche Exploration der afrikanischen Übergangszonen begann mit der Entdeckung des Tullow-Öls im Jahr 2007 im Jubilee-Feld in Ghana. Nach diesem Erfolg im Jahr 2009 wurde westlich von Jubilee der TEN-Komplex entdeckt. Diese Erfolge veranlassten die äquatorialen afrikanischen Länder, Tiefseelizenzen anzubieten, die sich die Ölkonzerne annektierten, was wiederum Explorationen von der Elfenbeinküste über Liberia bis nach Sierra Leone nach sich zog. Leider waren Bohrungen nach diesen Arten von Lagerstätten bisher kaum erfolgreich, was die Erzielung wirtschaftlicher Vorteile angeht. Generell gilt: Je weiter man von Ghana aus an den Rändern der afrikanischen Übergangszonen nach Westen vordringt, desto stärker sinkt die Erfolgsquote.
Wie die meisten Erfolge Westafrikas in Angola, Cabinda und den nördlichen Meeren bestätigen diese Erfolge in den tiefen Gewässern Ghanas ein ähnliches Spielkonzept. Das Entwicklungskonzept basiert auf einem erstklassigen, reifen Muttergestein und dem damit verbundenen Migrationspfadsystem. Das Reservoir besteht hauptsächlich aus Hangkanalsand, sogenanntem Turbidit. Fallen werden als stratigraphische Fallen bezeichnet und basieren auf festen oberen und seitlichen Dichtungen (Schiefer). Strukturelle Fallen sind selten. Ölfirmen haben früh entdeckt, dass sie durch das Bohren von trockenen Löchern die seismischen Reaktionen von kohlenwasserstoffhaltigen Sandsteinen von denen von nassen Sandsteinen unterscheiden müssen. Jede Ölfirma hält ihr technisches Know-how zur Anwendung der Technologie geheim. Jede nachfolgende Bohrung wurde verwendet, um diese Methode anzupassen. Sobald sich dieser Ansatz bewährt hat, kann er die mit der Evaluierung und Entwicklung von Bohrungen und neuen Lagerstätten verbundenen Risiken erheblich reduzieren.
Geologen verwenden häufig den Begriff „Trendologie“. Dabei handelt es sich um ein einfaches Konzept, das es Geologen ermöglicht, ihre Explorationsideen von einem Becken auf ein anderes zu übertragen. In diesem Zusammenhang sind viele IOCs, die in Westafrika und im afrikanischen Übergangsbereich erfolgreich waren, entschlossen, diese Konzepte auf den südamerikanischen Äquatorialrand (SAEM) anzuwenden. Infolgedessen hatte das Unternehmen bis Anfang 2010 Lizenzen für Tiefsee-Offshore-Blöcke in Guyana, Suriname und Französisch-Guayana erhalten.
Tullow Oil wurde im September 2011 bei Bohrungen vor der Küste Französisch-Guayanas in 2.000 m Tiefe durch die Bohrung Zaedyus-1 entdeckt und war das erste Unternehmen, das in SAEM nennenswerte Kohlenwasserstoffvorkommen fand. Tullow Oil gab bekannt, dass die Bohrung 72 m lange Netto-Förderfächer in zwei Turbiditen ergab. Drei Bewertungsbohrungen werden auf dicken Sand, jedoch keine kommerziellen Kohlenwasserstoffe stoßen.
Guyana ist erfolgreich. ExxonMobil/Hess et al. Die Entdeckung der mittlerweile berühmten Liza-1-Bohrung (Liza-1-Bohrung 12) wurde im Mai 2015 in der Stabroek-Lizenz vor der Küste Guyanas bekannt gegeben. Der Turbiditsand aus der Oberkreide ist das Reservoir. Die 2016 gebohrte Nachfolgebohrung Skipjack-1 fand keine kommerziell nutzbaren Kohlenwasserstoffe. Im Jahr 2020 haben die Partner von Stabroek insgesamt 18 Entdeckungen mit einer förderbaren Gesamtressource von über 8 Barrel Öl bekannt gegeben (ExxonMobil)! Stabroek Partners geht auf Bedenken hinsichtlich der seismischen Reaktion von kohlenwasserstoffhaltigen im Vergleich zu Grundwasserreservoirs ein (Hess Investor, Investor Day 2018 8). In einigen Bohrlöchern wurden tiefere Muttergesteine ​​aus dem Albium identifiziert.
Interessanterweise entdeckten ExxonMobil und seine Partner Öl im Karbonatreservoir der 2018 gemeldeten Ranger-1-Bohrung. Es gibt Hinweise darauf, dass es sich dabei um ein Karbonatreservoir handelt, das sich auf der Spitze eines abgesackten Vulkans gebildet hat.
Die Entdeckung von Haimara-18 wurde im Februar 2019 als Kondensatfund in einem 63 m tiefen Reservoir hoher Qualität bekannt gegeben. Haimara-1 grenzt an die Grenze zwischen Stabroek in Guyana und Block 58 in Suriname.
Tullow und Partner (Orinduik-Lizenz) machten bei Stabroeks Rampenkanalentdeckung zwei Entdeckungen:
ExxonMobil und sein Partner (der Kaieteur-Block) gaben am 17. November 2020 bekannt, dass es sich bei der Bohrung Tanager-1 um eine Entdeckung handelt, die jedoch als nicht kommerziell gilt. Die Bohrung ergab 16 m Nettoöl in hochwertigem Maastricht-Sand, die Flüssigkeitsanalyse deutete jedoch auf schwereres Öl als in der Liza-Erschließung hin. In den tieferen Santon- und Turon-Formationen wurden hochwertige Lagerstätten entdeckt. Die Daten werden noch ausgewertet.
Vor der Küste Surinams wurden zwischen 2015 und 2017 drei Tiefsee-Explorationsbohrungen als Trockenbohrungen gebohrt. Apache bohrte zwei Trockenbohrungen (Popokai-1 und Kolibrie-1) in Block 53 und Petronas bohrte eine Trockenbohrung (Roselle-1) in Block 52, Abbildung 2.
Vor der Küste Surinams gab Tullow im Oktober 2017 bekannt, dass die Bohrung Araku-1 keine nennenswerten Speichergesteine ​​aufwies, jedoch das Vorhandensein von Gaskondensat aufwies.11 Bei der Bohrung wurden erhebliche seismische Amplitudenanomalien festgestellt. Die Ergebnisse dieser Bohrung zeigen deutlich das mit Amplitudenanomalien verbundene Risiko/die Unsicherheit und verdeutlichen die Notwendigkeit von Daten aus der Bohrung, einschließlich Kerndaten, um Probleme der seismischen Auflösung zu lösen.
Kosmos bohrte 201816 zwei Trockenbohrungen (Anapai-1 und Anapai-1A) in Block 45 und die Trockenbohrung Pontoenoe-1 in Block 42.
Anfang 2019 sind die Aussichten für die tiefen Gewässer Surinames eindeutig düster. Doch diese Situation wird sich bald dramatisch verbessern!
Anfang Januar 2020 gaben Apache/Total17 die Entdeckung von Öl in der Explorationsbohrung Maka-1 im Block 58 in Suriname bekannt, die Ende 2019 gebohrt wurde. Maka-1 ist die erste von vier aufeinanderfolgenden Entdeckungen, die Apache/Total im Jahr 2020 bekannt geben werden (Apache-Investoren). Jede Bohrung stieß auf gestapelte Campania- und Santonia-Lagerstätten sowie separate Kohlenwasserstoffkondensat-Lagerstätten. Berichten zufolge ist die Qualität der Lagerstätte sehr gut. Total wird 2021 der Betreiber von Block 58. Derzeit wird eine Bewertungsbohrung gebohrt.
Petronas18 gab am 11. Dezember 2020 die Entdeckung von Öl in der Bohrung Sloanea-1 bekannt. Öl wurde in mehreren Sanden in Campania gefunden. Block 52 ist ein Trend und östlich davon fand Apache in Block 58.
Da die Exploration und Bewertung im Jahr 2021 fortgesetzt werden, gibt es in diesem Bereich viele potenzielle Kunden, die man im Auge behalten sollte.
Guyana-Bohrungen, die 2021 im Auge behalten werden sollten. ExxonMobil und Partner (Canje-Block)19 gaben am 3. März 2021 bekannt, dass die Bohrung Bulletwood-1 eine trockene Bohrung war, die Ergebnisse jedoch auf ein funktionierendes Ölsystem im Block hindeuteten. Folgebohrungen im Canje-Block sind vorläufig für das erste Quartal 2021 (Jabillo-1) und das zweite Quartal 2021 (Sapote-1) geplant.20
ExxonMobil und Partner im Stabroek-Block planen, die Bohrung Krobia-1 16 Meilen nordöstlich des Liza-Feldes niederzubringen. Anschließend soll die Bohrung Redtail-1 12 Meilen östlich des Liza-Feldes niedergebracht werden.
Im Corentyne-Block (CGX et al.) könnte 2021 eine Bohrung durchgeführt werden, um das Santonian-Kawa-Vorkommen zu testen. Dies ist ein Trend für Santonian-Amplituden, wobei in Stabroek und Suriname Block 58 ähnliche Altersstufen gefunden wurden. Die Frist für die Bohrung wurde auf den 21. November 2021 verlängert.
Suriname-Bohrungen, die man 2021 im Auge behalten sollte. Tullow Oil bohrte am 24. Januar 2021 die Bohrung GVN-1 in Block 47. Das Ziel dieser Bohrung ist ein Doppelziel im Turbidit der Oberkreide. Tullow aktualisierte die Situation am 18. März und sagte, die Bohrung habe TD erreicht und sei auf ein hochwertiges Reservoir gestoßen, habe aber geringe Ölmengen aufgewiesen. Es wird interessant sein zu sehen, wie sich dieses gute Ergebnis auf zukünftige NNE-Bohrungen aus den Entdeckungen von Apache und Petronas bis hin zu den Blöcken 42, 53, 48 und 59 auswirkt.
Anfang Februar bohrte Total/Apache in Block 58 eine Bewertungsbohrung, die offenbar von einer Entdeckung im Block nach oben führte. Anschließend könnte noch in diesem Jahr die Explorationsbohrung Bonboni-1 an der nördlichsten Spitze von Block 58 gebohrt werden. Es wird interessant sein zu sehen, ob die Walker-Karbonate in Block 42 in Zukunft der Entdeckung Ranger-1 bei Stabroek ähneln werden.
Lizenzierungsrunde in Suriname. Staatsolie hat eine Lizenzierungsrunde für 2020–2021 für acht Lizenzen angekündigt, die sich von Shoreline bis Apache/Total Block 58 erstrecken. Der virtuelle Datenraum wird am 30. November 2020 geöffnet. Die Gebote laufen am 30. April 2021 ab.
Starbrook-Entwicklungsplan. ExxonMobil und Hess haben Einzelheiten zu ihren Feldesentwicklungsplänen veröffentlicht, die an verschiedenen Orten zu finden sind, aber der Hess Investor Day am 8. Dezember 2018 ist ein guter Ausgangspunkt. Liza wird in drei Phasen entwickelt, wobei das erste Öl im Jahr 2020, fünf Jahre nach der Entdeckung, auftauchen soll (Abbildung 3). FPSOs im Zusammenhang mit der Unterwasserentwicklung sind ein Beispiel für ihren Versuch, Kosten zu senken, um eine frühzeitige Produktion – und gleichmäßige Preise – zu erreichen, und das zu einer Zeit, in der die Preise für Brent-Rohöl niedrig sind.
ExxonMobil gab bekannt, dass das Unternehmen bis Ende 2021 Pläne für Stabroeks viertes großes Bauprojekt vorlegen will.
Herausforderung. Etwas mehr als ein Jahr nach den historisch negativen Ölpreisen hat sich die Branche erholt. Die WTI-Preise liegen bei über 65 US-Dollar, und das Guyana-Suriname-Becken erweist sich als die aufregendste Entwicklung der 2020er Jahre. In diesem Gebiet wurden Entdeckungsbohrungen dokumentiert. Laut Westwood stammen mehr als 75 % des im letzten Jahrzehnt entdeckten Öls und mindestens 50 % des in klastischen stratigraphischen Fallen gefundenen Erdgases aus diesem Gebiet.
Die größte Herausforderung liegt nicht in den Eigenschaften des Reservoirs, da sowohl das Gestein als auch die Flüssigkeit die erforderliche Qualität zu haben scheinen. Es liegt auch nicht an der Technologie, da die Tiefseetechnologie seit den 1980er Jahren entwickelt wird. Es ist wahrscheinlich, dass diese Gelegenheit von Anfang an genutzt wird, um die besten Praktiken der Branche in der Offshore-Produktion umzusetzen. Dies wird es Regierungsbehörden und dem privaten Sektor ermöglichen, Vorschriften und Richtlinien zu entwickeln, um umweltfreundliche Rahmenbedingungen zu schaffen und wirtschaftliches und soziales Wachstum in beiden Ländern zu ermöglichen.
Unabhängig davon wird die Branche Guyana-Suriname mindestens dieses Jahr und in den nächsten fünf Jahren genau beobachten. In einigen Fällen gibt es viele Möglichkeiten für Regierungen, Investoren und E&P-Unternehmen, an Veranstaltungen und Aktivitäten teilzunehmen, sofern Covid dies zulässt. Dazu gehören:
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