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 des ressources pétrolières estimées à plus de 10 milliards de barils et des ressources en gaz naturel de plus de 30 billions de pieds cubes.1 Comme pour de nombreux succès pétroliers et gaziers, cette histoire commence par des succès initiaux d'exploration terrestre, suivis d'une longue période de déceptions lors de l'exploration côtière et du plateau continental, pour finalement aboutir à un succès en eaux profondes.
Le succès final témoigne de la persévérance et du succès en matière d'exploration des gouvernements du Guyana et du Suriname et de leurs agences pétrolières, ainsi que de l'utilisation des compagnies pétrolières internationales dans la zone de conversion africaine jusqu'à la zone de conversion sud-américaine conjuguée. Les puits productifs du bassin Guyana-Suriname sont le résultat d'une combinaison de facteurs, dont la plupart sont liés à la technologie.
Au cours des 5 prochaines années, cette zone sera le point culminant de l'exploitation pétrolière et gazière, les découvertes existantes devenant une zone d'évaluation/de développement ; plusieurs sociétés d'exploration sont encore à la recherche de nouvelles découvertes.
Exploration terrestre. Au Suriname et en Guyane, des suintements de pétrole étaient connus du XIXe au XXe siècle. Au Suriname, des forages d'eau effectués sur un campus près du village de Kolkata ont permis de découvrir du pétrole à 160 m de profondeur.² Le gisement terrestre de Tambaredjo (pétrole de 15 à 17 oAPI) a été découvert en 1968. La première production a débuté en 1982. Des gisements satellites, situés à proximité de Kolkata et de Tambaredjo, ont été ajoutés. Le volume initial de pétrole en place (STOOIP) de ces gisements est estimé à 1 milliard de barils. Actuellement, leur production est d'environ 16 000 barils par jour.² Le pétrole brut de Petronas est raffiné à la raffinerie de Tout Lui Faut, d'une capacité de production de 15 000 barils par jour, pour la production de diesel, d'essence, de fioul et de bitume.
Le Guyana n'a pas connu le même succès dans l'exploitation pétrolière terrestre ; 13 puits ont été forés depuis 1916, mais seulement deux ont produit du pétrole.3 L'exploration pétrolière terrestre des années 1940 a conduit à une étude géologique du bassin de Takatu. Trois puits ont été forés entre 1981 et 1993, tous secs ou non rentables. Ces puits ont confirmé la présence d'une épaisse couche de schiste noir, d'âge cénomanien-turonien (connue sous le nom de formation de Canje), équivalente à la formation de La Luna au Venezuela.
Le Venezuela possède une longue tradition d'exploration et de production pétrolières.⁴ Les premiers forages réussis remontent à 1908, avec le puits Zumbaque 1 dans l'ouest du pays.⁵ Durant la Première Guerre mondiale et dans les années 1920 et 1930, la production du lac Maracaibo a continué d'augmenter. Bien entendu, la découverte des sables bitumineux⁶ dans la ceinture de l'Orénoque en 1936 a eu un impact majeur sur les réserves et les ressources pétrolières, contribuant à hauteur de 78 milliards de barils aux réserves totales ; ce gisement occupe actuellement la première place au Venezuela en termes de réserves. La formation de La Luna (Cénomanien-Turonien) est la roche mère de classe mondiale pour la majeure partie du pétrole.⁷ La Luna est responsable de la majeure partie du pétrole découvert et produit dans le bassin de Maracaibo et dans plusieurs autres bassins en Colombie, en Équateur et au Pérou. Les roches mères trouvées au large du Guyana et du Suriname présentent des caractéristiques similaires et sont du même âge que celles de La Luna.
Exploration pétrolière en mer au Guyana : la zone du plateau continental. Les travaux d’exploration sur le plateau continental ont officiellement débuté en 1967 avec le forage de sept puits, Offshore-1 et -2, au Guyana. Quinze ans se sont écoulés 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 présentent des indices de pétrole ou de gaz ; seul Abary-1, foré en 1975, produit du pétrole fluide (37 °API). Bien que l’absence de découvertes économiquement viables soit décevante, ces puits sont importants car ils confirment l’existence d’un système pétrolier fonctionnel en production.
Exploration pétrolière au large du Suriname : la zone du plateau continental. L’histoire de l’exploration du plateau continental du Suriname est similaire à celle du Guyana. Au total, 9 puits ont été forés en 2011, dont 3 ont montré des indices de pétrole ; les autres se sont révélés secs. Là encore, l’absence de découvertes économiquement viables est décevante, mais ces puits confirment la présence d’un système pétrolier fonctionnel en production.
Le Leg 207 de l'ODP a foré cinq sites en 2003 sur le plateau de Demerara qui sépare le bassin Guyana-Suriname de la Guyane française au large des côtes. 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 du Guyana et du Suriname, confirmant ainsi la présence de la roche mère de La Luna.
L'exploration fructueuse des zones de transition africaines a débuté avec la découverte du pétrole de Tullow en 2007 sur le champ Jubilee au Ghana. Suite à ce succès, le complexe TEN a été découvert en 2009 à l'ouest de Jubilee. Ces réussites ont incité les pays d'Afrique équatoriale à octroyer des permis d'exploitation en eaux profondes, que les compagnies pétrolières ont obtenus, lançant ainsi l'exploration de la Côte d'Ivoire au Libéria, en passant par la Sierra Leone. Malheureusement, les forages visant ces mêmes types de gisements se sont avérés très peu infructueux en termes d'accumulation économique. De manière générale, plus on s'éloigne du Ghana vers l'ouest, le long des zones de transition africaines, plus le taux de réussite diminue.
Comme la plupart des succès de l'Afrique de l'Ouest en Angola, à Cabinda et dans les mers du Nord, ces succès en eaux profondes au Ghana confirment un concept d'exploitation similaire. Ce concept repose 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 dits stratigraphiques et reposent sur des couvertures solides (schiste). Les pièges structuraux sont rares. Les compagnies pétrolières ont rapidement constaté que, face aux forages infructueux, il était nécessaire de différencier les réponses sismiques des grès hydrocarbonés de celles des grès humides. Chaque compagnie pétrolière garde secrète son expertise technique quant à l'application de cette technologie. Chaque puits suivant a permis d'affiner cette méthode. Une fois éprouvée, cette approche peut réduire considérablement les risques associés au forage de puits d'évaluation et de développement, ainsi qu'à l'exploration de nouveaux prospects.
Les géologues utilisent souvent le terme « trendologie ». Il s'agit d'un concept simple qui leur permet de transposer leurs idées d'exploration d'un bassin à l'autre. Dans ce contexte, de nombreuses compagnies pétrolières internationales ayant connu le succès en Afrique de l'Ouest et dans la zone de transition africaine sont déterminées à appliquer ces concepts à la marge équatoriale sud-américaine (SAEM). Ainsi, début 2010, la société avait obtenu des licences pour des blocs en eaux profondes au large du Guyana, du Suriname et de la Guyane française.
Découvert en septembre 2011 lors du forage Zaedyus-1 à 2 000 m de profondeur au large des côtes de la Guyane française, le gisement de SAEM a été découvert par Tullow Oil, une première pour la compagnie. Tullow Oil a annoncé que le puits avait mis au jour 72 m de couches productives nettes dans deux turbidites. Trois puits d'évaluation rencontreront d'épaisses couches de sable, mais aucun hydrocarbure commercialisable n'y sera trouvé.
Succès au Guyana. ExxonMobil/Hess et al. La découverte du désormais célèbre puits Liza-1 (puits Liza-1 12) a été annoncée en mai 2015 sur le permis Stabroek au large du Guyana. Le sable turbiditique du Crétacé supérieur constitue le réservoir. Le puits de suivi Skipjack-1, foré en 2016, n'a pas permis de découvrir d'hydrocarbures commercialisables. En 2020, les partenaires de Stabroek ont ​​annoncé un total de 18 découvertes, représentant des ressources récupérables totales de plus de 8 barils de pétrole (ExxonMobil) ! Les partenaires de Stabroek répondent aux préoccupations concernant la réponse sismique des réservoirs d'hydrocarbures par rapport aux réservoirs aquifères (Hess Investor, Journée des investisseurs 2018, p. 8). Des roches mères plus profondes, datant 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 carbonaté du puits Ranger-1 annoncé en 2018. Des éléments indiquent qu'il s'agit d'un réservoir carbonaté formé au-dessus d'un volcan d'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 au Guyana et le bloc 58 au Suriname.
Tullow et ses partenaires (licence Orinduik) ont fait deux découvertes dans le chenal de rampe découvert par Stabroek :
ExxonMobil et son partenaire (le bloc Kaieteur) ont annoncé le 17 novembre 2020 que le puits Tanager-1 constituait une découverte, mais qu'il était considéré comme non commercialisable. Le puits a mis en évidence 16 m de pétrole net dans des sables maastrichtiens de haute qualité, mais l'analyse des fluides a révélé un pétrole plus lourd que dans le gisement de Liza. Des réservoirs de haute qualité ont été découverts dans les formations santoniennes et turoniennes plus profondes. Les données sont toujours en cours d'évaluation.
Au large du Suriname, trois puits d'exploration en eaux profondes forés entre 2015 et 2017 se sont révélés secs. Apache a foré deux puits secs (Popokai-1 et Kolibrie-1) dans le bloc 53 et Petronas a foré un puits 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 présentait pas de roches réservoirs significatives, mais avait révélé la présence de condensat de gaz.¹¹ Le puits a été foré malgré d'importantes anomalies d'amplitude sismique. Les résultats de ce puits démontrent clairement le risque et l'incertitude liés aux anomalies d'amplitude et soulignent la nécessité de disposer de données supplémentaires, notamment de données de carottes, 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/Total a annoncé la découverte de pétrole au puits d'exploration Maka-1, foré fin 2019. Maka-1 est la première de quatre découvertes consécutives qu'Apache/Total annoncera en 2020 (Apache investors). Chaque puits a rencontré des réservoirs superposés de Campania et de Santonia, ainsi que des réservoirs de condensats d'hydrocarbures distincts. Selon les rapports, la qualité du réservoir est excellente. 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 de ce qu'Apache a trouvé dans le bloc 58.
Alors que l'exploration et les évaluations se poursuivent en 2021, de nombreux projets seront à surveiller dans la région.
Puits guyanais à surveiller en 2021. ExxonMobil et ses partenaires (bloc Canje)¹⁹ ont annoncé le 3 mars 2021 que le puits Bulletwood-1 était sec, mais les résultats indiquent la présence d'un système pétrolier fonctionnel dans le bloc. Des forages 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 26 kilomètres au nord-est du champ de Liza. Par la suite, le puits Redtail-1 sera foré à 19 kilomètres à l'est du champ de Liza.
Sur le bloc Corentyne (CGX et al), un puits pourrait être foré en 2021 pour tester le prospect santonien de Kawa. Ceci est une tendance pour les amplitudes santoniennes, avec des âges similaires trouvés à Stabroek et dans le bloc 58 du 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. Ce puits vise une double cible dans la turbidite du Crétacé supérieur. Tullow a fait le point le 18 mars, indiquant que le puits avait atteint la profondeur totale et rencontré un réservoir de haute qualité, mais avec de faibles quantités de pétrole. Il sera intéressant d'observer l'impact de ce résultat positif sur les futurs forages NNE des découvertes d'Apache et de Petronas vers les blocs 42, 53, 48 et 59.
Début février, Total/Apache a foré un puits d'évaluation dans le bloc 58, apparemment à partir d'une découverte dans ce bloc. Le puits d'exploration Bonboni-1, situé 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, présenteront à l'avenir des caractéristiques similaires à la découverte Ranger-1 à Stabroek.
Appel d'offres pour le Suriname. Staatsolie a annoncé un appel d'offres pour huit licences (2020-2021) couvrant la gamme Shoreline à Apache/Total Block 58. La salle de données virtuelle ouvrira ses portes 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 du champ, disponibles à différents endroits, mais la journée des investisseurs de Hess du 8 décembre 2018 est un bon point de départ. Liza est développé en trois phases, le premier pétrole étant attendu en 2020, cinq ans après sa découverte (figure 3). Les FPSO associés au développement sous-marin illustrent leur volonté de réduire les coûts pour obtenir une production rapide – et même des prix bas – à un moment où les prix du pétrole brut Brent sont faibles.
ExxonMobil a annoncé son intention de soumettre d'ici la fin de 2021 les plans du quatrième grand projet de développement de Stabroek.
Défi. Un peu plus d'un an après des prix du pétrole historiquement négatifs, l'industrie s'est redressée, avec un prix du WTI supérieur à 65 dollars, et le bassin Guyana-Suriname s'imposant comme le développement le plus prometteur des années 2020. Des puits de découverte ont été forés dans la région. Selon Westwood, ce bassin représente plus de 75 % du pétrole découvert au cours de la dernière décennie et au moins 50 % du gaz naturel présent dans les pièges stratigraphiques clastiques.
Le principal défi ne réside pas dans les propriétés du réservoir, car la roche et le fluide semblent présenter les qualités requises. Il ne s'agit pas non plus d'un problème technologique, car les techniques d'exploitation en eaux profondes sont développées depuis les années 1980. Il est probable que cette opportunité soit saisie dès le départ pour mettre en œuvre les meilleures pratiques de l'industrie en matière de production offshore. Cela permettra aux organismes gouvernementaux et au secteur privé d'élaborer des réglementations et des politiques visant à instaurer un cadre respectueux de l'environnement et à favoriser la croissance économique et sociale dans les deux pays.
Quoi qu’il en soit, le secteur suivra de près la situation en Guyane-Suriname au moins cette année et les cinq prochaines années. Dans certains cas, de nombreuses opportunités s’offrent aux gouvernements, aux investisseurs et aux sociétés d’exploration et de production pour participer à des événements et des activités, dans la mesure où la situation sanitaire le permet.
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