W tym obiecującym regionie operatorzy stoją obecnie przed wyzwaniem przejścia z modelu eksploracji/oceny na najlepsze praktyki w zakresie rozwoju i produkcji.
Ostatnie odkrycia w Basenie Gujańsko-Surinamskim wskazują na szacowane zasoby ropy naftowej wynoszące ponad 10 mld bbl i ponad 30 bilionów stóp sześciennych gazu ziemnego.1 Podobnie jak w przypadku wielu sukcesów w dziedzinie ropy naftowej i gazu, ta historia zaczyna się od wczesnych sukcesów w eksploracji lądowej, po których następuje dłuższy okres rozczarowań w eksploracji od wybrzeża do szelfu, a kończy się sukcesem w głębokich wodach.
Ostateczny sukces jest świadectwem wytrwałości i sukcesów eksploracyjnych rządów Gujany i Surinamu oraz ich agencji naftowych, a także wykorzystania IOCs w afrykańskim obszarze konwersji oraz w sprzężonym obszarze konwersji w Ameryce Południowej. Udane odwierty w basenie Gujany i Surinamu są wynikiem połączenia czynników, z których większość jest związana z technologią.
W ciągu najbliższych 5 lat obszar ten stanie się najważniejszym obszarem wydobycia ropy naftowej i gazu, a istniejące odkrycia staną się obszarem oceny/rozwoju; wielu poszukiwaczy wciąż poszukuje nowych odkryć.
Eksploracja lądowa. W Surinamie i Gujanie wycieki ropy były znane od XIX i XX wieku. Eksploracja w Surinamie odkryła ropę naftową na głębokości 160 m podczas wiercenia w poszukiwaniu wody na terenie kampusu we wsi Kalkuta.2 Lądowe pole Tambaredjo (ropa 15-17 oAPI) odkryto w 1968 roku. Wydobycie ropy rozpoczęło się w 1982 roku. Dodano satelitarne pola naftowe do Kalkuty i Tambaredjo. Pierwotne STOOIP dla tych pól wynosiło 1 Bbbl ropy. Obecnie produkcja z tych pól wynosi około 16 000 baryłek dziennie.2 Ropa naftowa Petronas jest przetwarzana w rafinerii Tout Lui Faut, której dzienna produkcja wynosi 15 000 baryłek na potrzeby produkcji oleju napędowego, benzyny, oleju opałowego i bitumu.
Gujana nie odniosła takiego sukcesu na lądzie; od 1916 r. wywiercono 13 odwiertów, ale tylko w dwóch z nich wydobyto ropę.3 Lądowe poszukiwania ropy naftowej w latach 40. XX w. zaowocowały badaniami geologicznymi basenu Takatu. W latach 1981–1993 wywiercono trzy odwierty, wszystkie suche lub niekomercyjne. Odwierty potwierdziły obecność grubego czarnego łupka z wieku cenomanu i turonu (znanego jako Canje Fm), odpowiadającego formacji La Luna w Wenezueli.
Wenezuela ma bogatą historię poszukiwań i produkcji ropy naftowej.4 Sukcesy w wierceniach sięgają 1908 r., najpierw w odwiercie Zumbaque 1 na zachodzie kraju.5 Podczas I wojny światowej oraz w latach 20. i 30. XX wieku produkcja z jeziora Maracaibo stale rosła.Oczywiście odkrycie piasków roponośnych6 w pasie Orinoko w 1936 r. miało ogromny wpływ na rezerwy i zasoby ropy naftowej, przyczyniając się do wzrostu rezerw ropy o 78 mld bbl; to złoże jest obecnie numerem jeden pod względem rezerw w Wenezueli. Formacja La Luna (cenoman-turon) jest światowej klasy skałą macierzystą większości ropy naftowej. La Luna7 odpowiada za większość ropy odkrytej i wydobytej w basenie Maracaibo i kilku innych basenach w Kolumbii, Ekwadorze i Peru. Skały macierzyste znalezione u wybrzeży Gujany i Surinamu mają podobne właściwości i są tego samego wieku, co skały znalezione w La Luna.
Eksploracja ropy naftowej na morzu w Gujanie: Obszar szelfu kontynentalnego. Prace eksploracyjne na szelfie kontynentalnym oficjalnie rozpoczęły się w 1967 r. od wykonania 7 odwiertów Offshore-1 i -2 w Gujanie. Zanim wykonano odwiert Arapaima-1, minęła 15-letnia przerwa. W 2000 r. wykonano odwiert Horseshoe-1, a w 2012 r. Eagle-1 i Jaguar-1. W sześciu z dziewięciu odwiertów stwierdzono obecność ropy lub gazu; jedynie odwiert Abary-1, wykonany w 1975 r., zawiera ropę płynną (37 oAPI). Chociaż brak jakichkolwiek odkryć ekonomicznych jest rozczarowujący, odwierty te są ważne, ponieważ potwierdzają, że dobrze funkcjonujący system naftowy produkuje ropę.
Poszukiwania ropy naftowej na morzu u wybrzeży Surinamu: Szelf Kontynentalny. Historia eksploracji szelfu kontynentalnego w Surinamie przypomina historię Gujany. W 2011 r. wywiercono w sumie 9 odwiertów, w 3 z nich stwierdzono obecność ropy, a w pozostałych nie było jej. Brak odkryć o charakterze rentownym jest ponownie rozczarowujący, ale odwierty potwierdzają, że sprawnie funkcjonujący system naftowy produkuje ropę.
W ramach odcinka 207 projektu ODP w 2003 r. wykonano pięć odwiertów na Grzbiecie Demerara, który oddziela Basen Gujańsko-Surinamski od Gujany Francuskiej na morzu. Co ważne, wszystkie pięć odwiertów natrafiło na tę samą skałę macierzystą formacji Canje z cenomanu i turonu, którą znaleziono w odwiertach w Gujanie i Surinamie, co potwierdza obecność skały macierzystej La Luna.
Udana eksploracja obrzeży Afryki w strefie przejściowej rozpoczęła się od odkrycia ropy Tullow w 2007 r. na polu Jubilee w Ghanie. Po sukcesie w 2009 r. odkryto kompleks TEN na zachód od Jubilee. Te sukcesy skłoniły państwa Afryki równikowej do zaoferowania licencji na głębokie wody, które zostały przejęte przez firmy naftowe, co doprowadziło do rozpoczęcia eksploracji od Wybrzeża Kości Słoniowej po Liberię i Sierra Leone. Niestety, wiercenia w tych samych obszarach okazały się bardzo nieskuteczne w znajdowaniu złóż o charakterze gospodarczym. Ogólnie rzecz biorąc, im dalej na zachód od Ghany wzdłuż obrzeży Afryki w strefie przejściowej, tym bardziej spada wskaźnik powodzenia.
Podobnie jak w przypadku większości sukcesów Afryki Zachodniej w Angoli, Kabindzie i morzach północnych, te sukcesy w Ghanie na głębokich wodach potwierdzają podobną koncepcję gry. Koncepcja rozwoju opiera się na światowej klasy dojrzałej skale macierzystej i powiązanym z nią systemie ścieżek migracji. Złoże składa się głównie z piasku kanału zboczowego, zwanego turbidytem. Pułapki nazywane są pułapkami stratygraficznymi i polegają na stałych uszczelnieniach górnych i bocznych (łupki). Pułapki strukturalne są rzadkie. Firmy naftowe wcześnie odkryły, że wiercąc suche otwory, muszą odróżnić reakcje sejsmiczne piaskowców zawierających węglowodory od piaskowców mokrych. Każda firma naftowa utrzymuje w tajemnicy swoją wiedzę techniczną na temat stosowania tej technologii. Każdy kolejny odwiert był wykorzystywany do dostosowywania tej metody. Po sprawdzeniu tego podejścia można znacznie zmniejszyć ryzyko związane z wierceniem, oceną i rozwojem odwiertów oraz nowymi perspektywami.
Geolodzy często odwołują się do terminu „trendologia”. To prosta koncepcja, która pozwala geologom przenosić pomysły eksploracyjne z jednego basenu do drugiego. W tym kontekście wiele MKOl, które odniosły sukces w Afryce Zachodniej i na afrykańskim skraju przejściowym, jest zdeterminowanych, aby zastosować te koncepcje w południowoamerykańskim pasie równikowym (SAEM). W rezultacie, na początku 2010 roku, firma uzyskała licencje na głębokowodne bloki morskie w Gujanie, Surinamie i Gujanie Francuskiej.
Odkrycie nastąpiło we wrześniu 2011 r. podczas wiercenia Zaedyus-1 na głębokości 2000 m u wybrzeży Gujany Francuskiej. Firma Tullow Oil była pierwszą firmą, która znalazła znaczące złoża węglowodorów w SAEM. Tullow Oil ogłosiła, że ​​odwiert wykazał 72 m czystych płatnych kanałów w dwóch turbidytach. Trzy odwierty oceniające natrafią na gruby piasek, ale nie na węglowodory komercyjne.
Gujana odnosi sukces.ExxonMobil/Hess et al.Odkrycie słynnego obecnie odwiertu Liza-1 (odwiert Liza-1 12) ogłoszono w maju 2015 r. na koncesji Stabroek u wybrzeży Gujany.Złożem jest piasek turbidytowy z górnej kredy.Kolejny odwiert Skipjack-1 wykonany w 2016 r. nie znalazł węglowodorów komercyjnych.W 2020 r. partnerzy Stabroek ogłosili łącznie 18 odkryć o całkowitych odzyskiwalnych zasobach ponad 8 baryłek ropy (ExxonMobil)!Partnerzy Stabroek odnoszą się do obaw dotyczących reakcji sejsmicznej złóż węglowodorów w porównaniu ze złożami wodonośnymi (Hess Investor, Investor Day 2018 8).W niektórych odwiertach zidentyfikowano głębsze skały źródłowe z okresu albizmu.
Co ciekawe, ExxonMobil i jego partnerzy odkryli ropę naftową w złożu węglanowym odwiertu Ranger-1, o czym poinformowano w 2018 r. Istnieją dowody na to, że jest to złoże węglanowe powstałe na szczycie wulkanu zapadliskowego.
Odkrycie Haimara-18 ogłoszono w lutym 2019 r. jako odkrycie kondensatu w złożu wysokiej jakości o głębokości 63 m. Haimara-1 graniczy z granicą między Stabroek w Gujanie a Blokiem 58 w Surinamie.
Tullow i partnerzy (licencja Orinduik) dokonali dwóch odkryć w kanale pochylniowym Stabroek:
ExxonMobil i jego partner (blok Kaieteur) ogłosili 17 listopada 2020 r., że odwiert Tanager-1 jest odkryciem, ale nie jest uważany za komercyjny. Odwiert zawierał 16 m ropy netto w wysokiej jakości piaskach mastrychtu, ale analiza płynów wykazała cięższą ropę niż w zagospodarowaniu Liza. Wysokiej jakości złoża odkryto w głębszych formacjach santonu i turonu. Dane są nadal oceniane.
U wybrzeży Surinamu trzy głębokowodne odwierty poszukiwawcze wykonane w latach 2015–2017 okazały się odwiertami suchymi. Apache wywiercił dwa suche otwory (Popokai-1 i Kolibrie-1) w Bloku 53, a Petronas wywiercił suchy otwór Roselle-1 w Bloku 52, rysunek 2.
Firma Tullow, działająca na morzu u wybrzeży Surinamu, ogłosiła w październiku 2017 r., że w odwiercie Araku-1 nie stwierdzono żadnych znaczących skał zbiornikowych, ale stwierdzono obecność kondensatu gazowego.11 Podczas wiercenia odwiertu stwierdzono znaczne anomalie amplitudy sejsmicznej. Wyniki uzyskane z tego odwiertu wyraźnie wskazują na ryzyko/niepewność związane z anomaliami amplitudy i ilustrują potrzebę danych z odwiertu, w tym danych rdzeniowych, w celu rozwiązania problemów z rozdzielczością badań sejsmicznych.
W 2018 roku Kosmos wywiercił dwa suche otwory (Anapai-1 i Anapai-1A) w Bloku 45, a także suchy otwór Pontoenoe-1 w Bloku 42.
Jasne jest, że na początku 2019 roku perspektywy dla głębokich wód Surinamu są ponure. Jednak sytuacja ta ma się wkrótce radykalnie poprawić!
Na początku stycznia 2020 r. w Bloku 58 w Surinamie firma Apache/Total17 ogłosiła odkrycie ropy naftowej w odwiercie poszukiwawczym Maka-1, który został wykonany pod koniec 2019 r. Maka-1 to pierwsze z czterech kolejnych odkryć, które Apache/Total ogłoszą w 2020 r. (inwestorzy Apache). Każdy odwiert napotkał ułożone w stosy złoża Campania i Santonia, a także oddzielne złoża kondensatu węglowodorów. Według doniesień jakość złoża jest bardzo dobra. Total zostanie operatorem Bloku 58 w 2021 r. Trwa wiercenie odwiertu oceniającego.
Petronas18 ogłosił odkrycie ropy naftowej w odwiercie Sloanea-1 11 grudnia 2020 r. Ropa naftowa znajduje się w kilku piaskach Kampanii. Blok 52 to trend i wschód, który Apache znalazł w Bloku 58.
W miarę kontynuowania prac eksploracyjnych i ocen w 2021 r. w tym rejonie pojawi się wiele perspektywicznych złóż wartych obserwacji.
Odwierty w Gujanie, które warto obserwować w 2021 r. ExxonMobil i partnerzy (blok Canje)19 ogłosili 3 marca 2021 r., że odwiert Bulletwood-1 był odwiertem suchym, ale wyniki wskazały na funkcjonujący system naftowy w bloku. Odwierty uzupełniające w bloku Canje są wstępnie zaplanowane na I kwartał 2021 r. (Jabillo-1) i II kwartał 2021 r. (Sapote-1)20.
ExxonMobil i partnerzy z bloku Stabroek planują wywiercić odwiert Krobia-1 16 mil na północny wschód od złoża Liza. Następnie, 12 mil na wschód od złoża Liza zostanie wywiercony odwiert Redtail-1.
Na bloku Corentyne (CGX i in.) w 2021 r. może zostać wykonany odwiert w celu przetestowania prospektu santońskiego Kawa. Jest to tendencja w przypadku amplitud santońskich, przy czym podobny wiek stwierdzono w Stabroek i bloku 58 w Surinamie. Termin wykonania odwiertu został przedłużony do 21 listopada 2021 r.
Warto obserwować odwierty w Surinamie w 2021 r. 24 stycznia 2021 r. Tullow Oil wywiercił odwiert GVN-1 w bloku 47. Celem tego odwiertu jest podwójny cel w turbidycie z górnej kredy. Tullow zaktualizował sytuację 18 marca, mówiąc, że odwiert osiągnął TD i napotkał wysokiej jakości złoże, ale wykazał niewielkie ilości ropy. Ciekawe będzie, jak ten dobry wynik wpłynie na przyszłe odwierty NNE z odkryć Apache i Petronas na blokach 42, 53, 48 i 59.
Na początku lutego Total/Apache wywiercił odwiert oceniający w Bloku 58, najprawdopodobniej z odkrycia dokonanego w tym bloku. Następnie w tym roku może zostać wywiercony odwiert poszukiwawczy Bonboni-1 na najbardziej wysuniętym na północ krańcu Bloku 58. Będzie ciekawie zobaczyć, czy w przyszłości węglany Walkera w Bloku 42 będą podobne do odkrycia Ranger-1 w Stabroek.przeprowadzone zostaną testy.
Runda licencyjna w Surinamie. Staatsolie ogłosiło rundę licencyjną na lata 2020–2021 obejmującą osiem licencji obejmujących obszary od Shoreline do Apache/Total Block 58. Wirtualny pokój danych zostanie otwarty 30 listopada 2020 r. Oferty wygasną 30 kwietnia 2021 r.
Plan rozwoju Starbrook. ExxonMobil i Hess opublikowały szczegóły swoich planów rozwoju złóż, które można znaleźć w różnych lokalizacjach, ale Dzień Inwestora Hess 8 grudnia 2018 r. jest dobrym miejscem na początek. Rozwój złoża Liza odbywa się w trzech fazach, a pierwsza ropa pojawi się w 2020 r., pięć lat po odkryciu, Rysunek 3. Jednostki FPSO związane z rozwojem podmorskim są przykładem ich próby obniżenia kosztów w celu uzyskania wczesnej produkcji — a nawet cen — w czasie, gdy ceny ropy Brent są niskie.
ExxonMobil poinformował, że zamierza przedstawić plany dotyczące czwartej dużej inwestycji Stabroek do końca 2021 roku.
wyzwanie. Niecały rok po historycznie ujemnych cenach ropy naftowej, branża odbiła się, ceny WTI przekroczyły 65 USD, a Basen Gujańsko-Surinamski wyłania się jako najbardziej ekscytujący rozwój lat dwudziestych XXI wieku. W tym obszarze udokumentowano odwierty odkrywcze. Według Westwood, stanowi on ponad 75% ropy naftowej odkrytej w ciągu ostatniej dekady i co najmniej 50% gazu ziemnego znalezionego w klastycznych pułapkach stratygraficznych.dwadzieścia jeden
Największym wyzwaniem nie są właściwości złoża, gdyż zarówno skała, jak i płyn wydają się mieć wymaganą jakość. Nie jest to wyzwanie technologiczne, gdyż technologia głębinowa jest rozwijana od lat 80. XX wieku. Prawdopodobnie od samego początku będzie można wykorzystać tę okazję do wdrożenia najlepszych praktyk branżowych w zakresie produkcji na morzu. Umożliwi to agencjom rządowym i sektorowi prywatnemu opracowanie przepisów i polityk mających na celu stworzenie przyjaznych dla środowiska ram oraz umożliwienie wzrostu gospodarczego i społecznego w obu krajach.
Niezależnie od tego, branża będzie uważnie obserwować Gujanę i Surinam co najmniej w tym roku i w ciągu najbliższych pięciu lat. W niektórych przypadkach rządy, inwestorzy i firmy poszukiwawczo-wydobywcze mają wiele możliwości uczestniczenia w wydarzeniach i działaniach, jeśli pozwoli na to Covid. Należą do nich:
Endeavor Management to firma konsultingowa zajmująca się zarządzaniem, która współpracuje z klientami w celu osiągnięcia realnej wartości z ich inicjatyw dotyczących strategicznej transformacji. Endeavor podchodzi do prowadzenia biznesu z podwójnej perspektywy – dostarczając energię, a jednocześnie działając jako katalizator transformacji biznesu poprzez stosowanie kluczowych zasad przywództwa i strategii biznesowych.
50-letnie doświadczenie firmy zaowocowało bogatym portfolio sprawdzonych metodologii, które umożliwiają konsultantom Endeavour realizację najwyższej klasy strategii transformacyjnych, doskonałości operacyjnej, rozwoju przywództwa, doradztwa technicznego i wsparcia decyzyjnego. Konsultanci Endeavour posiadają dogłębną wiedzę operacyjną i szerokie doświadczenie branżowe, co pozwala naszemu zespołowi szybko zrozumieć firmy naszych klientów i dynamikę rynku.
Wszystkie materiały podlegają ściśle egzekwowanym prawom autorskim. Przed skorzystaniem z tej witryny prosimy o zapoznanie się z naszym Regulaminem, Polityką dotyczącą plików cookie i Polityką prywatności.