Dans cette région prometteuse, les opérateurs sont désormais confrontés au défi de passer d’un modèle d’exploration/évaluation aux meilleures pratiques de développement et de production.
Les récentes découvertes dans le bassin Guyana-Suriname démontrent une estimation de plus de 10 milliards de barils de ressources pétrolières et de plus de 30 milliards de pieds cubes de gaz naturel.1 Comme pour de nombreux succès pétroliers et gaziers, il s'agit d'une histoire qui commence par un succès précoce en exploration terrestre, suivi d'une période prolongée de déception en exploration côtière jusqu'au plateau continental, culminant avec un succès en eaux profondes.
Le succès final témoigne de la persévérance et du succès de l’exploration des gouvernements de la Guyane et du Suriname et de leurs agences pétrolières, ainsi que de l’utilisation des IOC dans la frange de conversion africaine vers la frange de conversion conjuguée sud-américaine. Les puits réussis dans le bassin Guyane-Suriname sont le résultat d’une combinaison de facteurs, dont la plupart sont liés à la technologie.
Au cours des cinq prochaines années, cette zone sera le summum du pétrole et du gaz, les découvertes existantes devenant une zone d’évaluation/développement ; plusieurs explorateurs sont toujours à la recherche de découvertes.
Exploration terrestre. Au Suriname et au Guyana, des suintements de pétrole étaient connus des années 1800 aux années 1900. L'exploration au Suriname a permis de découvrir du pétrole à une profondeur de 160 m lors d'un forage pour trouver de l'eau sur un campus du village de Kolkata.2 Le champ terrestre de Tambaredjo (pétrole 15-17 oAPI) a été découvert en 1968. La première production de pétrole a commencé en 1982. Des champs pétroliers satellites à Kolkata et Tambaredjo ont été ajoutés. Le STOOIP d'origine pour ces champs est de 1 Bbbl de pétrole. Actuellement, la production de ces champs est d'environ 16 000 barils par jour.2 Le pétrole brut de Petronas est traité à la raffinerie Tout Lui Faut avec une production quotidienne de 15 000 barils pour la production de diesel, d'essence, de fioul et de bitume.
La Guyane n'a pas connu le même succès à terre ; 13 puits ont été forés depuis 1916, mais seulement deux ont produit du pétrole.3 L'exploration pétrolière à terre dans les années 1940 a donné lieu à une étude géologique du bassin de Takatu. Trois puits ont été forés entre 1981 et 1993, tous secs ou non commerciaux. Les puits ont confirmé la présence d'un épais schiste noir, de l'âge Cénomanien-Turonien (connu sous le nom de Canje Fm), équivalent à la formation de La Luna au Venezuela.
Le Venezuela a une histoire florissante d'exploration et de production pétrolière.4 Le succès des forages remonte à 1908, d'abord au puits Zumbaque 1 dans l'ouest du pays,5 Pendant la Première Guerre mondiale et pendant les années 1920 et 1930, la production du lac Maracaibo a continué d'augmenter.Bien sûr, la découverte de sables bitumineux 6 dans la ceinture de l'Orénoque en 1936 a eu un impact majeur sur les réserves et les ressources pétrolières, contribuant à 78 Bbbl de réserves de pétrole ; ce réservoir classe actuellement le Venezuela au premier rang en termes de réserves.La formation de La Luna (Cénomanien-Turonien) est la roche mère de classe mondiale pour la majeure partie du pétrole.La Luna7 est responsable de la majeure partie du pétrole découvert et produit dans le bassin de Maracaibo et plusieurs autres bassins en Colombie, en Équateur et au Pérou.Les roches mères trouvées au large de la Guyane et du Suriname ont des caractéristiques similaires et sont du même âge que celles trouvées à La Luna.
Exploration pétrolière offshore en Guyane : la zone du plateau continental. Les travaux d'exploration sur le plateau continental ont officiellement commencé en 1967 avec 7 puits Offshore-1 et -2 en Guyane. Il y a eu un écart de 15 ans avant le forage d'Arapaima-1, suivi de Horseshoe-1 en 2000 et d'Eagle-1 et Jaguar-1 en 2012. Six des neuf puits ont des indices de pétrole ou de gaz ; seul Abary-1, foré en 1975, a du pétrole fluide (37 oAPI). Bien que l'absence de découvertes économiques soit décevante, ces puits sont importants car ils confirment qu'un système pétrolier qui fonctionne bien produit du pétrole.
Exploration pétrolière au large du Suriname : la zone du plateau continental. L'histoire de l'exploration du plateau continental du Suriname reflète celle de la Guyane. Au total, 9 puits ont été forés en 2011, dont 3 ont montré des indices de pétrole ; les autres étaient secs. Encore une fois, le manque de découvertes économiques est décevant, mais les puits confirment qu'un système pétrolier qui fonctionne bien produit du pétrole.
L'ODP Leg 207 a foré cinq sites en 2003 sur la montée de Demerara qui sépare le bassin Guyana-Suriname de la Guyane française offshore. Il est important de noter que les cinq puits ont rencontré la même roche mère de la formation Canje du Cénomanien-Turonien trouvée dans les puits de Guyane et du Suriname, confirmant la présence de la roche mère de La Luna.
L'exploration réussie des franges de transition de l'Afrique a commencé avec la découverte du pétrole de Tullow en 2007 sur le champ de Jubilee au Ghana. Suite à son succès en 2009, le complexe TEN a été découvert à l'ouest de Jubilee. Ces succès ont incité les pays d'Afrique équatoriale à offrir des licences en eaux profondes, que les compagnies pétrolières ont annexées, ce qui a encouragé l'exploration de la Côte d'Ivoire au Libéria en passant par la Sierra Leone. Malheureusement, le forage pour ces mêmes types de zones n'a pas réussi à trouver d'accumulation économique. En général, plus on s'éloigne du Ghana vers l'ouest le long des franges de la transition de l'Afrique, plus le taux de réussite diminue.
Comme pour la plupart des succès de l'Afrique de l'Ouest en Angola, au Cabinda et dans les mers du Nord, ces succès en eau profonde du Ghana confirment un concept de jeu similaire. Le concept de développement est basé sur une roche mère mature de classe mondiale et un système de voies de migration associé. Le réservoir est principalement constitué de sable de chenal de pente, appelé turbidite. Les pièges sont appelés pièges stratigraphiques et reposent sur des joints supérieurs et latéraux solides (schiste). Les pièges structurels sont rares. Les compagnies pétrolières ont découvert très tôt qu'en forant des trous secs, elles devaient différencier les réponses sismiques des grès contenant des hydrocarbures des grès humides. Chaque compagnie pétrolière garde secrète son expertise technique sur la manière d'appliquer la technologie. Chaque puits ultérieur a été utilisé pour ajuster cette méthode. Une fois prouvée, cette approche peut réduire considérablement les risques associés au forage de puits d'évaluation et de développement et de nouveaux prospects.
Les géologues font souvent référence au terme « trendologie ». Il s'agit d'un concept simple qui permet aux géologues de transférer leurs idées d'exploration d'un bassin à un autre. Dans ce contexte, de nombreuses sociétés pétrolières internationales qui ont connu du succès en Afrique de l'Ouest et dans la périphérie africaine de transition sont déterminées à appliquer ces concepts à la marge équatoriale sud-américaine (SAEM). En conséquence, au début de 2010, la société avait obtenu des licences pour des blocs offshore en eaux profondes en Guyane, au Suriname et en Guyane française.
Découvert en septembre 2011 par le forage Zaedyus-1 à une profondeur de 2 000 m au large de la Guyane française, Tullow Oil a été la première société à trouver des hydrocarbures significatifs dans le SAEM. Tullow Oil a annoncé que le puits a trouvé 72 m de cônes payants nets dans deux turbidites. Trois puits d'évaluation rencontreront du sable épais mais aucun hydrocarbure commercial.
La Guyane réussit.ExxonMobil/Hess et al.La découverte du désormais célèbre puits Liza-1 (Liza-1 Well 12) a été annoncée en mai 2015 dans la licence Stabroek au large de la Guyane.Le sable turbiditique du Crétacé supérieur constitue le réservoir.Le puits de suivi Skipjack-1 foré en 2016 n'a pas trouvé d'hydrocarbures commerciaux.En 2020, les partenaires de Stabroek ont ​​annoncé un total de 18 découvertes avec une ressource récupérable totale de plus de 8 barils de pétrole (ExxonMobil) !Stabroek Partners répond aux préoccupations concernant la réponse sismique des réservoirs contenant des hydrocarbures par rapport aux réservoirs aquifères (Hess Investor, Investor Day 2018 8).Des roches mères plus profondes de l'âge de l'Albien ont été identifiées dans certains puits.
Il est intéressant de noter qu’ExxonMobil et ses partenaires ont découvert du pétrole dans le réservoir de carbonate du puits Ranger-1 annoncé en 2018. Il existe des preuves qu’il s’agit d’un réservoir de carbonate construit au sommet d’un volcan en affaissement.
La découverte de Haimara-18 a été annoncée en février 2019 comme une découverte de condensat dans un réservoir de haute qualité de 63 m. Haimara-1 borde la frontière entre Stabroek en Guyane et le bloc 58 au Suriname.
Tullow et ses partenaires (licence Orinduik) ont fait deux découvertes dans le canal de rampe de Stabroek :
ExxonMobil et son partenaire (le bloc Kaieteur) ont annoncé le 17 novembre 2020 que le puits Tanager-1 était une découverte mais qu'il était considéré comme non commercial. Le puits a trouvé 16 m de pétrole net dans des sables maastrichtiens de haute qualité, mais l'analyse des fluides a indiqué un pétrole plus lourd que dans le développement de Liza. Des réservoirs de haute qualité ont été découverts dans les formations plus profondes du Santonien et du Turonien. Les données sont toujours en cours d'évaluation.
Au large du Suriname, trois puits d'exploration en eau profonde forés entre 2015 et 2017 étaient des puits secs. Apache a foré deux trous secs (Popokai-1 et Kolibrie-1) dans le bloc 53 et Petronas a foré un trou sec Roselle-1 dans le bloc 52, figure 2.
Au large du Suriname, Tullow a annoncé en octobre 2017 que le puits Araku-1 ne contenait pas de roches réservoirs significatives, mais démontrait la présence de condensat de gaz.11 Le puits a été foré avec des anomalies d'amplitude sismique importantes. Les résultats de ce puits démontrent clairement le risque/l'incertitude entourant les anomalies d'amplitude et illustrent la nécessité de données du puits, y compris les données de base, pour résoudre les problèmes de résolution sismique.
Kosmos a foré deux trous secs (Anapai-1 et Anapai-1A) dans le bloc 45 en 201816, et le trou sec Pontoenoe-1 dans le bloc 42.
De toute évidence, début 2019, les perspectives pour les eaux profondes du Suriname sont sombres. Mais cette situation est sur le point de s’améliorer considérablement !
Début janvier 2020, sur le bloc 58 au Suriname, Apache/Total17 a annoncé la découverte de pétrole dans le puits d'exploration Maka-1, foré fin 2019. Maka-1 est la première des quatre découvertes consécutives qu'Apache/Total annoncera en 2020 (investisseurs Apache). Chaque puits a rencontré des réservoirs empilés de Campanie et de Santonie, ainsi que des réservoirs séparés de condensats d'hydrocarbures. Selon les rapports, la qualité du réservoir est très bonne. Total deviendra l'opérateur du bloc 58 en 2021. Un puits d'évaluation est en cours de forage.
Petronas18 a annoncé la découverte de pétrole au puits Sloanea-1 le 11 décembre 2020. Du pétrole a été trouvé dans plusieurs sables de Campanie. Le bloc 52 est une tendance et à l'est qu'Apache a trouvé dans le bloc 58.
Alors que l’exploration et les évaluations se poursuivent en 2021, il y aura de nombreux prospects à surveiller dans la région.
Puits à surveiller en Guyane en 2021. ExxonMobil et ses partenaires (bloc Canje)19 viennent d'annoncer le 3 mars 2021 que le puits Bulletwood-1 était un puits sec, mais les résultats ont indiqué un système pétrolier fonctionnel dans le bloc. Des puits de suivi dans le bloc Canje sont provisoirement prévus pour le premier trimestre 2021 (Jabillo-1) et le deuxième trimestre 2021 (Sapote-1).20
ExxonMobil et ses partenaires du bloc Stabroek prévoient de forer le puits Krobia-1 à 16 miles au nord-est du champ Liza. Par la suite, le puits Redtail-1 sera foré à 12 miles à l'est du champ Liza.
Sur le bloc Corentyne (CGX et al), un puits pourrait être foré en 2021 pour tester le prospect Santonien Kawa. Il s'agit d'une tendance pour les amplitudes Santoniennes, avec des âges similaires trouvés dans le bloc 58 de Stabroek et Suriname. La date limite pour forer le puits a été prolongée jusqu'au 21 novembre 2021.
Puits à surveiller au Suriname en 2021. Tullow Oil a foré le puits GVN-1 dans le bloc 47 le 24 janvier 2021. La cible de ce puits est une double cible dans la turbidite du Crétacé supérieur. Tullow a mis à jour la situation le 18 mars, indiquant que le puits a atteint TD et a rencontré un réservoir de haute qualité, mais a montré de petites quantités de pétrole. Il sera intéressant de voir comment ce bon résultat affecte les futurs puits NNE des découvertes Apache et Petronas aux blocs 42, 53, 48 et 59.
Début février, Total/Apache a foré un puits d'évaluation dans le bloc 58, apparemment en amont d'une découverte dans le bloc. Par la suite, le puits d'exploration Bonboni-1 à l'extrémité nord du bloc 58 pourrait être foré cette année. Il sera intéressant de voir si les carbonates de Walker dans le bloc 42 à l'avenir seront comme la découverte Ranger-1 à Stabroek.effectuer des tests.
Cycle de licences du Suriname. Staatsolie a annoncé un cycle de licences 2020-2021 pour huit licences s'étendant de Shoreline à Apache/Total Block 58. La salle de données virtuelle ouvre le 30 novembre 2020. Les offres expireront le 30 avril 2021.
Plan de développement de Starbrook. ExxonMobil et Hess ont publié les détails de leurs plans de développement de champ, qui peuvent être trouvés à divers endroits, mais la Journée des investisseurs de Hess du 8 décembre 2018 est un bon point de départ. Liza est développée en trois phases, avec le premier pétrole apparaissant en 2020, cinq ans après la découverte, Figure 3. Les FPSO associés au développement sous-marin sont un exemple de leur tentative de réduire les coûts pour obtenir une production précoce - et même des prix - à un moment où les prix du brut Brent sont bas.
ExxonMobil a annoncé son intention de soumettre les plans du quatrième développement majeur de Stabroek d'ici la fin de 2021.
défi.Un peu plus d'un an après des prix du pétrole historiquement négatifs, l'industrie s'est redressée, avec des prix du WTI supérieurs à 65 $, et le bassin Guyana-Suriname émergeant comme le développement le plus excitant des années 2020.Des puits de découverte ont été documentés dans la région.Selon Westwood, il représente plus de 75 % du pétrole découvert au cours de la dernière décennie et au moins 50 % du gaz naturel trouvé dans les pièges stratigraphiques clastiques.vingt et un
Le plus grand défi ne réside pas dans les propriétés du réservoir, car la roche et le fluide semblent tous deux avoir la qualité requise. Ce n’est pas la technologie, car la technologie en eau profonde a été développée depuis les années 1980. Il est probable que cette opportunité sera saisie dès le départ pour mettre en œuvre les meilleures pratiques de l’industrie en matière de production offshore. Cela permettra aux agences gouvernementales et au secteur privé d’élaborer des réglementations et des politiques pour parvenir à un cadre respectueux de l’environnement et permettre la croissance économique et sociale dans les deux pays.
Quoi qu'il en soit, l'industrie surveillera de près la Guyane-Suriname pendant au moins cette année et les cinq prochaines années. Dans certains cas, il existe de nombreuses opportunités pour les gouvernements, les investisseurs et les sociétés d'exploration et de production de participer à des événements et à des activités, comme le permet la Covid. Celles-ci incluent :
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