En esta prometedora región, los operadores ahora enfrentan el desafío de pasar de un modelo de exploración/evaluación a las mejores prácticas de desarrollo y producción.
Recientes descubrimientos en la cuenca de Guyana-Surinam demuestran un estimado de 10+ Bbbl de recursos petroleros y más de 30 Tcf de gas natural.1 Como sucede con muchos éxitos de petróleo y gas, esta es una historia que comienza con un éxito temprano en la exploración terrestre, seguido por un período prolongado de decepciones en la exploración de costa a plataforma, que culmina en un éxito en aguas profundas.
El éxito final es un testimonio de la perseverancia y el éxito exploratorio de los gobiernos de Guyana y Surinam y sus agencias petroleras y el uso de las IOC en la franja de conversión africana hasta la franja de conversión sudamericana conjugada. Los pozos exitosos en la cuenca Guyana-Surinam son el resultado de una combinación de factores, la mayoría de los cuales están relacionados con la tecnología.
Durante los próximos 5 años, esta área será la cumbre del petróleo y el gas, y los descubrimientos existentes se convertirán en un área de evaluación y desarrollo; varios exploradores aún están buscando descubrimientos.
Exploración en tierra. En Surinam y Guyana, se conocieron filtraciones de petróleo desde el siglo XIX hasta el siglo XX. La exploración en Surinam descubrió petróleo a una profundidad de 160 m mientras se perforaba en busca de agua en un campus en el pueblo de Calcuta.2 El campo terrestre Tambaredjo (petróleo de 15-17 oAPI) se descubrió en 1968. La primera extracción de petróleo comenzó en 1982. Se agregaron campos petrolíferos satélites a Calcuta y Tambaredjo. El STOOIP original para estos campos es de 1 Bbbl de petróleo. Actualmente, la producción de estos campos es de unos 16.000 barriles por día.2 El petróleo crudo de Petronas se procesa en la refinería Tout Lui Faut con una producción diaria de 15.000 barriles para la producción de diésel, gasolina, combustible para calefacción y betún.
Guyana no ha tenido el mismo éxito en tierra firme: se han perforado 13 pozos desde 1916, pero sólo en dos se ha encontrado petróleo.3 La exploración petrolera terrestre en la década de 1940 dio como resultado un estudio geológico de la cuenca de Takatu. Se perforaron tres pozos entre 1981 y 1993, todos secos o no comerciales. Los pozos confirmaron la presencia de una gruesa capa de esquisto negro, de edad Cenomaniano-Turoniano (conocida como Formación Canje), equivalente a la Formación La Luna en Venezuela.
Venezuela tiene una historia próspera de exploración y producción de petróleo.4 El éxito de la perforación se remonta a 1908, primero en el pozo Zumbaque 1 en el oeste del país,5 Durante la Primera Guerra Mundial y durante las décadas de 1920 y 1930, la producción del Lago de Maracaibo continuó aumentando. Por supuesto, el descubrimiento de arenas bituminosas 6 en la Faja del Orinoco en 1936 tuvo un gran impacto en las reservas y recursos de petróleo, contribuyendo con 78 Bbbl de reservas de petróleo; este yacimiento ocupa el número uno actual de Venezuela en reservas. La formación La Luna (Cenomaniano-Turoniano) es la roca fuente de clase mundial para la mayor parte del petróleo. La Luna7 es responsable de la mayor parte del petróleo descubierto y producido en la Cuenca de Maracaibo y varias otras cuencas en Colombia, Ecuador y Perú. Las rocas fuente que se encuentran en las costas de Guyana y Surinam tienen características similares y son de la misma edad que las encontradas en La Luna.
Exploración petrolera costa afuera en Guyana: el área de la plataforma continental. El trabajo de exploración en la plataforma continental comenzó oficialmente en 1967 con 7 pozos Offshore-1 y -2 en Guyana. Hubo una brecha de 15 años antes de que se perforara Arapaima-1, seguido por Horseshoe-1 en 2000 y Eagle-1 y Jaguar-1 en 2012. Seis de los nueve pozos tienen indicios de petróleo o gas; solo Abary-1, perforado en 1975, tiene petróleo fluido (37 oAPI). Si bien la falta de descubrimientos económicos es decepcionante, estos pozos son importantes porque confirman que un sistema petrolero que funciona bien está produciendo petróleo.
Exploración petrolera en alta mar en Surinam: el área de la plataforma continental. La historia de la exploración de la plataforma continental de Surinam refleja la de Guyana. Se perforaron un total de 9 pozos en 2011, 3 de los cuales mostraron petróleo; los demás estaban secos. Una vez más, la falta de descubrimientos económicos es decepcionante, pero los pozos confirman que un sistema petrolero que funciona bien está produciendo petróleo.
En 2003, el ODP Leg 207 perforó cinco sitios en la Demerara Rise, que separa la cuenca de Guyana y Surinam de la costa de la Guayana Francesa. Es importante destacar que los cinco pozos encontraron la misma roca fuente de la Formación Canje del Cenomaniano-Turoniano que se encontró en los pozos de Guyana y Surinam, lo que confirmó la presencia de la roca fuente La Luna.
La exitosa exploración de las franjas de transición de África comenzó con el descubrimiento del petróleo de Tullow en 2007 en el campo Jubilee en Ghana. Después de su éxito en 2009, el complejo TEN fue descubierto al oeste de Jubilee. Estos éxitos han impulsado a las naciones africanas ecuatoriales a ofrecer licencias en aguas profundas, que las compañías petroleras han anexado, impulsando la exploración desde Costa de Marfil hasta Liberia y Sierra Leona. Desafortunadamente, la perforación de estos mismos tipos de yacimientos ha sido muy infructuosa en encontrar acumulación económica. En general, cuanto más al oeste se va desde Ghana a lo largo de las franjas de la transición de África, más cae la tasa de éxito.
Al igual que con la mayoría de los éxitos de África Occidental en Angola, Cabinda y los mares del norte, estos éxitos en aguas profundas de Ghana confirman un concepto de juego similar. El concepto de desarrollo se basa en una roca madre madura de clase mundial y un sistema de vías de migración asociado. El yacimiento es principalmente arena de canal de pendiente, llamada turbidita. Las trampas se llaman trampas estratigráficas y se basan en sellos superiores y laterales sólidos (esquisto). Las trampas estructurales son raras. Las compañías petroleras descubrieron tempranamente que, al perforar pozos secos, necesitaban diferenciar las respuestas sísmicas de las areniscas que contienen hidrocarburos de las areniscas húmedas. Cada compañía petrolera mantiene en secreto su experiencia técnica sobre cómo aplicar la tecnología. Cada pozo posterior se utilizó para ajustar este método. Una vez probado, este enfoque puede reducir significativamente los riesgos asociados con la perforación de pozos de evaluación y desarrollo y nuevos prospectos.
Los geólogos a menudo se refieren al término "trendología". Es un concepto simple que permite a los geólogos transferir sus ideas de exploración de una cuenca a otra. En este contexto, muchas IOC que han tenido éxito en África Occidental y la franja de transición africana están decididas a aplicar estos conceptos al Margen Ecuatorial Sudamericano (SAEM). Como resultado, a principios de 2010, la compañía había obtenido licencias para bloques offshore en aguas profundas en Guyana, Surinam y la Guayana Francesa.
Descubierto en septiembre de 2011 mediante la perforación de Zaedyus-1 a una profundidad de 2.000 m de la costa de Guayana Francesa, Tullow Oil fue la primera compañía en encontrar hidrocarburos significativos en SAEM. Tullow Oil anunció que el pozo encontró 72 m de abanicos salariales netos en dos turbiditas. Tres pozos de evaluación encontrarán arena gruesa, pero no hidrocarburos comerciales.
Guyana tiene éxito. ExxonMobil/Hess et al. El descubrimiento del ahora famoso pozo Liza-1 (pozo Liza-1 12) se anunció en mayo de 2015 en la licencia Stabroek en la costa de Guyana. La arena turbidítica del Cretácico Superior es el yacimiento. El pozo de seguimiento Skipjack-1 perforado en 2016 no encontró hidrocarburos comerciales. En 2020, los socios de Stabroek anunciaron un total de 18 descubrimientos con un recurso recuperable total de más de 8 barriles de petróleo (ExxonMobil). Los socios de Stabroek abordan las inquietudes sobre la respuesta sísmica de los yacimientos con hidrocarburos frente a los acuíferos (Hess Investor, Investor Day 2018 8). Se han identificado rocas generadoras de edad Albiana más profunda en algunos pozos.
Curiosamente, ExxonMobil y sus socios descubrieron petróleo en el yacimiento de carbonato del pozo Ranger-1 anunciado en 2018. Hay evidencia de que se trata de un yacimiento de carbonato construido sobre un volcán en hundimiento.
El descubrimiento de Haimara-18 se anunció en febrero de 2019 como un descubrimiento de condensado en un yacimiento de alta calidad de 63 m. Haimara-1 limita con la frontera entre Stabroek en Guyana y el Bloque 58 en Surinam.
Tullow y sus socios (licencia Orinduik) hicieron dos descubrimientos en el descubrimiento del canal de rampa de Stabroek:
ExxonMobil y su socio (el Bloque Kaieteur) anunciaron el 17 de noviembre de 2020 que el pozo Tanager-1 fue un descubrimiento, pero se consideró no comercial. El pozo encontró 16 m de petróleo neto en arenas maastrichtianas de alta calidad, pero el análisis de fluidos indicó petróleo más pesado que en el desarrollo de Liza. Se descubrieron yacimientos de alta calidad en las formaciones más profundas de Santonian y Turonian. Los datos aún se están evaluando.
En la costa de Surinam, tres pozos de exploración en aguas profundas perforados entre 2015 y 2017 fueron pozos secos. Apache perforó dos pozos secos (Popokai-1 y Kolibrie-1) en el Bloque 53 y Petronas perforó un pozo seco Roselle-1 en el Bloque 52, Figura 2.
En la costa de Surinam, Tullow anunció en octubre de 2017 que el pozo Araku-1 no tenía rocas reservorio significativas, pero demostró la presencia de condensado de gas.11 El pozo se perforó con anomalías de amplitud sísmica significativas. Los resultados de este pozo demuestran claramente el riesgo y la incertidumbre que rodean las anomalías de amplitud e ilustran la necesidad de datos del pozo, incluidos los datos del núcleo, para resolver los problemas de resolución sísmica.
Kosmos perforó dos pozos secos (Anapai-1 y Anapai-1A) en el Bloque 45 en 201816, y el pozo seco Pontoenoe-1 en el Bloque 42.
Es evidente que a principios de 2019 las perspectivas para las aguas profundas de Surinam son sombrías. ¡Pero esta situación está a punto de mejorar drásticamente!
A principios de enero de 2020, en el Bloque 58 en Surinam, Apache/Total17 anunció el descubrimiento de petróleo en el pozo de exploración Maka-1, que se perforó a fines de 2019. Maka-1 es el primero de cuatro descubrimientos consecutivos que Apache/Total anunciará en 2020 (inversores de Apache). Cada pozo encontró yacimientos apilados de Campania y Santonia, así como yacimientos separados de condensado de hidrocarburos. Según los informes, la calidad del yacimiento es muy buena. Total se convertirá en el operador del Bloque 58 en 2021. Se está perforando un pozo de evaluación.
Petronas18 anunció el descubrimiento de petróleo en el pozo Sloanea-1 el 11 de diciembre de 2020. Se encontró petróleo en varias arenas de Campania. El bloque 52 es una tendencia al este que Apache encontró en el bloque 58.
A medida que continúen las exploraciones y las evaluaciones en 2021, habrá muchos prospectos en el área para observar.
Pozos de Guyana a tener en cuenta en 2021. ExxonMobil y socios (Bloque Canje)19 acaban de anunciar el 3 de marzo de 2021 que el pozo Bulletwood-1 era un pozo seco, pero los resultados indicaron un sistema petrolero funcional en el bloque. Los pozos de seguimiento en el bloque Canje están programados tentativamente para el primer trimestre de 2021 (Jabillo-1) y el segundo trimestre de 2021 (Sapote-1).20
ExxonMobil y sus socios en el bloque Stabroek planean perforar el pozo Krobia-1 a 16 millas al noreste del campo Liza. Posteriormente, se perforará el pozo Redtail-1 a ​​12 millas al este del campo Liza.
En el bloque Corentyne (CGX et al), se podría perforar un pozo en 2021 para probar el prospecto Santonian Kawa. Esta es una tendencia para las amplitudes Santonianas, con edades similares encontradas en Stabroek y el Bloque 58 de Surinam. La fecha límite para perforar el pozo se extendió hasta el 21 de noviembre de 2021.
Pozos de Surinam a tener en cuenta en 2021. Tullow Oil perforó el pozo GVN-1 en el Bloque 47 el 24 de enero de 2021. El objetivo de este pozo es un objetivo dual en la turbidita del Cretácico Superior. Tullow actualizó la situación el 18 de marzo, diciendo que el pozo alcanzó la TD y encontró un yacimiento de alta calidad, pero mostró pequeñas cantidades de petróleo. Será interesante ver cómo este buen resultado afecta a los futuros pozos NNE desde los descubrimientos Apache y Petronas hasta los bloques 42, 53, 48 y 59.
A principios de febrero, Total/Apache perforó un pozo de evaluación en el Bloque 58, aparentemente a partir de un descubrimiento en el bloque. Posteriormente, el pozo de exploración Bonboni-1 en el extremo más al norte del Bloque 58 puede perforarse este año. Será interesante ver si los carbonatos de Walker en el Bloque 42 en el futuro serán como el descubrimiento Ranger-1 en Stabroek.
Ronda de licencias de Surinam. Staatsolie ha anunciado una ronda de licencias 2020-2021 para ocho licencias que se extienden desde Shoreline hasta Apache/Total Block 58. La sala de datos virtual se abre el 30 de noviembre de 2020. Las ofertas vencerán el 30 de abril de 2021.
Plan de desarrollo de Starbrook. ExxonMobil y Hess han publicado detalles de sus planes de desarrollo de campo, que se pueden encontrar en varias ubicaciones, pero el Día del inversor de Hess, el 8 de diciembre de 2018, es un buen lugar para comenzar. Liza se está desarrollando en tres fases, y el primer petróleo aparecerá en 2020, cinco años después del descubrimiento, Figura 3. Los FPSO asociados con el desarrollo submarino son un ejemplo de su intento de reducir costos para obtener una producción temprana, e incluso precios, en un momento en que los precios del crudo Brent son bajos.
ExxonMobil anunció que planea presentar planes para el cuarto gran desarrollo de Stabroek para fines de 2021.
desafío. Poco más de un año después de precios del petróleo históricamente negativos, la industria se ha recuperado, con precios del WTI por encima de los 65 dólares, y la cuenca Guyana-Surinam emergiendo como el desarrollo más emocionante de la década de 2020. Se han documentado pozos de descubrimiento en el área. Según Westwood, representa más del 75% del petróleo descubierto en la última década y al menos el 50% del gas natural encontrado en trampas estratigráficas clásticas. veintiuno
El mayor desafío no son las propiedades del yacimiento, ya que tanto la roca como el fluido parecen tener la calidad requerida. No es la tecnología porque la tecnología de aguas profundas se ha desarrollado desde la década de 1980. Es probable que se aproveche esta oportunidad desde el principio para implementar las mejores prácticas de la industria en la producción offshore. Esto permitirá a las agencias gubernamentales y al sector privado desarrollar regulaciones y políticas para lograr un marco ambientalmente amigable y permitir el crecimiento económico y social en ambos países.
De todas formas, la industria seguirá de cerca a Guyana-Surinam al menos durante este año y los próximos cinco años. En algunos casos, existen muchas oportunidades para que los gobiernos, los inversores y las empresas de exploración y producción participen en eventos y actividades según lo permita la COVID-19. Estas incluyen:
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