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 Ölressourcen von über 10 Milliarden Barrel und Erdgasvorkommen von über 30 Billionen Kubikfuß hin.1 Wie bei vielen Öl- und Gaserfolgen beginnt auch diese Geschichte mit frühen Erfolgen bei der Onshore-Exploration, gefolgt von einer längeren Phase enttäuschender Explorationen im Küsten- und Schelfgebiet, die schließlich in Erfolgen in der Tiefsee gipfelt.
Der letztendliche Erfolg ist ein Beweis für die Beharrlichkeit und den Explorationserfolg der Regierungen von Guyana und Suriname sowie ihrer Ölagenturen und für den Einsatz internationaler Ölkonzerne im afrikanischen und südamerikanischen Konversionsgebiet. Erfolgreiche Bohrungen im Guyana-Suriname-Becken sind das Ergebnis einer Kombination von Faktoren, von denen die meisten technologiebedingt sind.
In den nächsten 5 Jahren wird dieses Gebiet der Höhepunkt der Öl- und Gasförderung sein, wobei bestehende Funde zu einem Bewertungs-/Entwicklungsgebiet werden; mehrere Explorationsunternehmen sind noch auf der Suche nach Funden.
Onshore-Exploration. In Suriname und Guyana waren Ölaustritte vom 19. bis zum 20. Jahrhundert bekannt. Bei Explorationsarbeiten in Suriname wurde Öl in 160 m Tiefe entdeckt, als auf einem Campus im Dorf Kolkata nach Wasser gebohrt wurde.² Das Onshore-Ölfeld Tambaredjo (15–17 ≥ API) wurde 1968 entdeckt. Die erste Ölförderung begann 1982. Satelliten-Ölfelder in der Nähe von Kolkata und Tambaredjo wurden erschlossen. Das ursprüngliche Startvolumen (STOOIP) dieser Felder beträgt 1 Mrd. Barrel 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 Tageskapazität von 15.000 Barrel zu Diesel, Benzin, Heizöl und Bitumen verarbeitet.
Guyana konnte an Land nicht denselben Erfolg verzeichnen; seit 1916 wurden 13 Bohrungen niedergebracht, doch nur zwei davon förderten Öl.³ Die Erdölexploration an Land in den 1940er Jahren führte zu einer geologischen Studie des Takatu-Beckens. Zwischen 1981 und 1993 wurden drei Bohrungen niedergebracht, die alle trocken oder nicht wirtschaftlich waren. Die Bohrungen bestätigten das Vorhandensein mächtiger schwarzer Schiefer aus dem Cenoman-Turon (bekannt als Canje-Formation), die der La-Luna-Formation in Venezuela entsprechen.
Venezuela blickt auf eine lange und erfolgreiche Geschichte der Erdölexploration und -förderung zurück.⁴ Die ersten Bohrungen fanden 1908 statt, zunächst im Bohrloch Zumbaque¹ im Westen des Landes.⁵ Während des Ersten Weltkriegs sowie in den 1920er und 1930er Jahren stieg die Produktion aus dem Maracaibo-See kontinuierlich an. Die Entdeckung der Ölsande⁶ im Orinoco-Gürtel im Jahr 1936 hatte einen bedeutenden Einfluss auf die Erdölreserven und -ressourcen und trug 78 Milliarden Barrel zu den Reserven bei; dieses Reservoir ist derzeit Venezuelas größtes. Die La-Luna-Formation (Cenoman-Turon) ist das weltweit wichtigste Muttergestein für den Großteil des Erdöls.⁷ La Luna ist für den größten Teil des im Maracaibo-Becken und in mehreren anderen Becken in Kolumbien, Ecuador und Peru entdeckten und geförderten Erdöls verantwortlich. Die vor der Küste Guyanas und Surinams gefundenen Muttergesteine ​​weisen ähnliche Eigenschaften auf und sind gleich alt wie die in La Luna.
Offshore-Ölexploration in Guyana: Das Kontinentalschelfgebiet. Die Explorationsarbeiten auf dem Kontinentalschelf begannen offiziell 1967 mit den sieben Bohrungen Offshore-1 und -2 vor Guyana. Nach einer 15-jährigen Pause wurde Arapaima-1 gebohrt, 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, fördert fließfähiges Öl (37 µAPI). Obwohl das Ausbleiben wirtschaftlicher Funde enttäuschend ist, sind diese Bohrungen wichtig, da sie bestätigen, dass ein funktionierendes Ölsystem Öl fördert.
Erdölexploration vor der Küste Surinams: Das Festlandsockelgebiet. Die Geschichte der Exploration auf dem Festlandsockel Surinams ähnelt derjenigen Guyanas. Im Jahr 2011 wurden insgesamt neun Bohrungen niedergebracht, von denen drei Ölspuren aufwiesen; die übrigen blieben trocken. Auch hier ist das Ausbleiben wirtschaftlicher Funde enttäuschend, doch die Bohrungen bestätigen, dass ein gut funktionierendes Erdölsystem Öl fördert.
Im Rahmen der ODP-Expedition Leg 207 wurden 2003 fünf Bohrungen auf dem Demerara-Rücken durchgeführt, der das Guyana-Suriname-Becken von der Küste Französisch-Guayanas trennt. Wichtig ist, dass alle fünf Bohrungen auf das gleiche Muttergestein der cenoman-turonischen Canje-Formation stießen, das auch in den Bohrungen in Guyana und Suriname gefunden wurde, was das Vorhandensein des La-Luna-Muttergesteins bestätigte.
Die erfolgreiche Erschließung der Übergangszonen Afrikas begann 2007 mit der Entdeckung des Tullow-Ölfelds im Jubilee-Feld in Ghana. Nach diesem Erfolg im Jahr 2009 wurde westlich von Jubilee der TEN-Komplex entdeckt. Diese Erfolge veranlassten äquatorialafrikanische Staaten, Tiefseelizenzen zu vergeben, die von Ölkonzernen angeeignet wurden und die Exploration von der Elfenbeinküste über Liberia bis Sierra Leone ausweiteten. Leider verlief die Suche nach diesen Lagerstätten hinsichtlich wirtschaftlicher Wertschöpfung bisher sehr erfolglos. Generell gilt: Je weiter westlich man sich entlang der Übergangszonen Afrikas von Ghana aus bewegt, desto geringer wird die Erfolgsquote.
Wie die meisten Erfolge in Westafrika – in Angola, Cabinda und den nördlichen Meeren – bestätigen auch die Tiefseeerschließungen vor Ghana ein ähnliches Konzept. Dieses basiert auf einem erstklassigen, reifen Muttergestein und dem dazugehörigen Migrationssystem. Das Reservoir besteht hauptsächlich aus Hangkanalsand, sogenannten Turbiditen. Die Fallen werden als stratigraphische Fallen bezeichnet und beruhen auf festen Deck- und Seitenabdichtungen (Tonstein). Strukturelle Fallen sind selten. Ölkonzerne erkannten früh, dass sie durch das Bohren von Trockenbohrungen die seismischen Reaktionen von kohlenwasserstoffhaltigen Sandsteinen von denen wasserhaltiger Sandsteine ​​unterscheiden mussten. Jeder Ölkonzern hält sein technisches Know-how zur Anwendung dieser Technologie geheim. Jede nachfolgende Bohrung diente der Anpassung dieser Methode. Einmal bewährt, kann dieser Ansatz die Risiken bei der Bohrung von Bewertungs- und Erschließungsbohrungen sowie bei der Erschließung neuer Gebiete deutlich reduzieren.
Geologen sprechen häufig von „Trendologie“. Es handelt sich dabei um ein einfaches Konzept, das es Geologen ermöglicht, ihre Explorationsideen von einem Becken auf ein anderes zu übertragen. In diesem Zusammenhang sind viele internationale Ölkonzerne, die in Westafrika und am afrikanischen Übergangsrand 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 entdeckte im September 2011 mit der Bohrung Zaedyus-1 in 2.000 m Tiefe vor der Küste Französisch-Guayanas bedeutende Kohlenwasserstoffvorkommen im SAEM-Gebiet. Das Unternehmen war damit das erste, das dort signifikante Kohlenwasserstoffe fand. Tullow Oil gab bekannt, dass die Bohrung 72 m Nettomächtigkeit in zwei Turbiditen nachgewiesen hat. Drei weitere Erkundungsbohrungen werden zwar auf mächtige Sandschichten stoßen, aber keine wirtschaftlich rentablen Kohlenwasserstoffe finden.
Guyana erzielt Erfolge. ExxonMobil/Hess et al. Die Entdeckung der mittlerweile berühmten Liza-1-Bohrung (Liza-1 Bohrung 12) wurde im Mai 2015 im Stabroek-Lizenzgebiet vor der Küste Guyanas bekannt gegeben. Der oberkretazische Turbiditsand bildet das Reservoir. Die 2016 abgeteufte Folgebohrung Skipjack-1 erschloss keine wirtschaftlich förderbaren Kohlenwasserstoffe. Im Jahr 2020 gaben Stabroeks Partner insgesamt 18 Entdeckungen mit einem gesamten förderbaren Reservoir von über 8 Barrel Öl bekannt (ExxonMobil)! Stabroek Partners geht auf Bedenken hinsichtlich der seismischen Reaktion von kohlenwasserstoffhaltigen im Vergleich zu Aquifer-Reservoirs ein (Hess Investor, Investor Day 2018, S. 8). In einigen Bohrungen wurden tiefer liegende albische Muttergesteine ​​identifiziert.
Interessanterweise entdeckten ExxonMobil und seine Partner Öl im Karbonatreservoir der 2018 angekündigten Bohrung Ranger-1. Es gibt Hinweise darauf, dass es sich um ein Karbonatreservoir handelt, das sich auf einem Subsidenzvulkan gebildet hat.
Die Entdeckung von Haimara-18 wurde im Februar 2019 als Kondensatfund in einem 63 m mächtigen, qualitativ hochwertigen Reservoir bekannt gegeben. Haimara-1 grenzt an die Grenze zwischen Stabroek in Guyana und Block 58 in Suriname.
Tullow und Partner (Orinduik-Lizenz) machten zwei Entdeckungen im Rampenkanal von Stabroek:
ExxonMobil und sein Partner (der Kaieteur-Block) gaben am 17. November 2020 bekannt, dass die Bohrung Tanager-1 zwar einen Fund darstellte, aber als nicht wirtschaftlich eingestuft wurde. Die Bohrung stieß in hochwertigen Maastricht-Sanden auf eine Nettomächtigkeit von 16 m Öl. Die Fluidanalyse ergab jedoch schwereres Öl als im Liza-Feld. In den tieferen Santon- und Turon-Formationen wurden hochwertige Lagerstätten entdeckt. Die Daten werden derzeit noch ausgewertet.
Vor der Küste Surinams waren drei Tiefsee-Explorationsbohrungen, die zwischen 2015 und 2017 durchgeführt wurden, erfolglos. Apache bohrte zwei erfolglose Bohrungen (Popokai-1 und Kolibrie-1) im Block 53 und Petronas bohrte eine erfolglose Bohrung Roselle-1 im Block 52, Abbildung 2.
Vor der Küste Surinams gab Tullow im Oktober 2017 bekannt, dass die Bohrung Araku-1 keine signifikanten Speichergesteine ​​aufwies, jedoch Gaskondensat nachgewiesen wurde.¹¹ Die Bohrung wurde unter signifikanten seismischen Amplitudenanomalien niedergebracht. Die Ergebnisse dieser Bohrung verdeutlichen das Risiko und die Unsicherheit im Zusammenhang mit Amplitudenanomalien und unterstreichen die Notwendigkeit von Bohrlochdaten, einschließlich Kerndaten, um Probleme mit der seismischen Auflösung zu lösen.
Kosmos bohrte 201816 zwei erfolglose Bohrungen (Anapai-1 und Anapai-1A) im Block 45 sowie die erfolglose Bohrung Pontoenoe-1 im Block 42.
Anfang 2019 waren die Aussichten für die Tiefseefischerei in Suriname eindeutig düster. Doch diese Situation wird sich bald dramatisch verbessern!
Anfang Januar 2020 gaben Apache/Total17 im Block 58 in Suriname die Entdeckung von Öl in der Explorationsbohrung Maka-1 bekannt, die Ende 2019 niedergebracht worden war. Maka-1 ist die erste von vier aufeinanderfolgenden Entdeckungen, die Apache/Total im Jahr 2020 bekannt geben wird (Apache-Investoren). Jede Bohrung stieß auf übereinanderliegende Campania- und Santonia-Lagerstätten sowie auf separate Kohlenwasserstoff-Kondensat-Lagerstätten. Berichten zufolge ist die Qualität der Lagerstätte sehr gut. Total wird 2021 die Betriebsführung des Blocks 58 übernehmen. Eine Bewertungsbohrung wird derzeit durchgeführt.
Petronas gab am 11. Dezember 2020 die Entdeckung von Öl in der Bohrung Sloanea-1 bekannt. Das Öl wurde in mehreren kampanischen Sanden gefunden. Block 52 ist ein Trend, der sich nach Osten erstreckt und den Apache in Block 58 entdeckt hat.
Da die Erkundungs- und Bewertungsarbeiten im Jahr 2021 fortgesetzt werden, wird es in der Region viele vielversprechende Projekte geben, die man im Auge behalten sollte.
Guyana-Bohrungen, die 2021 im Fokus stehen. ExxonMobil und Partner (Canje-Block) gaben am 3. März 2021 bekannt, dass die Bohrung Bulletwood-1 zwar ergebnislos verlaufen sei, die Ergebnisse aber auf ein funktionierendes Ölsystem im Block hindeuten. Folgebohrungen im Canje-Block sind vorläufig für das erste Quartal 2021 (Jabillo-1) und das zweite Quartal 2021 (Sapote-1) geplant.
ExxonMobil und seine Partner im Stabroek-Block planen, die Bohrung Krobia-1 16 Meilen nordöstlich des Liza-Feldes durchzuführen. Anschließend soll die Bohrung Redtail-1 12 Meilen östlich des Liza-Feldes erfolgen.
Im Corentyne-Block (CGX et al.) soll 2021 eine Bohrung zur Untersuchung des Santonian-Kawa-Prospekts niedergebracht werden. Dies entspricht dem Trend für Santonian-Amplituden; ähnliche Altersangaben finden sich in Stabroek und im Suriname-Block 58. Die Frist für die Bohrung wurde bis zum 21. November 2021 verlängert.
Suriname-Bohrungen, die 2021 im Fokus stehen: Tullow Oil bohrte am 24. Januar 2021 die Bohrung GVN-1 im Block 47. Ziel dieser Bohrung ist ein Doppelziel im oberkretazischen Turbidit. Tullow gab am 18. März ein Update zum Stand der Dinge und teilte mit, dass die Bohrung die Endtiefe erreicht und auf ein hochwertiges Reservoir gestoßen sei, jedoch nur geringe Ölmengen gefördert wurden. Es wird interessant sein zu beobachten, wie sich dieses positive Ergebnis auf zukünftige Bohrungen in NNO-Richtung auswirkt, die von den Apache- und Petronas-Entdeckungen in den Blöcken 42, 53, 48 und 59 ausgehen.
Anfang Februar bohrte Total/Apache eine Bewertungsbohrung in Block 58, offenbar ausgehend von einer dortigen Entdeckung. Die Explorationsbohrung Bonboni-1 an der nördlichsten Spitze von Block 58 könnte noch in diesem Jahr niedergebracht werden. Es wird interessant sein zu sehen, ob die Walker-Karbonate in Block 42 zukünftig ähnliche Eigenschaften wie die Ranger-1-Entdeckung bei Stabroek aufweisen.
Lizenzierungsrunde Suriname. Staatsolie hat eine Lizenzierungsrunde 2020-2021 für acht Lizenzen angekündigt, die sich von Shoreline bis Apache/Total Block 58 erstrecken. Der virtuelle Datenraum öffnet am 30. November 2020. Gebote können bis zum 30. April 2021 eingereicht werden.
Starbrook-Entwicklungsplan. ExxonMobil und Hess haben Details ihrer Feldentwicklungspläne veröffentlicht, die an verschiedenen Stellen zu finden sind. Ein guter Ausgangspunkt ist der Hess Investor Day vom 8. Dezember 2018. Liza wird in drei Phasen entwickelt, wobei die erste Ölförderung im Jahr 2020, fünf Jahre nach der Entdeckung, erwartet wird (Abbildung 3). Die mit der Unterwasserentwicklung verbundenen FPSOs sind ein Beispiel für ihren Versuch, Kosten zu senken, um frühzeitig in Produktion zu gehen – und sogar Preise zu erzielen –, gerade in Zeiten niedriger Brent-Rohölpreise.
ExxonMobil kündigte an, dass das Unternehmen plant, die Pläne für die vierte große Erschließung von Stabroek bis Ende 2021 einzureichen.
Herausforderung. Knapp ein Jahr nach historisch niedrigen Ölpreisen hat sich die Branche erholt, mit WTI-Preisen über 65 US-Dollar, und das Guyana-Suriname-Becken hat sich zur aufregendsten Entwicklung der 2020er Jahre entwickelt. In dem Gebiet wurden Entdeckungsbohrungen dokumentiert. Laut Westwood repräsentiert es mehr als 75 % des in den letzten zehn Jahren entdeckten Öls und mindestens 50 % des in klastischen stratigraphischen Fallen gefundenen Erdgases.
Die größte Herausforderung liegt nicht in den Eigenschaften des Reservoirs, da sowohl Gestein als auch Fluid die erforderliche Qualität aufweisen. Auch die Technologie stellt keine Herausforderung dar, da Tiefseetechnologien seit den 1980er Jahren entwickelt wurden. Es ist wahrscheinlich, dass diese Chance von Anfang an genutzt wird, um branchenweit bewährte Verfahren in der Offshore-Produktion anzuwenden. Dies wird es Regierungsbehörden und dem Privatsektor ermöglichen, Vorschriften und Richtlinien zu entwickeln, um einen umweltfreundlichen Rahmen zu schaffen und wirtschaftliches und soziales Wachstum in beiden Ländern zu fördern.
Ungeachtet dessen wird die Branche Guyana und Suriname mindestens in diesem Jahr und den nächsten fünf Jahren genau beobachten. In einigen Fällen bieten sich Regierungen, Investoren und Explorations- und Produktionsunternehmen zahlreiche Möglichkeiten, sich an Veranstaltungen und Aktivitäten zu beteiligen, sobald es die Covid-Situation zulässt. Dazu gehören:
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