En esta prometedora región, los operadores se enfrentan ahora al reto de pasar de un modelo de exploración y evaluación a las mejores prácticas para el desarrollo y la producción.
Los recientes descubrimientos en la cuenca Guyana-Surinam demuestran una estimación de más de 10 mil millones de barriles de recursos petrolíferos y más de 30 billones de pies cúbicos de gas natural.1 Como ocurre con muchos éxitos en el sector del petróleo y el gas, esta es una historia que comienza con un éxito inicial en la exploración terrestre, seguido de un período prolongado de decepción en la exploración costera y de la plataforma continental, que culmina en un éxito en aguas profundas.
El éxito final es una prueba de la perseverancia y el éxito en la exploración de los gobiernos de Guyana y Surinam y sus agencias petroleras, así como del uso de compañías petroleras internacionales en la franja de conversión africana a 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.
En los próximos 5 años, esta zona será la cúspide de la industria del petróleo y el gas, y los yacimientos ya descubiertos se convertirán en zonas de evaluación y desarrollo; varias empresas exploradoras siguen buscando nuevos descubrimientos.
Exploración terrestre. En Surinam y Guyana, se conocían filtraciones de petróleo desde el siglo XIX hasta el siglo XX. La exploración en Surinam descubrió petróleo a una profundidad de 160 m mientras perforaba en busca de agua en un campus en la aldea de Calcuta.2 El campo terrestre de Tambaredjo (petróleo de 15-17 oAPI) fue descubierto en 1968. El primer petróleo comenzó en 1982. Se agregaron campos petroleros satélite a Calcuta y Tambaredjo. El STOOIP original para estos campos es de 1 Bbbl de petróleo. Actualmente, la producción de estos campos es de aproximadamente 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, fueloil y betún.
Guyana no ha tenido el mismo éxito en tierra firme; se han perforado 13 pozos desde 1916, pero solo dos han producido petróleo.3 La exploración petrolera en tierra firme 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 lutita negra, de edad Cenomaniense-Turoniense (conocida como Formación Canje), equivalente a la Formación La Luna en Venezuela.
Venezuela tiene una próspera historia de exploración y producción de petróleo.4 El éxito de 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 el Cinturón del Orinoco en 1936 tuvo un gran impacto en las reservas y recursos de petróleo, contribuyendo con 78 mil millones de barriles de reservas de petróleo; este yacimiento ocupa el primer lugar actual de Venezuela en reservas. La formación La Luna (Cenomaniense-Turoniense) es la roca madre 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 madre encontradas frente a las costas de Guyana y Surinam tienen características similares y son de la misma edad que las encontradas en La Luna.
Exploración petrolera en alta mar en Guyana: la plataforma continental. Los trabajos de exploración en la plataforma continental comenzaron oficialmente en 1967 con 7 pozos, Offshore-1 y -2, en Guyana. Hubo un lapso de 15 años antes de que se perforara Arapaima-1, seguido de 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 económicamente viables es decepcionante, estos pozos son importantes porque confirman que un sistema petrolero que funciona correctamente está produciendo petróleo.
Exploración petrolera en aguas de Surinam: la plataforma continental. La historia de la exploración de la plataforma continental de Surinam refleja la de Guyana. En 2011 se perforaron un total de 9 pozos, de los cuales 3 mostraron indicios de petróleo; los demás resultaron secos. Si bien la falta de descubrimientos económicamente viables es decepcionante, los pozos confirman que un sistema petrolero en buen funcionamiento está produciendo petróleo.
En 2003, la expedición ODP Leg 207 perforó cinco emplazamientos en la elevación de Demerara, que separa la cuenca de Guyana-Surinam de la zona marina de la Guayana Francesa. Es importante destacar que los cinco pozos encontraron la misma roca madre de la Formación Canje del Cenomaniense-Turoniense hallada en los pozos de Guyana y Surinam, lo que confirma la presencia de la roca madre de La Luna.
La exitosa exploración de las zonas de transición de África comenzó con el descubrimiento del petróleo de Tullow en 2007 en el yacimiento Jubilee en Ghana. Tras su éxito en 2009, se descubrió el complejo TEN al oeste de Jubilee. Estos éxitos han llevado a las naciones africanas ecuatoriales a ofrecer licencias de aguas profundas, que las compañías petroleras han adquirido, impulsando la exploración desde Costa de Marfil hasta Liberia y Sierra Leona. Desafortunadamente, la perforación en busca de este tipo de yacimientos ha tenido muy poco éxito en la acumulación de recursos económicos. En general, cuanto más al oeste se vaya desde Ghana a lo largo de las zonas de transición de África, menor será la tasa de éxito.
Al igual que 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 dependen de sellos superiores y laterales sólidos (pizarra). Las trampas estructurales son raras. Las compañías petroleras descubrieron pronto que, al perforar pozos secos, necesitaban diferenciar las respuestas sísmicas de las areniscas portadoras de 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 suelen referirse al término "tendencialismo". Es un concepto sencillo que les permite transferir sus ideas de exploración de una cuenca a otra. En este contexto, muchas compañías petroleras internacionales que han tenido éxito en África Occidental y en 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 marinos de aguas profundas en Guyana, Surinam y la Guayana Francesa.
Descubierto en septiembre de 2011 mediante la perforación del pozo Zaedyus-1 a una profundidad de 2.000 m frente a la costa de la Guayana Francesa, Tullow Oil fue la primera empresa en encontrar hidrocarburos significativos en SAEM. Tullow Oil anunció que el pozo encontró 72 m de abanicos productivos 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 alta mar 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 han anunciado un total de 18 descubrimientos con un recurso recuperable total de más de 8 barriles de petróleo (ExxonMobil). Los socios de Stabroek abordan las preocupaciones sobre la respuesta sísmica de los yacimientos que contienen hidrocarburos frente a los yacimientos de acuíferos (Hess Investor, Investor Day 2018 8). Se han identificado rocas madre más profundas de edad Albiense en algunos pozos.
Curiosamente, ExxonMobil y sus socios descubrieron petróleo en el yacimiento de carbonato del pozo Ranger-1, anunciado en 2018. Hay indicios de que se trata de un yacimiento de carbonato formado sobre un volcán de subsidencia.
El descubrimiento de Haimara-18 se anunció en febrero de 2019 como un hallazgo de condensado en un yacimiento de alta calidad de 63 m de espesor. Haimara-1 limita con la frontera entre Stabroek en Guyana y el Bloque 58 en Surinam.
Tullow y sus socios (con licencia de Orinduik) realizaron dos descubrimientos en el yacimiento 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 del Maastrichtiense de alta calidad, pero el análisis de fluidos indicó petróleo más pesado que en el desarrollo Liza. Se descubrieron yacimientos de alta calidad en las formaciones más profundas del Santoniense y el Turoniense. Los datos aún están siendo evaluados.
En aguas costeras de Surinam, tres pozos de exploración en aguas profundas perforados entre 2015 y 2017 resultaron 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 fue perforado con anomalías significativas de amplitud sísmica. Los resultados de este pozo demuestran claramente el riesgo/incertidumbre que rodea a las anomalías de amplitud e ilustran la necesidad de datos del pozo, incluidos datos de núcleos, para resolver 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.
Evidentemente, a principios de 2019, el panorama para las aguas profundas de Surinam es desalentador. ¡Pero esta situación está a punto de mejorar drásticamente!
A principios de enero de 2020, en el Bloque 58 de Surinam, Apache/Total17 anunció el descubrimiento de petróleo en el pozo de exploración Maka-1, perforado a finales de 2019. Maka-1 es el primero de cuatro descubrimientos consecutivos que Apache/Total anunciará en 2020 (inversores de Apache). Cada pozo encontró yacimientos superpuestos 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. El petróleo se encontró en varias arenas de Campania. El bloque 52 es una tendencia y al este que Apache encontró en el bloque 58.
A medida que continúen las exploraciones y las evaluaciones en 2021, habrá muchos yacimientos prometedores en la zona a los que prestar atención.
Pozos de Guyana a tener en cuenta en 2021. ExxonMobil y sus socios (Bloque Canje)19 anunciaron el 3 de marzo de 2021 que el pozo Bulletwood-1 resultó seco, pero los resultados indicaron la existencia de un sistema petrolífero en funcionamiento 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 evaluar el prospecto Santoniense Kawa. Esta es una tendencia para las amplitudes del Santoniense, con edades similares encontradas en Stabroek y el Bloque 58 de Surinam. El plazo 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 doble en la turbidita del Cretácico Superior. Tullow actualizó la situación el 18 de marzo, indicando que el pozo alcanzó la profundidad total 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 del noreste de los descubrimientos de Apache y Petronas en los bloques 42, 53, 48 y 59.
A principios de febrero, Total/Apache perforó un pozo de evaluación en el Bloque 58, aparentemente ascendiendo desde un descubrimiento en el bloque. Posteriormente, el pozo de exploración Bonboni-1 en el extremo más septentrional del Bloque 58 podría 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. realizar pruebas.
Ronda de Licencias de Surinam. Staatsolie ha anunciado una ronda de licencias para el periodo 2020-2021 que abarca ocho licencias desde Shoreline hasta Apache/Total Block 58. La sala de datos virtual se abrirá 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 yacimientos, que se pueden encontrar en varios lugares, pero el Día del Inversor de Hess del 8 de diciembre de 2018 es un buen lugar para empezar. Liza se está desarrollando en tres fases, y el primer petróleo aparecerá en 2020, cinco años después del descubrimiento (Figura 3). Las FPSO asociadas 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 los planes para el cuarto gran proyecto de desarrollo de Stabroek antes de finales de 2021.
desafío. Poco más de un año después de precios del petróleo históricamente negativos, la industria se ha recuperado, con precios del WTI superiores a los 65 dólares, y la cuenca Guyana-Surinam se perfila como el desarrollo más prometedor de la década de 2020. Se han documentado pozos de descubrimiento en la zona. 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 reside en las propiedades del yacimiento, ya que tanto la roca como el fluido parecen tener la calidad requerida. Tampoco se trata de tecnología, puesto que la tecnología para 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 en alta mar. Esto permitirá a los organismos gubernamentales y al sector privado desarrollar regulaciones y políticas para lograr un marco ambientalmente responsable y propiciar el crecimiento económico y social en ambos países.
En cualquier caso, la industria seguirá de cerca la situación de Guyana-Surinam durante al menos 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 situación de la COVID-19. Estas incluyen:
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